近鉆頭地質導向系統在薄油層水平井中的應用

孫 瑞 （中石油大慶油田有限責任公司第八采油廠地質大隊，黑龍江大慶163514）

水平井地質導向技術 （Geosteering）就是在鉆井過程中利用實時隨鉆測井 （LWD——Logging While Drilling）曲線，測量井眼穿過地層的各種巖石物理參數，結合井眼幾何參數，識別所鉆遇的地層，從而引導鉆頭進入油層并保持井眼軌跡在油層中穿行，保證含油砂巖鉆遇率［1－2］。

地質導向系統可以實時采集并向地面傳輸地質、幾何參數，并在系統終端上繪制出各種測量的曲線，為導向人員進行工程和地質分析提供了實時、準確的依據。該系統的優點主要包括2個方面，一方面是隨鉆實時測量，進行地質、工程參數的測量時不影響鉆井正常進行；另一方面與完鉆后期的綜合測井相比，地層暴露的時間短，更接近真實地層情況［1－2］。當地質情況復雜或者在薄儲層中進行水平井鉆井導向時，井下地質參數及軌跡參數傳感器離鉆頭之間的距離很關鍵。

1 大慶油田目前主要使用的導向設備

隨著大慶油田開發的不斷深入，未開發區塊具有儲量豐度低 （20×104t／km2左右）、滲透率低 （空氣滲透率70×10－3μm2左右）、油層厚度薄 （單井1～2m）、且層內夾層發育等特征，這為水平井地質導向帶來了新的挑戰，而常規導向系統過大的盲區不能及時跟蹤調整，因此需要一種能及時發現地下儲層變化的導向系統。

大慶油田目前主要使用的導向設備為2002年引進的常規LWD（見表1），僅能測量距離鉆頭18～20m范圍內的井斜、方位參數，以及8～12m左右的地層電阻率、自然伽馬等參數，無法得到鉆頭附近的地層特征和井眼幾何參數，無法判斷目前井眼的實際儲層情況，當地質導向人員識別出目的層的時候，鉆頭可能已經鉆出目的層。在這種情況下，如何確定目的層位置、保證鉆頭在目的層內鉆進就成為開發薄油藏的一個關鍵問題，也是目前地質導向中一個急需解決的技術難點。

表1 大慶油田目前使用的LWD設備統計表

2 近鉆頭地質導向系統

目前國內已經開發出了近鉆頭隨鉆導向系統（CGDS.NB），近鉆頭參數包含鉆頭電阻率、方位電阻率、方位自然伽馬和近鉆頭井斜角、工具面等參數。近鉆頭傳感器可測量到離鉆頭2.85m內地層井斜、方位和2.5m左右的地層電阻率、自然伽馬參數，可以實時測量鉆頭附近地質參數及工程參數，并能通過鉆頭電阻率，探測井眼前進方向上地層電阻率。該系統不僅可以精確識別鉆頭附近地層發育情況，還可以得到鉆頭處井眼軌跡的幾何參數，同時可以預測井眼前進方向地層發育情況，并且可以定向測量井眼上、下、左、右方位電阻率和方位自然伽馬等參數。

3 應用實例

太東86－平144井區構造上位于太東斜坡區，構造相對平緩，地面位于3.1×3.8km2的老江身泡。該區域無法采用直井動用，而采用水平井開發則僅在水岸一側有控制直井參考，一方面，低井控將導致水平井地質導向風險大，另一方面，由于靶前距大 （416m），造成摩阻大，限制了水平段長度。

該井設計為雙階梯型水平井 （見圖1），鉆井過程中可根據實際情況調整為常規加尾部下扎型水平井。設計為由PⅠ21砂層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）頂著陸，在PⅠ21砂層內鉆進水平投影長度為55.10m時到達入靶點A，由靶點A在PⅠ21砂層內鉆進水平投影長度為172.53m到達靶點A1，由靶點A1在PⅠ21砂層內鉆進水平投影長度為132.73m到達靶點B，然后下鉆至PⅠ7砂層內靶點C，其水平投影長度為250.56m，由靶點C在PⅠ7砂層內鉆進水平投影長度為169.06m到達靶點D，過點D后留足40m口袋完鉆。

圖1 太東86－平144井設計軌跡剖面圖

3.1 著陸點確定

密切觀察自然伽馬及電阻率曲線，對比鄰井，確定著陸點。該井由于著陸點位于PⅠ21層，距離PⅠ油組頂面垂深約2m，且PⅠ油組頂面的測井曲線上未見明顯標志層，因此只要在進入PⅠ21層后在測井曲線上才能看到明顯變化。按照三維地質模型及鉆井設計，該井以80°（井深1620m，垂深1463m）進入PⅠ油組頂部，在86°（井深1652.5m，垂深1466.7m）進入PⅠ21層頂面，在1673m（井斜86.9°，垂深1469.7m）測井曲線顯示伽馬70APl，電阻率7Ω·m，進入第一段油層，與周圍直井測井曲線形態對比后，確認為目的層PⅠ21層，該井成功著陸 （見圖2），進入水平段控制。

3.2 水平段控制

應用方位自然伽馬和方位電阻率測量上下地層電性特征，保證水平段含油砂巖鉆遇率。

井深1750m（垂深1471.6）處隨鉆測井顯示第1次出層，相比常規導向系統提前至少8m發現出層，第1段油層鉆遇含油砂巖長度77m，垂深1.9m。方位自然伽馬顯示上部伽馬出現低值 （78API）、下部伽馬出現高值 （120API），方位電阻率顯示上部電阻率出現高值 （12Ω·m）、下部電阻率出現低值（5Ω·m），結合三維地質模型分析，認為儲層在井眼上部，水平井軌跡由儲層底部鉆出，因此上挑井斜至90.5°，上找油層。在井深1830m處 （垂深1470.6），第2次進入油層，損失水平段80m （垂深上挑1.0m）。

圖2 太東86－平144井與周圍直井測井曲線對比圖

在井深1860m處 （垂深1470.4m）第2次出層，在儲層中鉆遇30m，垂深上走0.2m，根據周圍直井分析，認為鉆遇小夾層，且方位伽馬顯示上伽馬 （109API）、下伽馬 （115API）變化不大，因此軌跡繼續上行，鉆穿夾層。至井深1920m處 （垂深1470.28）進入第3段油層，計算夾層厚度0.12m，損失水平段60m。

在第3段鉆進60m至1980m處 （垂深1470.55，垂深上挑0.27m）儲層電測曲線變差，伽馬值100API，電阻率6Ω·m。測量上伽馬87API、下伽馬112API，顯示儲層上部較好，結合地質模型，認為軌跡鉆至儲層下邊界，上挑軌跡找好油層。至2039m處，伽馬值為60API、電阻率14Ω·m，進入好油層，此時井斜角91.03°。保持90.5°左右井斜角，使軌跡鉆往油層中部位置。在軌跡上挑過程中，時刻關注上伽馬變化，防止軌跡由上部鉆出層，在井深2116m處，方位伽馬測得上伽馬98API、下伽馬56API，顯示靠近儲層上邊界，因此決定下扎軌跡，井斜角調整至88～89°，保持在油層中部。

井深至2280m處，井斜89.01°，垂深1471m，隨鉆測井顯示伽馬108API，電阻率8Ω·m，集合三維地質模型分析，認為軌跡鉆至儲層下邊界。從1673m處進入油層后，軌跡在PⅠ21鉆進607m，含油砂巖463m。考慮鉆井近尺、鉆井成本及本井目的，決定下扎軌跡，探測剩余PⅠ22到PⅠ7儲層發育情況。經過實鉆，在2321m到3262m鉆遇PⅠ22、在2442.22m到2485.72m鉆遇PⅠ33、在2522.64m到2533.62m鉆遇PⅠ51、2554.57m到2563.39m鉆遇PⅠ6。由于儲層厚度薄 （平均有效0.8m），因此多次鉆至儲層邊部，而應用近鉆頭地質導向系統中的方位伽馬和方位電阻率測量數據，保證了該井較高的含油砂巖鉆遇率。該井在PⅠ21中鉆進692m，鉆遇含油砂巖401m。在下扎段過程中成功鉆遇PⅠ3、PⅠ52、PⅠ7三個小層。

3.3 效果對比

近2年在4口井應用近鉆頭導向系統 （見表2），與常規導向系統相比共有3個方面的優勢：①在相同地質條件下，采用近鉆頭導向系統水平井砂巖鉆遇率較高。芳9區塊部署5口水平井，2口井采用近鉆頭地質導向系統的平均砂巖鉆遇率為47.0%，3口采用常規導向系統的平均砂巖遇率為41.2%，提高5.8%。②在水平段長度較長的情況下，采用近鉆頭地質導向系統的水平井，平均水平段鉆井周期提前6.7d，純鉆井時間縮短2.1d。③近鉆頭地質導向系統性能穩定。在應用近鉆頭導向系統的4口水平井中，僅有2口井由于儀器原因各多起下鉆一次，而采用常規導向系統的水平井，由于儀器原因一般需起下鉆1～2次，芳46－平18井甚至起下鉆3次才完成水平段鉆井。

表2 應用近鉆頭地質導向水平井基礎數據表

4 結論與認識

（1）近鉆頭處的井斜、方位控制可以減小鉆頭處的井斜誤差，增強井眼控制的精確性，為更大位移的水平井鉆井提供了保證。

（2）近鉆頭處的電阻率、伽馬測點能實時測量鉆頭附近地層發育情況，能避免因測點滯后較大引起的鉆出儲層。

（3）方位電阻率及方位伽馬測量能定向探測井眼周圍儲層發育，從而確保井眼朝向儲層發育較好的部位鉆進。

（4）近鉆頭地質導向系統相比常規導向系統，能提高砂巖鉆遇率、縮短鉆井周期，且其性能穩定。

（5）近鉆頭地質導向系統的方位伽馬和方位電阻不能實時測量，在實際應用中建議每鉆進30～50m，測量一次方位伽馬和方位電阻率。