顶气边水薄油层水平井随钻调整策略及实施

张振杰 苏进昌 吕坐彬 李展峰 瞿朝朝

(中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引 言

位于渤海辽东湾北部的J油田距今已投产21年，随着油田开发的不断深入，含油面积分布范围广、油层厚且砂体沉积稳定、储量大的区块井网密度已经很高，目前油田已经进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，稳产压力越来越大，调整挖潜方向已逐渐由连续大套厚油层转向储量规模小的薄油层。为了开发这类难动用的区块或层位，越来越多地采用水平井的开发方式，水平井已成为提升储量动用程度、提高单井产能和采收率的重要方式之一[1-3]。然而由于该类储集层砂体规模小、厚度薄且沉积不稳定、非均质性较强等地质特点，给水平井的实施带来了巨大挑战[4]。本文以J油田东块5井区A 3H水平井为例，在水平井实施过程中以随钻测井资料为基础，充分利用气测、岩屑以及随钻地质导向等资料及时进行地层对比和井眼轨迹调整，极大地提高了薄油层的钻遇率[5]，对于利用水平井高效开发该类复杂油气藏具有一定的借鉴意义。

1 研究区地质简况

J油田东块5井区是受辽西一号边界断层和次级小断层包围的断块构造，分为南北两个高点。本次调整的区域位于构造的北高点，地层走向近东西方向，地层倾角5°左右，含油层位E3d2LⅠ油层组属于湖相三角洲前缘沉积，沉积微相以水下分流河道和河口坝沉积为主。岩性主要为中-细粒岩屑长石砂岩，砂岩成分成熟度较高，石英含量50%～60%，长石含量20%～30%，岩屑含量小于15%，颗粒呈次圆-次棱角状，分选中等-好。

本次调整的目的层为E3d2LⅠ油层组2小层，埋藏深度1 630.0～1 676.1 m，油藏类型为带顶气的边水层状构造油藏。由于储集层埋藏深度相对较浅、成岩作用不强烈，储集空间以原生粒间孔隙为主，其毛管压力曲线特征为偏粗歪度，汞饱和度较高，孔喉分选中-好，排驱压力及饱和度中值压力较低。根据周边井目的层测井解释结果，该井区孔隙度分布在22.9%～26.3%，平均为24.8%，渗透率分布在76.7～657.2 mD，平均为404.9 mD，总体上具有中孔中渗的储集层物性特征，周边各井储集层厚度介于5.4～6.0 m之间。

受海上平台条件、工程可实施性及经济价值等多种因素的限制，该井区E3d2LⅠ油层组2小层储量一直未动用，为了尽快动用该层地质储量，设计在构造北高点部署水平井A 3H井进行开发(图1)。

2 水平井随钻调整策略及实施

2.1 钻前准备

对于水平井，钻前准备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[6]。对于构造特征，不但要分析水平段目的层周围构造特征，而且要分析邻井各标志层与目的层的深度关系，据此估算待钻井在各标志层及目的层的深度和厚度；对于标志层的识别，主要是根据水平井周边井的测井曲线特征进行小层精细对比以找出标志层，通过标志层为后续随钻着陆深度提供依据；另外，还要了解周边井各层位的气测、岩性、荧光显示等特征。对于A 3H水平井目的层，分析认为地层倾向为南东-南方向，倾角约5°，周边井目的层气测全烃值一般在3.14%～13.24%，平均7.47%，岩性为浅灰色荧光细砂岩，成分以石英为主，次为长石及暗色矿物，次棱角-次圆状，分选较好，电阻率普遍大于10 Ω·m。从周边井小层对比分析来看，主要有三套标志层，分别为O油层组3和4小层以及Ⅰ油层组1小层砂体(图2)。

2.2 着陆段轨迹调整

水平井在钻进过程中有两个关键阶段，即水平井着陆段和水平段的随钻调整。着陆的成功与否直接决定后续水平段能否顺利实施[7]。对于薄层水平井的着陆主要有逐层逼近法和探底法，其中：逐层逼近法就是在实钻过程中逐层对比标志层，利用着陆前的标志层进行邻井对比分析构造和储集层的变化，根据预测着陆点的变化进行轨迹调整；探底法就是钻穿目的层之后上调轨迹，从目的层底板入层，该方法可以重新计算地层倾角从而为水平段实施提供指导意见。采用探底法可以从上到下钻遇整套储集层，寻找地层的气测、岩性、电性和物性特征[8]。

图2 A 3H周边井连井剖面对比图

根据前述钻前准备分析资料，通过标志层对比发现，在钻遇标志层1时实钻海拔与钻前设计相比变浅近10 m，井斜角为63.2°，在钻遇标志层2时变浅近9 m，井斜角为68.6°。此时若采取逐层逼近法会损失较多的靶前位移，同时由于存在顶气以及边水的影响，若着陆过浅极有可能在气层着陆，若着陆过深则会损失油柱高度。因此，为了落实目的层构造趋势及储集层厚度，在综合考虑气油界面、避气高度、水平井长度以及工程可实施性等因素后决定采用探底法进行着陆。首先钻穿目的层，然后采用大于90°的井斜角上穿目的层底板进入目的层着陆。在实施过程中，当A 3H井首次进入目的层时海拔为-1 632.5 m，相比该点钻前设计海拔-1 640.0 m变浅7.5m，在确定了构造深度变化幅度的前提下优化着陆点位置，最终着陆点海拔-1 645.2 m，井斜角为91.41°，入储集层0.5 m，待井底循环气测返出显示全烃值平均为6.46%，进一步证实了着陆的准确性，随后中完(图3)。

图3 A 3H井着陆平面及剖面图

2.3 水平段轨迹调整

水平段是水平井的产油井段，水平段的导向结果直接决定了水平井能否达到设计目的以及水平井产能的高低[9]。由上文可知，着陆点海拔-1 645.2 m，而气油界面为-1 640.9 m，着陆点与气油界面垂向距离4.3 m，考虑到地层下倾而实际着陆点井轨迹是向上，故在钻套管鞋时就下指令降斜钻进，在钻出套管鞋后立即测斜，测点斜深2 155.0 m(海拔-1 645.1 m，井斜角91.43°)，垂向距离气油界面4.2 m，继续降斜钻进直至最新测点斜深2 183.35 m(海拔-1 645.0 m，井斜角88.7°)，此时井轨迹已经处于顺地层状态。考虑到地层倾角5°左右及工程实施难度，一直处于降斜模式钻进直至斜深2 270.0 m(海拔-1 650.9 m，井斜角84.48°)，此时井轨迹已经远离气油界面。

当钻至斜深2 280.0 m处时，地质导向显示井轨迹明显离层底较近，下指令增斜到86°。然而随着井轨迹钻进至2 315.0 m处录井显示泥质含量增多，岩性以泥质粉砂岩为主，同时在2 305.0 m处的深浅电阻率曲线开始出现分叉现象，且浅电阻率曲线值大于深电阻率曲线值，考虑到深浅电阻率探测范围的不同，说明此时井轨迹离储集层顶较近，从地质导向图中也可以明显看到储集层相比着陆阶段明显变薄，厚度仅约4 m，下指令降斜至84.5°钻进，受工具造斜能力因素影响，直至斜深2 357.4 m处测得井斜为84.4°，在此井段区间井轨迹一直沿层顶附近钻进，深浅电阻率曲线在出现极化现象后逐渐降低至8～10 Ω·m[10-12]，表明井轨迹虽然离层顶较近，但是整体逐步远离储集层顶界面。

2 360.0 m处返出的岩屑以细砂岩-粉砂岩为主，荧光直照为暗黄色，面积10%，下指令继续降斜至83.5°钻进，在斜深2 386.85 m(井斜角83.3°)处深浅电阻率曲线开始逐步大于10 Ω·m，在此期间返出的岩屑逐步变为细砂岩，表明井轨迹逐步向储集层中部靠近，此时气测全烃值平均7.90%。按此角度稳斜钻进，录井以及测井资料表明所钻储集层较好，考虑到油柱高度及水平段长度全力增斜到86°，最终水平段长度308 m，在油层内长度291.9 m，储集层钻遇率达95%(图4)。

图4 A 3H井完钻平面及剖面图

3 结 论

(1)针对顶气边水薄油层J油田A 3H水平井实施随钻调整，在目的层深度与钻前预测相比变化较大的情况下，通过优化着陆点位置，采用探底法使得该井成功着陆，为后续水平段的实施创造了有利条件。

(2)从钻前分析、着陆调整到水平段跟踪，水平井的随钻调整是一个涉及到多学科多类别的综合工程，本文介绍的方法可以为同类油藏水平井地质导向提供参考。