高石梯-磨溪地区灯影组非均质缝洞储层地质导向技术研究与应用

吉人,张宇,罗文,薛玖火,张柏元,方石

(1.中国石油集团测井有限公司西南分公司,重庆400021;2.中国石油西南油气田公司勘探事业部,四川成都610041;3.中国石油集团测井有限公司物资装备公司,陕西西安710200)

四川盆地在震旦纪为上扬子克拉通盆地的一部分,以浅水潮坪、泻湖和丘滩相沉积为主,广泛发育藻丘和颗粒滩,具有大面积叠置连片分布特征。灯影组地层受多期溶蚀作用改造,各时期的岩溶作用对储层存在不同程度的影响。岩溶带的发育程度受地区、岩性、构造部位、古地貌位置、古水文条件及暴露时长等因素的影响。根据已有的钻井资料、古构造分析,自震旦纪以来,高石梯-磨溪地区处于古地貌的高部位,灯影组孔洞、溶洞纵向分布广,几乎覆盖上、中、下全段,但发育程度有明显差异,且灯四段间断式地被硅质条带分隔[1-3]。灯四段储层的典型特征是缝洞发育不均,储层类型多,物性差异大,非均质性强。台内区因为丘滩相沉积不足,岩溶作用变弱,储层厚度减薄,储层品质相对台缘带变差,需要随钻地质导向钻井来实施水平井,以尽可能多地穿过缝洞储层,通过酸化压裂工艺达到增储上产的目的。

由于灯影组储层埋藏深,纵横向变化大,非均质性强,钻前建立的地质模型与实钻结果往往存在较大差异,地质导向钻进需根据实钻资料动态调整钻进方案,容易造成井眼轨迹不平滑,增加后续施工的难度[4]。水平井钻进过程中以随钻测井、录井资料为主,结合地震跟踪和钻井工程等资料进行地层、储层识别追踪,依据实钻资料的分析结果及井轨迹进行优化调整,在提高储层钻遇率的前提下,降低工程实施难度。

1.1 储层非均质性强

灯影组沉积后发育的溶蚀孔洞以中、小溶洞为主,大溶洞较少。根据岩心统计,灯四段小溶洞占比79%,中溶洞占比15%,大溶洞占比6%,溶蚀孔洞多为层状或沿裂缝、溶缝呈串珠状分布,也有围绕岩溶角砾分布,纵向上溶蚀孔洞层主要集中在震顶侵蚀面以下数十米内。根据完钻井分析,灯影组主要岩性为白云岩、泥岩,其中灯四段含部分硅质和少量灰岩。最有利的储集岩类为藻丘滩复合体的藻凝块云岩、藻叠层云岩和藻砂屑云岩;硅质分布与储层发育程度、含气性有较大的关系,硅质含量高,储层品质差。灯四段岩心样品实测物性资料统计,储层段岩心样品孔隙度主要分布在2.00%～5.00%,占样品总数的80.23%,最大孔隙度为11.25%,平均孔隙度为3.85%;渗透率主要分布在0.001～1.000 mD(1)非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同,占样品总数的84.02%,最大渗透率为19.500 mD,平均渗透率为0.752 mD,为低孔隙度低渗透率储层[5]。

宏观上,储层、硅质层和致密层之间互层状分布,其厚度及组合关系纵横向都变化较大。储层的非均质性表现为孔、洞、缝之间的大小,空间分布,填充物性质及填充程度,搭配关系差异大。

1.2 轨迹控制难度大

可钻性极差的硅质层厚度变化大,分布规律性差。钻遇硅质层钻时极慢,并且对钻头、随钻仪器磨损非常严重。储层的非均质性强,可钻性差异大,不易把握定向或复合钻进时井斜和方位的变化,且随钻井斜仪器测量零长约为14 m,预测井底井斜偏差较大,造成轨迹控制难度较大;随着水平段长度的增加,摩阻增加,在采用单弯螺杆钻具进行施工时出现托压,导致定向困难。

地质导向钻井使用的随钻测井参数为伽马及电磁波电阻率,随钻测井信息较少,对储层的识别存在难度;高温及含硫化氢,对随钻测井仪器的损害较大,对电磁波电阻率仪器损害尤为严重。

2.1 地质建模及轨迹设计

地质导向钻前地质建模是运用地质、测井、地震等资料,综合分析水平井实施目标层位在空间的展布趋势、目标层顶底界面,明确其地质特征、构造特征、储层特征,以及纵横向分布规律[6-8]。

根据建立的地质模型,优化轨迹设计。增斜段在满足纵向探寻储层的情况下,降低狗腿度,减少储层上部造斜段地层进尺,少打致密层或上部硅质层,增加储层段长度,轨迹进入箱体后在储层中部附近摆平,避免进入底部致密层或硅质层;水平段根据地质模型及实钻资料分析,通过分析储层横向变化趋势,在追踪储层钻进时提前做好轨迹调整方案,避免突增突降,造成工程实施困难。

2.2 储层实时识别

风化岩溶储层具有纵向分带性和横向非均质性,分析对比邻井多井测井资料,解释储层品质和类型,预测出最优储层纵横向发育程度。追踪储层首先要明晰优质储层在实钻中的随钻测井响应特征、录井显示、钻井参数变化趋势,多参数综合分析储层品质,结合地震实时跟踪分析,综合判断钻遇位置储层品质,根据实钻结果实时修正地质模型,指导后续钻进方案的制定,达到最佳的地质导向效果。

2.3 地质工程一体化实施

地质工程一体化实施是基于地质目标、工程风险控制相统一的综合轨迹实施方案,在保障储层钻遇率的前提下,需要地质导向、定向和钻井工程在总体设计和指导原则的基础上协同配合,达到井眼平滑、井下安全,实现最优轨迹的目的[9-10]。

钻进过程中,根据地质目标优化钻具组合,充分利用复合钻进增、降斜规律,减少定向进尺,提高井眼平滑度和井身质量。根据轨迹目标和实钻资料分析,不断优化钻井参数(钻压、转速等)和钻具组合以提升自然增、降斜能力,达到控制轨迹、减少定向进尺的目的。

因水平段加长,发生井漏、掉块等井下复杂状况时,往往造成摩阻、扭矩增大,定向托压,起下钻具阻卡,需适当增加钻井液油含以减小摩阻,提高定向时效。在定向托压严重的情况下,加入固体润滑剂(如玻璃微珠),在钻具转动时起到微轴承作用,使摩擦状态由滑动摩擦转变为多层滚珠的滚动摩擦,从而达到可以定向的要求[11-12]。

GX井是一口滚动评价井,位于G1井与G2井之间,实钻井分析显示,研究区工业气井大多有井漏特征,优质储层多数处于岩溶发育和含气丰度较高的区域,纵向集中分布在距灯四段顶部40 m范围内,发育有孔隙度大于6%、声波时差大于52 μs/ft(2)非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同的洞穴型储层,地震响应特征为寒底振幅能量减弱、顶部20 ms内出现弱波峰,储层物性越好,厚度越大,灯四段顶部振幅能量越弱。

3.1 井震结合地质建模

邻井实钻井G1井、G2井岩性及储层特征分析:灯四段上部垂厚约100 m,其细化为6个小层,纵向上3套白云岩储层被2段致密高硅质层分隔开,优质储层主要在1、2号小层内,3、5号小层为高硅质层,4、6号小层为差气层(见图1)。

G1井1、2号优质储层底界距离灯四段顶部为34.5 m,储层下部为14.4 m的硅质层,井段5 180～5 185 m,即储层顶距离灯四段顶部垂厚24.5 m处储层品质最好;常规测井资料三孔隙度曲线中子值、声波值增加,密度值降低,电阻率值低,双侧向深浅电阻率正差异明显,电成像资料显示溶蚀孔洞及裂缝较发育;钻井过程中,该段见3次气测异常显示,并伴有井漏,累计漏失钻井液62.6 m3。

G2井1、2号小层底界距离灯四段顶部垂厚27.4 m,储层下部为垂厚23.6 m的硅质层,井段5 142～5 147 m储层品质最好;常规测井资料三孔隙度曲线中子值、声波值增加,密度值降低,电阻率值低,双侧向深浅电阻率正差异明显,电成像资料显示溶蚀孔洞及裂缝较发育;钻井过程中,该段见1次气侵显示,并伴有井漏,累计漏失钻井液23.2 m3。

图1 邻井测井曲线对比图

对G1井与G2井进行地震剖面响应特征分析(见图2)。G1井与G2井地震剖面投影显示灯四段上段均为复波模式,寒底振幅能量减弱,波形下拉特征明显,顶部缝洞型储层底界位于复波下拉波形的中下部。图3为GX井钻进方向地震剖面投影图。前端为宽波谷+内部亮点特征,后端为复波模式,蓝色轨迹线为钻井工程设计轨迹示意图。根据地震剖面特征及邻井测井资料综合分析,建立钻前地质模型(见图4)。

3.2 轨迹设计

GX井随钻地质导向实施要点是综合区域地质、地震、测井资料预测储层发育位置,在距离震顶40 m范围内探索优质储层发育位置。根据地质建模分析,GX井优质缝洞层顶部位置在距离灯四段顶部垂厚15～35 m。如果进入灯四段垂厚15 m处钻遇优质缝洞储层,需快速增斜至顺层钻进,确保不穿底;如果进入灯四段垂厚35 m处钻遇优质储层,为减少上部造斜段进尺,需较快下切进入箱体,利用稳斜探顶法控制造斜段目的层滞后时的井眼轨迹,当实钻资料分析确认探到优质缝洞层后,增斜至顺层钻进。

图2 G1井与G2井地震资料连井切片剖面图

图3 GX井钻进方向地震剖面投影图

图4 GX井地质模型及钻进轨迹设计

综合分析得到井眼轨迹与地层夹角在约8°处下切钻进,即以84°井斜角下探。根据以上分析,设计井眼轨迹钻进方案(见图4、表1)。增斜段以5°/30 m狗腿度增斜至84°下探储层,如井斜84°处未见优质缝洞储层则稳斜下探,探到优质缝洞储层后增斜至92.5°追踪钻进,在后端复波特征探到储层后降斜至90.5°钻进。

表1 钻进轨迹设计方案

3.3 井下钻具组合方案

(1)随钻测井系列。预测井底循环温度约155 ℃,选用175 ℃的高温随钻测井系列及高温螺杆,根据识别储层及轨迹控制需要,随钻测井项目选用MWD(Measurement While Drilling)+伽马+电磁波电阻率。在水平段钻进时地质特征认识清楚,或井漏、井壁稳定性较差等原因造成工程实施风险较大的前提下,为降低高温、含硫化氢环境下随钻测井仪器的故障率,降低工程实施难度,提高钻井时效,简化随钻测量项目,只用MWD控制轨迹钻进。

(2)增斜段钻具组合方案。GX井增斜段轨迹设计为5°/30 m的狗腿度增斜,选用复合钻进增斜效果好的钻具组合。钻具组合为高性能PDC钻头+1.5°带欠尺寸扶正器螺杆+回压凡尔+LWD仪器+转换接头+钻杆,提高复合钻进自然增斜率,减少定向进尺,提升轨迹平滑程度。

(3)水平段钻具组合方案。进入箱体后,追踪储层在箱体钻进以小幅度井斜调整为主,选用复合钻进稳斜效果好的钻具组合。钻具组合为高性能PDC钻头+1.25°无扶正器螺杆+回压凡尔+LWD仪器+转换接头+钻杆,增加复合钻进进尺,提高钻井效率。

3.4 储层识别及追踪

自然伽马在灯影组致密层或储层段一般变化不大,大多数情况下为低值;在缝洞发育位置,由于后期沉积的筇竹寺组泥页岩沿垂向缝洞渗漏入灯四段,自然伽马呈现为中高值。优质缝洞储层总体上具有“二高四低”的特征,即高气测值,高深浅电阻率的幅度差异,低钻时、低自然伽马、低电阻率、低硅质含量[13-15]。结合随钻测井、录井、钻井参数能较好识别和定性评价储层。通过对灯影组已钻井资料的分析,总结不同储层条件下结合测井、录井、钻井参数的定性识别模式(见表2)。

表2 灯四段地质导向储层定性识别标准

在灯影组的地质导向钻进中,采用直径149.2 mm钻头在着陆段和水平段进行施工,在着陆段高钻压复合钻进,利用定向增斜,结合复合钻进的自然增斜效果,渐次下探入靶;在进入水平段钻进后,需要根据地质导向要求及井眼轨迹复合钻进井斜变化的规律,增加或者降低钻压,调整复合钻进时井斜变化的趋势和幅度。复合钻进时转盘(顶驱)转速也会对方位的漂移有一定的影响,根据井眼轨迹复合钻进时方位漂移的规律,增加或者降低顶驱转速,减少复合钻进时方位漂移幅度。

优质储层识别追踪钻进。GX井5 312 m接手地质导向钻进,至5 400 m按设计轨迹方案以5°/30 m增斜率钻进观察,实时资料综合分析井段5 312～5 400 m钻遇一套垂厚约13 m的差气层,一套垂厚3.1 m的致密硅质层。此时井斜84.4°,距离灯影组顶部垂厚已达25.1 m,未探到优质储层段,从地震剖面上分析标定井眼轨迹处于波谷附近,以复合钻进微增斜的方式钻进下探。

井深5 455 m处,钻时加快至7 min/m,深电阻率降至1 070 Ω·m,浅电阻率降至500 Ω·m,气测显示明显增加,综合分析判断井眼轨迹已处于优质储层段,距离灯影组顶部(垂深5 151.9 m)垂厚30.2 m,比钻井工程设计轨迹垂深下探15.1 m,比地质建模设计轨迹垂深下探6.3 m。此时轨迹地震剖面投影处于宽波谷的底部,亮点反射的上部零相位附近,控制轨迹追踪该套优质缝洞层至6 000 m(见图5、图6)。后续钻进该段地震剖面宽波谷加内部亮点模式钻遇洞穴型储层发生4段放空,1段井漏,共漏失钻井液1 208.2 m3;录井气测显示有1段气侵,4段气测异常。

图5 GX井实时综合信息图

图6 GX井完钻地质模型图

6 000 m之后地震剖面特征为复波模式,地层视倾角基本为0°,优质缝洞储层处于下拉波形的中下部。降斜至约90°钻进,至6 120 m实时资料显示探到复波模式优质缝洞发育位置,钻时5 min/m,电阻率值低,控制井斜沿复波下拉波形的中下部追踪钻进。后续钻进显示缝洞储层发育,放空、井漏频繁,共有5段放空,4段井漏,共漏失钻井液1 165.8 m3;录井气测显示有3段气侵,2段气测异常。

由于缝洞发育,放空、井漏频繁,复合钻进降斜明显,轨迹控制难度加大,工程实施风险较大。在6 200 m时简化钻具组合,只下入MWD控制轨迹水平钻进至复波模式尾部,至6 385 m完钻(见图5、图6)。

3.5 实钻效果分析

GX井钻遇2种缝洞储层模式,前段为宽波谷加内部亮点,后端为复波模式,实钻储层位置纵向上存在差异,通过实时资料综合分析,垂深比钻井工程设计轨迹垂深下探15.1 m,比地质建模设计轨迹垂深下探6.3 m;地质导向实时多参数综合分析结果与完钻测井分析基本一致,完钻测井解释储层7层,其中气层有4层共770.9 m,差气层有3层共211.9 m,储层钻遇率93.6%,试油获得日产气100.78×104m3,是最近2口邻井G1井与G2井平均产能的7.53倍。

(1)高石梯-磨溪地区灯影组储层物性较差,为低孔隙度、低渗率储层,储层类型以裂缝-孔洞型为主,随钻地质导向进行水平井钻井是增储上产最有效的手段之一。水平井钻进需以地质-储层综合研究为基础,井震结合建立地质模型,强化轨迹设计和优化,强化现场实时跟踪分析,有效提高储层识别和追踪效果。

(2)针对地层岩性、储层特征,建立工程地质一体化模型,进行模拟推演,深入剖析地质、工程因素,规避地质工程风险。

(3)综合分析论证,优选目标箱体。实钻过程中地质与工程一体化实施,综合利用地震、随钻测井、地质、钻井工程等工艺技术强化储层跟踪评价、实时优化井眼轨迹,有效提高了优质储层钻遇率,降低了工程难度。