北部过渡带水平井完井优化设计方法研究

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摘要：为了在过渡带四条带外扩边缘区域探索挖潜潜力，通过储层沉积特征及剩余油分布规律研究，优选水平井区，尝试利用水平井挖潜四条带潜力。运用地质建模、数值模拟等多学科手段，论证水平井的可行性，优化水平井井位。随钻跟踪过程中，采用LWD随钻测井现场对比、综合录井分析、岩屑录井观察和地质模型验证等多种手段，综合分析，成功的避开非目的层干扰，成功着陆，达到了较高的砂岩钻遇率。投产后产量超过周围直井的4倍，超过了预期的指标。该井的成功完钻，为过渡带剩余油挖潜提供了新的途径。

关键词：沉积特征 地质建模 数值模拟 随钻跟踪 岩屑录井

1前言

萨北过渡带四条带发育萨Ⅰ、萨Ⅱ组油层，没有断层发育但构造落差较大，油底以上油层有12个。萨Ⅰ组油层为三角洲外前缘相沉积砂体，砂体呈条带状或零星分布，厚度较薄渗透性较差，平面上变化大。萨Ⅱ1-3油层为干枝状三角洲砂体沉积，河道砂体厚度较大，砂体规模小，薄层砂不发育，砂体平面上变化也较大，尖灭区较多，呈坨状、条带状分布，其间以泥质充填，直井开采效果较差。萨Ⅱ4、萨Ⅱ5+6油层为枝坨过渡状三角洲砂体沉积，河道砂体呈更窄的条带状分布且方向性明显，尖灭区明显缩小，物性较差的薄层席状砂大面积分布。根据水平井层位优选原则，综合考虑四条带外边缘砂体发育规模、油水界面分布、注采井网及剩

余油分布情况，确定目的层为萨Ⅱ2+3。

2多学科集成化指导水平井挖潜

为保证该井的成功完钻，首先考虑过渡带钻水平井存在的风险：

1）北部过渡带井距较大，河道砂体规模不大，井间砂体预测存在不确定性；

2）北过水平井在外廓区域没有井点控制，且构造边部落差较大，给水平井钻井轨迹设计带来很大不确定性，给水平井成功钻井带来很大不确定因素；

在考虑诸多影响因素和调研基础上，制定了科学的多学科集成化指导水平井挖潜的操作方法。

2.1水平井区综合地质研究

通过储层精细对比和沉积微相精细识别，明确水平井区萨Ⅱ2+3油层构造发育及储层沉积特征。

2.1.1构造特征

图1水平井目的层顶面微幅度构造图

研究区内无断层发育，补心海拔在148.73～150.62m之间，砂岩顶界海拔深度为-991～-1046m之间。萨II2+3油层顶面构造形态特征（图1）呈西北东南向分。

2.1.2储层精细描述

按照“旋回对比、分级控制的原则”，对目的层沉积特征进行精细研究。通过1横2纵3条油层对比剖面，对研究区41口井逐井逐层进行对比，对河道砂发育规模及不同微相组合模式进行精细描述。

研究区萨Ⅱ2+3层属于湖岸线附近的干枝状三角洲沉积砂体。对萨II2+3a油层北部分流河道砂体发育状况有2种预测，一是主体河道砂呈窄条带状连续分布，宽度250m，曲率较大，两岸对称摆动，河道砂体与泥岩或表外储层突变接触。在河道砂体中识别出北5-9-丙54井为废弃河道沉积物，与点坝体共生。该层主体河道砂厚度1.8m～5.8m，变化较大，从沿河道走向剖面可见，砂体厚度由厚到薄、由薄到厚呈规律性变化，砂体变厚部位常与下层单元呈切叠或叠加接触。还有一种认识认为研究区萨Ⅱ2+3a层主河道北部宽400m，分叉成2条单一河道，西部河道曲率较大，东部发育小型决口水道，宽度只有100m左右。

2.1.3厚度发育状况

研究区萨Ⅱ2+3油层平均砂岩厚度为2.63m，有效厚度1.95m，最大砂岩厚度为7.3m，最大有效厚度为5.7m，物源方向为南北向，南北向厚度变化不大，向东西两边逐渐变薄。有效厚度1.5m以上钻遇22口井，钻遇率为53.6%，平均单井有效厚度为3.23m。水平井布井区域萨Ⅱ2+3油层有效厚度约为2.5～3m。

2.1.4隔层及层内夹层分布情况

水平井布井区域上隔层厚度较大，在2.0～4.0m之间，平均厚度约为3.5m，下隔层厚度在0.5～3.8m之间，平均厚度约为1.5m。

水平井研究区萨Ⅱ2+3油层层内夹层发育较少。从夹层密度分布等值图分析，水平井布井区域夹层密度较小。

2.2“动静结合”落实剩余油潜力

研究区2004年新钻外扩井6口，萨Ⅱ2+3a层砂岩厚度 11.1m，有效厚度9.6 m，其中低水淹有效厚度7.2m，低未水淹厚度主要位于油层上部，约占厚度比例的 75%。研究区萨Ⅱ2+3b层砂岩厚度 11.3m，有效厚度5.6 m，其中低未水淹有效厚度2.8m，低未水淹厚度主要位于油层上部，约占厚度比例的50.0%。萨II2+3层低未水淹厚度比例为65.7%。

研究区2口水井连续同位素测试资料表明：研究区目的层南部油层动用状况较好，动用厚度100%，北部油层动用状况相对较差。南部的北5-9-丙水53井，2005-2007年同位素测试结果萨Ⅱ2+3油层动用厚度均达到100%，占全井相对吸水量由48.51%增加到89.0%；北部的北5-7-丙水53井萨Ⅱ2+3油层动用厚度只有43.6%，占全井相对吸水量14.24%。北5-8-丙54油井环空测试结果：投产初期2004年目的层动用厚度77.8%，占全井相对产液量42.86%，含水11.1%，2006年8月测试结果显示，该井萨Ⅱ2+3a油层动用厚度达到100%，占全井产液量的62.3%，不含水，2007年测试该层含水上升到84.6%。从油水井剖面测试资料结果分析，研究区该层剩余油应该比较富集。

为了进一步明确水平井区目的层萨Ⅱ2+3a油层动用状况，2008年5月对研究区2口油井北5-8-丙52井和北5-8-丙54井进行了C/O测试。结果表明：2口油井萨Ⅱ2+3油层均存在剩余油，但北5-8-丙52井方向剩余油相对富集。北5-8-丙52井剩余油主要分布在萨Ⅱ2+3a油层中上部，油层下部剩余油相对较少；北5-8-丙54井由于层内夹层遮挡及连通关系影响，剩余油主要分布萨Ⅱ2+3a油层中下部，顶部剩余油较少。

图2 目的层剩余油分布图

同时通过数值模拟对水平井研究区的剩余油分布状况进行分析，数值模拟结果显示，该层剩余油比较富集，主要集中在油层的上部（图2）。

综合分析水淹层解释资料、开发状况、油水井监测资料及数值模拟结果分析，研究区目的层存在剩余油，主要是由于干枝状三角洲沉积砂体主河道宽度小曲率较大，造成注采不完善，使得河道砂体内部形成剩余油富集区。

2.3地质建模精细刻画层内非均质特征

在目的层储层描述基础上，利用Petrel软件建立三维地质模型，根据砂体的发育状况、目的区块实际井位关系和油层顶部剩余油分布规律，优化水平井方向。

2.3.1构造模型的搭建

构造模型包括层位模型和断层模型，主要反映储层的空间框架和断层格局。由于水平井研究区无断层发育，因此层位模型是构造模型的关键，由于北部过渡带四条带外扩区域井网密度小，构造趋势缺少有效的控制，通过几种层面算法的比较，优选出收敛加边部构造趋势约束的方法，建立的层位模型更趋近研究区地质特征。

2.3.2 岩性模型的建立

在搭建水平井区的岩性模型时，如何正确识别隔夹层的分布是进行水平井轨迹设计的关键，隔夹层的存在是产生储层非均质性的主要因素之一，因此在搭建模型时首先统计了目的层上下隔层的厚度及层内夹层的分布状况，在此基础上进行岩性模拟。

在搭建岩性模型时采用序贯指示模拟方法模拟了目的层段的岩性空间分布，网格步长为10m×10m×0.1m。在建立岩性模型时，采用抽稀井网验证的方法，针对不同变差函数模拟结果，以未参加模拟运算的一口井的预测有效厚度来评价模拟结果的精度，通过变差函数分析，得出主变程为449，次变程为403时，模型模拟有效厚度的精度为96.7%，同时结合水平井附近井的连井剖面认识到水平井区域萨Ⅱ2+3a与萨II2+3b之间存在比较稳定的夹层，模型结果与认识一致，依据前期描述结果，进行水平井的轨迹设计。

图3 北5-8-平53井水平井轨迹

设计水平井的方位角为13.09°在嫩Ⅱ段中部开始造斜，经过嫩Ⅰ段、萨零组、萨Ⅰ组油层到达目的层萨Ⅱ2+3，水平段长度为280m，在钻井过程中可根据地质变化情况决定水平段长度。

2.4水平井随钻地质导向

水平井随钻过程中借助地质模型结合录井和测试资料综合分析，合理判断水平井走向的几个关键步骤：

1）为降低探油风险，提前着陆

北5-8-平53井按照钻井工程设计，从929m嫩Ⅱ段开始造斜，经过萨零、萨I组、萨I萨II夹层进入萨Ⅱ组油层到目的层，但在萨Ⅰ组油层对比时发现，实钻萨Ⅰ顶、底垂深与三维地质模型深度相差2-3m。在无法判断模型与实际油层差距之前，为了避免钻穿目的层的情况，降低探油风险，经与录井、钻研协商，决定提前着陆。

2）意外钻遇较发育非目的层时，果断下探

地质模型显示萨Ⅱ1+2油层最可能钻遇表外薄层砂，在测深1270m开始钻遇该层，垂厚1.5m，且岩性、含油性均较好。按照轨迹设计，决定继续下探油层。继续下探钻至测深1305m时录井反应有含油砂岩，1309米岩屑中出现钙质，随后含砂量增大，地质模型跟踪也到达萨Ⅱ2+3顶部，实现成功着陆。

3）岩屑录井与随钻电测结果不符，合理判断

在1433m时，电阻率曲线出现极值，录井全烃和C1出现高值，但录井岩屑中没有砂岩，钻井液中却捞出油砂，此时随钻监测数据出现矛盾。岩性模型显示是河道砂，综合录井资料、电测曲线和邻井对比结果，认为钻遇细粉砂油层。因此决定保持井斜角继续沿油层钻进。

4）岩性突变时，改变设计

钻进到1485m开始岩性发生改变，录井岩屑和电测曲线均显示为泥岩，地质模型显示为萨II2+3

层间夹层，此时发现实钻轨迹偏离设计剖面，设计剖面显示为层内夹层，实钻剖面则为层间夹层。20m后出现砂岩，岩性改变，含油性变差，已经进入萨II2+3b层顶部。

3水平井投产情况

水平段总长为280米， 萨Ⅱ2+3a水平段长度为184m，渗透率0.545×10-3μm2，全部为低水淹油层。按照控含水，保产能，并为后期工艺措施调整留有空间的原则，确定目的层萨Ⅱ2+3a为射孔层位，射孔长度为100m，根据实钻轨迹与油层顶底界距离，不同部位分别采取两相位水平180°、上仰角15 °和上仰角30 °三种射孔方式。

北5-8-平53井于2009年1月16日投产，采用自喷方式生产，投产初期日产油19.9t，含水14.0%，，目前平均日产油11吨，含水50%，截止2010年5月25日累计产油4800吨。

4结论

1）水平井区综合地质研究，保证了储层预测的准确性，为过渡带水平井优化设计提供了保证；

2）“动静结合”的剩余油预测方法，为论证水平井的可行性，提供了依据；

3)精细的构造和夹层建模是水平井地质导向的关键，对水平井的走向起到关键的指导作用；

4)在随钻跟踪时应根据录井资料、电测曲线、邻井对比和地质模型综合判断，进行水平井轨迹走向的决策；

5)总结出一套科学的多学科集成化指导水平井挖潜的实施技术流程。

参考文献

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