董振国
神华地质勘查有限责任公司
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2019-02-14
网络出版日期: 2019-03-25
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作者简介:
作者简介：董振国 高级工程师,1962年生,1991年毕业于中国地质大学探矿工程专业并获硕士学位,主要从事页岩气地质工程技术研究和应用工作。通信地址:102211 北京市昌平区未来科技城神华地质勘查有限责任公司202号楼901室。电话:(010)57337179。E-mail:dzhenguo@aliyun.com
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摘要
湖南保靖页岩气区块地质构造复杂、岩石致密、断层和褶皱发育、地层倾角变化大、下志留统龙马溪组地层分布广泛、有机质含量高但优质页岩层薄,水平井钻井存在水平段长、纵向靶窗范围小、埋深不确定、标志层不明显、可钻性差等困难,给井眼轨迹控制和地质导向钻井带来挑战,实钻中井眼轨迹存在脱靶和出层风险。针对上述难点,基于地震解释、邻井地层评价等资料,水平井段采用先进的旋转导向钻井系统,推广应用“钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价” 三大关键技术,即:钻前根据储集层特征,制定高自然伽马结合高气测全烃值引导钻头向前钻进的地质导向方案;钻井过程中利用随钻成像测井拾取地层倾角,结合录井岩屑和气测显示,对比地层,分析钻头和地层的切割关系,实现井眼轨迹精细化控制和储集层精准追踪、识别;钻后综合解释、全面评价划分有效页岩气储集层。完钻后统计储集层钻遇率100%,机械钻速7.36~8.88 m/h,达到了优快钻井目的,实现了页岩气勘探高效、低成本开发。
关键词：
近年来,在石油天然气上游行业掀起了一场席卷全球的页岩气革命,世界上先后有30多个国家开展页岩气研究和勘查工作,其中美国、加拿大是最早实现页岩气开发利用的国家。我国页岩气以2010年在四川盆地W 201井获得突破为标志,正式拉开页岩气资源勘探开发序幕;我国页岩气资源丰富,2018年,我国共生产页岩气102.9×108 m3,仅次于美国和加拿大,位居世界第三[1]。但是,我国页岩气产区大多位于四川盆地及其周缘山区,自然条件十分复杂,目的层埋藏深、储集层压力低、物性差、没有自然产能,常规直井难以实现页岩气规模开发,而沿地层产状钻水平井可以贯穿更多靶点,增加储集层的裸露面积,后期通过大规模水力压裂沟通更多天然裂缝,增加单井产量。
水平井目的层位置、延伸长度和方向是决定单井页岩气产能的关键因素,只有做好水平井井眼轨迹精细控制和随钻地质跟踪,才能提高储集层的钻遇率[2]。国内外钻井实践证实,采用先进的旋转导向钻井系统,与录井密切配合,通过对井眼轨迹的精细化控制,可实现钻头在优质页岩储集层中最大限度地穿行。
湖南保靖页岩气区块地处武陵山中段,东西约37 km、南北约32 km,面积1 189.72 km2,具有地层年代老、埋藏深、地层倾角大、断层发育、灰岩分布广的地质特征。勘查主要目标层位为古生界下志留统龙马溪组(S1ln),目标层埋深介于0~2 500 m。
保靖区块属于中扬子准地台西缘的湘鄂西隔槽式褶皱冲断带,横跨宜都-鹤峰复背斜和桑植-石门复向斜,区内主要构造为马蹄寨-野竹坪向斜,北北东走向,延伸30 km,两翼倾角5°~30°,区块西部隆头镇背斜走向北北东,延伸25 km, 东翼倾角60°~70°。此外,区块东部发育保靖-慈利断裂,是东南部的区域性深大断裂,北东走向,南东倾向,倾角70°~80°,具挤压逆冲和走滑特征[3]。
保靖区块地层由老到新有震旦纪、寒武纪、奥陶纪、志留纪、泥盆纪、二叠纪、三叠纪、白垩纪及第四纪地层。早志留世龙马溪期沉积了一套海相暗色页岩,是该区页岩气的主要勘探目的层,具有发育范围广、裂缝发育等特点,具有一定的页岩气勘探潜力。由于保靖探矿权区处于湘鄂西褶皱冲断带构造强变形的前缘,古生界抬升幅度较大,经历了复杂、多期次的构造运动改造,构造高陡、断层发育、地层倾角大、标志层不明显、优质页岩层薄且对比追踪困难、可钻性差,水平井钻井和成井难度大。
为了进一步评价马蹄寨-野竹坪向斜页岩气产能规模和资源潜力,提高单井产能,2015年在向斜西翼甜点区沿地层产状布署了BY 3XF和BY 4XF两口水平井,地质给定长1 000 m、宽20m、高10 m的矩形靶窗,要求钻遇率>80%,设计地层倾角28°。由于地质设计水平段长、靶窗窄,地层倾角大,给水平井着陆入靶、地层识别、储集层追踪评价和施工带来困难,常规地质导向钻井无法满足要求。因此,有必要通过技术创新研究复杂地质条件下的水平井储集层追踪和评价技术,开展精准地质导向钻井。在水平井钻前,根据储集层特征,预设标志层区,开展精细地质建模,钻井过程中采用带近钻头测量的旋转导向钻井系统,随钻测量工程和地层参数对所钻地层属性进行识别,利用标志层开展储集层追踪和评价,及时修正井眼轨迹,指导钻头在储集层中钻进,钻后利用录井、测井、分析化验资料综合解释,评价划分储集层,有效地提高储集层钻遇率和钻井效率。
保靖区块的基础地质工作薄弱,仅有4 km×8 km的二维地震测线控制,地震解释精度和分辨率不够,钻井数量少,目的层埋藏深且薄、标志层选取困难,受地质导向仪器盲区和造斜能力的影响,水平井段钻进存在脱靶和出层的风险。
保靖区块龙马溪组有机质发育但层薄,地质给定的靶窗高度仅10 m,因而1 000 m水平井段钻进中容易出层,同时底部奥陶系上统宝塔组灰岩致密,裂隙发育,存在井漏风险;钻井过程中,应密切监视近钻头测量和测井参数,地质导向尽量避免井身轨迹过于靠近底部,降低出层风险。
根据地震解释及邻井推测,设计的地层分层和靶点预测与实钻存在较大误差;当靶点预测深度比实际浅时,需要增斜钻进,就会推迟入靶,增加靶前距,造成目的层有效井段损失;当靶点预测比实际深时,需要降斜钻进,就会提前入靶,减少靶前距,造成定向钻井施工难度大,容易钻穿沿窗底出层。实钻利用随钻测井曲线和邻井进行特征对比,分析钻头和地层切割关系,尽量提前预判和调整,保持轨迹在储集层内穿行。
保靖区块为高陡构造区,地层倾角变化较大,一般在20°~50°,地层倾角预测不准增加了脱靶及出层的风险。根据地震反演预测的地层倾角与实际地层倾角可能存在偏差,给水平段的准确着陆造成了困难。利用随钻成像测井提取地层倾角,可判断钻头在地层中的具体位置,适当调整造斜率确保轨迹在储集层钻进。
通常水平井设计不取心,使用PDC钻头全面钻进,切削岩屑细碎,上部掉块和真岩屑混杂,岩屑定名和编录难度大,标志层不明显,易误判地层,不能准确着陆入靶。现场施工应加强地层跟踪分析,卡准各组地层的界线和标志层,做好地质预告。
二维地震资料受分辨率的限制,很难识别小断层及断距,更无法识别微断层。井眼轨迹不在地震测线上,沿井眼轨迹方向可能存在褶皱甚至断层,会有出层风险,一旦钻遇断层,通过录井气测显示以及岩屑判断层位,可及时做出合理调整。由于储集层分布具有不确定性,若发现靠近边界或出层,可利用方位伽马判断出层方向,及时反向调整轨迹。
针对上述难点,采用旋转导向钻井系统配合录井,形成“钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价” 三大关键技术,开展水平井地质导向技术应用、储集层追踪和评价,提高页岩气水平井钻进效果和储集层钻遇率。
旋转导向钻井系统是以地质导向师为主导,将随钻测量MWD、随钻测井LWD和三维地质导向软件相结合的实时互动式服务[4,5],可以解决井眼不光滑、拖压严重、测量参数滞后、薄储集层追踪困难等问题,适用于复杂井的钻井作业和实时监控。
典型的旋转导向钻井系统(图1)包括地面监控系统、双向通讯系统、井下测量系统、井下工具系统,其井下工具可全程旋转,带近钻头测量和测井仪器,依靠钻头侧向力和角度的改变实现导向意图,造斜率大小可调节,具有“24 h连续钻进、发指令不需停钻,巡航导向”等特点,通过工具面控制实现井眼轨迹精细调整,达到钻井目的。
例如哈里伯顿公司的Geo-Pilot地质领航者旋转导向工具可钻出非常平滑的井眼轨迹,造斜率5°/30 m,同时提供的近钻头井斜和方位伽马测量。这种方位伽马测量原理与传统随钻伽马测量一样,但测点距离钻头位置不同,常规伽马测点距离钻头为10 m左右,近钻头伽马测点距离钻头为1.3 m左右,有效地缩短了测点距离钻头的长度,因而能更好、更快地测量不同方向地层伽马,有助于地层属性识别和地质决策[6,7]。
3.2.1 靶窗的选择和主要标志层区预设
虽然通过地震和测井资料可以识别地层属性和评价储集层,但是由于仪器分辨率以及探测深度的限制,有可能得不到准确的信息,特别是在地质构造复杂区,由于埋深、岩性和地层倾角存在不确定性,需要钻导眼井或领眼井,钻导眼井或领眼井可以揭示水平井附近构造、优化水平井段位置,有助于水平段着陆成功[8]。
通过对导眼井储集层参数对比分析,认为龙马溪组页岩广泛发育,底部有机质含量高、储集层品质较好,是优质烃源岩,区域上有高伽马标志层,可设为靶窗。对导眼井岩电关系的研究发现,优质页岩的测井曲线上有高伽马响应特征(>300 API),可作为区域对比的标志层,在纵向上可以细分为A、B、C、D四个区域(表1),据此可判断钻头在靶窗的具体位置(图2)。
表1 BY 3导眼井标志层典型特征
| 标志层 | 井深/m | 层厚/m | 储集层位置 | 自然伽马特征 | 气测全烃值特征 |
|---|---|---|---|---|---|
| A区 | 981~982 | 1 | 层顶 | 高值大多介于350~ 400 API,最大值为460 API, 曲线呈正尖峰状 | 气测全烃值<1% |
| B区 | 982~985 | 3 | 层中优质页岩区 | 介于150~220 API | 气测全烃值在3%~ 4.6%,气测第一峰值区 |
| C区 | 985~987 | 2 | 层中低自然伽马区 | 低值介于100~ 120 API,曲线呈负尖峰状 | 气测全烃值在3% |
| D区 | 987~989 | 2 | 层底较高自然伽马区 | 相对高值 介于140~180 API | 气测全烃值在3%~ 4%,气测第二峰值区 |
3.2.2 地质导向模型
在钻前,充分收集地震解释、地层岩性、靶点和标志层位置、测井资料、井眼轨迹设计、地层倾角和走向等参数,开展三维地质建模研究,建立水平井地质导向模型[9]。
利用露头踏勘、地震解释和参数井标定追踪龙马溪组底部储集层,得到区块地质构造、地层层序、甜点分布等情况;根据已钻井的测井资料和地层对比,获取单井储集层品质参数、电性参数、标志层的测井响应特征等,可优选井位、靶点和建立精准的钻前地质导向模型(图3)。井位优选在有机质富集、裂缝发育、脆性矿物含量高的页岩甜点区,井眼轨迹尽量沿最小主应力方向延伸,对后期压裂改造较为有利。根据储集层特征,制定由高自然伽马结合高气测全烃值引导钻头向前钻进的地质导向方案,在实际导向过程中,视地层岩性变化和钻进情况,由地质导向师对井眼轨迹进行实时调整[10]。
保靖区块地质构造复杂,地层倾角变化大,钻井数量少,基于导眼井资料建立的地质导向模型,虽有一定的参考意义,但不能够代表井眼轨迹附近的地层特征。
常规随钻测井,虽然能测量自然伽马、电阻率大小和识别岩性,但是不能判断自然伽马、电阻率的方向,无法发现地层方向上的变化,这样就无法判别复杂地层。在水平井实时测量自然伽马、电阻率方位和参数是非常必要的,在钻遇均质储集层时,测量的方位自然伽马、电阻率曲线会出现重合;在钻遇倾斜地层和阶梯断层时,测量的方位自然伽马、电阻率曲线在井深上会出现变化[11,12,13]。据此,可判断仪器距周边地层边界的距离,保持钻头在储集层中钻进。
钻水平井使用的油基钻井液对电阻率测量有干扰,而自然伽马测量不受影响,通过方位自然伽马成像测量有助于水平段着陆入窗,避免钻出储集层,可降低钻井风险和对导眼井、领眼井的依赖。
3.3.1 钻头在储集层中位置判断
随钻伽马成像测量能够直观地显示钻头与地层的切割关系,当从上向下钻入储集层为下切地层时,呈现“哭脸 ”特征; 出层后从下向上返回储集层为上切地层时,呈现“笑脸 ”特征[14]。在水平井着陆前,可通过钻井液脉冲发指令调整造斜率,适当降斜可保证钻头进入靶窗(下切储集层),一旦出层可增斜返回靶窗(上切储集层)。图4显示Hade油田一口双台阶水平井从上部砂岩层逐步向下钻入泥岩层,然后再进入下部砂岩层的过程实例[15]。
3.3.2 地层倾角计算
地层倾角是水平井设计、着陆入窗、井眼轨迹控制的重要参数,随钻伽马成像测井可实时拾取地层视倾角,结合现场随钻测井解释、岩屑鉴定和气测录井,修正更新地质导向模型,从而判断钻头与地层的相对关系,控制钻头在储集层内穿行。
常规电成像测井获取的是地层真倾角和倾向参数,经几何变换可得到井眼轨迹方向的地层视倾角参数:
β=arctan(tanα × cosγ)
式中:β为地层视倾角,(°);α为地层真倾角,(°);γ为井眼轨迹方位与地层倾向锐夹角,(°)。
根据常规电成像测井成果,龙马溪组地层倾角及倾向相当稳定。BY 3导眼井电成像测量储集层真倾角29.2°,倾向122 °,根据该式计算地层视倾角25.36°(表2),实钻伽马成像实时拾取地层倾角介于22.2°~27.9°,平均25.31°(表3 ),两者基本一致;BY 4XF领眼井电成像测量储集层真倾角47°,地层倾向100°,计算地层视倾角36.62°,实钻伽马成像实时拾取地层倾角介于29.6°~41.3°,平均34.03°,两者略有差异。随钻伽马成像拾取地层倾角,为井眼轨迹精细调整提高了依据。
表2 计算地层视倾角与伽马成像拾取地层视倾角对比
| 井号 | 电成像地层 真倾角/(°) | 电成像地层 倾向方位/(°) | 电成像地 层走向/(°) | 井眼轨迹 方位/(°) | 计算地层 视倾角/(°) | 伽马成像拾取地 层视倾角/(°) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| BY 3导眼井 | 29.2 | 122 | 45 | 90.00 | 25.36 | 25.30 |
| BY 4XF领眼井 | 47.0 | 100 | 15 | 53.88 | 36.62 | 34.03 |
表3 随钻伽马成像拾取的地层视倾角
| 井号 | 拾取深度/ m | 井斜角/ (°) | 地层视倾角/ (°) |
|---|---|---|---|
| 1 755~1 884 | 60.5~61.9 | 24.5 | |
| 1 965 | 60.80 | 27.9 | |
| 2 005 | 61.20 | 26.7 | |
| 2 209~2 469 | 64.7~65.9 | 24.1~25.3 | |
| BY 3XF | 2 495 | 66.30 | 27.5 |
| 2 517 | 64.10 | 24.4 | |
| 2 610 | 68.20 | 22.2 | |
| 2 632 | 70.70 | 27.2 | |
| 1 403~1 420 | 61.14 | 39.5~41.3 | |
| 1 420~1 500 | 50.00 | 37.5~39.5 | |
| 1 500~1 600 | 58.00 | 30.5~37.5 | |
| BY 4XF | 1 700 | 60.00 | 29.6 |
| 1 750~1 842 | 59.0~61.0 | 30.7~32.5 | |
| 1 842~2 420 | 56.0~58.0 | 32.5~34.0 |
需要结合区域地质特点,依据测井资料响应特征,优选合理的测井系列,建立页岩气测井解释模型,划分岩性、储集层,提供精确地质,评价页岩储集层含气性[16]。
3.4.1 评价思路
页岩气储集层的评价与常规储集层的评价不同,页岩气是一种自生自储的低孔隙度、低渗透率油气藏,实际工作中除了需要分析页岩气常规物性参数(如孔隙度、渗透率、饱和度)外,还要综合评价页岩气储集层特有品质参数(如总有机碳含量TOC、游离气、吸附气含量)等,从而得出正确地质解释[17]。由于地层的各向异性,页岩气储集层参数和地应力等在井轴的纵横向上具有各向异性,丛式井因地质目的和钻遇地层的差异,每口井储集层品质参数也不尽相同,具体情况可结合录井和分析化验做单井评价。
3.4.2 储集层品质评价方法
根据钻井任务,精细评价目的层。对主力页岩气储集层要进行认真细致的处理解释,对气测、地化录井异常层段要认真细致处理解释,做到不漏解释可能油气层;根据完井测井解释实现储集层评价,确定有效储集层钻遇率。
选取对页岩气储集层品质评价贡献大的关键参数,主要包括总有机碳含量TOC、总含气量、孔隙度和脆性指数四个参数,由于脆性指数值较大,计算时需要除以100进行归一化,根据专家打分法确定四者权重值分别为0.3、0.3、0.2和0.2。加权求和可以计算页岩气储集层综合品质[18]:
VRQ=0.3VTOC+0.3
式中:VRQ为储集层综合品质参数;VTOC为总有机碳含量,%;
当VRQ≥0.7时,为I类储集层;0.4 ≤VRQ<0.7时,为Ⅱ类储集层;VRQ<0.4时,为Ⅲ类储集层。
根据以上评价方法,对已钻井龙马溪组测井响应特征、录井、TOC含量、含气饱和度等综合分析,认为BC 1、BC 2、BY 1、BY 3井龙马溪组底部为I类储集层,页岩含气量高,解释为页岩气层;而BC 3井含气量较低,孔隙度较小,含气饱和度低,解释为干层(表4)。
表4 龙马溪组储集层测井曲线变化特征
| 井号 | 储集层 段/m | 厚度/ m | 岩性 | 电阻率 曲线 特征 | 自然 伽马/ API | 电阻 率/ (Ω·m) | 密度/ (g·cm-3) | TOC/ % | 孔隙 度/ % | 吸附气 含气量/ (m3·t-1) | 总含 气量/ (m3·t-1) | 含气 饱和 度/% | 脆性 指数/ % | 储集层 综合品质 参数 | 测井 综合 解释 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| BC 1 | 1 106.0~ 1 117.5 | 11.5 | 碳质 泥岩 | 呈指状 | 242 | 188 | 2.44 | 1.86 | 3.62 | 0.83 | 1.88 | 68 | 41.9 | 1.929 8 | 页岩 气层 |
| BY 1 | 2 753.0~ 2 766.5 | 13.5 | 含碳粉砂 质泥岩、 粉砂质泥岩 | 变化比 较平缓 | 186 | 218 | 2.67 | 1.86 | 2.47 | 0.32 | 1.31 | 63 | 47.2 | 1.539 4 | 页岩 气层 |
| BC 2 | 914.0~ 922.5 | 8.5 | 碳质 泥岩 | 电阻率呈 锯齿状 | 226 | 187 | 2.42 | 3.53 | 5.7 | 0.94 | 3.06 | 81.2 | 29.2 | 3.175 4 | 页岩 气层 |
| BY 3 | 982~ 989 | 7 | 碳质 页岩 | 尖峰状 | 118 | 149 | 2.57 | 2.39 | 3.99 | 1.49 | 2.56 | 75.7 | 44.2 | 2.371 4 | 页岩 气层 |
| BC 3 | 1 096.0~ 1 099.5 | 3.5 | 含粉砂碳 质泥岩 | 尖峰状 | 221 | 244 | 2.65 | 3.06 | 1.23 | 1.15 | 1.24 | 0.2 | 30 | 1.596 0 | 干层 |
自2013年以来,随着保靖页岩气区块勘查工作的深入,水平井储集层追踪和评价技术得到长足的发展,从简单的MWD随钻测量带单一的伽马短节工具发展到带近钻头测量旋转导向系统,针对钻井中遇到局部断层、褶皱发育、储集层变薄及尖灭等复杂情况时,实时成像测井都能及时拾取地层视倾角、探测储集层边界和识别岩性,协助地质导向师做出正确判断,将轨迹始终置于目标窗体内,提高页岩气储集层追踪效果和钻遇率。
在保靖区块,2015年成立现场地质工程一体化小组,在水平段先后使用斯伦贝谢PowerDriver X6/Archer、哈里伯顿Geo-Pilot、贝克休斯AutoTrack G3等的旋转导向系统,推广应用三大关键技术,在钻前综合利用地震、导眼井资料,细分标志层区开展精准地质建模,钻进过程中利用近钻头测量工具降低仪器盲区的影响,通过标志层追踪,找出对应于导眼井的位置,由高伽马和高气测全烃值引导钻头在储集层中穿行,再利用随钻伽马成像拾取地层视倾角,确定井眼轨迹和地层的切割状态,开展水平井储集层追踪和评价识别。如BY 3XF井完钻井深2 645 m、垂深1 735.77 m,水平段长度为1 282 m,优质页岩钻遇率达100%,水平段气测显示良好,全烃值最高11.58%,C1最高11.35%,测井解释为页岩气层。
在钻井过程中,实现水平井段精准着陆非常重要,良好的入靶姿态有利于水平段的施工。但在实钻中,经常会遇到A靶垂深、地层倾角设计不准,导致靶点与设计相比提前或推后,给水平段储集层跟踪钻进带来困难,出现增加靶前距或钻穿储集层需填井侧钻而浪费进尺。利用随钻测量/测井工具,结合岩屑、气测录井,精细对比分析所钻地层,跟踪储集层深度和位置,实时调整井眼轨迹,可为水平井段顺利着陆入窗创造条件[19,20]。如BY 3XF井A靶埋深设计比实际大、地层倾角设计比实际小,导致靶点与设计相比提前,着陆垂深提前163.88 m;BY 4XF井A靶埋深设计比实际小、地层倾角设计比实际大,导致靶点与设计相比推后,着陆垂深推后221.33 m。设计和实际着陆误差极大(表5),工程上不得不大幅度增斜和降斜、甚至填井侧钻,给井眼轨迹控制带来困难。
表5 评价井着陆入靶设计和实钻对比
| 井号 | 着陆设计值 | 实际着陆数据 | 地层视倾角/(°) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 斜深/m | 垂深/m | 井斜/(°) | 靶前距/m | 斜深/m | 垂深/m | 井斜/(°) | 靶前距/m | 设计 | 实际 | |||
| BY 3XF | 1 538 | 1 336 | 64.31 | 518.31 | 1 363 | 1 172.12 | 66.55 | 430.12 | 28 | 25.3 | ||
| BY 4XF | 1 167 | 1 036 | 54.75 | 330.97 | 1 420 | 1 257.33 | 45.21 | 490.14 | 27 | 29.6~41.3 | ||
4.3.1 BY 3XF井
BY 3XF井三开水平段地质导向经历了增斜、微降斜、微增斜、稳斜和增斜五个阶段。其H 1分支井,从斜深1 346 m 、垂深1 166.75 m下入旋转导向工具,钻至斜深1 363 m、垂深1 172.12 m出现高伽马尖峰(最大值320 API)进入靶窗,钻至斜深2 001 m、垂深1 406.8 m,因气测显示不好回填完钻; H 2分支井,从H 1分支井斜深1 647 m 、垂深1 294.57 m处侧钻,钻至斜深1 740 m,垂深1 345.68 m处钻遇高伽马尖峰(最大值420 API)进入靶窗,钻至斜深2 645 m、垂深1 735.77 m完钻,在优质页岩储集层内穿行905 m,机械钻速7.36 m/h,储集层钻遇率100%(图5),其累计钻遇灰黑色粉砂质泥岩107 m,钻遇黑色碳质页岩798 m。
图5 BY 3XF井地质导向成果图H 2分支井储集层气测显示较好:全烃最高值为11.58%,C1最高值为11.35%,统计显示5%<全烃<10%的长度为208 m,全烃>10%的长度为20 m。
4.3.2 BY 4XF井
BY 4XF井三开水平段使用直径171.45 mm AutoTrack G3 旋转导向工具,配合惠灵丰直径215.9 mm 5刀翼PDC钻头(型号HS 5163),机械钻速高达8.88 m/h,比BY 3XF 井的H 2分支井提高17%,实现了水平井段的“一趟钻”,创造了保靖区块页岩气钻井速度的新纪录,旋转导向工具应用获得巨大成功,超出预期目标。
在复杂地质条件下,充分收集地震、钻井、录井、地层评价资料,精心组织设计和现场施工,积极履行地质工程一体化理念,引进先进成熟的旋转导向系统,推广应用“钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价”三大关键技术,在地层倾角变化大的区块,优质高效地完成BY 3XF、BY 4XF两口水平井的地质导向作业,其中:BY 3XF井平均地层视倾角25.3°,完钻井深2 645 m,垂深1 735.53 m,水平段长1 363 m,储集层钻遇率100%,机械钻速7.36 m/h;BY 4XF井平均地层视倾角34.03°,完钻井深2 402 m,垂深1 798.31 m,水平段长1 000 m,储集层钻遇率100%,机械钻速高达8.88 m/h。
(1)充分挖掘导眼井测井资料,根据优质页岩储集层的测井响应特征,预设标志层区,进行精细化钻前地质建模,制定高自然伽马和高气测全烃值引导钻头向前钻进的地质导向方案,是水平井地质导向钻井成功的关键。
(2)地质和工程人员紧密结合,创新提出“钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价”三大关键技术,提高了地层识别、储集层跟踪和评价的精度,提高复杂地质条件下水平井储集层钻遇率,提高了地质导向钻井的效率。
(3)在地质导向钻井过程中,地质导向师根据随钻工程测量/地层测井参数结合气测全烃值(1.00%~11.58%)和地层倾角变化(25.3°~41.3°),利用地层对比和标志层追踪,分析钻头和地层的切割关系,实时修正更新地质导向模型,对井眼轨迹发展趋势进行预判;定向井工程师及时调整钻井参数,优化井眼轨迹,确保钻头在靶窗内最大限度地穿行。
(4)旋转导向钻井系统工作性能稳定,在井下工作正常、可靠,随钻近钻头工程测量和地层测井资料及时、可信,可不停钻通过钻井液脉冲发送指令,能够实现测量数据实时发送和现场解释,在地质导向钻井过程中发挥着不可替代的作用。
(5)为提高复杂地质条件下水平井地质导向效果,建议选择随钻无源中子、密度测井仪和随钻阵列声波测井仪与近钻头伽马、电阻率成像测井配合使用,开展储集层品质研究和岩石力学参数提取,为页岩气储集层评价和压裂改造提供依据。
The authors have declared that no competing interests exist.
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