红河油田水平井地质导向技术探索与应用刘智军沈书锋长庆项目部.docx
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红河油田水平井地质导向技术探索与应用刘智军沈书锋长庆项目部
红河油田
水平井地质导向技术探索与应用
刘智军、沈书锋
长庆项目部所承担的华北石油局红河油田是中石化重点工程,录井任务以水平井为主。
然而,录井队缺乏地质导向经验和水平井录井技能,岩性识别和地质沉积特征掌握不足,天环坳陷带中生界经历两个造山期,构造较复杂,加之水平井钻井过程中无随钻测井曲线,给水平井入靶和地质导向带来极大的挑战。
针对这一现状,长庆录井项目部展开地质导向专项攻关与探索,在生产应用过程中取得了良好的效果。
一、水平井地质导向现状分析
红河油田地处鄂尔多斯盆地天环坳陷带南端,近年来取得了勘探突破,自2012年开始大规模开发,开发井以水平井为主。
长庆录井项目部共有12支录井队伍承担红河油田水平井的地质导向任务。
我们对上半年实施的6口水平井进行了技术统计(见表1)。
可以看出地质导向无法找到目标油层井3口井次,占总井数50%,其中钻遇泥岩2口井次,钻遇断层1口井次,6口井油层穿行率52.8%。
未达到预期的投产效果,地质特征、构造情况得不到验证。
表1上半年水平井完井技术数据统计
序号
井号
设计
井深
(m)
完钻
井深
(m)
水平
段长
(m)
油气层
段长
(m)
油气层穿行率
(%)
备注
1
HH37P60
3278.53
2881.00
613.00
242.00
39.48
2
HH55P8
3371
3371.00
1000.00
469.00
46.90
3
HH37P26
3312.68
3146.00
722.60
356.00
49.27
钻遇断层提前完钻。
4
HH73P37
3670.05
3655.00
1002.00
848.00
84.63
5
HH37P18
3686
3111.00
625.08
400.00
63.99
钻遇泥岩提前完钻。
6
HH37P39
3347
3223.00
877.00
240.00
27.37
2820m钻遇断层提前完钻。
合计
19387.0
4839.7
2555.0
52.8
二、地质导向失误原因分析
(一)地质原因
红河油田勘探开发以中生界侏罗系延安组,三叠系延长组为主要目标层系,其中我们的承担的水平井几乎全部为延长组长6段、长8段油层组。
所钻遇地层岩性均为砂泥岩,岩性简单。
钻井过程中可钻遇延安组煤及煤线,延长组长7段厚层张家滩页岩等多套特殊岩性、标志层。
水平井着陆、入靶难度不大,地质导向失误的地质原因主要表现在水平段,有以下两点原因。
1、延安组与延长组地层属于不同的构造期。
不同构造运动在红河油田形成的断层性质不同,延安组为早燕山运动期,发育逆断层;延长组为印支运动期,以正断层为主。
由于录井队长对地史不了解,以逆断层的方法寻找目标层,导致水平井无疾而终。
2、延长组沉积变化较大。
延长组是为一内陆湖泊-三角洲碎屑沉积,盆地经历了发展、兴盛、衰亡期,具完整的湖进湖退沉积旋回,长10-长7期为湖盆扩张期,使湖盆中心不断偏移,长6-长1为湖盆收缩期。
多套沉积旋回形成多层复合油层系及储盖组合,加上构造运动,使沉积特征在纵向、横向上更加复杂。
(二)缺乏水平井地质导向知识和经历
缺乏水平井地质导向知识和经历。
长庆录井项目部大部分人员均从不同录井市场抽调而来,其中不乏新分大学生、新提拔录井队长、地质师。
其中大部分人员均未从事过水平井录井和地质导向。
几乎所有人员对地质导向概念不清,上井之前也未学习过地质导向知识。
没有水平井井眼轨迹控制意识,不清楚井眼轨迹控制与地质、地层的关系。
对水平井录井的关键工序和控制点没有概念,这对水平井录井的主要承担者来说是致命伤。
而且,在地质导向过程中,定向软件、水平井地质导向软件很少了解和使用。
在水平井地质导向过程中这些必不可少的知识。
(三)其它原因
承担红河油田水平井录井任务的长庆录井项目部启动尹始,生产技术保障措施不到位、对华北石油局的录井操作规范和汇报程序不熟悉、录井设备和方法与生产不配、录井队对认识掌握不深入等诸多原因也导致了水平井地质导向的不成功。
三、水平井地质导向技术探索
长庆录井项目部以提高水平井入靶准确率、水平段油层穿行率为宗旨,通过立项攻关,做好过程控制的同时,带领录井队学习、研究水平井录井方法和地质导向技能,提高录井质量和资料优秀率,达到提升职工整体素质,开拓录井市场的目的。
(一)研究地质特征与地质导向技术。
项目部利用井间搬迁、人员倒休的空余时间,组织地质概况、区域地质特征、构造特征的分析研究。
同时生产管理和技术人员去华北录井请教地质情况和生产问题,派技术骨干、录井队长参加华北录井组织的针对镇泾工区的学习。
通过不断的深入学习和研究,我们总结出本区的地质特征,建立该区延安组、延长组的标准剖面(见图1):
(1)直罗组底界到长7段张家滩页岩底界在区域上的厚度相对稳定,总厚度600左右;
(2)延安组延8、延9、延10顶部均有厚度2m的煤层,岩性清晰、气测异常明显,是本区沉积较稳定的标志层;
(3)延长组长63段油层组在该区普遍存在,岩性以褐灰色油迹~油斑细砂岩,气测显示明显,可以做为对比标准层;
(4)延长组长7段张家滩页岩在该区标志层,厚度30m。
岩性为黑色油页岩,颜色、岩性区别明显,气测异常幅度较大。
地质导向技术的培训,让录井队的人员认识到地质导向技术的要点,一是做好地层对比,卡准目标层位;二是做好井眼轨迹控制,确保平稳进入目标层位。
要做好这两点,传统的录井方法和工艺是不行的,首先要改变录井观念,其次要引进新的地层对比技术,第三要掌握地质导向软件,第四要掌握轨迹调整要领。
图1红河油田延安组、延长组标准剖面
(二)使用水平井地质导向系统软件
信息中心以数据采集、归位快速化、井斜处理与参数校直同步化、井眼轨迹显示三维化、实钻轨迹和参数曲线结合化、地层倾角计算自动化的思路进行研究开发的foucs水平井地质导向系统软件,具有三维实钻模拟、二维井眼轨迹、仪器参数监控等主要功能,该软件的开发,解决了多项技术难题,极大地提升了录井工作在水平井施工中的作用和技术含量,以其灵活、快速、实用、美观等诸多优点赢得了各相关单位的一致认可,在现场具有较高的推广应用价值。
长庆录井项目部派生产管理人员对该软件进行系统学习,了解工作原理,掌握操作方法,学会使用该软件进行地层对比、垂深校正、轨迹预测等地质导向的主要技术。
并对录井队人员进行培训,把该软件在水平井录井现场推广使用。
(三)形成完善的针对工区的培训材料
为了把取得的认识更好的推广应用,长庆录井项目部生产技术组把近年来水平井的一些知识做成专门针对性的培训材料,发放到各个录井小队,利用跑井期间对录井队进行传道授业。
教材涵盖了水平井的基础知识、地质导向技术、水平井录井软件以及红河油田地质特征等主要内容(见图2)。
图2编制的水平井地质导向培训材料
四、推广应用成果实例
通过近一年来的努力,我们对下半年实施的水平井进行了技术数据的统计(见表2),从表中可以看出:
下半年实施的12口水平井中油层穿行率由52.8%提高到67.6%。
12口井中因钻遇断层找不到目标层的井5口井,其中HH36P92井、HH12P42井由于断距过大,追踪进尺过长提前完钻,HH37P38井由于目标砂体尖灭提前完钻。
在导向过程中仅2口井无法找到目标层。
由此可见,通过技术攻关,红河油田水平井地质导向取得了较好的效果。
现将地质导向成功应用的几个实例简述如下。
表2下半年红河油田地质导向技术数据统计表
序号
井号
设计
井深
(m)
完钻
井深
(m)
水平
段长
(m)
油气层
段长
(m)
油气层穿行率
(%)
备注
1
HH37P38
3320
3000.00
680.00
640.00
94.12
目标砂体尖灭
2
HH55P16
3444.98
3443.00
1173.00
1100.00
93.78
3
HH37P42
3086.92
2950.00
1056.25
836.25
79.17
4
HH12P26
3350.26
3273.00
900.00
649.00
72.11
5
HH12P103
3458.58
3460.00
1200.00
821.00
68.42
6
HH30P1
3529.65
3514.44
955.44
630.00
65.94
3268m钻遇断层提前完钻。
7
HH36P92
3518.37
2994.00
384.00
217.00
56.51
2738m钻遇断层提前完钻。
8
HH36P100
3543
3525.00
982.00
954.00
97.15
9
HH74P93
3202
2605.00
0.00
0.00
0.00
10
HH12P42
3287.31
2980.00
755.72
420.00
55.58
2560m钻遇断层提前完钻。
11
HH12P136
3003.47
3008.00
800.75
757.00
94.54
12
HH73P25
3435.15
3352.00
714.00
554.00
77.59
3228m钻遇断层提前完钻。
合计
76878.4
15942.9
10773.3
67.6
(一)HH73P25井做好地层对比,准确入靶
HH73P25井设计水平段井底垂深2399.86m。
目的层长813油层组,设计目的层水平段长800m完钻。
我们对本井进行了细致的地层对比(图3),在钻至延安底界时,根据地层对比,延安组底界垂深2161.95m,比导眼延安组底界垂深2170.29m浅8.34m,甲方提出修改井眼轨迹,我们经过分析认为:
延安组沉积横向变化较大,与下伏延长组地层为不同构造运动期,建议按原轨迹进行钻进,根据下步实钻情况再酌情调整,甲方采纳了我们的建议。
钻至长7底界页岩标志层时,斜井段垂深2362.47m,与导眼长7底界垂深2360.27m仅相差2.2m,钻进至斜深2556.00m(垂深2397.38m)时,钻时加快,返出岩屑为砂岩,气测值无变化,分析认为揭开目标层。
钻至斜深2577.56m,气测全烃由0.322%缓慢上升至3.319%,钻至斜深2668.00m平稳入靶。
电测证实:
实钻长813砂顶斜深2573m(垂深2396m),实钻A靶点斜深2637.85m(垂深为2402.15m),距目标砂顶6.15m,符合钻穿长7段时我们的判断。
该井水平段钻进过程中,当钻遇井深3244m时,返出岩屑均为灰黑色碳质泥岩,我们对设计进行认真分析,认为目前所处层位长812砂组顶部灰黑色泥岩层,钻遇设计距井口820m处的断层,断距约20m,立即汇报甲方,建议提前完钻(见图4)。
甲方未采纳我们的建议,认为井深3228.00m钻遇断层断距约14m,钻遇泥岩相当于导眼2386-2387m处(长812砂层组间夹泥岩)。
钻至井深3352.00m,井底垂深2412.04m,未见砂岩及油气显示,甲方通知提前完钻。
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