A区块水平井开发技术研究

2014-09-14陈孚胡建平中石油大庆油田有限责任公司第十采油厂黑龙江大庆166405

长江大学学报(自科版) 2014年16期

陈孚，胡建平（中石油大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江大庆 166405）

A区块位于CYG油田背斜构造翼部，开发目的层属于河流－三角洲沉积体系，含油面积7.9km2，地质储量244×104t。目前，井网开发难以建立有效驱动体系，为改善油层动用状况和减少储量损失，确定采用水平井加密的方式进行开发。为此，笔者对A区块水平井开发技术进行了研究，以便为改善区块水驱开发效果提供指导。

1 井震结合地质建模

为确保水平井区建模精度，A区块采用了井震结合地质建模技术建立三维地质模型，即利用三维地震资料的横向分辨率高的特点，结合测井解释成果，落实断层组合关系及构造顶部微小起伏变化特征；以测井砂岩数据为基础，利用对砂岩敏感性高的地震反演属性体为约束，精确描述砂岩的空间分布特征［1］，为水平井地质设计提供依据。

1.1 构造建模

构造建模是储层三维建模的基础，主要描述油藏的空间几何形态、断裂展布和组合关系等油藏的格架信息［1］。

1）断层模型应用地震解释的断层数据，保留断层的倾向、延伸长度，在测井解释断点的约束下对断层面进行最佳质量控制，并利用相干体、地震剖面对测井断点数据进行归位匹配及断层组合，由此建立断层模型，以便落实断层及断层产状（见图1）。此外，考虑到A区块水平井所在断层的上下延伸长度及倾角变化大，笔者采用曲线形栅柱几何形态的方式进行断层描述，以便为断层附近布水平井及优化水平井长度提供依据。

2）层面模型由于地震资料追踪的地下反射界面的相对构造趋势是准确可信的，因而在断层模型基础上，将地震解释深度域的层面作为趋势面，以井点测井分层数据作为约束建立层面模型，由此描述井间的微幅度构造，提高构造建模精度（见图2）。在层面建模过程中，以实际开发井点分层数据为控制点，采用移动平均、收敛法和最小曲率法等多种算法进行层面模拟［2］，应用8口加密直井进行验证，最终优选出误差最小的最小曲率算法，由此实现对目的层顶面微幅度构造的精细描述。

图1 断层模型

图2 层面模型

3）构造特征通过井震结合构造建模精细描述构造特征分析认为，A区块被1条近南北向断层切割，断层倾角8.5°，延伸长度1.5km，最大断距36m。区块构造为单斜构造，整体趋势由东南向西北倾斜，构造平缓，构造最高点－911.3m，构造最低点－1298.2m，平均海拔－1098.2m，构造高差386.9m。

1.2 砂岩建模

1）地震反演预测考虑到电阻率对含油性的判别较好，且自然伽马对砂泥岩识别较明显，因而通过对电阻率和自然伽马曲线重构以及地震资料重采样等手段，使连续分布的地震资料与井点电阻率、自然伽马测井曲线进行结合、匹配和转换，建立电阻率和自然伽马反演数据体。根据砂岩的电阻率值和自然伽马值特征，对比多条过井反演剖面，综合分析确定砂岩门槛值，由此预测区块砂体发育状况。

2）砂岩预测模型以井点砂岩数据为基础，将反演数据体地震属性作为第二变量进行协同模拟，通过采用变差函数［3］进行数据分析，结合砂体的垂向概率分布曲线，并根据河道方向、延伸长度、河道宽度、纵向沉积单元厚度确定变差函数，由此建立砂体预测模型来预测储层井间砂体发育状况（见图3）。

3）砂岩特征 A区块以低弯曲分流河道和顺直分流河道沉积为主，其中水平井目的层位BⅡ1和BⅡ2层砂体的低弯曲分流河道沉积砂体多呈宽幅条带状分布，宽度500～900m，厚度3～7m，砂体内部连续性好，方向性强，其余层位均为顺直分流河道沉积，砂体厚度小，呈窄条带和断续条带分布。此外，河道边部发育少量河间溢岸沉积。利用加密井进行验证对比，结果表明，2m以上砂体厚度识别精度达到86%，2m以下砂体厚度识别精度达到60%。

图3 砂岩模型

2 水平井地质设计技术

2.1 优选水平井井位

根据A区块地下及地面情况，应选择在构造平缓、断层和微幅度构造不发育之处作为水平井区，并在油层层数少、发育稳定、目的油层厚度大于0.5m的地区布井。此外，对构造较陡（＞3°）、油层厚度大于0.8m、直井无法施工的低洼地区也可采取水平井进行开发。

2.2 优化水平井参数

1）井型 A区块水平井区油层构造平缓，其中BⅡ1南部、BⅡ2北部单层砂岩厚度和有效厚度相对较厚，砂体分布较稳定，其他油层发育较差。根据上述情况，决定采用单层水平井井型。

2）方位由于裂缝性油藏的裂缝延伸具有方向性，储层的平面非均质性很强，因而水平井水平段的取向对油井的波及面积和产能会产生很大影响。裂缝性油藏水平井水平段取向主要有以下2种方式：沿平行裂缝方向布井；沿垂直裂缝方向布井。由于A区块属于东西向裂缝发育的单向裂缝系统油藏，如果沿平行裂缝方向布井会影响压裂效果，不利于水平井产能的发挥。因此，决定采取沿垂直裂缝方向布井，这样能够提高水平井的钻遇率，较大幅度地增大波及面积，最终提高采收率。

3）水平段长度水平段长度越大，累产油量越大，但超过500m后，产量随水平段长度增大的幅度有所减小，含水上升则相应加快［4］，因而建议水平段设计长度在500m左右。根据A区块砂体的实际发育情况，确定水平段设计长度为397～541m。

2.3 水平井轨迹设计

A区块水平井目的层位为河流相沉积，砂岩厚度较大，平均有效厚度达到3.4m。由于油层下部相对水洗程度高，因此尽可能选择中上部剩余油富集、砂体预测厚度较大、夹层较少的部位设计水平井轨迹，并按照顶面微幅度构造变化，将水平井轨迹控制在距油层顶面1.0m左右的范围内。A区块水平井轨迹优化设计参数表如表1所示。

表1 A区块水平井轨迹优化设计参数表

3 随钻跟踪技术

为了确保水平井顺利完钻，应用三维地质模型结合随钻测井监控仪、岩屑录井，对水平段钻井轨迹进行实时跟踪、校正和调整，指导钻井轨迹运行方向。

3.1 入窗调整技术

1）对比标志层结合地质模型分析通过精细地层对比、岩屑录井、气测录井和LWD随钻测井信息，由此实现决策的准确性和调整的实时性。

2）落实储层变化情况根据对比电测结果来修正构造误差，重新进行岩性预测，据此对水平井轨迹的垂深、水平位移、井斜角等参数进行微观调整。

3.2 水平段调整技术

在水平段钻进过程中，应依据三维地质模型所描述的微构造特征提前做出判断，调整井斜角，防止向上或向下钻出油层，确保轨迹沿挖潜目标钻进。如在现场跟踪A42－P125井时，LWD随钻测井结果显示比实际钻头所在位置滞后8m左右，而岩屑录井和气测录井资料所反映的信息比实际钻头所在位置仅滞后5m左右。因此，在随钻跟踪时应根据岩屑含量、荧光级别、C1烃值高低等对钻头是否钻出油层做出及时预判，同时结合LWD随钻测井数据及时调整钻头倾角，保证水平段钻进具有较高的钻遇率。