探邊工具在稠油底水油藏開發中的應用

范 凱，王海濤，徐立帆，殷小琛，楊小婕

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津 300452）

0 引 言

隨著稠油底水油藏開發生產時間延長，受原油黏度大、油水系統復雜、砂巖疏松等影響，低產低效井越來越多，影響油田開發效果及生命周期。水平井實施過程中旋轉導向與探邊工具 AziTrak 組合的應用發揮了工具零長短、調整軌跡能力強、穩斜模式下控制軌跡精準、深方位電阻率邊界探測清晰可靠的優勢［1-3］，對稠油底水油藏的儲層分布有了準確判斷，可實現地質預警，提高對儲層沉積類型、橫向變化、縱向展布的認識，指導實時鉆井軌跡優化，確保軌跡貼近儲層頂部鉆進，規避鉆穿儲層頂底界面和盡可能遠離油水界面。

1 油藏地質概況

南堡A油田位于渤中凹陷北部石臼坨凸起的西南端，油田主力含油層系發育于新近系明化鎮組下段和館陶組頂部（圖1）。在開發過程中，受原油黏度大、構造幅度低、油水系統復雜、出砂嚴重等因素影響，油田開發呈現中低含水期短、含水上升快、產量遞減快的特點［4-5］。針對一系列現實問題，一方面利用低產井及關停井實施同層位側鉆，采用大曲率中短半徑技術，實現降本增效及油井高產穩產［6］；另一方面利用剩余井槽調整井鉆遇砂體邊部，提高儲量動用程度，完善注采井網，挖潛剩余油。為該區塊實現稠油油藏長期高效穩定開發奠定了堅實的基礎。

圖1 過井油藏剖面圖Fig.1 Cross-well reservoir profile

2 施工難點及探邊工具特點

2.1 水平井施工難點

2.1.1 地質油藏要求高

A29H1 2口鄰井水平井生產效果不佳，A7M井投產后高含水，A29井投產由于出砂關井。A29H1設計著陸要求高， 8.5 in（215.9mm）半井眼中完井深1 787 m，井底井斜90°，垂深1 024.1 m，油水界面垂深1 032.42 m，考慮到避水要求，井筒軌跡需控制在儲層頂0.5～1 m內。

2.1.2 實鉆水平段施工難度加大

水平井著陸時僅鉆遇儲層頂部厚度約2.0 m物性較好的油層，下部儲層物性有變差的趨勢，為了避免接近油水界面導致側鉆，套管下至1 776 m，著陸在儲層頂部2.0 m的油層內，儲層中下部物性差，并且需要避水，井位位于構造邊部，河道變化難以預測。為保證開發效果，主觀上不允許此井有任何閃失。

2.1.3 工程風險大

本井難點在于鉆出套管后需要立即以大于4.5°狗腿實施增斜，綜合考慮到水泥環風險，棄用馬達，優選旋轉導向工具，以期達到平滑控制井眼軌跡的目的。水平段施工難點在于貼近儲層頂部物性較好油藏，鉆進和調整軌跡遠離底水界面。

2.2 探邊工具特點

渤海油田常用的探邊工具（表1）有斯倫貝謝的Periscope［7-8］、貝克休斯的AziTrak［9］、哈里伯頓的ADR［10］和中海油服DWPR［11］。

探邊工具 AziTrak 集成井斜/方位、電阻率＋方位電阻率、方位伽瑪、井筒壓力 ECD、井下振動與粘滑等模塊，采用發射器發射電磁波，電磁波軸向屏蔽，徑向進入地層。十字交叉接收線圈在均勻介質中信號為零，但在相對導電性地層界面，鏡像激發產生次生磁場。通過測量不同源距接收線圈間的感應電動勢的幅度比或相位差，依靠反演運算可轉換為對地層信息定性、定量解釋所需的可測量電阻率和導電界面兩類地層信息，以幫助判斷地層界面的遠近和方位。其實際探測深度取決于鉆遇地層電阻率及其與圍巖電阻率的比值，所鉆遇地層電阻率越高，與圍巖對比值越大，探測深度也就越大（圖2）。

圖2 AziTrak探邊邊界距離Fig.2 Boundary distance of Azitrak

3 應用效果分析

A29H1井選用旋轉導向與AziTrak探邊工具組合的方式進行水平井鉆井實施（圖3），主要依據A29井建立地質導向模型，目標砂體上下部泥巖電阻率約2.0 Ω·m，伽瑪值大于80.0 API；目的層電阻率20.0～25.0 Ω·m，伽瑪范圍60.0 API左右。水平段鉆進中將根據探邊工具及其他隨鉆曲線預判地層趨勢，提前調整軌跡；在保障油柱高度及物性好儲層鉆遇率的同時，避免大狗腿度和過于頻繁的軌跡調整，以保證后期完井作業順利進行。

圖3 鉆井組合示意圖Fig.3 Schematic diagram of drilling assembly

風險井段應對策略1—2段：鉆到底鉆出尾管斜后（測深1 672.0 m，垂深1 018.0m）實測近鉆頭井斜約85°，鉆至斜深1 676 m開始先全力增斜。于1 685 m垂深1 018.99 m增到87°后穩斜找層，AziTrak探邊工具探測顯示距離儲層頂0.15 m，為陸地隨鉆決策提供了可靠依據。繼續鉆進2 m，于測深1 687 m（垂深1 019.12 m）進入儲層后增斜到89°鉆進。待AziTrak 探邊工具進入儲層后，探邊顯示軌跡位于砂體中部，距離上下圍巖邊界各約1 m。據此AziTrak探邊結論，下部低阻層非薄夾層，而是有一定厚度的泥巖，并且明確好儲層厚度2.0 m與著陸的一致性。

風險井段應對策略2—4段：在儲層厚度2.0 m的條件下，利用 AziTrak 探邊工具探測的可靠性和零長短特性，根據儲層邊界實時調整鉆井軌跡，確保鉆頭在儲層中部鉆進。測深1 775 m，垂深1 021.3 m，近鉆頭井斜89.1°，顯示距儲層頂部邊界2 m，據底部邊界仍約1 m，砂體有變厚趨勢。測深1 790 m，垂深1 021.4 m，近鉆頭井斜89.5°，AziTrak 探邊顯示距離上部邊界約1.5 m，下部邊界“消失”。在此段水平段鉆井過程中，砂巖儲層垂厚2～3 m，鉆遇率100%，完美發揮 AziTrak 探邊工具零長段、儲層沉積相刻畫清晰特性。在與儲層設計厚度存在較大差異的情況下，根據 AziTrak 探邊資料結合實鉆儲層電性、物性、油氣性質，確定儲層橫向連通連續性和縱向變化，好儲層一定存在，增強了后續水平段實施的決心和信心。

風險井段應對策略4—6段：測深1 861 m，垂深1 022.0 m，近鉆頭井斜89.5°，AziTrak 探邊顯示軌跡距離上部界面接近0.6 m，軌跡下方4.5 m一直未見下邊界，砂體物性非常理想，遠超預期，完成地質油藏目的。考慮節省油柱高度避水，增斜到90°鉆進，若鉆遇泥巖立即完鉆。測深1 890.0 m，垂深1 022.0 m，井斜90°，軌跡距上界面0.29 m，下方4.5 m未見下邊界，巖性仍為理想砂巖，按油藏設計井深完鉆。此段根據AziTrak 探邊清晰刻畫儲層頂面使得避水高度達到極大值。

本井用Azitrak＋Autotrak自測深1 687 m著陸后開始進行水平段導向鉆進，鉆進到測深1 890 m按設計完鉆。在高風險的儲層條件下，實現水平段0次地質循環，實鉆水平段長度203 m，鉆遇好儲層203 m，儲層鉆遇率100%；水平段最低油柱高度10.5 m，較設計提高2.5 m。油井投產后實現高產穩產，綜合含水率為零（圖4）。

圖4 A29H1井地質導向模型圖Fig.4 Geological guidance model of Well A29H1

4 結 論

①探邊工具及附屬軟件的實時數據反演能夠很好地識別探測范圍內儲層電阻率的變化，在A29H1井的使用中解決了快速解釋、軌跡調整的實時預判等技術問題，為下步井段作業實施預留了空間、提供了方向。

②探邊工具在儲層砂體和沉積相變有風險的井實施過程中有很好的指導作用，能夠清晰展示儲層邊界、沉積相變程度和過程，并可與地震剖面相結合對比分析，落實了儲層橫縱向微構造。

③旋轉導向與探邊工具組合具有較強的薄層導向能力，工具零長短、調整軌跡能力強、穩斜模式下控制軌跡精準、探邊清晰可靠的優勢是稠油底水油藏水平井成功實施和油井高產穩產的關鍵因素之一。

④探邊工具特性與其他隨鉆曲線結合，使得地層走勢數據化、可視化。在定向鉆井工程中提高了優質儲層鉆遇率，節約了地質循環等時間成本，減少了軌跡頻繁調整，保證了井眼光滑，實現了地質鉆井一體化工程的降本增效。