水平井地质导向技术在三塘湖盆地的应用

Application of Horizontal Well Geosteering Technique in Santanghu Basin

摘要: 地质导向技术是保证水平井钻进中井眼顺利着陆，并在目的层顺利穿行达到设计水平段长度的关键技术。受现场钻井技术条件的限制，目前三塘湖盆地实施的水平井中主要以常规地质录井、气测录井、随钻伽马作为钻井地质导向的技术支撑。通过该技术能较精确地预测着陆点深度、判断钻头着陆和钻头在油层中的位置，及时指导钻进方向，保障井眼轨迹尽可能多地位于油层中，在现场实践中效果显著，对三塘湖盆地的水平井施工具有重要的指导意义。

Abstract: Geosteering was the key technique ensuring smooth landing and penetrating through the de-signed horizontal sections. Limited by drilling technical condition in the oilfield, only three means were used for geosteering, such as conventional mud logging, mud gas log and GR of LWD. By applying the geosteering technique described in this article, the depth of landing point can be accurately predicted, and landing status and bit position in the reservoir can be determined to steer the drilling direction to ensure the hole to run within the reservoir as much as possible. Obvious result is obtained in actual drilling, and it is of great significance in the horizontal well drilling in Santanghu Basin.

1. 引言

三塘湖盆地马中二区二叠系条湖组(P₂t)为凝灰岩致密油储层，油层构造变化剧烈，且几乎无直井可以利用，地震精度远达不到水平井钻井要求，局部区域地层厚度变化大，加之地层倾角大 [1] [2] ，在水平井钻进过程中极易钻穿油层，完全按地质设计钻井存在较大风险。因此，现场地质导向对于提高油层钻遇率显得尤为重要。受现场钻井技术条件限制，目前三塘湖盆地水平井可采用的钻井地质导向技术主要是常规地质录井、气测录井、随钻伽马三种 [3] [4] 。

2. 区域概况

三塘湖盆地位于新疆东北部的巴里坤哈萨克自治县与伊吾县，北接蒙古，西邻准葛尔盆地，南临吐哈盆地。马朗凹陷P₂t沉积时期，受印支运动影响，发育一套富含火山岩的湖相沉积，条湖组二段(P₂t₂)下部发育一套约20 m厚的凝灰岩，为目的层。钻井揭示P₂t分布较广，厚度为50~400 m，平均厚度约150 m (图1)。

Figure 1. The partition plot of geological structure and comprehensive geologic histogram in Permian of Santanghu Basin

图1. 三塘湖盆地构造分区图及二叠系综合地层柱状图

3. 水平井地质导向技术

三塘湖盆地的水平井现场地质导向主要通过常规地质录井、气测录井、随钻伽马、钻时等进行，结合区域地质研究成果及时预测油层 [5] [6] 。当跟踪人员发现录井显示出现变化并可以准确把握时，则及时调整井轨迹；而当跟踪人员不能准确判断时，则应立即通知后方，同时提供详尽资料，后方研究人员根据井斜测量数据实施标定水平井钻进轨迹，同时对录井资料进行分析，结合区域情况及邻井钻探对比情况，提供调整意见，确保较高油层钻遇率。以马56-6H井为例进行关键技术点说明。

3.1. 通过气测录井判断着陆点

马56-6H井目的层为P₂t₂底部的一套凝灰岩，储层厚度为20~30 m，水平段设计长度为800 m，该区块气测值变化在接近油顶时具有一定规律性，邻井马57H井和马56井在接近油顶时，气测组分依次从轻烃到重烃全部出现，过程连续，据此可预测马56-6H井油顶出现的垂直深度(表1)。预测油顶位置与实钻油顶位置垂深相差0.5 m，说明预测结果可靠，对中靶之前轨迹调整提供了参考。

Table 1. The prediction of top of oil layers in Well M 56-6H and adjacent wells

表1. 马56-6H井及邻井油顶位置预测表

3.2. 岩屑录井判断目的层

由于马56块致密油目的层岩性组合较为简单，与上、下围岩相比录井特征明显。从已完钻井钻遇层位情况分析，现场无论从颜色、手感、荧光都较易识别岩性和含油性。

从岩屑上看，肉眼观察目的层岩屑颜色为灰色，形状为片状，成分以火山灰为主，岩屑为玻璃质碎屑,具凝灰结构，性硬、致密、不造浆；岩屑荧光湿、干照呈淡黄色，喷照呈淡黄色，滴照呈淡黄色环状，浸泡液无色-淡茶色，荧光呈乳白色-乳黄色，系列对比7~9级,含油级别为荧光-油迹级(图2)。

Figure 2. The comparison between cuttings, fluorescence and bubble samples in Well M 56-6H

图2. 马56-6H井岩屑、荧光及泡样对比图

3.3. 气测录井判断目的层

从气测录井上看，由于受地层、油质以及工程参数的影响，研究区各井气测录井差异很大，如马56井P₂t油层段气测组分体积分数(φ(C₁)、φ(C₂)、φ(C₃)、φ(iC₄)、φ(nC₄)、φ(iC₅)、φ(nC₅))最大值仅0.62% (图3)；而马58H井气测组分体积分数最大值为11.7%，油层全烃体积分数(φ(TG))最小值0.8%，最大值为35%，平均2%左右(图4)。因此，研究区利用气测录井判断油层只能同井对比，而不能邻井对比，也不能仅凭气测值的大小地质研究或产能评价。

Figure 3. The sectional view of LWD in Well M 56

图3. 马56井随钻录井剖面图

Figure 4. The sectional view of LWD in Well M 58H

图4. 马58H井随钻录井剖面图

3.4. 随钻测井特征

由于受成本控制，研究区的开发井一般只测量随钻伽马。研究区P₂t凝灰岩的伽马值介于上部泥岩与下部玄武岩之间，即泥岩 > 凝灰岩 > 玄武岩。由于现场各定向服务队仪器调校的差异，随钻伽马与电测结果存在较大差异，因此利用随钻伽马识别岩性只能看相对值，不能将电测标准用于随钻伽马去判断岩性。研究区电测结果的伽马值范围为：上部凝灰质泥岩段75~85 API；P₂t凝灰岩55~75 API；下部玄武岩30~40 API。

3.5. 马56-6H井轨迹调整介绍

马56-6H井钻至2514 m (D_M)处返出岩屑为大量深灰色(黑色)凝灰质泥岩，含少量凝灰岩，初步认为是钻遇夹层，分析后决定按原设计钻进；钻至2552 m (D_M)处返出岩屑全为深灰色(黑色)凝灰质泥岩，与油顶上部岩屑对比后，初步认定已钻遇油顶上部泥岩，同时将出油顶随钻伽马值与刚进油顶时的随钻伽马进行对比，判断井眼轨迹已出油顶(图5)。

据此进行了小幅度降斜，井斜必须不低于82.5˚，并要求后期必须中设计B靶点。认定钻出油层后，根据现场资料计算地层倾角为7˚左右，提出建议：为尽量少钻遇泥岩段，需大幅度降斜钻进，找到油层并进入油层中部后按83˚井斜角稳斜钻进。钻至2904 m (D_M)处，钻遇灰白色致密凝灰岩，认定为致密夹层，要求定向小幅度增斜钻进，井斜角由83˚增至84˚，后期按84˚稳斜钻进。完钻井深为3315 m，马56-6H井钻遇水平段长度为815 m，电测解释结果钻遇油层(凝灰岩) 634 m，油层钻遇率77.8% (见表2)。

Table 2. The statistics of oil layers encountered in horizontal well drilling in Well M 56-6H

表2. 马56-6H井水平段油层钻遇情况统计表

Figure 5. The field GR curve while drilling in Well M 56-6H

图5. 马56-6H井现场随钻伽马曲线

4. 结论

1) 马56块地层倾角变化大，且存在油层局部变薄的情况，因此轨迹调整需要有预见性，即当出现某种岩性变化的趋势时，就需要判断油层情况并及时调整轨迹。

2) 针对三塘湖盆地目前的钻井技术条件及马56块的地质特征，水平井需要结合常规地质录井、气测录井、随钻伽马综合确定油层。