陕甘宁盆地古生界水平井录井方法探讨.docx
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陕甘宁盆地古生界水平井录井方法探讨
陕甘宁盆地古生界水平井录井方法探讨
水平井是沿油层走向形成进入油气层井眼的井斜角不低于86°的水平位移的特殊定向井,它可有效地增加油气层的泄露面积,提高油气采收率,利用水平井勘探开发油气藏的规模在不断扩大,是增加产量的有效手段之一,为油田不断提高产气量找到了一条增产的有效之路。
随着对提高油气资源开发的综合经济效益的日益重视和钻井工艺技术的不断提高,将面临更多的水平井录井,而且不同区块地层特征差异较大,水平井录井技术难度越来越大。
目前,我只进行了2口井古生界水平井录井,现将录井过程中总结出的方法进行探讨,以便在今后工作中应用,圆满完成水平井录井任务。
1水平井钻进钻具组合及仪器
1.1钻具组合:
钻头+螺杆+无磁钻铤+加重钻杆
1.2LWD应用
2水平井录井的主要工作
2.1钻前准备
2.2地质预告图
2.3临井资料的准备
2.4本井应做图件准备
2.5钻具管理
3入窗点(A点)的地质预告
3.1熟悉设计
3.2卡准层位
3.3及时绘制“地质轨迹跟踪图”
3.4熟悉构造解释
4如何实现水平段的地质导向
5水平井录井中存在的几个问题
6水平井录井技术难点及解决方法
7问题讨论与保障措施
8结论
1水平井钻进钻具组合及仪器
1.1钻具组合:
钻头+螺杆+无磁钻铤+加重钻杆
LWD在无磁钻铤内,钻铤下端装无磁短节,内有节流环,和LWD产生2MP压力脉冲,在立管上装有压力检测装置,将压力信号转成电信号,用解释软件分解出井斜、方位数据。
1.2LWD应用
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。
如MWD和LWD技术,目前我们在水平井钻井中所用的主要技术LWD(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导地面。
LWD一般能测量井斜、方位及工具面方向。
测量电阻率,自然咖玛,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进行地质导向。
LWD工具内部构成分为三部分:
电源(干电池或钻井液流驱动的涡沦发电机)、探测系统及数据存储传输系统。
LWD工具的长度大约为9.50米左右,LWD的中心距钻头大约为12~16米,在钻头和LWD工具之间还可能加接其它钻具,这个距离一般可以变动。
LWD信息由于这个距离的存在要滞后钻头位置,滞后的距离是钻头与LWD探测点间的距离。
也就是说,我们实时得到的LWD数据的深度总要比实际井深浅12~16米左右。
2水平井录井的主要工作
2.1钻前准备
开钻前,地质人员要认真学习设计,对设计的各项内容和要求要反复讨论。
同时广泛收集资料,掌握区域地层、岩性特征,作到心中有数。
2.2地质预告图
通过对该区构造和以上收集的各种资料进心进行整理归纳和综合分析,使我们掌握了地层变化特征及砂体分布和气层变化规律等,在此基础上编制了地层对比、地质预告图、井身结构及地层的随钻分析图等,以指导以后的钻井工作。
2.3临井资料的准备
水平井临井资料本着就近原则至少应准备4口以上,而且在上古界为目的层的井,侧重准备南北向的资料,因为砂体大多为南北向展布。
2.4本井应做图件准备
录井段1:
500随钻斜深、垂深手剖面图;录井段1:
200随钻垂深剖面图
2.5钻具管理
不可忽视的是钻具管理问题。
由于水平井要求井深精度极高,为了保证工程质量,我们教育大家要尽力消除一切可能的人为因素造成的数据误差,如:
钻具丈量、计算等。
3入窗点的地质预告:
卡好入口点代表水平井成功了一半,对于入口点的确定必须非常精确,要尽可能消除一切可能出现的误差。
误差主要来源于以下几个方面
3.1熟悉设计
由于邻井资料不正确,如电测深度误差而引起的本井设计的井深误差,由于邻井井斜大,井深未校正而造成的深度误差。
在设计本井之前,对井下构造认识不太清楚,从而造成实钻地层与设计地层完全不符。
这种情况往往将会是我们无法找到入口点,并预示着水平井的失败。
3.2卡准层位
上古生界的地层预告要点,卡准刘家沟组底界是关键。
将临井刘家沟组底界与本井的刘家沟组底界对齐,下拉对比石盒子组底界、山22底界厚煤层,误差只有5~15米,这样对预计出现的岩性基本可以控制,来确定本井是否存在不正常的地层层序或厚度,以便提前给钻井施工预告,进行井眼轨迹是否调整。
如果与设计误差较大,有可能会更改地质、钻井设计。
山22的底界煤层是预告山23砂体的最后一道关键层位。
在米脂~子洲区块,山23煤层横向展布、厚度都很稳定,这是最可靠的预告标志层,该曾厚度一般在4~5米左右。
3.3及时绘制“地质轨迹跟踪图”。
根据地层对比结果,结合实际轨迹,及时绘制轨迹运行图与设计轨迹进行对比。
在岩性描述及挑样上做到去伪存真,提高所描述岩屑的代表性、正确性。
结合与邻井中目的层的岩性、物性、含油性及分析和化验资料的分析和对比判断着陆点的位置。
3.4熟悉构造解释
另外:
在水平井钻井中,地质人员必须熟悉当前目标层的合理的地质构造解释。
必须了解构造解释的三维特征。
同时应善于通过分析井身的几何结构来指导下步的井身轨迹,通过对构造的分析并结合井身轨迹,随时了解钻头所处的断块、地层,分析与设计是不是一致。
利用邻井资料,结合气测、定量荧光分析技术解决油气层的归属问题,为地层对比提供依据。
4、如何实现水平段的地质导向
水平段的地质导向工作主要包括两大方面的内容:
其一主要是检测油层内部岩性、物性及含油性的变化,一旦在水平段出现明显水砂应能及时发现并提出下部措施。
其二是将钻头控制在油层内部,使钻井轨迹与油层顶面平行顺层面钻进,防止钻穿油层顶和底面、进入盖层或油层底部泥岩层。
4.1钻时录井:
具有较好的实时性,能及时反应地下岩石的可钻性,进而推测其岩性及钻头位置。
4.2气测录井:
油气层最直接、最有效的信息之一为气体组分,在油气层中水平钻进时,气测(特别是快速色谱)录井曲线和数据基本保持不变,一旦井眼轨迹离开油气层或进入水层段,气测曲线及数据特征将发生变化(图2)。
4.3岩屑及常规荧光录井:
岩屑为实物,以闻油气味、看颜色、荧光滴照、浸泡、系列对比等手段快速判断油气显示。
在水平井录井中可通过连续观察、描述含油岩屑及其百分含量的变化来判断井眼轨迹是否在油层中延伸。
4.4定量荧光录井:
定量荧光录井技术能定量识别肉眼看不见的荧光显示。
在纵向上,该技术具有对油层、气层、含油水层(残余油)、水层的识别能力;在横向上,该技术可以进行油源追踪及地层对比;如果流体性质相同、油质相同,那么定量荧光谱图形状相同、荧光强度相同、荧光级别相同。
4.5气相色谱录井:
流体性质不同,气相色谱流出曲线不同。
4.6在水平段钻进中,井下地层及油气显示在录井资料上的表现特征:
由于钻井工艺及技术手段的局限,水平井井眼轨迹不可能呈直线延伸,又因为井下油气层的产状和走向的不确定性,有时井眼轨迹会偏离油层进入上下围岩层。
总体上,在综合录井图上有6种表现特征,如(图3)所示:
4.6.1从上泥岩进入油层:
钻时下降;岩屑百分含量:
泥岩岩屑减少,砂岩岩屑增加,含油岩屑比例增加;气测值表现为总烃、组分由低值快速上升(尤其是C1、C2);随钻测量井斜增加,垂深增加,自然伽玛由高值变为低值,电阻率曲线由低值变为高值。
4.6.2从油气层进入下泥岩:
钻时上升;岩屑百分含量:
泥岩岩屑增加,砂岩岩屑减少,含油岩屑比例减少;气测值表现为总烃、组分由高值缓慢下降(尤其是C1、C2);随钻测量井斜、垂深增加,自然伽玛曲线由低值变为高值,电阻率曲线由高值变为低值。
4.6.3从下泥岩进入油气层:
钻时下降;岩屑百分含量:
泥岩岩屑减少,砂岩岩屑增加,含油岩屑比例增加;气测值表现为总烃、组分由低值快速上升(尤其是C1、C2);随钻测量井斜增加,垂深减少,自然伽玛由高值变为低值,电阻率曲线由低值变为高值。
4.6.4从油气层进入上泥岩:
钻时上升;岩屑百分含量:
泥岩岩屑增加,砂岩岩屑减少,含油岩屑比例减少;气测值表现为总烃、组分由高值缓慢下降(尤其是C1、C2);随钻测量垂深减少,自然伽玛曲线由低值变为高值,电阻率曲线由高值变为低值。
4.6.5在泥岩中钻进:
钻时持续相对高值,岩性为单一泥岩,含油岩屑含量少,气测总烃曲线逐渐降低,组分明显下降(尤其是C1、C2);自然伽玛曲线持续高值,电阻率曲线呈持续低值。
4.6.6在油层中钻进:
钻时持续相对低值,岩性为单一砂岩,含油岩屑含量高且较稳定,气测总烃曲线升为高值平台曲线,组分明显增为最大(尤其是C1、C2);自然伽玛曲线持续低值,电阻率曲线呈持续高值。
如油层存在物性差异,气测全烃曲线表现为锯齿形,组分时高时低。
自然伽玛曲线呈低值锯齿形,电阻率曲线呈持续高值锯齿形。
4.7钻时:
钻时具有较好的实时性,能及时反应地下岩石的可钻性,进而推测其岩性。
但由于其影响因素较多,因此在利用它作地质导向时,一定得考虑钻压、转盘转速、单驱或双驱等等因素的影响。
4.8气体组分在水平井中的导向作用
油气储层最直接、最有效的信息为气体组分。
最常见的储层结构是气顶、中油、下水,它们的组分值会有明显的不同。
据别人的经验:
气体组分的比值能有效反应钻头是否偏离了油层,至于用什么样的组分比值导引钻进,取决于该层上下在气体组分的差异,什么样的组分比值变化更能说明是否偏离目标层而定,这主要靠我们对目的层的油、气、水性质及储层物性的了解程度。
5、水平井录井中存在的几个问题
5.1钻井液的混油问题:
由于水平井井斜较大,井内磨阻也大,因此井内混油在所难免。
怎样才能在钻井液混油的情况下提高我们的气测录井对油气层的发现率,成了我们钻水平井的一个难题。
根据别人的经验:
如果把综合录井仪中的气体检测设备改为两套,其中一套用来检测钻井液入口脱出的样气流,用以消除再循环气和背景气的干扰,可大大提高气体检测信息变量在以油气层为目标层的地质导向中的应用效果。
目前最新的录井系统已设置了循环钻井液入口气体收集和一套气体检测分析装置,在这种录井系统中,变量值循环链模块软件允许搭载气体迟到变量信息。
在处理中,将实时出口气体各变量与相应气体迟到变量相减,可以获得剔除再循环气影响的信息,大大提高了气体检测信息解释的可靠性。
5.2怎样才能更好地利用定量荧光技术、地化分析技术和PK分析技术,解决油气显示层的归位问题,并为水平段的地质导向提供参数,也是我们今后需要研究的一个重要课题。
5.3水平段井下井壁易沉砂,加之采用PDC钻头钻进,研磨性极强怎样才能正确描述并挑选这种粉末状岩样,将是我们今后需要解决的难题。
6、水平井录井技术难点及解决方法
根据综合录井钻时、岩屑、定量荧光及气测快速色谱录井情况,结合特征曲线综合分析,可以判断井下钻头是否在油气层中钻进。
但在水平井钻井过程中,为保证快速钻进及钻井施工安全,工程需要使用PDC钻头、钻井液中需要加入原油、润滑油、磺化沥青等有机物质,而且,水平井岩屑运移方式与直井不同,这给岩屑、荧光及气测录井带来了一定的难度。
如何使用先进的录井新技术真实地反映地层信息是指导水平井钻进的关键。
6.1岩屑录井
岩屑录井是发现油气显示最直接、最有效的方法,但水平井钻井通常采用“PDC钻头和螺杆钻具结构”新钻井工艺来提高钻井速度,岩屑细,甚至呈粉末状,混杂,为了防漏加随钻堵漏剂不开振动筛的时候多,因此,能否捞到反映地层真实信息的岩屑成为关键。
捞砂方法改进:
捞取真实地层细小岩屑时采用。
主要工具:
做一个0.5m2大小的接砂盒,摆放于两台振动筛之间,在架空槽后振动筛前引进钻井液和岩屑(进口位置越低越好),定时加密捞砂。
砂样清洗和烘晒:
在小水压下搅洗,不宜使用高压冲洗,尽可能地保存细小颗粒岩屑。
砂样在烘晒过程中岩屑颗粒表面水分未干前不能搅动砂样,防止颗粒表面污染和相互粘结,给岩屑描述带来困难。
岩性定名和描述:
由于水平井自身的特点,在水平段和斜井段,岩屑的搬运方式比直井更加复杂,岩屑实际返出井口时间往往滞后于迟到时间,岩性定名极其困难,必须结合钻时和气测值综合考虑,充分利用放大镜,在镜下仔细观察岩屑状况。
必要时可使用“岩屑图象高分辨率采集仪”,实行岩屑图象自动化采集、编辑、处理和分析,并进行岩屑图象对比、多块岩屑图象连续显示,从而确定岩性并进行精细描述。
6.2荧光录井方面
油基钻井液对岩屑,特别对PDC钻头细岩屑污染严重,给常规荧光录井带来很大困难。
需要使用柴油、洗涤剂、清水分别进行清洗。
在现场通过实验,发现提高洗涤剂和清水的温度,可以最大限度降低油基钻井液对岩屑的污染,基本解决了解决了钻井液造成的荧光干扰问题,消除了PDC钻头对岩屑荧光录井的影响。
6.3气测录井
气测录井是通过检测分析钻井液从井底返至井口所携带的气体组分进行录井的方法。
钻井液中加入原油、润滑剂、磺化沥青等有机物对气测录井产生严重影响,但通过分析真假气测显示的不同特征可准确评价油气层。
水平井钻井中加入大量原油,气测全烃曲线基线升高,掩盖了地层中的油气显示,全烃曲线也将失去连续测量地层油气显示的优势,同时重组分呈现高值,掩盖了油气层重组分显示。
但钻井液中无论加入何种有机物在充分循环均匀后,组分中的甲烷、乙烷等轻组分将降低至基本消失。
在水平钻进中,一旦甲烷、乙烷等轻组分出现或升高,则可判断钻头进入油气层。
为提高气测录井地质导向的准确性,还可在气测仪上配套快速色谱仪,3Q04快速色谱分析周期为30s,测量的甲烷值可以看作一条近似的连续曲线,可替代全烃曲线,卡准油层的可靠性更强。
通过快速色谱中3H曲线的变化,能够判断钻井中的偏差,当钻开油气层后,表现为3H曲线中的湿度比,平衡比和组分值发生明显变化,在同一油气层中钻进,3H曲线相对稳定。
如果钻头偏出油气层,3H曲线也随之发生变化,且这一变化反映在仪器上仅滞后于钻头位置一个迟到时间,因此快速色谱能够较快发现井眼轨迹的偏移,更有利于钻井及时调整井眼轨迹。
另外,录井可利用色谱气体比值法(依据Wh和Bh曲线的关系(图9))判断储集层流体性质变化和油、气、水界面(Wh和Bh交叉:
油气界面;Wh和Bh分离:
油水界面),从而指导水平井钻进。
气体组分的比值能有效反应钻井是否偏离了油层,至于用哪种组分比值引导钻进,取决于该层上下气体组分的差异,即哪种组分比值变化更能说明钻头是否偏离目的层。
6.4井眼轨迹监控方面监控钻头位置,确保在目的层内钻进,是水平井的目的所在。
利用综合录井仪实时井斜监控软件,输入设计的轨道数据及根据区域邻井地质资料预测地层数据,可以绘出设计井眼轨迹和预测地层剖面。
实钻过程中,通过及时输入或提取LWD测量的井斜数据,绘出实时井眼轨迹的同时,可以预测钻头实际位置。
结合岩性实际变化情况,及时调整地层数据以获得真实的地层剖面。
结合其他参数变化情况,能够较为直观的提供实际井眼轨迹走向。
7、问题讨论与保障措施
通过几口水平井录井服务,我们总结出,要保证综合录井地质导向的成功率,除了改进上述各类录井方法外,还须采取以下保障措施:
7.1钻前准备
掌握区域地质情况,在分析邻井资料的基础上,根据井斜对标志层视厚度及深度逐个进行校正,确保水平井地层对比的准确性。
7.2卡好着陆点
7.2.1从开始造斜起,要绘制1:
200的“深度校正录井图”与邻井进行对比。
7.2.2在对地层及砂层组进行大段对比的基础上,要坚持小层对比。
7.2.3及时绘制“地质轨迹跟踪图”。
7.2.4在岩性描述及挑样上做到去伪存真,提高岩屑的代表性、准确性。
7.2.5结合邻井目的层的岩性、物性、含油性及分析化验资料,对比判断着陆点的位置。
7.2.6结合邻井资料,利用快速色谱、定量荧光、气相色谱分析技术进行油气层归位,为地层对比提供依据。
7.3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与评价油气显示,采集处理工程参数与钻井液参数,提供异常预报信息,而且还能进行各种异常的分析判断。
与直井相比,水平井钻井工艺更加复杂,如:
A、开转盘钻进时钻具与井壁摩阻大,钻具负荷大,易发生扭断;B、用螺杆钻进时钻具相对静止,易发生卡钻;C、井壁易垮塌而发生卡、阻;D、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,及时通知相关技术人员,以便迅速采取处理措施,确保施工安全,保护油气层,提高钻井时效,降低钻井成本.
8、结论
一口水平井的产量可以代替3-5口井的产量,在钻井成本有效降低的条件下,经济风险较小,因此,越来越受到采油厂的青睐。
在水平井作业过程中,MWD和LWD随钻测井技术具有有效的地质导向作用。
然而,在实际钻井作业中,随钻测井仪器存在一个滞后井底8米多的测量盲区,仪器无法及时测量井底地质资料,因此仅仅依靠随钻测井资料还不能准确了解井底的岩性特征及其含油气性。
如果油层很薄,当随钻测井资料显示井眼轨迹偏离油层时,钻头已进入非油层8m,若要把井眼重新调整到油层中,要钻相当长度的非油层地层,这种测量信息滞后现象将大大地影响其导向效果。
而且,MWD和LWD随钻测井仪器成本相当昂贵。
通过实际工作对比,综合录井钻时、岩屑、荧光、气测录井等资料的反映速度都快于随钻测井资料,能及时有效地反映随钻仪器测量盲区的地层岩性及其含油气性情况。
根据所钻目的层(油层)钻时、岩屑、荧光、气测录井等综合录井参数的表现特征,充分利用各种标志信息(如岩性、非烃组分)的变化,为判断是否偏离靶区和是否在同一油层提供有效依据。
同时利用实时井斜监控软件,实时监测井眼轨迹变化,预测钻头位置,再结合区域地质资料和随钻测井资料,综合录井资料在水平井钻进中能真正起到地质导向作用,指导井眼轨迹的正确导向。
同时,在成本消耗上综合录井仪相对随钻测井仪器而言要低得多,具有一定的价格优势。
综上所述,在水平井作业过程中,综合利用各方资料和数据进行井眼轨迹的准确导向、定位非常重要,除了MWD(随钻测量)和LWD(随钻测井)外,尤其综合录井资料更为及时、直观、快捷。
当然,由于井下地质情况的复杂性,现在的科学技术还远远不能满足实际生产的需要,单单靠任何一种单一的技术永远都不能安全、有效、准确地进行水平井生产,只有综合利用各方资料和数据,结合临井区域资料和实际经验,各自发挥自己的优势,才能真正达到目的,更有力地进行水平井作业。
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