摘 要 该文阐述了定向井、水平井和欠平衡钻井技术对传统录井方法的影响：钻时偏大、失真，岩屑细、代表性差，荧光常达12级．无意义，全烃值一般在５％以上，难以有效划分油气层；指出在特殊钻井条件下掌握设计指导思想，卡准重要层位是录井工作的关键，重点要参考组分分析数据．定量荧光分析数据和综合录井其它信息才能准确识别油气层。
关键词 定向井 水平井 欠平衡 钻井 录井 影响
一、塔河油田简介
1. 塔河油田
塔河油田位于新疆维吾尔自治区塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒突起西南部,是以奥陶系碳酸盐岩为主要储集层的超亿吨级大型油气藏。截止到2001年底,塔河油田累计探明储量19707.6×104t油当量,控制油气地质储量5599.4×104t油当量,探明含油气面积211.5km2,预测储量10265.2×104油当量。合计三级储量35572×104t油当量,含油气面积630.6km2。
塔河油田油气层主要以奥陶系碳酸岩盐的裂逢—孔洞型储集层为主,三叠系、石炭系碎屑岩储集层次之。
2. 钻遇地层
塔河油田钻遇地层为新生界第四系、上第三系、下第三系上白垩统、中生界下白垩统、侏罗系、三叠系和古生界下石炭统、下奥陶统。塔河油田南部6号、7号区块还发育有中上奥陶统,缺失二叠、泥盆和志留系(表1)。
3. 塔河油田压力系统
根据该区多口井实钻情况分析,第四系一三叠系(O～4890m)为正常压力系统,地层压力当量密度1.07～1.17kg/cm2，石炭系(4890～5650m)地层压力当量密度为1.24kg/cm2,为异常高压;奥陶系(5650～5925m)地层压力当量密度为1.08～1.10kg/cm2,为异常低压。
总之,塔河油田与国内其他油田比具有埋藏深、地层复杂、油藏非均质性强等特点。这给钻井和综合录井工作提出了更高的技术要求。目前,塔里木盆地的钻井技术具国内领先水平,在1999年和2000年成功使用了大斜度井钻井技术、水平井钻井技术和负压钻井技术,2001年又成功地引用了短半径水平井钻井技术。随着塔河油田勘探开发形势发展,录井技术相应也有了很大的提高。
二、定向井、水平井和开侧窗短半径水平井需要注意的重点问题
定向井和水平井在塔河油田应用非常普遍,是近两年来中石化西北分公司在塔河油田增产的主要手段之一,在2001年又发展了开侧窗短半径水平井钻井技术,即通过开侧窗技术或直接侧钻造斜,采取短半径(位移60m内)完成造斜,该项技术在塔河油田得到成功应用,既节约了大量时间,又节省了大量资金。要做好定向井、水平井的录井工作,必须注意以下两点。
1. 领会设计精神,确定录井指导思想
施工定向井、水平井的目的是增加井眼与油气层(裂缝、孔洞发育带)的接触面积,从而增加泄油面积,提高油气产量。所以,拿到录井任务后,要认真学习设计,领会设计精神,了解裂缝、孔洞发育带或断层破碎带的可能位置,认真分析研究钻遇缝、洞发育带时各种录井信息的反映,才能做到抓住工作重点。
2. 卡准层位,保证准确中靶
如前面介绍,塔河油田存在三个压力系统。其中,石炭系下统与奥陶系下统的不整合面是两个压力系统的分界面,上部地层压力当量密度为1.22～1.24kg/cm2,下部地层压力当量密度为1.08～1.1Okg/cm2。因此,卡准奥陶系古风化面,用7"技术套管封固住三叠系和石炭系高压水层,对于揭开下奥陶统后的施工是非常重要的。因此,塔河油田各井都要求7"技术套管下至风化面上3～5m。经验证明,要卡准奥陶系风化面,首先要认真分析邻井资料,预测好风化面可能位置,其次要利用钻时、岩屑(次生矿物)和气测录井手段。在塔河油田3、4号区,接近风化面时钻时有明显变化,在7号区,因为存在中上奥陶统钻时变化不明显。
例如XXX井,钻至井深5466.28m,钻时突降低由43～l9min/m,立即停钻冲孔观察(冲孔时钻头离井底应小于或等于1.5m),返出岩屑中见5%灰白色泥灰岩及少量方解石、石英晶体,且气测值异常,全烃0.1043%～0.4575%,组分C1～C3也均有变化,据以上特征确定三开结束井深,结果实钻奥陶系风化面比设计提前了垂深34.3m,及时调整钻井井眼轨迹,确保靶区在储集层发育区运行,并获得了较高的工业油气流,达到了钻井地质目的。
三、定向井、水平井对录井的影响
由于定向井、水平井具有特殊的钻井工艺以及井眼轨迹的特殊性,这给现场综合录井带来较大影响。下面就对钻时、岩屑、荧光明等作分述。
1. 钻时录井
在定向井、水平井录井中,钻时反映地层的信息不会向直井那样明显,常见有以下几种情况。①有时为满足定向施工的需要,如增斜、降斜或调整工具面,经常调整钻压大小,从而影响钻时的真实性;②进入斜井段后,钻具易紧挨井壁,特别是稳定器基本与井壁四周接触,使得部分钻压传压于井壁上,传至钻头上钻压减小,钻时明显升高;③定向施工井为调整井眼轨迹,有时直接开转盘带动钻头或下入螺杆带动钻头,钻时也有差异,一般前者偏低,后者偏高;④奥陶系水平段钻进中,为了控制井眼轨迹在靶区内运行,经常开转盘(转盘、螺杆同时转动)或停转盘(螺杆转动),钻时时大时小,与油气显示层相关性差,如XXX井5680～5684m油气层钻时为20～80min /m,5706～5710m油气层钻时为25～83min /m,开转盘时钻时明显降低,停转盘则升高。所以在定向井、水平井录井中对钻时的运用应多参考工程参数的变化来综合判断,才能提高钻时与岩屑、测井曲线的吻合率,特别在卡层井段,必须要求井队钻井工程参数保持稳定,送钻均匀。
2. 岩屑录井
对于定向井、水平井来说,其钻井液对岩屑的携带效率明显低于常规井。钻井中岩屑易在较长的斜井段堆积,在水平段中易形成岩屑床等,XXX井的岩屑录井就反映出岩屑比较混杂、掉块较多、代表性差,特别是水平段岩屑特别细小,数量很难保证,而且随着水平段的加长,甚至有捞取不到岩屑的可能。在常规钻井中岩屑通常以悬浮式运移为主,而在定向井、水平井通常以滚动或跳跃式运移为主,因此要加大岩屑录井密度。
3. 荧光录井
为提高钻井液的润滑性、防塌性,通常在进入造斜段后就要在钻井液中混入原油或多种润滑剂,这使得常规的荧光录井显得无意义。应用定量荧光分析技术可以排除钻井液中混入的原油及各种处理剂的影响,并做出定量分析,这项技术灵敏度高,能够较真实地反映地层含油气情况,更有利于识别轻质油或凝析油。这对于定向井、水平井综合录井是非常适用有效的。
4. 气测录井
全烃已不能有效地区分真假异常。利用组分值的变化来判断,特别是C1值的变化较明显,如XXX井5142～5150.5m为含油水层,全烃由3.575%上升至4.8%,C1由0.035%上升至0.222%,虽然全短值(全烃值/背景值小于2)未达到异常标准,但C1值达到异常标准(C1值/背景值大于5),这样,现场根据气测组分值来判断,录井中一般就不会漏掉油气层。同时还要注意的是:在混入原油时最好不要混入同一构造同一层位的原油,使得混入的原油与地层返出的原油在气测组分上存在一定差异,这样易于现场录井中对油气层的判断发现。
5. 加强综合录井对工程异常的预报
综合录井系统不仅能及时发现油气显示,采集处理钻井工程与钻井液参数,揭示预报异常信息,而且还能进行各种异常的分析解释判断。定向井、水平井钻井工艺与常规钻井相比更加复杂,如:①开转盘钻进时钻具与井壁摩阻大,钻具负荷大,易发生扭断;②用螺杆钻进时钻具相对静止,易发生卡钻;③井壁易垮塌而发生遇卡、遇阻;④钻遇大面积裂缝发育带容易发生严重井漏、井喷等等。所以,综合录井现场服务应密切观察各项参数的异常变化,尤其是立管压力、套管压力、扭矩、悬重和钻井液量等变化,及时通知有关技术人员以便迅速采取处理措施,确保安全施工,保护油气层,提高钻井时效。
四、欠平衡钻井对录井的影响
采用盐水或淡水钻井液降低其密度达到欠平衡钻井,有利于油气发现和保护油气层,欠平衡钻井技术对录井的影响与定向井、水平井既有共同性,也有特殊性。
1. 仪器设备的安装
欠平衡钻井过程中,钻井液是在常规循环基础上又增加了附加循环装置,所以部分仪器设备的安装、使用及操作需做相应的变动,如出口区传感器、电动脱气器等。
2. 岩屑录井 由于钻井液密度较低,返出的岩屑代表性较差,有时岩屑样品数量很少,加之在水平段中钻进,岩屑代表性较差,岩屑录井更加困难,岩屑更细、更混杂,代表性更差。
3. 油气层的发现与判断
欠平衡钻井过程中的气测录井,采集分析的是油气分离之后流体内的原油伴生气或残余气,这样若遇到好的油气显示,会因为气体值较高,容易产生污染,增加了后面气测解释判断难度,同时若井口回压控制较高,原油容易进入气管线造成污染而发生漏点。对于这种情况,可在燃烧管线上增设气体取样器,定时或见显示加密取样分析,然后利用系统的解释图版现场快速处理解释,供甲方决策参考。
欠平衡钻井条件下,进行缝、洞发育程度判断,可建立钻时与立管压力关系曲线,对地层进行解释,对于普遍存在钻时小的井段,立管压力下降、井涌严重,说明地层缝、洞发育,从钻时与立管压力关系曲线的下降幅度可判断出缝、洞的发育程度。
五、结论与建议
1. 塔河油田在三叠系、奥陶系部署的定向井、水平井施工以及奥陶系欠平衡钻井技术的运用均获得成功,并取得了较好经济效益。
2．定向井、水平井中综合录井与常规录井相比存在一定差异,如钻时、岩屑、气测、荧光录井等,建议使用定量荧光分析技术,并在地质规范中增加相应的细则。
3．建议提高地震储集层预测精度,并在塔河油田油气富集带继续部署定向井、水平井,从而增加油气产量.
