地质导向技术在水平井钻探中的应用研究Word下载.docx

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自中石油、中石化、中海油三大石油公司相继上市以来，国内石油公司面临着成本不断降低、开发难度不断增加的巨大挑战，同时也为水平井开发等新技术的推广应用带来了良好机遇。

各油田相继加大了水平井技术的研究、应用力度，水平井开采技术也已配套完善，水平井适应性筛选、油藏工程设计、完井、定向射孔、先期防砂、压裂改造技术等方面已初步满足油田开发的需要，已成为成熟技术应用于绝大多数类型油藏开发之中，并进行了分支水平井、小井眼侧钻水平井的攻关研究与实践，均取得了较好效果。

据2003年9月《复杂结构井开发应用技术研讨会》材料的不完全统计，目前我国陆上15个油田已完钻各类水平井631口，其中胜利油田372口，塔里木油田139口；

完钻双分支水平井5口（胜利3口、辽河2口），侧钻水平井30口以上（以胜利、辽河、塔里木为主），斜直水平井8口，双台阶水平井35口以上（以塔里木为主）；

水平井注水试注1口，水平井注汽及蒸汽吞吐试验24口（以辽河、新疆为主）；

水平井压裂16口30段（以长庆、大庆为主）。

应用水平井开发最浅的油藏是新疆的风城地区浅层超稠稠油油藏，垂深170米；

应用水平井开发最深的油藏是塔里木哈得4油藏，海拔4050米，埋深大于5000米。

水平井最长水平段为1634.6m（胜利油田DK586井）；

最大垂深为5782m（塔里木东河1-平1井，斜深6452m）；

最高中靶精度横向为1.53m、纵向为0.5m。

从实施效果分析，水平井技术应用到不同类型油藏均获得了成功。

裂缝性油藏、屋脊断块层状油藏、厚层底水油藏、稠油油藏、低渗透薄层油藏、层状不整合地层油藏、整装高含水油藏等应用水平井技术，开发效果都得到明显改善，经济效益明显。

水平井与同期调整井或周围直井相比，钻井费用约为直井的1.5倍，产量约为直井的2～5倍，单井增加可采储量约为直井的2～3倍。

随着各油田对油气资源勘探开发综合效益的日益重视和钻井工艺技术的不断提高，利用水平井开发油气藏的规模不断扩大，水平井技术得到长足发展。

水平井的钻井技术为这些油田在油区含水不断增高和产油量逐步下降的严峻形势下，找到了一条增产、稳产的有效之路。

（三）冀东油田水平井钻探现状

冀东油田是一个复杂的断块油田，储层变化大、相变快，非均质性严重，油藏类型主要是以背斜构造为背景的层状断块油藏，单个油藏规模小，储层横向变

化大。

随着冀东油区地震资料品质的提高和油藏精细描述的开展，为水平井开发技术的应用带来了契机。

二次三维高精度地震采集和高分辨率目标处理，地震资料品质的提高，使我们能够精细刻画单个油层的微构造形态和油砂体平面展布，对油层有了准确的认识，水平井开发技术的应用有了基础。

虽然冀东油田水平井技术起步较晚，但发展速度很快，2002年至2004年12月30日，先后在柳南、

图1冀东油田水平井分布情况直方图

高尚堡、老爷庙等地区实施了83口不同目的层的水平井，水平井导向技术方面也有了突出的进步。

按区块分，冀东油田的水平井主要集中在高尚堡浅层，共计55口，占水平井总数的66%，见图1。

按钻井类型分，主要为浅层水平井，共计68口，占水平井总数的82%，见图2。

由于多种原因，共计填眼14口井，详细情况见表1；

填眼井原因分类见图3。

表1冀东油田水平井填井汇总表

图3填井原因分类直方图

小结

●2004年油田共钻井175口，其中水平井78口，占钻井总数的44.5%，水平井规模空前。

同时，采用多种开发方式：

单油层水平井、开窗侧钻水平井、多分支水平井、以油层组为目的层的大斜度井。

●冀东油区储层横向和纵向严重的非均质性，给油藏正确描述带来困难，也给水平井钻井增加了难度，个别井目的层中靶困难。

●水平井是完成油田产能建设的重要途径。

水平井钻探成功与否，地质导向作用非常关键，导向水平直接影响着后期开发效果，研究这一课题显得十分必要。

二、水平井地质导向技术

所谓地质导向技术，就是采用多种录井手段，根据实钻地质信息，综合分析所钻井周边邻井地下地质情况，由导向监督下达技术指令，使钻头最大限度地在油层中穿行，从而实现地质目的，体现水平井的优势。

图4水平井钻井术语示意图

水平井术语介绍：

钻头垂深指钻头至钻机转盘面的垂直深度，海拔是钻头位置到大地水准面的垂直距离（低于大地水准面取负值），由上直段转向定向段的拐点位置称造斜点，钻头切入油层接触点即为“着陆点”，钻头距井口铅垂线的距离为水平位移，着陆点距设计A靶点的水平距离为靶前距。

从着陆开始直至完钻的井段即所谓水平段。

术语之间的关系如图4所示。

从工作程序上分，包括地质导向的前期准备工作，油层着陆点的地质导向工作和水平段地质导向工作。

所用地质导向的技术手段和录井方法包括构造形态分析法、地层对比法、井身轨迹图跟踪法、工程、地质录井法、LWD测量法、气体比值法、几何分析计算法等等。

现在按工作程序分别介绍一下各种地质导向方法。

（一）地质导向前期准备工作

开钻前，认真学习地质、钻井设计，广泛收集资料，包括邻井1：

500、1：

200测井图，1：

500综合录井图，井斜数据等；

熟悉区域地层情况，了解邻井的岩性、电性特征，产油、出水情况；

掌握目的层构造形态、油层厚度变化等横向展布特征，目的层油气显示特点，油水界面的深度等纵向分布；

根据海拔深度编制邻井的对比图，设计井身轨迹图，以及泥浆料和混入原油图谱。

（二）开钻前的油层着陆点的导向

1、确定油层着陆的靶前距和入窗井斜

一般设计要求在A靶点前30-50米先探油层顶，根据实际钻遇油层海拔深度修正A靶点，确定下步工作。

现场施工时我们将靶前距按构造形态进行了细化：

（1）根据构造形态确定靶前距

当着陆点的油顶海拔低于A靶点油顶海拔时，即井身轨迹先低后高的情况下，将靶前距适当缩短，一般控制在20-30米较适宜，如图5-1。

因为这种情况靶前距越大，着陆时需要的垂深越多，钻头海拔与A靶点海拔的差距越大，井眼

图5-2选择适当靶前距

图5-1选择适当靶前距

轨迹越难控制。

减少靶前距，可缩小钻头海拔与A靶点海拔的差距，井眼轨迹比较容易控制，保证轨迹圆滑；

当着陆点海拔高于A靶点油顶海拔，构造形态相对钻进方向呈下倾斜坡状时，将靶前距定在40-50米为宜，如图5-2。

这样一般可以提前着陆，增加油层段长度，井眼轨迹也比较容易控制。

（2）根据设计水平井与邻井距离关系确定靶前距

邻井与设计水平井越近，靶前距就要适当少留。

距离在30米以内时，采用不留靶前距，直接进入A靶点的做法，提高油层着陆的准确率。

如高104-5平11井A靶点距高308-4井北偏东约20米，着陆时未留靶前距，钻头直奔A靶点，钻至2073米，海拔深度为1748米时，发现油层，与设计的深度完全一致，提高了油层着陆的效率。

另外，入窗井斜一般选为小于水平段设计井斜5度左右，这样既可以在着陆前增加垂深，也可以在确定油层着陆后从容地增斜钻进，使钻头保持在油层里穿行。

（三）实钻水平井着陆导向及实例

1、采用地层对比方法指导水平井着陆

制定合理的着陆方案的基础是准确的地层对比，地层对比非常关键，只有地层对比准确了，制定的着陆方案才能合理，否则我们制定的着陆方案只能是错误的。

首先将邻井及设计井钻遇的单层厚度进行深度换算，变成垂厚度，利用定向井数据绘制本井与邻井海拔对比图。

选用标准层，标志层，利用电性、岩性组合特征进行地层对比，提高预测精度，以确保准确着陆。

地层对比结果跟设计没有误差是最好的结果，这种情况下，只要严格按照设计提供的轨迹控制好就没有问题了。

这种情况比较少见，一般情况下，实钻深度与设计深度总是存在着或大或小的误差（1-50米）。

（1）当地层对比结果预判比设计深度深时

①不大于2米的情况下，使用比设计井斜角小6度左右的入射角探油层顶，当钻时变小、气测见异常，捞取明显砂岩，或LWD曲线深、浅电阻值开始抬升，自然伽玛值下降，判断钻头确实进入目的层时，全力增斜至设计井斜角。

②大于2米时，我们同样可以应用方法①探油层顶，但是，这样不能保证在A靶点前着陆，损失了水平段，影响整体开发部署方案。

为了避免损失过多水平段，在准确地层对比的前提下，可以采用“倒推法”。

所谓“倒推法”，就是根据地层对比的高低关系首先确定好着陆点的海拔深度，然后再根据实际情况确定最合理的井身轨迹剖面，制定这个轨迹的原则是：

首先降斜钻进，在相同的水平位移内使垂深尽快增加，同时保证在钻遇目的层后，井斜角全力增斜至设计井斜角时，钻头位置控制在距离油层顶面1.5米范围之内，最大限度的少损失水平段。

高63-平1井是部署在高63区块的第一口水平井（图6），目的层为NmⅡ5，

图7高63-平1井海拔对比图

设计A靶点前50米海拔为-1716米，当钻至斜深1850米，海拔-1704米时（如图7，高63-平1井的海拔对比图），与邻井高63－12井对比，地层比设计深了6米，现场监督人员及时调整轨迹，降低增斜速度，校正井斜角，稳斜钻进30多米。

钻至1955米（海拔-1722米，井斜角85度），找到目的层，与地层对比的结果基本吻合。

由于轨迹控制及时，井斜角适合，减少了水平段的损失，确保了准确着陆。

（2）当地层对比结果预判比设计深度浅时

①不大于2米的情况下，使用比设计井斜角小4度左右的入射角探油层顶，稳斜钻进，当钻时变小、气测见异常，捞取明显砂岩，或LWD曲线的深、浅电阻值开始抬升，自然伽玛值下降，判断钻头确实进入目的层时，增斜至设计井斜角。

②大于2米的情况下，准确做好地层对比，根据地层对比的高低关系确定好着陆点的海拔深度，全力增斜至比设计井斜角小4度左右的入射角探油层顶；

如果地层提前很多而突然出现，即使全力增斜也不能达到设计要求时，则只能请示领导填眼侧钻，重新设计井身轨迹剖面。

2、利用钻时、气测、岩屑等资料，确定水平井着陆

钻至水平井目的层时，要格外重视钻时资料，发现钻时变小，及时停钻循环。

利用气测、定量荧光资料来确定油层。

在高104-5平11井施工过程中，钻至2075米时发现钻时下降，由4.9分/米降至1.0分/米；

机械钻速增大，由20米/小时升至60米/小时；

现场监督通知钻井人员循环，发现岩屑中砂岩含量明显增多，气测全烃由0.89％升至1.09％，组份齐全，资料显示已钻遇了油层，于是调整井斜角定向钻进，LWD测量曲线显示为油层。

3、利用LWD资料确定目的层着陆

LWD仪器电阻率、自然伽玛曲线能准确反映钻遇地层的参数信息，从而确定着陆。

一般的油层砂岩电阻率高（5欧姆米以上），自然伽玛在60-75API之间；

泥岩自然伽玛高，一般大于85API；

玄武岩自然伽玛在35API以下；

水层砂岩自然伽玛也在60-75API之间，但是电阻率相对偏低。

现场根据实钻自然伽玛和电阻率值，结合邻井油层自然伽玛和电阻率情况，判断是否钻遇油层----着陆。

（四）水平段井身轨迹控制

1、利用LWD导向方法

（1）LWD仪器串、测量原理及曲线简介

为了适应突飞猛进的水平井钻井工艺的需要，在国外新的录井方法和录井技术不断涌现。

目前在水平井钻井中的主要技术是用于定向的MWD和用于地层评价的LWD（随钻录井或FEMWD—地层评价随钻测量系统）。

随钻测量系统由井下传感器组件、数据传输或井下记录装置与地面检测处理设备组成。

所有随钻系统应用紧靠钻头上部的传感器来测量钻井参数与地层参数。

钻井期间测量的数据实时传输到地面。

MWD一般能测量井斜、方位及工具面方向。

LWD除上述测量项目外，还可以测量电阻率，自然伽玛，岩性密度、中子、声波等地层参数。

另外，还可用钻具振动分析技术来指导定向钻进。

水平井成功钻进的基础是LWD数据和MWD方向数据。

LWD工具提供能评价井眼所钻遇地层的信息。

这些数据将决定如何改变井眼的方向，并且使之达到所希望的目标。

地质导向技术包括可靠的导向系统（MWD）、改进的新型地层物理测量、测井数据模型，近钻头传感器和测传马达，以及具有三维地震方法处理的详细的构造图。

以下是地质导向钻井中使用的典型的井底组合和钻柱组合：

钻头+地质导向系统（测传马达，电阻率，伽玛和井斜，发射至接收短节）+地质导向工具

图8水平井施工钻具组合

接收短节（用于接收来自导向系统的数据，LWD测井质量，电阻率和伽玛数据）+MWD测斜仪（测量的心脏，供电测斜和数据传输）+无磁钻铤（是为把MWD的方位误差减至最小或安装LWD的中子孔隙度仪器）+钻杆，如图8。

由于LWD测量电阻率采用补偿电磁波电阻率测量方法，由4个发射圈和2个接收圈组成探测接收单元，在图中T1、T4属于深探测发射圈，测得地层真电阻率（Rt），T2、T3属于浅探测发射圈，测得冲洗带电阻率（Rxo）。

双发射圈构成补偿原理，双接收圈使得测量中即使一个线圈出现故障，也不会导致电阻率读数发生大的偏差，如图9。

仪器的GR单元测量地层的自然伽玛强度，与地层

泥质含量成正比。

因此，它的测量值不受泥浆混图9LWD线圈分布图油影响，砂、泥岩及过渡性岩性在曲线上都有明显反应，我们通过曲线形态变化判断是否钻入油层从而进行井眼轨迹控制。

图10即为某井实测LWD曲线图。

图10某井LWD曲线图

（2）LWD曲线形态分析

通过大量的水平井资料分析，LWD曲线形态反映着钻头所处油层部位。

即将着陆时，由于深浅侧向测深的差异和测量项目距钻头距离的差别，表现为深电阻曲线首先缓慢升高，这时浅电阻几乎没有响应；

钻头钻入油层，仪器测量单元也相继靠近并进入油层，由于自然伽玛测量单元更靠近钻头，所以这时自然伽玛曲线首先做出反映，从高到低；

浅电阻曲线突然快速升高并超过深电阻值；

钻头进入油层中部，深浅电阻值趋于稳定并几乎重合。

如钻进过程中发现深电阻值缓慢下降，则说明钻头可能偏离油层中部直至即将出层，这时必需根据现场资料和油井所在区块构造形态认真分析，采取必要的措施增斜或降斜，快速修正井深轨迹，以保证钻遇更多的油层段。

LWD是水平井地质导向不可缺少的测量手段，应用于油田所有水平井。

高104-5平6井是部署在高尚堡油田高104-5区块Ng132油藏构造较高部位，目的层段相当于高113-6井的1916.6-1918.5米，设计A靶点海拔深度1872米，B靶点海拔深度1867米，水平段200米。

本井于2136米着陆，海拔深度1872.1米，井斜角87.56度，伽玛值由100API降至52API，深电阻

率由8Ω.m升至20Ω.m，浅电阻率由

图11高104-5平6井LWD曲线图

6Ω.m升至100Ω.m，如图11。

现场人员根据设计构造形态增斜钻进至2183米，发现浅电阻率明显下降，深电阻率变化不明显，伽玛值由45API升至83API，判断钻头距离泥岩地面较近，于是降斜钻进至2195米，浅电阻率由10Ω.m升至70Ω.m，伽玛值由83API降至46API，现场边稳斜边增斜，钻至2300米时，发现电阻率曲线下降，伽玛曲线上升，现场再次降斜钻进至2326米，电阻率曲线再次升高，伽玛曲线下降，然后稳斜钻进至2355米时，但电阻率下降明显，伽玛值升至85API，现场降斜至井底2410米。

由于现场控制及时，本井在目的层钻遇油层228米。

2、气测组分比值法的导向作用

通过对已钻部分水平井的气测显示进行分析，我们发现不同区块不同油质类型气测显示具有不同的特点。

表2是部分水平井着陆前后气测显示变化统计表，从表中可以看出，在高63区块和庙101区块，由于气油比高，钻头钻开油气层后，气测显示非常明显，可以用全烃曲线指导水平井着陆。

在气油比低的区块，由于混入钻井液的原油重烃含量高，几乎不含甲烷、乙烷等小分子气体，重烃组分所占比例极高，故呈现出混油后甲烷相对含量低、甲烷与全烃比很低，且全烃曲线变化不明显；

而进入油层后，浅层（明化、馆陶）显示重烃值极低甚至为零，甲烷的绝对值、相对值都高，地层中可提供足够的甲烷气，使甲烷相对值升高，甲烷与全烃比值也提高。

因此，现场工作中我们利用全脱气分析值，通过计算烃湿度比、烃平衡比可以明显判断是否进入油层。

其计算公式如下：

烃湿度比：

Wh＝（C2+C3+C4+C5）/（C1+C2+C3+C4+C5）烃平衡比：

Bh＝（C1+C2）/（C3+C4+C5）

从公式可以看出，烃湿度比就是代表气体重组分的相对含量，烃平衡比代表组分中轻烃所占份额，在混油前提下，烃平衡比的大小正好反应了地层中流体的性质。

从曲线上看，进入油层前，由于混油影响烃湿度比和烃平衡比两值接近，两曲线几乎重叠；

进入油层后，烃平衡比值显著增加，烃湿度比值下降，两曲线分离。

因此，在现场施工过程中，可以利用气体比值法进行地层分析和地质导向。

在目的层薄、设计位移小，着陆点轨迹不易控制时，运用该办法识别油层，尽早发现油层，指导定向，可以减少失误，明确下步施工意向。

表2部分水平井油层气测显示表

高104-5平3井，钻至井深2150米，气测全烃变化幅度不大，但甲烷绝对值升高，气体比值图（图12-1）Bh骤升于Wh曲线相交，明显反映出油层已着陆。

继续钻进LWD曲线测至此井深的电阻率由3Ω·

升至50Ω·

mm，自然伽玛由130API降至70API。

2200自米至2250米Wh、Bh曲线反向相交，说明该段地层含气量差，为过渡性岩性，随后LWD曲线自然伽玛值由75API升至105API，电阻率由20Ω·

m降至5Ω·

m。

根据这一实际情况，监督人员及时降斜钻进，电阻率随后明显抬图12-1高104-5平3井气体比值图升，升至18Ω·

m，有效的控制了井身轨迹。

图12-2高104-5平3LWD曲线图图12-3高104-5平3井录井图3、“井身轨迹跟踪图”的导向作用在每口水平井的施工过程中，现场都绘制井深轨迹跟踪图。

它以横坐标表示16

水平位移，纵坐标表示垂深（或海拔深度），选择适当的比例，建立直角坐标系。

然后根据钻井设计数据，绘制设计井身轨迹图；

再根据实钻测斜资料，描绘实钻井身轨迹图，并重点标注岩性、电性变化的深度，将设计轨迹与实钻轨迹进行分析对比，直观方便，为地质导向提供保证。

2027米，井斜角增至95.36度1961米（井斜角86度）探遇目的层图132008米,增斜钻进高63-平3井井身轨迹草图钻至2066米，井斜角91度高63－平3井是部署在高63-1断块构造高部位上的一口水平井，目的层是NmⅡ9，相当于高63-12井的2068.8米-2098.6米油层。

设计A靶点海拔深度为1758米，B靶点海拔深度为1755米，水平井段为150米。

首先地质人员根据工程设计提供的垂深、水平位移等数据绘制了设计井身轨迹曲线，然后根据实钻数据逐点描绘实际井身轨迹。

本井在1961米（垂深1766.7米，井斜角86度）探遇目的层，如图13。

由于比设计油层低了2.0米，着陆时井斜角偏低，当增至地质设计提供的91度井斜角时，垂深增加了1.3米，加上地层上倾增加的0.7米，到C点时，预计距油层顶2米。

根据实钻轨迹曲线趋势和设计及预计油层形态，监督人员在2008米（即C点）决定增斜钻进，减少距油层顶面距离。

通过计算和调整井眼轨迹，最后以91度井斜角稳斜到井底。

井身轨迹跟踪图起到了很大作用。

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