随钻测井地质导向技术在水平井钻井中的应用

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层岩性变化快、井控程度低、单砂体厚度小、砂体横向连续性差且纵向上分布不稳定,水平井随钻地质导向难度较大,砂体钻遇率偏低。针对上述难点,根据地质特征及开发要求,采用地质建模的方法沿砂体展布方向设计水平井井轨迹靶点,为水平井钻进提供依据;根据区域地层对比结果,结合导眼井目的层段测井曲线特征确定导向标志层;在造斜段导向过程中,利用随钻测井曲线特征结合录井资料识别标志层,预测着陆点位置及距离并调整钻井造斜率,保证井轨迹精准入靶;在水平段导向过程中,根据随钻伽马正演及伽马成像反演结果控制井轨迹,确保井轨迹在目的层段中穿行。形成了钻前地质设计、在造斜段确定曲率、在水平段调整井轨迹的水平井钻井全周期地质导向工作流程。应用结果表明：该地质导向技术适用于陇东地区水平井钻井,能够有效指导水平井钻进并提高储层钻遇率。     

地质导向技术在塔河三叠系油藏水平井钻井中的应用

塔河油田三叠系油藏为薄层大底水构造性油藏,水平井钻井难度大。为了保证井眼轨迹最大限度在目标层中钻进,提高水平井开发效果,在TK945H井等井应用了Sperry-sun公司的FEWD地质参数无线随钻测量仪,TK7216H井试验应用了Geolink公司TRIM LWD随钻测井工具,为此,系统总结了两套仪器在塔河三叠系油藏着陆和水平段地质导向过程中的应用情况,根据应用,水平井地质导向技术有助于提高水平段在油藏中的钻遇率,并对钻井中存在的问题进行了分析。为后续地质导向技术在塔河油田三叠系油藏水平井钻井中的应用提供了借鉴作用。     

川东南JA侧钻水平井地质导向技术

川东南焦石坝及其外围页岩地层地质导向钻井存在井震矛盾突出、岩屑代表性差、地质设计与实钻地层之间往往存在较大偏差等技术难点。针对上述技术难点,基于地震及邻井资料,建立了钻前地质导向模型,以预测可能钻遇的地层;在入靶前的地质导向阶段,根据随钻测井资料和录井资料,进行地层精细对比,并修正地质导向模型,调整靶点深度,确保水平井安全、高效着陆;在水平段地质导向阶段,充分利用随钻测井、气测、钻时、岩性等数据,准确判断钻头位置,并实时修正地质导向模型,以确保钻头始终处于目的层,形成了适用于该地区的页岩水平井地质导向钻井技术。该技术在焦石坝外围的JA侧钻水平井进行了应用,气层钻遇率达到100%,优质气层钻遇率85.5%,取得了良好的应用效果。现场应用表明,该页岩水平井地质导向钻井技术适用于川东南地区页岩水平井钻井,能够有效提高气层钻遇率,对国内类似页岩气区块地质导向钻井也有借鉴作用。      

辽河油田S_(3+4)地区薄层水平井地质导向方法研究与应用

薄层水平井地质导向跟踪一直是水平井导向跟踪的难点,其中高陡构造薄层水平井地质导向是难点中的典型。辽河S_(3+4)油藏目的层为地区高陡构造地层,近距离邻井垂深差大,目的层厚度1.7~6.6m,给水平井地质导向提出了挑战。通过对该区油藏特征进行分析,从钻前地质建模、着陆分析、水平段储集层跟踪等方面有针对性地建立薄层水平井地质导向方法。该方法在该区30口井的实际应用表明,一次入靶成功率达到95%以上,水平段钻遇率由75%提高到85%以上,切实提高了储集层钻遇率,改善了开发效果。同时,该方法可为同类油藏水平井地质导向提供参考。     

地震导向水平井方法与应用

地震导向水平井方法是指以地震技术为主,建立钻井、测井、开发等多专业软件平台,实现多专业数据驱动、融合,真正实现"物钻测一体化"服务,对水平井有效钻进轨迹实施实时导向。具体说,即在钻头钻进过程中,在多专业软件平台上应用录井数据、LWD随钻数据与地震数据相结合,预测断层及岩性突变等地质异常,修正地质模型,动态调整钻头钻进轨迹,减少钻井风险,提高储层钻遇率。根据地震导向水平井在高陡复杂构造气藏及苏里格气田低渗透碎屑岩气藏的成功应用,形成了水平井导向技术流程和技术规范,充分展示地震技术在油气田开发中的应用前景。     

高分辨率伽马成像技术在地质导向中的应用

随着地质导向技术在水平井施工中的广泛应用,除了长足发展边界探测等新技术,成像技术在随钻地质导向技术中的应用仍然是较为实用的技术之一。针对南海西部涠洲的油田项目构造变化大、地层倾角不确定性高的区块,便应用了高分辨率伽马成像技术并取得成功。高分辨率伽马成像能够实时提供清晰的伽马成像成果,据此提取精确的地层倾角,并在此基础上进行构造形态分析、落实,判断轨迹所处位置,从而为水平井施工实时决策提供有力的依据并指导地质导向,大大地降低了施工中的地质风险,提高了储层钻遇率。     

伊拉克南部X油田水平井地质导向技术应用

为了提高伊拉克南部X油田水平井储集层钻遇率,进而实现提升产能的目的,以该油田内A井为例,从导向前的地质建模、导向中的着陆段入窗控制和水平段轨迹控制、导向后的完井分析三个方面系统阐述了水平井地质导向技术在该油田的应用。现场应用结果表明,最终储集层钻遇率达100%,最大限度地提高了储集层钻遇率,实现了对目的层的有效预测及跟踪,保证了井眼轨迹在储集层中有效穿行,从而确保后期开发的产能效益,并为该油田同类水平井地质导向提供了借鉴和参考。     

苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究

苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素。根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍～5倍,取得了良好的效果。     

FEWD 地质导向技术在深层页岩气水平井中的应用

地质导向技术是开发页岩气的核心技术之一,分析了页岩气储层伽马、电阻率、钻时比值等地质特征响应,结合FEWD 地质导向技术的特点提出了在深层页岩气水平井钻井中应用该技术的优势。通过丁页2HF 井应用实例分析,论述了应用FEWD 地质导向技术提高页岩气水平井储层钻遇率的关键。丁页2HF 井创造了超深页岩气井复合钻日进尺最高178 m 的记录,仅用55 d 完成1 035 m 的水平段钻探,水平段储层钻遇率达95%。FEWD 地质导向技术在丁山深层页岩气水平井的成功运用,促进了页岩气非常规能源的开发,对今后国内超深页岩气水平井的钻井施工具有重要的指导意义。     

页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术

随钻自然伽马探测手段在四川盆地涪陵国家级页岩气产能示范区水平井导向实践中暴露出储层特征显示不明确、"甜点"层钻遇率低的问题。为此,通过研究该区页岩标志层、"甜点"层的岩性、物性及含气性特征,建立其与已测量的自然伽马值的对应关系,总结得出了该区页岩储层"甜点"判别方法,以此作为LWD随钻地质导向轨迹实时控制的依据。焦页14-3HF井的现场试验结果表明,实钻水平段1 540 m,"甜点"钻遇率和储层钻遇率均为100%,优质"甜点"钻遇率达93.6%,单井完井测试平均无阻流量达到103.24×10~4 m~3/d,取得了非常好的效果。结论认为,该储层"甜点"层判别和识别技术能够更好地指示钻头在"甜点"层中钻进,有利于全面发挥地质导向技术在页岩气水平井钻井中的技术优势。     

页岩气水平井钻井的随钻地质导向方法

四川盆地川南地区页岩气开发的主力目标层位为厚约6 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造复杂、地层倾角变化大等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。为此,以该盆地威远区块页岩气水平井为例,通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法:1应用随钻自然伽马依次测量地层剖面上的高伽马页岩标志层,配合地质录井确定轨迹精确入靶点,保证井眼轨道按设计井斜角姿势入靶,避免了提前入靶和推迟入靶;2应用随钻自然伽马测量优质页岩储层低值层段特征,配合地震深度剖面判断地层大致视倾角以及微构造的发育情况,实现实钻轨迹在钻进箱体中位置的正确确认,确保了储层的钻遇率。2年的现场应用效果表明,该区块已完钻27口水平井,平均深度为5 043 m,平均水平段长度为1 428.96 m,优质页岩箱体钻遇率达95.75%。结论认为,优质页岩箱体地质导向方法配合地质、三维地震、气测全烃含量等多种方式,可实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行。     

旋转地质导向技术在水平井中的应用及体会——以昭通页岩气示范区为例

位干四川盆地南缘的云南昭通国家级页岩气示范区具有强构造改造、过成熟热演化、复杂山地人文的地质特点,页岩气井长水平段储层钻遇率和井眼轨迹平滑控制是影响页岩气产能的重要因素。为此,在分析该示范区内黄金坝页岩气建产区水平井钻井技术难点的基础上,引入了旋转地质导向技术。通过不断探索优质页岩储层展布规律、改进钻井工具性能、优选技术方案,确立了水平井的地质设计定靶点、钻前分析定轨迹、着陆段定曲率、水平段定钻遇率的"四定"工作思路;形成了稳斜探顶、复合入窗的着陆方法和地质模型指导、成像精确定位的轨迹控制技术。现场实践结果表明,旋转地质导向技术使井眼轨迹平滑、优质页岩储层钻遇率达到100%、平均机械钻速提高至10.1 m/h,实现了页岩气水平井优质井身质量和高储层钻遇率。所形成的"双向互动式"页岩气地质工程一体化综合研究和三维地质模型成果可有效指导类似地区旋转地质导向技术的应用。     

页岩气微地震压裂实时监测技术——以四川盆地蜀南地区为例

长水平井段多井拉链式水力压裂是提高四川盆地蜀南地区页岩气产量和降本增效的重要手段。微地震压裂监测因其能够对水力压裂裂缝进行实时成像而被广泛应用于页岩气压裂效果评估和压裂参数优化调整。但目前国内页岩气微地震压裂监测仅能按照压裂监测前设计的参数完成平台井压裂作业后才能评估压裂效果,其评估结果只能为下一个平台井的压裂参数提供指导,缺少对正实施井进行实时优化压裂参数的经验,致使微地震压裂监测的实时作用失效。为此,利用放射状排列微地震地面监测和微地震井中联合监测技术,采用实时定位方法,对四川盆地蜀南地区页岩气长水平井段多井拉链式水力压裂裂缝进行实时成像,实时评估压裂效果,现场实时指导了前置液参数、射孔、暂堵剂的投放时间等参数的优化,有效避免了重复压裂、压裂效果不均等现象,提升了压裂改造效果。2口井组的实践结果表明,微地震压裂实时监测在实时评估压裂效果和实时优化压裂参数方面能够发挥重要作用,平均测试页岩气产量增加2~5倍,值得进一步借鉴和推广。     

水平井改造技术及效果评价

水平井主要应用于底水油藏、裂缝性油藏和稠油油藏等,在低渗透油藏中应用实例较少,长庆油田通过不断摸索,形成了一套适用于超低渗油藏的水平井改造技术。主要介绍了长庆油田在采油三厂水平井改造技术及取得的成果,2009年以水力喷砂压裂与小直径封隔器联作工艺为主体方向,结合双封单卡机械封隔分段压裂技术,优化分段改造工艺,实现工具系列化,增产效果显著,对低渗透油藏开发具有重要意义。     

四川盆地深层页岩气水平井优快钻井技术——以泸203井为例

泸203井是中国石油天然气集团有限公司部署在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块的1口重点超深页岩气探井,实际完钻井深达5 600 m,测试日产气量为137.9×10~4 m~3,成为目前国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。为了给深层页岩气井优快钻井提供借鉴和经验,以泸203井为例,在分析储层特征对钻井要求的基础上,归纳总结了保障该井页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的优快钻井综合配套技术,并对其应用效果进行了评价。研究结果表明:(1)采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进,减少了滑动定向钻进进尺,成功地控制了钻具托压现象,大幅度降低了定向辅助时间;(2)实施的4种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题,进一步提高了钻井速度;(3)采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层,控制轨迹在优质产层内钻进,保证了优质页岩储层钻遇率;(4)优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化,确保了井眼畅通、保持了井壁稳定,起到了提高钻井速度的重要作用。结论认为,泸203井按照地质工程一体化的技术思路,采取先打直导眼再侧钻水平井的方式,优质页岩储层钻遇率达到100%,该井的实施进一步完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

基于层次分析的辫状河储层水平井地质导向策略

苏里格气田盒8下亚段气藏纵向多期河道砂体依次切叠,横向同一期次内不同河道砂体相互拼接、同一河道内辫状水道砂体与心滩砂体交错切割,形成了层次复杂的辫状河储层。沉积层次的复杂多样导致储层内部发育不同层次的隔夹层,其产状、规模及发育位置均存在较大差异。正确识别并“有效避开”这些隔夹层从而达到提高砂体钻遇率的目的是辫状河储层水平井地质导向的重点和难点。以苏里格气田中区下二叠统石盒子组盒8下亚段储层为研究对象,运用Miall的储层构型基本理论,将研究区隔夹层划分为3个层次：①垂向层间隔层;②侧向河间泛滥泥;③单砂体内部夹层。对不同层次隔夹层进行了成因分析,分别阐述了其空间分布、测井响应特征,在此基础上提出了相应的水平井地质导向策略：钻遇垂向层间隔层适当角度（<1.5°）穿越泥岩;钻遇侧向河道间泥质体大角度（2°~3°）快速穿越或实施侧钻;钻遇单砂体内部夹层略微调整井斜（<0.5°）。2014年该套方法在苏里格气田某区块进行现场应用,与邻区相比砂岩钻遇率、有效储层钻遇率分别提高了5%和3%,具有一定的推广价值。     

四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术

四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。