引用本文
任瑞川, 唐万宇, 贾欣磊, 张春, 梁斌, 王臣. 水平井地质导向技术在港西底水稠油油藏中的推广应用[J]. 录井工程, 2023,34(3): 113-118.
REN Ruichuan, TANG Wanyu, JIA Xinlei, ZHANG Chun, LIANG Bin, WANG Chen. Application of horizontal well geosteering technology in heavy oil reservoir with bottom water in GX oilfield[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(3): 113-118.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.03.018  
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水平井地质导向技术在港西底水稠油油藏中的推广应用
任瑞川, 唐万宇, 贾欣磊, 张春, 梁斌, 王臣
中国石油大港油田公司第五采油厂
通信作者：王臣 工程师,1990 年生,2013 年毕业于长江大学物探专业,现在中国石油大港油田公司第五采油厂从事油藏评价工作。通信地址：300280天津市滨海新区海滨街第五采油厂新机关。电话：18302248759。E-mail：c5_wangchen@petrochina.com.cn

作者简介：任瑞川 高级工程师,1972 年生,1996 年毕业于大庆石油学院油藏工程专业,现在中国石油大港油田公司第五采油厂主管行政工作。通信地址：300280天津市滨海新区海滨街第五采油厂新机关。电话：（022）25931660。E-mail：renrchuan@petrochina.com.cn

收稿日期: 2023-05-04
基金: 中国石油科技创新基金资助项目“港西开发区二三结合工业化试验”（编号：2018D-5007-0301）
摘要

针对国内一些老油田已处于开发中后期,受单井控制储量、底水、原油粘度等因素影响,常规井出现初期产量低、递减快、采收率低等问题,开展了水平井地质导向的适用性研究,其核心技术是运用“蛙泳法”计算地层动态倾角,以确保水平段“甜点”长度能够达到设计预期,进而提高储层钻遇率及底水稠油油藏动用程度。在优质储量区部署2口水平井,初期产量均在30 t/d以上,含水率低于10%,投产效果好,很大程度上提高了采收率,取得了良好的经济效益。

关键词: 水平井; 地质导向; 底水稠油油藏; 地层倾角; 标志层
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Application of horizontal well geosteering technology in heavy oil reservoir with bottom water in GX oilfield
REN Ruichuan, TANG Wanyu, JIA Xinlei, ZHANG Chun, LIANG Bin, WANG Chen
No. 5 Oil Production Plant of PrtroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
Abstract

Due to some old oil fields have been in the middle and late stages of development, and the influence factors of single well control reserves, bottom water, crude oil viscosity and other factors, conventional wells have problems such as low initial production, rapid decline and low recovery. This paper has carried out the study on the applicability of horizontal well geosteering, and its core technology is to use the "breaststroke method" to calculate the dynamic dip angle of the formation to ensure that the "sweet spot" length of the horizontal section can meet the design expectation, and improve the drilling rate of the reservoir and the production degree of the heavy oil reservoir with bottom water. Two horizontal wells are deployed in high -quality reserves area, with initial production of more than 30 tons per day and water cut of less than 10%. The production effect is good, greatly improving the recovery factor and achieving good economic benefits.

Keyword: horizontal well; geosteering; heavy oil reservoir with bottom water; stratigraphic dip; marker layer
0 引言

在底水稠油油藏开发中, 水平井能够有效延缓底水锥进, 水平井技术目前已广泛应用于该类油藏的开发[1]。与直井或斜井相比, 水平井开发具有较大优势, 因为在一定范围内, 水平段越长, 泄油面积越大, 生产时就会有更多原油一起流入井筒, 从而实现高产; 与此同时, 在相同产量下, 水平井生产压差相对较小, 能够有效延缓水锥的出现[2]。借鉴水平井地质导向技术在周清庄油田的成功应用[3], 本文就该技术在底水稠油油藏中的适用性进行了深入研究, 并以GX油田G 149井区为例, 综合油藏地质特征分析、动态特征和数值模拟结果, 找到匹配底水稠油油藏的开发研究方案, 最终取得了良好效果。

1 区域概况

GX油田位于渤海湾盆地歧口凹陷[4], 是港西古凸起基底上发育起来的新近系油气藏, 为被断层复杂化的北东向背斜构造。经历了近60年的勘探开发[5]。其明化镇组和馆陶组储层处于“ 双特高” 开发阶段, 稳产形势异常严峻, 亟需开展效益稳产研究。目标区位于北大港构造带西段, 东面与GX油田一区相临, 南面以沙井子主断层与GX油田三四区分界, 西面与北面均为港西斜坡, 构造形态为被断层所切割的披覆鼻状构造。目的层为新近系馆陶组NgⅢ 油组, 分为NgⅢ 1、NgⅢ 2小层, 其中NgⅢ 1小层普遍含油, NgⅢ 2小层则以水层为主, 油藏埋深1 410~1 435 m, 油层平均有效厚度为11.28 m; 沉积环境为辫状河沉积, 发育心滩、辫状河道等沉积微相, 砂体分布稳定, 砂岩厚度为15~24.5 m; 平均孔隙度30.8%, 平均渗透率698.4 mD, 为特高孔隙度、特高渗透率砂岩储层; 地面原油密度0.98 g/cm3, 平均地面原油粘度3 624 mPa· s（50℃）, 属于高粘、重质普通稠油。NgⅢ 1油层顶、底发育2套稳定的隔层, 内部自上而下发育4套夹层; 油层分布受构造因素控制, 属于底水稠油油藏, 有统一的油水界面, 深度为1 435 m。

2 水平井适用性研究
2.1 基于井数据驱动的油藏地质模型

以井数据驱动的油藏地质研究为水平井的部署提供可靠的地质依据[6], 通过地震、测井资料和地质分析成果协同应用, 能够有效提高三维地质模型的精度, 对构造、岩相、孔隙度、渗透率、静毛比等模型的分布差异性进行梳理, 完成储量计算的精准拟合, 为后续水平井地质导向方案提供技术支撑。

对于油藏潜力的研究, 通过充分利用已钻井获取的资料, 建立开发井动用数据库, 再结合数值模拟剩余油情况, 发现剩余油主要分布在断层边部未动用区域与井间低动用区域（图1红色部分）, 这是水平井能够高产的有力保障。

图1 G 149井区断块油藏数值模拟剩余油分布

2.2 适用条件

在清晰认识和了解油藏地质的基础上, GX油田馆陶组水平井设计应遵循以下原则：（1）最低地层压力系数处于正常范围; （2）油层有效厚度达到6 m以上; （3）水平井段选在储层物性好的位置; （4）距离断层至少50 m; （5）有注采井网, 用于及时补充地层能量; （6）水平井段远离水线; （7）单井控制地质储量至少达到105 t; （8）设计靶点应落在油层的1/4~1/2之间; （9）当地层有倾角时, 水平井段设计应由高到低。

2.3 跟踪策略

在水平井实施过程中, 最重要的是对目的层构造、产状的准确把握以及基于等时地层格架对比的标志层识别[7], 在入窗前设定某一深度驻井（否则若标志层出现偏差大的现象, 调整轨迹为时已晚）, 并密切关注水平井与其邻井各个标志层的高低关系是否与预期一致, 从小层到单砂体逐一进行对比, 包括井震结合、录井显示与气测、测井物性与电性。用曲线相似与独有的特征对比, 效率可能更高, 但进行对比的时候不要受限于地震资料（分辨率受限于地震的采样率, 导致识别砂体能力有限）, 有时会适得其反。当标志层设计与实钻不一致时, 不要急于下达调整指令, 而应观察下一个或多个标志层的变化情况, 如果深度偏差一致, 这时就要考虑及时调整井眼轨迹, 根据不同状况采取不同的调整策略（实钻标志层垂深变浅, 适当增加井斜; 反之, 变深, 适当降低井斜）, 以便降低后续的轨迹调整压力。

3 水平井地质导向技术

水平井地质导向过程是将钻井过程中采集得到的实时随钻测井、录井等数据进行综合分析, 判断水平井井眼轨迹层位、地层倾角等关键参数, 并将分析结果转化为轨迹调整指令的过程[8]。其核心技术是运用“ 蛙泳法” , 即通过井眼轨迹钻遇标志层的同一界面, 运用三角函数计算地层动态倾角的方法, 确保水平段“ 甜点” 长度能够达到设计预期, 从而提高底水稠油油藏动用程度及储层钻遇率。

3.1 着陆前的轨迹控制

着陆段地质导向是水平井地质导向过程的关键阶段, 其任务是确保钻头准确入靶[9], 如果水平井实钻过程中未能在设计入窗点中靶, 可能会导致水平井段损失、侧钻、井眼不规则等后果, 直接影响储层钻遇率, 给后续钻井施工和储层压裂改造等埋下隐患[10]。所以, 建立标志层并通过其邻井的构造高低来预测本井的入窗深度就显得尤为重要。

3.2 建立标志层

地层对比标志层的确定是地质导向作业顺利完成的前提[9], 标志层的选取原则是分布广、等时沉积且厚度稳定, 在测井上具有明显的响应特征。G 149井区将目的层NgⅢ 1以上的地层划分为3个标志层, 以此作为地层对比的主要依据。3个标志层相对泥岩来说, GR曲线都有一个钟形或者箱形的曲线特征, 其中, 标志层2和标志层3较标志层1和泥岩有一个较为明显的低值, RT曲线幅度平缓且为水层响应特征（图2）。这里需要提到的是, 因沉积横向相变, 个别的油水井可能存在部分标志层或者标志层以上砂岩的缺失, 具体还需参考地震资料同相轴以及井间单砂体的精细对比情况进行分析, 预判水平井入窗前的潜在风险。

图2 标志层选取

3.3 预测入窗点垂深

水平井二开（根据钻井深度）钻井后, 从驻井开始, 每出现一个标志层, 都需要与其邻井的垂深和厚度（在地层水平的情况下, 垂深即储层真实厚度, 否则为视厚度）进行比较。在水平井控制的区域范围内, 辫状河沉积较稳定, 层位和厚度极少出现变化。理论上可以认为各小层是等厚的, 计算出目的层与各个标志层的深度差, 再以水平井钻遇出的标志层深度为依据, 即可预测入窗点的垂深。

3.4 入窗后的井眼轨迹调整

成功着陆后, 在工程角度允许情况下, 尽快把井眼轨迹调整成与地层产状一致, 以便最大限度地提高储层钻遇率。如何准确预测地层动态产状是调整井眼轨迹的关键所在, 借鉴水平井地质导向技术在周清庄油田的成功应用, 本文再次提出使用“ 蛙泳法” 计算地层倾角, 并在本井区进行推广应用。

从图3可知, 底水油藏内包含差油层、油层和水层。目的层中差油层发育稳定, 可作为优化井眼轨迹的标志层。假设：差油层的厚度发育稳定, 井眼轨迹能够钻遇同一界面的B、C两点, 定向井轨迹可以计算出两点的垂深与水平位移, 则B和C两点水平位移差为Δ L=L2-L1, 垂深差为Δ H=H2-H1, 计算出地层倾角θ =arctan（Δ H/Δ L）。同时, 在水平井钻进过程中, 差油层表现出岩性细、物性差的特征, 能够较好地区分目的层中的油层和水层。

图3 水平井井眼轨迹示意图

4 应用情况

在优质储量区的基础上, 利用水平井地质导向技术, 在G 149井区部署2口水平井, 初期产量均在30 t/d以上, 含水率低于10%, 投产效果好, 提高了采收率, 取得良好的经济效益。本文以其中的W 2井为例进行重点阐述, 该井目的层位NgⅢ 1, 设计井深1 420 m, 最终钻遇率100%。

4.1 标志层对比

G 149井区中G 149井、W 1井的目的层为同一套储层NgⅢ , 油层平均有效厚度13.1 m, NgⅢ 储层以上有3个标志层, 分别是标志层1、2、3, 其平均沉积厚度分别为27.3、9.3、6 m, 发育相对稳定（图4）。

图4 G 149井-W 1井-W 2井连井剖面对比

4.2 入窗点垂深预测及判定

地质模型建立之后, 将水平井W 2井钻遇的标志层与其邻井W 1井进行逐一对比（图4）, 当钻头钻穿标志层后, 参考其与W 1井目的层之间的深度差、构造高低来预测入窗垂深, 密切关注井斜角的变化, 以确保水平井能够钻遇到油层。

与邻井W 1井对比可知, 标志层3与目的层沉积厚度均为12 m, 目的层NgⅢ 1在W 1井的顶深为1 432.7 m, W 2井钻遇的标志层1、2、3分别比W 1井抬高了7.1、9.2、10 m。由于地层的继承性, W 2井的目的层比W 1井的提高了9~10 m, 可预测入窗垂深为1 422.7~1 423.5 m。考虑到水平井W 2井要钻穿NgⅢ 1的差油层（物性差影响地层出液）, 井斜控制在82° ~83° 寻找目的层, 当钻进至1 422.19 m时, 钻时由15 min/m加快至2.1 min/m, 全烃由0上升为0.2%（稠油油藏重烃组分多, 不易挥发）, 岩屑显示为荧光, 水平井开始着陆; 钻头钻进10 m后, GR值从93 API下降至75 API, 钻进12 m后, RT值由3 Ω • m上升至5 Ω • m（由于存在盲区现象, 入窗体现滞后）, 综合判定入窗点井深为1 422.19 m。

4.3 储层内的标志层识别

入窗后应尽快识别差油层的特征, 当水平井W 2井钻遇差油层同一界面的两个点时, 即可采用“ 蛙泳法” 计算出地层产状, 在工程角度允许情况下, 尽快把井眼轨迹调整成与地层产状一致, 最大限度提高储层钻遇率。由此可见, 差油层的识别尤为重要。

统计G 149井区邻井的录井、测井参数（表1）, 当钻时处于11~15 min/m, 岩屑为灰绿色泥岩, GR值85~110 API, RT值1.5~1.8 Ω · m时, 呈现储层上下围岩的响应特征; 当钻时处于2~5 min/m, 岩屑为荧光细砂岩, GR值50~75 API, RT值3~7 Ω · m时, 呈现储层内标志层的差油层响应特征; 当钻时处于1~3 min/m, 岩屑为油迹细砂岩, GR值49~68 API, RT值10~19 Ω · m时, 呈现储层内油层响应特征; 当钻时处于1~3 min/m, 岩屑为细砂岩, GR值45~67 API, RT值5~7 Ω · m时, 呈现储层内水层响应特征。油层相对差油层表现为钻时较快、物性更好、岩性显示级别与电性较高; 而泥岩较二者表现为物性差、钻时慢、电性及岩性显示级别低。

表1 G 149井区邻井录井、测井参数统计
4.4 入窗后井眼轨迹调整

依据地震资料及邻井分析认为, W 2井地层产状平缓, 井斜角控制在83° 左右去寻找目的层。入窗时, 水平井斜深1 636 m, 井斜角83.1° , 垂深1 422.19 m; 为了提高储层钻遇率, 参考邻井差油层发育厚度, 下达指令钻进至B点1 658.6 m（差油层与油层临界点）, 井斜角85° , 垂深1 424.6 m, 钻时稍快, 全烃变化不明显, 岩屑显示荧光-油迹, RT值6~10 Ω • m, 此深度位于储层中的“ 甜点” 区域, 从而钻进30 m（垂深增加1 m, 远离物性差区域）, 把井斜角增至90° , 稳斜钻进; 当钻进至C点1 798 m（垂深1 425.6 m）时, 综合判定认为重新回到了差油层的底界, 与B点位移差57.3 m, 运用“ 蛙泳法” 计算地层倾角为1° , 随即将井眼轨迹井斜角控制在88° ~89° 之间, 直至完钻, 最终该井“ 甜点” 储层钻遇率100%, 达到设计预期（图5）。

图5 水平井W 2井眼轨迹示意图

5 结论

（1）水平井长度不是影响水平井开发效果的主要因素。研究目标油气富集区及动用程度低的区域是水平井能够实现高产的关键因素。

（2）利用“ 蛙泳法” 计算地层倾角, 提高了储层钻遇率, 拓展了水平井地质导向技术在G 149井区中的应用, 再次证明了该方法的可行性。

（3）水平井钻进过程中, 严格控制钻头在底水稠油油藏中的位置, 避免达到油水界面。

（4）在底水稠油油藏应用水平井地质导向技术实施多口水平井, 储层钻遇率均达到100%, 取得了良好的经济效益。

（编辑 孔宪青）

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