0 引 言

目前,越来越多的油田采用水平井以提高单井产能和开发效果,水平井着陆的质量和成败是关键环节,在实施过程中需要一系列的地质随钻技术指导轨迹控制,以保证水平井以合理的井斜和入层深度在储集层最佳位置着陆^[1]。对于河流相储集层来说,由于河流的频繁迁移、改道,河道砂体在平面上表现出较强的非均质性,砂体内部的微观层序特征也不尽相同^[2],从而给水平井着陆过程中的对比预测、着陆位置确定等作业带来了较大的难度和挑战。渤海Q油田是大型河流相沉积的稠油油田,在综合调整阶段,为了最大程度动用储量及实施剩余油挖潜,所部署调整井井型全部为水平井。实钻表明,在水平井着陆过程中往往过于依赖随钻测井判断储集层特征,但由于测点与钻头之间存在一定距离,对着陆点处储集层物性、含油气性、夹层的识别存在滞后性和盲区,常常出现预测不准确、判别不及时的情况,造成水平井着陆不理想甚至失败,不仅增加了施工工期及作业成本,还将影响产能及井网的重新优化设计。

因此,针对河流相储集层的水平井着陆作业,需要从井点位置储集层特征的精细预测和随钻储集层快速识别技术方面进行深入研究,避免“打着看”、“探到再调整”的被动局面出现,从而降低钻井作业风险,提高水平井着陆成功率和质量。

1 Q油田区域概况

Q油田是在古近系古隆起背景上发育而成并断层复杂化的大型低幅度披覆构造。主要含油层系为明化镇组下段(简称明下段)和馆陶组,明下段划分为0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共6个油层组,馆陶组划分为Ⅰ、Ⅱ共2个油层组。明下段储集层发育中弯度曲流河沉积,馆陶组发育辫状河沉积。储集层总体埋藏浅(小于1 500 m),成岩作用较弱,因此砂岩疏松,储集层物性好,物性分析显示为高孔、高渗储集层。受构造、岩性多重制约,油水系统复杂,油藏类型多样,不同断块、不同油层组、小层内不同油层有不同的油水系统,呈现“一砂一藏”特征。

Q油田开发阶段共实施260口井,其中水平井仅40口,井距一般300 m。自2013年进入综合调整阶段,为了解决油田生产过程中层系间的矛盾,采用水平井进行分层系开发,已实施的150口井中有139口水平井,井距130~150 m。以2014年实施的85口水平井进行统计,由于对储集层变深、变薄、发育夹层等预测和识别不准确或不及时造成着陆失败的井达到17口,着陆成功率仅80%,其中12口井采用回填侧钻新靶点重新着陆,3口井在着陆后因入层较深,油柱高度不能满足油藏开发需求而在储集层顶部悬空侧钻水平段,2口井因泥质夹层认识及识别不准造成着陆位置不佳,致使水平段前端即钻遇超过20 m泥岩段。根据Q油田剩余油研究成果,部分井区仍存在大量剩余油,为了进一步提高砂体储量动用程度,每年仍部署10余口水平井。

2 河流相油田水平井着陆技术方法

针对Q油田水平井着陆存在的问题,对储集层特征进行归类认知,建立典型储集层模型并明确相应着陆原则是保障着陆作业成功的基础,再根据设计井位沉积环境及与邻井的位置关系,优选出最具相似性的邻井预判储集层模型,从而制定最佳着陆轨迹方案^[3,4];同时应用钻井参数建立随钻夹层识别的判别方法,实现对储集层特征的精细预判和精准识别,制定最优着陆方案,最大程度上保证水平井的着陆质量和成功率。

2.1 储集层模型分类及着陆原则

水平井着陆需根据目的层顶部物性、含油气性及泥岩夹层等情况决定入层深度即着陆位置^[4]。通过对Q油田内各主要砂体的电阻率响应特征进行总结,主要可划分为4种典型储集层模型(图1):Ⅰ型(纯油层),Ⅱ型(顶部差油层),Ⅲ型(顶部夹层),Ⅳ型(中下部夹层)。结合明化镇组和馆陶组油层各参数下限标准及油田当前开发形势下的底水油藏对避水高度的要求(表1),以油层电阻率≥11 Ω·m及油柱高度≥6 m为条件约束,针对4种储集层模型特征,明确了相应的着陆原则。

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图1   Q油田4种典型储集层模型

   

Ⅰ型储集层模式:储集层内物性相对均一,电阻率曲线呈“箱型”特征,一般采取“擦头皮”式的着陆原则,以保证最大的油柱高度,考虑钻井轨迹实际控制精度,入层深度为1~2 m。

Ⅱ型储集层模式:储集层顶部一般为泥质砂岩或粉砂岩,物性相对较差,电阻率呈“钟型”或“钟-箱型”特征,随着入层深度增加,物性逐渐变好,电阻率逐渐升高。以Q油田内10 m厚储集层为例,上部过渡段储集层厚度一般为2~4 m,着陆点应位于过渡岩性的差油层之下。

Ⅲ型储集层模式:储集层电阻率整体呈“箱型”特征,但在顶部发育薄泥质或灰质夹层,厚度一般小于2 m,横向分布不稳定。以10 m厚度储集层为例,夹层位于顶部4 m范围内,并且夹层之上油层一般小于3 m。此种情况下水平井应着陆在夹层之下的厚油层。

Ⅳ型储集层模式:储集层电阻率整体呈“箱型”特征,储集层内发育夹层,相对于顶部夹层型,夹层一般位于储集层中部或下部,同样以10 m厚储集层为例,夹层之上油层一般大于3 m,在水平井实际生产中能有效减缓边底水突破^[5,6]。因此,该类储集层模式下应着陆在夹层之上油层中。

2.2 基于优选邻井的储集层模型预判方法

对于水平井着陆点储集层特征的精细认知,关系到轨迹方案设计和调整,是水平井着陆作业质量的关键因素。由于河流相砂体横向变化大,对于井点位置的储集层认知难以准确预测,但是调整阶段井网密集,井距相对较小,依靠邻井的对比预测较为有效。针对油田内各主力砂体的井网特征并遵循“相同成因单元”、“相近井距”、“相似地震响应特征”的原则,在前期地质研究成果基础上,搞清油田内各主要目标砂体的沉积微相类型、沉积特征及测井相,将沉积微相成果与该砂体上部署的井位(含过路井)相结合,形成一张单砂体沉积微相井位图,明确目标井及周边邻井的沉积微相和测井相特征与相互位置关系。针对目标井位,聚焦砂体范围,优选出最具相似性和对比性的一口邻井,以该井储集层特征为参照,最大程度地认知着陆点储集层精细地质特征,确定储集层模型及着陆原则,从而为轨迹设计和调整提供更有效的指导。

2.3 储集层内夹层随钻识别技术

Q油田地质条件复杂,目的层为典型曲流河沉积,河道摆动频繁,叠置模式多样,末期河道和废弃河道较为发育,储集层一般都是多期河道叠置形成的复合体,因而提高地震资料分辨率仅能对特定厚度夹层进行识别,对厚度变化明显的夹层识别起来存在困难,常规地震手段很难有效识别这类厚储集层内部的夹层^[6]。因此,在水平井着陆过程中应用钻时等钻井参数对夹层进行及时、准确预判识别,可有效弥补随钻测井预测的盲区及岩屑录井预测的滞后性,为着陆决策及后续水平段轨迹控制提供有效依据。Q油田砂岩较疏松,可钻性好,而泥质或钙质夹层可钻性则相对较差,理论上钻时具有较好的区分效果,但是对于着陆井段,由于井斜较大,同时受轨迹调整的影响,夹层钻时的变化幅度常常不明显,不易被发现,同时钻时还受钻压、排量、钻头类型及新旧程度等因素的影响,单一钻时参数不能准确反映岩石的可钻性。因此,需充分挖掘钻井参数所蕴含的地质信息,创建一种有效的参数以区分和识别砂岩储集层与内部夹层。王春辉等提出了“钻时比例放大法”和“微钻时曲线对数放大法”以提高钻时变化幅度^[7],但该方法未考虑其他钻井参数对钻时的影响,对于岩性判别的准确性难以保证。李普涛提出的一种新的钻时变换方法^[8],以dc指数公式所蕴含的钻井参数之间的函数关系作为钻时变换的理论依据,对钻时进行指数倍数的非线性放大,但该方法的推导过程繁杂,每口井需要选取变换标准层,且对于使用马达滑动造斜的井段并不适用。

在Q油田采用钻时(t,单位min/m)与钻压(W,单位t)的乘积tW作为砂泥岩的判别参数ϕ。该参数适用井段范围一般小于100 m,在该井段区间内,钻头磨损程度不大,钻井液性能不变,钻井液排量一定,此时岩石的可钻性仅反映在钻时和钻压的变化上,故将二者相乘既放大了参数的变化幅度,也在一定程度上消除了人为操作对钻压的影响。通过在Q油田的应用验证,判别参数ϕ值宜取7.5作为区分砂泥岩的界限值,对于着陆时及时、有效识别储集层内的夹层具有较好的效果。

3 实施效果分析

应用上述方法对Q油田在2015-2016年实施的16口水平井进行应用统计,其中Ⅰ型储集层7口,Ⅱ型储集层7口,Ⅲ型储集层2口,15口井在未钻领眼井的情况下,一次着陆成功,油柱高度均满足下限要求(表2)。其中Q-A 29H井未能准确预测泥岩夹层的存在,但通过“变换钻时”对夹层的随钻快速、准确的识别,避免了“硬着陆”及水平段储集层钻遇率低的风险,为该井后期产能提供可靠保障。从生产情况看,16口井单井初期产能30~60 m³/d,含水率低于60%,远低于油田90.0%的综合含水率。

3.1 Q-I 35H井

Q-I 35H井是一口水平生产井,目的层为明下段Ⅲ3砂体,预测储集层顶垂深为1 268.0 m,设计着陆深度1 270.0 m,入层深度2 m。该井周围存在Q-C 19、Q-C 30、Q-C 28、Q-C 22等多口邻井,通过将明下段Ⅲ3砂体的沉积微相成果图与井位的结合分析,Q-C 19井与本井同位于主河道内,且井距最近(85 m),因此可作为参考邻井。从Q-C 19井储集层特征可以看出,其顶部3.5 m电阻率值为2~10 Ω·m,测井解释为差油层,下部油层厚度9.2 m,电阻率曲线呈钟-箱型,属于Ⅱ型储集层模式。结合地震属性,预测Q-I 35H井应具有相似储集层特征,据此将该井按照着陆点下移2 m至1 272.0 m,即入储集层4 m,使着陆靶点位于差油层之下油层内。通过对定向井轨迹重新设计及随钻调整,该井在垂深1 271.8 m成功着陆。实钻表明储集层顶垂深为1 267.8 m,油层顶垂深1 271.0 m,顶部差油层厚度3.2 m,着陆入储集层4 m,入油层0.8 m着陆中完。根据Q-C 30井实钻油水界面对应本井垂深为1 280.8 m,着陆点油柱高度为9 m,满足避水高度下限要求(图2)。优选邻井对储集层特征进行精细预判,提前对轨迹进行优化设计和调整,相比常规“稳斜找油”的做法^[9],通过实钻轨迹与以87°“稳斜找油”的模拟轨迹对比可见,节约了着陆井段的进尺85.8 m,入层垂深浅了0.9 m,着陆效果较好(图3)。

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图2   Q-I 35H井与邻井连井剖面(垂深图)

   

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图3   Q-I 35H井实钻轨迹与模拟轨迹对比

   

3.2 Q-A 29H井

Q油田Q-A 29H井目的层为明下段0油层组18+19砂体,钻前的地质认识及邻井对比均未预测储集层内夹层的存在。本井自斜深1 620 m开始建立判别参数跟踪曲线,在1 684 m进入储集层后,发出指令井斜由87°增斜至90°着陆中完,在此期间通过判别参数ϕ的随钻监测,自1 710.0 m开始呈逐渐增大趋势,在1 717.0 m其值达到9.72,超出砂泥岩界限值(图4),及时预判了岩性的变化,并及时改变作业指令,停钻进行地质循环,通过岩屑观察确认泥质含量增加。为了进一步探清储集层特征及夹层发育情况,决定降斜钻进,实钻表明储集层在着陆位置夹层发育。最终本井采用悬空侧钻^[9]在夹层之上油层(着陆位置垂厚1.8 m)进行水平段钻进。水平段利用电阻率成像储集层边界识别技术^[10],显示泥岩夹层在储集层水平段前100 m发育,后100 m井段夹层消失,钻遇厚储集层(图5)。虽然该井因着陆钻遇泥岩夹层而被迫采取了悬空侧钻措施,但是随钻判别参数的应用,及时、有效地识别了储集层内夹层的存在,为作业决策提供了依据,避免了水平段作业中更为复杂情况的出现。

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图4   Q-A 29H井判别参数曲线图(斜深)

   

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图5   Q-A 29H井水平段实钻轨迹及储集层反演模型

   

4 结论与认识

尽管地质导向技术日趋成熟和完善,尤其井下定向井导向工具、随钻测井工具等硬件设备的精度越来越高,但是水平井的地质导向离不开钻井、地质、地震、录井、测井等多专业的协作和配合,仍需钻前研究和预测、随钻对比和识别、轨迹设计和调整等一系列技术措施的保障,才能实现精准着陆。

针对渤海Q油田河流相储集层特征及水平井着陆存在的问题, 通过划分4种典型储集层模型并制定相应着陆原则,明确了着陆点位置的选择;依据“相同成因单元”、“相近井距”、“相似地震响应特征”三原则的邻井优选技术最大程度上实现了着陆点位置的储集层精细预判,结合对应储集层模型制定明确的定向井轨迹施工方案;采用判别参数法的储集层内夹层随钻识别技术,有效地解决了随钻测井存在盲区及岩屑录井的滞后性对夹层识别难的问题。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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