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1、地质导向技术在边际油田中的运用.freel),上下允许偏差小于1m。两口井着陆时采用的是斯伦贝谢EcoScope组合工具1314(图4)。它不仅安全性高(消除了传统化学源的风险),也通过将所有传感器集成在一个短节上,提高了效率,能够在高机械钻速情况下获得高质量测井数据。它提供伽马、方位密度及成像、补偿中子和5条不同源距、间距的相位移和衰减电阻率等曲线。无论伽马、电阻率还是中子/密度曲线较常规工具更近钻头(近8~15m);同时它的实时密度成像,不仅对判断孔隙砂岩更有效,还能计算出地层倾向及倾角大小,便于及时修
2、改井眼轨迹。为了满足非均质薄油藏的需要,水平段钻进时使用了更先进的地质导向技术地层边界探测仪(斯伦贝谢Periscope)。它应用随钻定向电磁测量技术,通过集成电阻率测量和方向性边界测量,除了提供相位移和衰减电阻率曲线外,能360全井眼、深探测地识别岩性边界。3.着陆方案设计根据地质、油藏研究成果,针对K18油藏着陆前没有清楚的标志层(图2中标志层4),岩性/储层物性横向变化大,底水和油层薄等特点,精细设计了该井的着陆方案:(1)确定了上覆地层4个标志层,根据随钻测井的实时信息,进行实时地层对比,更新着陆方
3、案;(2)目的层之上3m采用稳斜钻进(角度87),直到伽马值降低同时电阻率值增大,确认钻遇K18砂体;(3)根据电阻率成像所推算的地层倾角大小,逐步增斜至88或89,直至密度值降低为2.3g/cm3即已进入孔隙砂岩地层中;(4)用最大的狗腿(3.5)增斜至90着陆(取决于地层是否上倾或水平段的角度)。HZ25–3–7井在钻遇了标志层4后于2945m发现:垂直深度比设计滞后2m,即使用最大的狗腿度(3.5),全力增斜。该井如果前着陆(图1),则难于找到好砂岩;如果选择侧钻,则将使钻井费用增加。将井眼轨迹、地层
4、剖面、L应该能着陆在孔隙砂岩储层中(图1)。这时对水平井入窗轨迹进行调整,在斜深2950m处(斜深50m,垂深约15m)将井斜角由75快速增加至88,方位角由37扭转成42,HZ25–3–7井于3041m伽马由120API降低为70API,电阻率由3.5?m增加到25.0?m,密度由2.5g/cm3下降到2.2g/cm3,密度成像显示了岩性的突然变化,中子由0.17pu增加0.24pu,结合邻井的测井资料,通过地层对比,综合判断HZ25–3–7井于3041m穿过上覆泥岩进入了目的层K18砂体,随后用最大的狗
5、腿(3.5)增斜至倾角90.2,方位角45.5,最终于3095m安全着陆在孔隙砂岩中,此着陆点比原计划提前62m,距砂岩顶0.5m。4.地层边界探测及岩性追踪引导和控制钻头在目的层中钻进是地质导向的核心。主要包括对目的层顶、底界面的判断和随钻地层岩性的识别。HZ25–3–6、HZ25–3–7两口井水平段钻井过程中地层边界的信息对轨迹控制和调整起到了关键性的作用。根据K18和L30Up油藏垂向上电阻率分布特征,两口井可识别的顶、底岩性边界均在3m的范围内。通过电阻率曲线反演得到的顶、底岩性边界,结合地质模型和
6、地质认识,从而确定水平井在储层中的位置,进而通过降斜或造斜对水平井轨迹进行调整。K18油藏顶部为一套分布较稳定的泥岩,具有高伽马、低电阻、高密度的特点,通过钻前地质导向模型分析得知:该套泥岩与下覆含油孔隙砂岩因电阻率的差异岩性界面较清楚,在水平井段钻井中该岩性界面在大部分井段较清晰,因此钻进时钻头基本上跟随顶界面的变化前行,距顶的距离为0.6m左右。如图6所示:斜深3440m处顶底密度增加说明钻头距顶部泥岩非常近,受边界效应的影响相位移电阻率增加,此时距离顶部岩性边界0.2m,密度成像表明:地层下倾,倾角1
7、.0,之后将井斜角由90.5调整为89.6,稍稍离开顶部岩性边界,钻头又回到了好的孔隙砂岩中。HZ25–3–7井K18水平段设计420m,实钻505m(提前60m着陆,延长25m),用30h完成了水平段钻井,实钻轨迹比设计轨迹垂向上上提了近2m,而且100%水平段为有效井段(图6)。测井解释表明:水平段平均孔隙度26.1%,渗透率2200mD,含油饱和度77.1%。单井初始产量达到了400m3/d,超过了预期的目标。HZ25–3–6井目的层为L30Up油藏。该油藏砂岩厚3.0~4.0m(图7),顶部有1.5
8、~2.5m厚的钙质砂岩,下部的孔隙砂岩无论从HZ25–3–1、2井的电缆测井还是从其他直井的随钻测井曲线看:储层垂向均质,储层物性好,平均孔隙度20%~23%;含油性好,平均含油饱和度70%~80%。L30Up油藏孔隙砂岩上部存在一高电阻率的钙质砂岩层,下覆地层为泥岩,孔隙砂岩与上覆钙质砂岩和下覆泥岩电阻率差别均较大,因此钻井时反演的地质导向模型既指示了顶部岩性界面的位置,也指示了底部岩性界面的位置。但在水平井段
