地质导向技术在水平井钻探中的应用研究2006420

1、PAGE PAGE 58地质导向技术在水平井钻探中的应用研究一、前言（一）项目的意义与来源水平井是大幅度提高采收率、加快资金回收、降低油田开发综合成本的有效途径。它被国内外油田广泛应用到多种类型油气藏的开发生产中，取得了显著经济效益。随着地震资料品质的提高和油藏精细描述工作的深入，冀东油田于2002年开始大力推广应用水平井技术，水平井的数量快速增长。油田首先在柳赞油田柳102区块第三系边底水油藏成功实施了不同目的层的水平井5口；随后，相继开展了高104-5、高63、庙101等区块浅层油藏水平井开发，同时还在高78、高5等区块实施了穿层大斜度水平井、高29区块多油层分支水平井、高含水区小井眼开窗

2、侧钻水平井作业。已实施的水平井在提高单井产量、提高油藏采收率和降低成本方面均取得了较好的效果，为近几年油田产能建设、较大幅度提高区块原油产量打下了基础，使油田开发工作取得了重要进展。可以认为，水平井技术是复杂断块油田提高采收率、提高产量，最终提高勘探开发整体效益的最有效途径之一。地质、工程设计完成后，在水平井施工中，地质导向技术必不可少，是指导现场定向施工，及时引导钻头走向、最大限度地钻遇油层的关键技术，直接影响水平井成功实施。冀东油田自2001年在开发生产中实施水平井技术以来，截止到2005年12月31日，已钻各类水平井111口。地质导向技术通过这些大量的实践和研究，逐步发展为成熟的技术，形

3、成了一套适合油田地质特点的导向技术。为了进一步推广地质导向技术，系统总结以往经验，为今后不同井况、不同地层水平井施工提供最优方案，2004年冀东油田设立了地质导向技术在水平井钻探中的应用研究应用性科研项目，由勘探开发工程监督中心承担，研究时间为二年（2004年1月-2005年12月），课题编号2003-8-3。（二）立项目的及主要研究内容1、立项目的该项目立项目的是通过对完钻水平井地质导向技术的应用效果进行总结分析，尤其是对钻探失败的水平井进行原因分析，结合实际工作中遇到的困难，寻求解决方案，建立切实可行的地质导向思路。在此基础上，归纳出不同区块、不同层位水平井地质导向方法的特点，优选合理的地

4、质导向技术方法，提高地质导向技术在油田广泛应用效果，使该项技术更好的指导水平井钻探，尽可能把井眼轨迹控制在油层的较高部位，为油田上产服务。2、主要研究内容（1） “油层着陆点”的研究选择合适的靶前距利用地层对比法指导水平井着陆（2）LWD曲线响应特征研究着陆前LWD电阻率曲线对钻头位置的预判着陆前后LWD曲线特征分析利用LWD曲线判断钻头出层部位引导钻头二次着陆（3）气测显示响应特征不同区块油层的全烃响应值分析着陆前后气体组分显示特点分析利用水平段全烃及组分变化判断钻头在油层中的相对部位（4）地质导向过程中的难点与对策研究（5）地质导向方法优选（三）技术难点和主要研究思路1、技术难点（1）LW

5、D曲线分析技术。如何利用LWD三条曲线，分析钻头相对位置，实施导向是本项工作的一个技术难题。（2）常规录井技术。针对水平井岩屑细碎、钻井液混入原油的实际，如何利用常规录井手段识别岩性和油层是又一技术难题。（3）二次着陆。探索钻头出层后尽快达到二次着陆的有效方法和途径，同时要考虑到二次着陆后，后续下套管、固井、射孔、采油等施工的难度。2、主要研究思路调研国内各油田水平井地质导向技术应用情况，并根据冀东油田水平井的施工状况和过程，分析冀东油田不同层位水平井地质特征、轨迹特点、地质导向措施及效果，利用随钻录井资料，研究地质信息在LWD资料上的响应特征，分析对比邻井资料，优选地质导向技术方法，并进行推

6、广应用，更好地实现水平井地质目的。具体研究路线是：（1）利用已钻水平井成果，初步摸索规律；（2）开展大规模调研工作，学习好的做法和思路；（3）开展室内研究；（4）与研究同步实施单井试验；（5）总结、提高、推广；（6）技术成型，完成科研报告。（四）完成的主要工作量该项研究在统计分析历年来所钻水平井资料的基础上，按区块、地质导向方法等进行分类研究，总结出冀东油田水平井地质导向方法的适应性，编制完成了地质导向技术在水平井钻探中的应用研究科研报告，全面完成了项目要求的各项研究内容。该项目研究将对以后进一步推广应用水平井地质导向技术，提高水平井钻探成功率方面发挥重要作用。1、根据油田先期在柳南实施的五口

7、水平井的实钻资料，总结油层着陆时LWD曲线、气测显示、以及岩屑显示特点，初步摸索水平井的油层在各种地质信息上的响应规律；2、收集了油田水平井主要开发区块的地质、测井及试油资料，了解各区块油气类型和油质特点；3、先后到胜利油田、大港油田等水平井技术开展较早的油田进行地质导向技术调研工作，获取了许多宝贵的间接经验；4、根据调研成果和冀东油田地质特点展开室内研究：根据构造形态重新设计水平井着陆点水平位移和入窗井斜角；根据LWD深浅电阻率曲线测深的差别研究电阻率曲线特征和钻头相对于油层位置的相互联系；对着陆后如何利用和分析LWD曲线，进而控制井眼轨迹进行了研究；研究了混油前提下气测识别油层方法，分析气

8、体比值法；地质导向存在的实际困难和相应对策。5、在高104-5、高63、庙101等区块，先后实施了各种不同的导向方法，与本项研究同步，对正钻水平井进行了导向，效果明显。6、针对单井所处区块地质特点，将研究成果推广应用到冀东油区的每口水平井。在水平井钻探中，研究人员深入现场，指导施工发现新情况，解决新问题。在推广应用中，不断总结经验，深入探索，完善理论研究，最后比较系统和全面地提出了适合冀东油田的水平井导向技术及方法。7、以如何更好的完成水平井地质导向任务为主线，形成了地质导向技术在水平井钻探中的应用研究科研报告。二、水平井概述和冀东油田地质导向技术应用概况（一）水平井概述水平井是指钻入储集层部

9、分的井眼轨迹呈近水平状态的井。与常规生产井相比，它的优势在于有效地增加油气层的泄露面积，提高油气采收率，提高单井产量，并且可以解决以下难题：1、解决高稠油、超稠油的开发问题；2、解决地层致密和低渗透层采油产量低的问题；3、有效的开发断层遮挡剩余油藏及构造高点油气富集区。 （二）国内外各油田水平井地质导向技术的发展水平井最早出现于美国二十世纪2030年代，4070年代美国、前苏联等国实施了一批水平试验井。80年代，随着新技术发展，加上一些特殊油藏用直井的方法已无法开发，或经济效益很低等原因，使得水平井技术又得到了进一步发展。美国、加拿大、法国等国开展了利用水平井技术开发油气藏的研究，在水平井油藏

10、工程、钻井、完井、测井、射孔、增产措施、井下工具以及井下作业等方面均有重大突破。尤其是80年代中期因油价较低水平井技术得到迅速发展，水平井开采技术逐步配套。90年代开始大规模推广应用，已作为成熟的常规技术应用于几乎所有类型的油藏。水平井钻井成本已降至直井的1.52倍，甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍 ，产量是直井的48倍。我国在二十世纪60年代开始初步应用大斜度井和水平井技术，1965年在四川磨溪钻成第一口水平井磨3井，但限于当时的技术水平，未取得应有的经济效益。“八五”期间，我国将水平井技术列为重点攻关技术，相继在胜利、新疆、辽河等油田开展攻关，率先进行了水平井的研究和实践，二十世纪90

11、年代中后期，该项技术开始得到了快速发展和广泛应用。Anadrill公司1992年首次提出地质导向概念并于1993年研制出了第一套地质导向工具。此后Halliburton,Baker Hughes INTEQ和挪威国家石油公司（Statoil）也相继研制出了他们各自的地质导向工具。目前，Anadrill公司的地质导向工具已经在钻井中得到广泛应用。到1996年底，仅在欧洲和非洲就有13家公司应用该项技术在6个国家钻井近50口，总进尺超过32000米，并取得了良好的效果。Halliburton公司在1995年研制出了取名叫PZST(Pay Zone Steering)的地质导向工具，将它直接装在泥浆

12、马达和钻头之间，可提供伽马射线、井斜和电阻率数据。该工具已于1996年起纳入工业应用。挪威国家石油公司（Statoil）在1995年研制出了应用声波反射原理探测井眼轨迹与地层流体界面和地层界面的相对位置的地质导向工具，并取名POSLOG工具。导向钻井技术在国外近年来也已经取得长足的发展。八十年代，导向螺杆钻具（弯外壳马达）替代了直螺杆钻具和弯接头。导向螺杆钻具和无线随钻测斜系统两项新技术的应用，成功的实现了水平井钻井的几何导向。在国内随着各油田对油气资源勘探开发综合效益的日益重视和钻井工艺技术的不断提高，利用水平井开发油气藏的规模不断扩大，水平井技术得到长足发展。水平井的钻井技术为这些油田在油

13、区含水不断增高和产油量逐步下降的严峻形势下，找到了一条增产、稳产的有效之路。（三）冀东油田水平井钻探现状冀东油田是一个复杂的断块油田，储层变化大、相变快，非均质性严重，油藏类型主要是以背斜构造为背景的层状断块油藏，单个油藏规模小，储层横向变化大。随着冀东油区地震资料品质的提高和油藏精细描述的开展，为水平井开发技术的应用带来了契机。二次三维高精度地震采集和高分辨率目标处理，地震资料品质的提高，使我们能够精细刻画单个油层的微构造形态和油砂体平面展布，对油层有了准确的认识，水平井开发技术的应用有了基础。虽然冀东油田水平井技术起步较晚，但发展速度很快，2002年至2005年12月31日，先后在柳南、高

14、尚堡、老爷庙等地区实施了111口不同目的层的水平井，表1为截止到2005年底冀东油区水平井钻探统计状况。按区块分，冀东油田的水平井主要集中在高尚堡浅层，共计72口，占水平井总数的65%，其次是老爷庙浅层水平井，共19口，占水平井总数的17%。按钻井类型分，主要为浅层水平井，共计102口，占水平井总数的92%，深层水平井及斜穿油层组的水平井共9口，占水平井总数的8%。水平井累计钻遇油层由于种种原因，2004年所钻水平井共有14口井填眼侧钻，2005年有1口井填眼侧钻。详细情况见表2。 表1 2002年-2005年冀东油田水平井钻遇油层长度统计表序号井号累计油层长度(m)序号井号累计油层长度(m)

15、序号井号累计油层长度(m)1高104-5侧平115538高104-5平2422475高5-平41032高104-5侧平37139高104-5平2515076高78-平11603高104-5侧平411340高104-5平2618077高78-平10804高104-5侧平515241高104-5平2721178高78-平152305高104-5侧平715542高104-5平2817179高78-平201256高104-5侧平88643高104-5平2912080柳102-平12647高104-5侧平913844高104-5平3022881柳102-平23158高104-5侧平1012045高104

16、-5平3115082柳102-平33339高104-5侧平1111846高104-5平327083柳102-平425010高104-5侧平1212047高104-5平338584柳102-平529011高104-5侧平1313048高104-5平3412085庙101-平117512高104-5侧平1516949高104-5平3517086庙101-平217713高104-5侧平1714050高104-5平3618587庙101-平314014高104-5侧平1818051高29-平125488庙101-平422815高104-5平112052高29-平27489庙101-平530316高10

17、4-5平220253高29-支平1110+6290庙101-平629017高104-5平329254高63-平120091庙101-平717118高104-5平413055高63-平218392庙101-平821019高104-5平523456高63-平316693庙101-平913020高104-5平627657高63-平415094庙101-平1016521高104-5平726858高63-平512795庙101-平1123022高104-5平810359高63-平612596庙101-平1226523高104-5平915760高63-平77097庙190-平114724高104-5平10

18、29061高63-平813898庙190-平210025高104-5平1121862高63-平917799庙28-平17026高104-5平1216363高63-平10293100庙28-平219627高104-5平1328264高63-平11235101庙28-平318028高104-5平1418465高160-平1220102庙36-平118829高104-5平1532066高160-平2130103庙36-平210530高104-5平1618367高160-平3227104南38-平110031高104-5平1710068高160-平4108105南38-平23732高104-5平182

19、1669高36-平1321106南36侧平124433高104-5平1922270高36-平3180107南70-平113534高104-5平2024371高36-平4182108唐2-平114235高104-5平2118172高59-平2120109柳北-平315036高104-5平2215273高59-平497110柳北-平57037高104-5平2321674高5-平2167111柳北-平697累计油层长度19202米表2 冀东油田水平井填井汇总表井 号填 井 原 因填井后措施G104-5P17油层薄，几近尖灭调整入射角，“软着陆”G104-5P14油层不连通侧钻后，仍不连通，钻过泥岩透

20、镜体后，重新钻遇目的层M190-P2目的段无油层调整设计，小角度斜穿目的层G5-P4目的段无油层调整井斜，增加靶点，按实钻参数控制井身轨迹G29-ZP1-1A靶点前油层尖灭A靶点设在实钻井附近。直接按A靶点设计井深钻进LB-P5水平段少，没达到要求目的层变化太大，侧钻后，效果更差G104-5P9目的层上部砂岩透镜体调整轨迹，穿过这个油层透镜体G63-P5井身轨迹偏上，泥质含量高井身轨迹下移，让过过渡岩性G29-P1断层变化两次因找不到油层填井后，重新设计A靶点，着陆G104-5P1断层变化修改设计，改变井身轨迹G63-P9划出新眼执行原设计G160-P4划出新眼执行原设计G29-P2测井掉放射

21、源执行补充设计，侧钻后井身轨迹控制效果差M101-P4导眼按设计执行G104-5P33断层影响修改设计，改变井身轨迹截止到2005年底，冀东油区共钻水平井111口，水平井数量空前。同时，采用多种开发方式：单油层水平井、开窗侧钻水平井、多分支水平井和以油层组为目的层的大斜度井。已实施的水平井均取得了较好的效果，在提高单井产量、提高油藏采收率和降低成本方面起到了极其重要的作用，为近几年产能建设、较大幅度提高区块原油产量打下了基础，使油田开发工作取得了重要进展。可以说，水平井技术是复杂断块油田提高开发水平，提高采收率，提高产量，最终提高勘探开发整体效益的最有效途径之一。由于冀东油区储层横向和纵向严重

22、的非均质性，给油藏正确描述带来困难，也给水平井施工增加了许多难度，使得个别井中靶困难。水平井是完成油田产能建设的重要途径。水平井钻探成功与否，地质导向作用非常关键，地质导向水平直接影响着后期开发效果。加上冀东油田水平井钻探不采用先打导眼再施工的工序，而是直接钻开油层顶后着陆，因此，地质导向工作显得尤为重要。研究这一课题是十分必要的。三、冀东油田实施水平井主要区块的地质特点冀东油田的水平井主要部署在高104-5、高63、庙101等区块（表3）。 表3 冀东油田水平井区块、层位分布统计表区块层位井 号高104-5Ng6高104-5平20，高104-5平21，高104-5平22，高104-5平34，

23、高104-5平35，高104-5平36Ng8高104-5平9，高104-5平10，高104-5平11，高104-5平12，高104-5平13，高104-5平14，高104-5平14，高104-5平15，高104-5平23，高104-5平24，高104-5平25，高104-5平26，高104-5平27，高104-5平28，高104-5平29Ng10高104-5平16，高104-5平19Ng11高104-5平30，高104-5平31，高104-5平32，高104-5平33Ng12高104-5侧平1，高104-5侧平3，高104-5侧平4，高104-5侧平5，高104-5侧平7，高104-5侧平8，

24、高104-5侧平9，高104-5侧平10，高104-5侧平11，高104-5侧平12，高104-5侧平13，高104-5侧平15，高104-5侧平17，高104-5侧平18Ng132高104-5平1，高104-5平2，高104-5平4，高104-5平5，高104-5平6，高104-5平7，高104-5平18高29Nm2高160-平1Nm1高160-平2Nm6高160-平3NgI2高160-平4Ng2高29-平1，高29-平2Nm6/ NgI2高29-支平1高36Nm4高36-平1Nm6高36-平3，高36-平4高59Ed1高59-平2Ng2高59-平4高63Nm6高63-平1Nm7高63-平2

25、，高63-平8Nm9高63-平3,高63-平10,高63-平11Nm11高63-平4,高63-平9Nm12高63-平5 Nm3高63-平6NgI1高63-平7高78Ed36高78-平1Ed3高78-平10,高78-平15Ed3高78-平20 续表3 冀东油田水平井区块、层位分布统计表区块层位井号高5ES338高5-平2Ng高5-平4柳102Nm12柳102-平5Ng1柳102-平4Ng4柳102-平1,柳102-平2,柳102-平3庙101Nm6庙101-平5Nm1庙101-平6Nm6庙101-平12NgI1庙101-平7NgI5+6庙101-平1Ng2庙101-平8Ng3庙101-平2,庙1

26、01-平3,庙101-平4,庙101-平10,庙101-平11Ng5庙101-平9庙190X1NgI庙190-平1NgI庙190-平2庙28NgI4庙28-平1庙28-平2庙28-平3庙36Nm5庙36平1Nm6庙36平2南36Ng南36-侧平1南38Ng1南38-平1，南38-平2南70X1Ng南70-平1唐2X1J唐2-平1柳北ES33柳北-平3ES3324柳北-平5ES3324柳北-平6（一）高104-5区块 1、区块构造、圈闭基本特征该区块位于南堡凹陷高尚堡构造北部，高柳断层的上升盘，为一宽缓的断鼻状构造，构造形态比较完整，构造发育具有继承性，主要有高柳断层及其派生的小断层。该区地层总

27、体上北倾，倾角约2-3，构造长轴方向为近NW-SE向。闭合高度80米，圈闭面积约10km2。含油层系为馆陶组6-14号小层。其中Ng6、Ng8、 Ng10、油藏为一套辫状河沉积地层，砂体分布面积大，单层砂体厚度变化小。Ng6 、Ng10单层平均厚度大于5米，Ng8单层平均厚度大于10米。Ng6油藏构造东部高点位于高115-6井、高213井附近，高点埋深-1723米（海拔），闭合高度约9米。Ng6油藏构造西部高点位于高7-1井附近，高点埋深-1694米（海拔），闭合高度约18米。Ng8油藏构造高点位于高208-4井附近，高点埋深-1746米（海拔），闭合高度约80米。Ng10油藏构造高点位于高2

28、08-4井附近，高点埋深-1788米（海拔），闭合高度约80米。Ng12油藏构造高点位于高208-4井附近，高点埋深-1832米（海拔），闭合高度约70米。Ng132油藏构造西部高点位于高208-4井附近，高点埋深-1842米（海拔）；东部高点位于高新109-8井附近，高点埋深-1860米（海拔），闭合高度约80米。2、标准层Ng油组顶部玄武岩，厚约5-20米，为灰黑色玄武岩或玄武质泥岩。电阻率值异常高，自然伽马极低，自然电位接近基线，声波曲线呈现传播速度快的特征，是划分Ng组、油组的标志。Ng油组下部呈复合旋回，顶部为含砾砂岩，与下部较纯的泥岩段构成典型的反旋回，此特征区别于其它层位，是划分

29、Ng、油组的标志。Ng油组由3-4个灰、灰白色不均质含砾块状砂岩组成。电阻率曲线表现为多级齿状化，自然电位幅度偏差较大，间夹紫红色、灰白色、灰绿色泥岩条带。油组底界为厚层块状砂岩，是划分Ng、油组的标志。明化镇下段底部低阻泥岩段，含浅灰色砂质条带，厚约100米的棕红色较纯泥岩段，是划分明下段和馆陶组的标志。明化镇下段油组底部泥岩段，厚约30-80米的紫红色泥岩，多夹砂质、粉砂质条带，在东南部略有变化，是划分明下段、油组的标志。明化镇下段油组底部泥岩段，厚50-150米的较纯泥岩段，在整个高尚堡南部分布均匀稳定，全区范围可追踪对比，是划分明化镇下段、油组的标志。（二）高63区块1、区块构造特征高

30、63区块位于高南浅层构造的南部，东南接柳赞油田，西部为高29区块。该区块被高南1号断层和一条南倾正断层分割为三个较大的断块，自北向南依次是高63-1断块、高63断块和南部的高63南断块。其中高63-1断块为一反向屋脊断块，断块中部地层北倾，东段地层倾向为北东向，西段地层为北西向，倾角4-8。高63-1断块主力油层Nm7小层构造高点位于该断块的南侧高63-12井附近，高点埋深为-1722米（海拔），构造幅度约50米。2、油水关系及油藏类型高63区块油层分布主要受构造控制，高部位是油、低部位为水。Nm7油藏是受构造控制的层状边水油藏。（三）高29区块1、区块构造特征高29区块位于高南浅层构造的南端

31、，区块被一条北掉断层分为两个断块，北部为高29北断块，南部为高29断块。高29北断块在明化镇组被一条南掉断层分为两部分。北部的高160X1断块，地层总体向北倾，倾角为2-6。2、油水关系及油藏类型高29区块油层分布主要受构造控制，但局部受岩性控制。高160X1断块Nm1油藏主要受构造控制的层状边水油藏，东部高69-14井附近受岩性影响，油水界面为-1754米（海拔）。（四）庙101区块1、庙101区块位于庙北背斜的主体部位，位于油源断层F4断层的上升盘，是老爷庙油田的主力开发区块之一。区块整体为断背斜形态，北东南西走向，整体构造幅度约60米，内部被庙101断层和庙9断层切割成南、北两个断块；南

32、断块为完整的的鼻状构造，地层东南倾，倾角3-7，明化镇构造高点位于庙19-15附近，馆陶组构造高点位于庙101井附近；北断块在明化镇组和馆一段为完整的鼻状构造，地层南倾，高点位于庙17-7井附近，馆二段演化为东西两个局部鼻状构造，东部断鼻地层北西倾，倾角3-5，高点位于庙新17-16井附近，西部断鼻地层南倾，倾角3-5，高点位于庙17-7井附近。2、油水关系和油藏类型庙101区块油层分布主要受构造控制，高部位是油，低部位为水。Ng2油藏是受构造控制的层状边水油藏。四、水平井地质导向技术造斜点靶前位移水平段大地水准面水 平 造斜点靶前位移水平段大地水准面水 平 位 移A靶点着陆点靶前距垂 海深

33、拔图1 水平井钻井术语示意图水平井术语介绍（图1）：垂深:钻头至钻机转盘面的垂直深度；海拔:钻头位置到大地水准面的垂直距离（取负值）；造斜点:由上直段转向定向段的拐点位置；着陆点:钻头切入油层接触点；水平位移:钻头距井口铅锤线的水平距离；靶前距:着陆点距设计A靶点的水平距离；水平段:从着陆开始直至完钻的井段。从工作程序上分，包括地质导向的前期准备工作，油层着陆点的地质导向工作和水平段地质导向工作。所用地质导向的技术手段和录井方法包括构造形态分析法、地层对比法、井身轨迹图跟踪法、地质录井法、LWD测量法、气体比值法、几何分析计算法等等。现在按工作程序分别介绍各种地质导向方法。（一）地质导向前期准

34、备工作开钻前，首先要认真学习地质、钻井设计，了解钻探目的、技术要求。其次要广泛收集资料，包括邻井1：500、1：200测井垂深图，1：500综合录井图，井斜数据等以及收集泥浆料和混入原油图谱等资料。第三要熟悉区域地层情况，了解邻井的岩性、电性特征，产油、出水情况。第四要掌握目的层构造形态、油层厚度变化等横向展布特征，目的层油气显示特点，油水界面的深度等纵向分布。第五要根据海拔深度编制邻井的对比图，设计井身轨迹图。最后要根据掌握的信息找出本井的工作难点，制定初步应对措施。（二）开钻前油层着陆点的地质导向技术准备1、合理确定油层着陆的靶前距一般设计要求在A靶点前30-50米先探油层顶，然后根据实际

35、钻遇油层海拔深度修正A靶点，确定下步工作。为了便于现场施工，着陆前要根据构造形态将靶前距进行细化：（1）依据构造形态确定靶前距当着陆点的油顶海拔低于A靶点油顶海拔时，即井身轨迹先低后高的情况下，将靶前距适当缩短，一般控制在20-30米比较适宜（图2-1）。如果靶前距偏大，着陆时钻头所钻油层位置相对低，同时钻具入射角再加上地层倾角使钻具与地层形成一个较大的夹角，当增斜到设计井斜角时，一是会使钻头下行的垂深多，处于油层较低部位，二是使井眼轨迹难于控制，造成一个很大的凹弧。减少靶前距，可缩小钻头海拔与A靶点海拔的差距，井眼轨迹比较容易控制，保证轨迹圆滑。一般情况下，考虑到实际油层顶有时会低于设计油层

36、顶，现场制定探油层措施时钻头应以小于90度的井斜角探油层，避免在油层低时钻头只走位移而不走垂深的情况。 当着陆点海拔高于A靶点油顶海拔，构造形态相对钻进方向呈下倾斜坡状时，将靶前距定在40-50米为宜（图2-2）。这种情况一般可以提前着陆，增加油层段长度，井眼轨迹也比较容易控制。A靶前距40A靶前距4050。. .。. .。. .油层着陆点着陆点靶前距2030。. .。. .油层A图2-1 选择适当靶前距图2-2 选择适当靶前距邻井与设计水平井距离越近，靶前距就要适当少留。距离在20米以内时，应采用不留靶前距，直接进入A靶点的做法，提高油层着陆的准确率。如高104-5平11井A靶点距高308-

37、4井北偏东约20米，着陆时未留靶前距，钻头直奔A靶点，钻至2073米，海拔深度为1748米时，发现油层，与设计的深度完全一致。因为A靶点附近有油井，相当于有了导眼，会大大2、选择合适的着陆井斜角着陆井斜一般选为小于水平段设计井斜5-6度，这样既可以在着陆前增加垂深，也可以在确定油层着陆后从容地增斜钻进，使钻头保持在油层里穿行。（三）水平井着陆地质导向技术1、地层对比法原理及实例制定合理着陆方案的基础是准确地层对比。地层对比非常关键，只有地层对比准确了，才能依据构造图推算着陆点位置、垂深等数据，才能制定出合理的着陆方案。首先将邻井及设计井钻遇的单层厚度进行深度换算，变成垂厚度，利用定向井数据绘制

38、本井与邻井海拔对比图。选用标准层，标志层，利用电性、岩性组合特征进行地层对比，提高预测精度，以确保准确着陆。地层对比结果跟设计没有误差是最好的结果，这种情况下，只要严格按照设计提供的轨迹控制好就能顺利着陆。但这种情况比较少见，一般情况下，由于深度测量系统误差，实钻深度与设计深度总是存在着或大或小的误差。（1）通过地层对比，预判油层顶低于设计垂深的情况通过地层对比，预判油层顶低于设计垂深不超过2米的情况下，采用比设计井斜角小6度左右的入射角探油层顶。发现钻时变小、气测出现异常、捞取的砂岩明显或LWD曲线深、浅电阻率值开始抬升，自然伽马值下降等情况时，可以判断钻头进入目的层。在工程施工条件允许的前

39、提下，应全力增斜至设计井斜角。如果发现及时，判断准确，定向控制得当，井深轨迹会保持在距油层顶1.5米范围内。通过地层对比，预判油层顶低于设计垂深超过2米时，同样可以采用的方式探油层顶，但是，这样不能保证在A靶点前着陆，会损失水平段，进而影响水平井开发效果。为了减少水平段的损失，要求准确进行地层对比，采用“倒推法”进行预测。所谓“倒推法”，就是根据地层对比的高低关系首先确定好着陆点的海拔深度，然后再根据实际情况确定最合理的井身轨迹剖面，制定这个轨迹的过程是：首先降斜钻进，在相同的水平位移内使垂深尽快增加，同时保证在钻遇目的层后，井斜角全力增斜至设计井斜角时，钻头位置控制在距离油层顶面1.5米范围

40、之内，最大限度的减少水平段损失。高63- 平1井是部署在高63区块的第一口水平井（图3），目的层为Nm5，设计A靶点前50米海拔为-1716米，当钻至斜深1850米，海拔-1704米时（图4），与邻井高6312井对比，地层比设计深了6米，现场监督人员及时调整轨迹，降低增斜速度，校正井斜角，稳斜钻进30多米。钻至1955米（海拔-图3 高63区块Nm5顶界构造图图3 高63区块Nm5顶界构造图图4 高63-平1井海拔对比图通过地层对比，预判油层顶高于设计垂深，但不超过2米的情况下，采用比设计井斜角小4度左右的入射角探油层顶是可行的。要求稳斜钻进，当钻时变小、气测出现异常、捞取的岩屑明显见砂岩或L

41、WD曲线的深、浅电阻率曲线开始抬升，自然伽马曲线下降，可判断钻头已进入目的层，应当增斜至设计井斜角，进行“软着陆”。通过地层对比，预判油层顶高于设计垂深，且大于2米的情况下，如果发现较早，可以根据地层对比的高低关系确定好着陆点的海拔深度，全力增斜至比设计井斜角小4度左右的着陆角探油层顶；如果地层提前很多且突然出现，即使全力增斜也不能达到设计要求时，则只能填眼侧钻、重新设计井身轨迹剖面，或在损失数十米水平段后追回到油层。2、钻时、气测、岩屑综合分析法钻至水平井目的层时，要格外重视钻时资料，发现钻时变小，及时停钻循环。利用气测、定量荧光资料来确定油层。在高104-5平11井施工过程中，钻至2075

42、米时发现钻时下降，由4.9分/米降至1.0分/米；机械钻速增大，由20米/小时升至60米/小时；现场导向监督通知钻井人员循环，发现岩屑中砂岩含量明显增多，气测全烃由0.89升至1.09，组份齐全，资料显示已钻遇了油层，于是调整井斜角定向钻进，3、LWD资料验证法LWD仪器电阻率、自然伽马曲线能准确反映钻遇地层的参数信息，从而确定着陆。一般的油层砂岩电阻率高（5欧姆米以上），自然伽马在50-75API之间；泥岩自然伽马高，一般大于90API；玄武岩自然伽马在35API以下；水层砂岩自然伽马也在50-75API之间，但是电阻率相对偏低。现场根据实钻自然伽马和电阻率值，结合邻井油层自然伽马和电阻率情

43、况，判断是否钻遇油层着陆。LWD曲线特点将在报告第四部分详述。（四）水平段地质导向技术1、LWD地质导向方法的原理及实例（1）LWD仪器串、测量原理及曲线简介为了适应突飞猛进的水平井钻井工艺的需要，国外新的录井方法和录井技术不断涌现。目前在水平井钻井中的主要技术是用于定向的MWD和用于地层评价的LWD（随钻录井或FEMWD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。钻进过程中测量的数据能够实时传输到地面。MWD一般能测量井斜、方位及工具面方向。LWD除上述测量项目外，还可以测量

44、电阻率，自然伽马，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指导定向钻进。图5 水平井施工钻具组合 水平井成功钻进的基础是LWD数据和MWD方向数据。LWD工具提供能评价井眼所钻遇地层的信息。这些数据将决定如何改变井眼的方向，并且使之达到所希望的目标。图5 水平井施工钻具组合地质导向技术包括可靠的导向系统（MWD）、改进的新型地层物理测量、测井数据模型，近钻头传感器和测传马达。以下是地质导向钻井中使用的典型的井底组合和钻柱组合：钻头 + 地质导向系统（测传马达，电阻率，伽玛和井斜，发射至接收短节）+ 地质导向工具接收短节（用于接收来自导向系统的数据，LWD测井质量，电阻率和

45、伽玛数据）+ MWD测斜仪（测量的心脏，图6 LWD线圈分布图供电测斜和数据传输）+ 无磁钻铤（是为把MWD的方位误差减至最小或安装LWD的中子孔隙度仪器）+ 钻杆（图5）。由于LWD测量电阻率采用补偿电磁波电阻率测量方法，由4个发射圈和2个接收圈组成探测接收单元，在图中T1、T4属于深探测发射圈，测得地层真电阻率（Rt），T2、T3属于浅探测发射圈，测得冲洗带电阻率（Rxo）。双发射圈构成补偿原理，双接收圈使得测量中即使一个线圈出现故障，也不会导致电阻率读数发生大的偏差（图6）。仪器的GR单元测量地层的自然伽马强度，与地层泥质含量成正比。因此，它的测量值不受泥浆混油影响，砂、泥岩及过渡性岩性

46、在曲线上都有明显反应，我们通过曲线形态变化判断是否钻入油层从而进行井眼轨迹控制。图7即为某井实测LWD曲线图。目前国内使用的LWD仪器只能测量自然伽马、电阻率、中子孔隙度和岩石密度等四道地质参数，但我油田考虑成本，目前只有自然伽马和电阻率两道地质参数。 图6 LWD线圈分布图（2）LWD曲线形态分析浅电阻率 深电阻率 图7 某井LWD曲线图通过大量的水平井资料分析，LWD曲线形态反映着钻头后8-12米处油层情况。即将着陆时，由于深浅侧向测深的差异和测量项目距钻头距离的差别，表现为深电阻率曲线首先缓慢升高，这时浅电阻率几乎没有响应；钻头钻入油层，仪器测量单元也相继靠近，并将进入油层，由于自然伽马

47、测量单元更靠近钻头，所以这时自然伽马曲线首先做出反映，浅电阻率曲线突然快速升高并超过深电阻率值；当钻头进入油层中部时，深浅电阻率曲线趋于稳定并几乎重合（图7）。如钻进过程中发现深电阻率值缓慢下降，则说明钻头可能偏离油层中部直至即将出层，这时必需根据现场资料和油井所在区块构造形态认真分析，采取必要的措施增斜或降斜，快速修正井深轨迹，以保证钻遇更多的油层段。因此，LWD是水平井地质导向不可缺少的测量手段，应用于油田所有水平井。浅电阻率 深电阻率 图7 某井LWD曲线图图8 高104-5平6井LWD曲线图高104-5平6井是部署在高尚堡油田高104-5区块Ng132油藏构造较高部位，目的层段相当于高

48、113-6井的1916.6-1918.5米，设计A靶点海拔深度1872米，B靶点海拔深度1867米，水平段200米。本井于2136米着陆，海拔深度1872.1米，井斜角87.56度，伽玛值由100API降至52API，深电阻率由8.m升至20.m，浅电阻率由6.m升至100.m（图8）。现场人员根据设计构造形态增斜钻进至2183米，发现浅电阻率明显下降，深电阻率变化不明显，伽玛值由45API升至83API，判断钻头距离泥岩底面较近，于是降斜钻进至2195米，浅电阻率由10.m升至70.m，伽马值由83API降至46API，现场边稳斜边增斜，钻至2300米时，发现电阻率曲线下降，伽玛曲线上升，现

49、场再次降斜钻进至2326米，电阻率曲线再次升高，伽玛曲线下降，然后稳斜钻进至2355米时，但电阻率下降明显，伽玛值升至85API，现场降斜至井底2410米。由于现场控制及时，本井在目的层成功钻遇油层228米。图8 高104-5平6井LWD曲线图 气测值井号全烃变化甲烷变化乙烷丙烷异丁烷正丁烷G63-P11.80363.1000.25849.0100.0000.0000.0000.000G63-P25.97022.1200.33214.9080.6140.0120.0070.020G63-P41.69847.6900.13137.2600.0000.0000.0000.000G63-P50.18

50、31.1880.0051.1680.0090.0010.0010.000G63-P70.7003.2970.3023.1540.0970.0020.0020.007G63-P80.2401.7200.0191.6480.0260.0000.0060.005G63-P90.2301.2580.0301.0760.0030.0060.0120.040G63-P104.90042.9000.52028.2840.8600.0180.0330.134G63-P110.80036.6000.06035.5620.5100.0550.0610.180G104-5P30.4762.9370.1201.454

51、0.0190.0000.0000.000G104-5P40.1133.8810.0133.6690.0480.0040.0050.003G104-5P120.8273.1550.0010.0380.0090.0110.0190.018G104-5P190.5071.8010.1570.9760.0110.0010.0010.001G104-5P203.5103.5130.0020.0670.0650.0600.1070.106G104-5P210.3030.3990.0010.0380.0010.0010.0010.001G104-5P225.2638.4210.1340.8380.1130.

52、1700.3540.484G36-P41.1914.1740.4651.1440.0120.000.000.00N38-P11.6564.8160.3321.1350.0220.0200.0210.054N38-P212.71114.8170.6322.2400.1250.1550.3420.322G78-P103.35848.9002.33046.8931.4000.2940.0180.023G78-P203.2108.7600.8784.3090.2340.1620.0310.042M101-P50.53612.3710.52112.290.0760.0030.0010.00M101-P6

53、0.40514.6780.39814.4970.1630.0050.0050.003M101-P70.63912.4960.42812.040.4080.1930.0170.00M101-P81.0522.5940.2122.2370.0600.0080.0050.015M101-P95.61312.2490.2033.5610.4340.3381.2051.328M36-P10.32620.4520.30711.1681.0220.0660.0920.177M36-P20.43410.8370.3252.8780.3400.0720.0520.0922、气测组分比值法的地质导向原理及实例表4

54、 部分水平井油层气测显示表通过对已钻部分水平井的气测显示进行分析，发现不同区块不同油质类型气测显示具有不同的特点。表4是部分水平井着陆前后气测显示变化统计表，从表中可以看出，在高63区块和庙101区块，由于气油比高，钻头钻开油气层后，气测显示非常明显，可以用全烃曲线指导水平井着陆。在气油比低的区块，由于混入钻井液的原油重烃含量高，几乎不含甲烷、乙烷等小分子气体，重烃组分所占比例极高，故呈现出混油后甲烷相对含量低、甲烷与全烃比很低，且全烃曲线变化不明显；而进入油层后，浅层（明化、馆陶）显示重烃值极低甚至为零，甲烷的绝对值、相对值都高，地层中可提供足够的甲烷气，使甲烷相对值升高，甲烷与全烃比值也提

55、高。因此，现场工作中要充分利用全脱气分析值，通过计算烃湿度比、烃平衡比可以明显判断是否进入油层。其计算公式如下：表4 部分水平井油层气测显示表烃湿度比：Wh（C2+C3+C4+C5）/（C1+C2+C3+C4+C5）烃平衡比：Bh（C1+C2）/（C3+C4+C5）从公式可以看出，烃湿度比就是代表气体重组分的相对含量，烃平衡比代表组分中轻烃所占份额，在混油前提下，烃平衡比的大小正好反应了地层中流体的性质。从曲线上看，进入油层前，由于混油影响烃湿度比和烃平衡比两值接近，两曲线几乎重叠；进入油层后，烃平衡比值显著增加，烃湿度比值下降，两曲线分离。因此，在现场施工过程中，可以利用气体比值法进行地层分

56、析和地质导向。在目的层薄、设计位移小，着陆点轨迹不易控制时，可运用该办法识别油层，尽早发现油层，指导定向，可以减少失误，明确下步施工措施。图9 高104-5平3井气体比值图高104-5平3井，钻至井深2150米，气测全烃变化幅度不大，但甲烷绝对值升高，气体比值图（图9）Bh骤升与Wh曲线相交，明显反映出油层已着陆。继续钻进LWD曲线测至此井深的电阻率由3m升至50 m，自然伽马由130API降至70API。自2200米至2250米Wh、Bh曲线反向相交，说明该段地层含气量差，为过渡性岩性，随后LWD曲线自然伽马值由75API升至105API，电阻率由20m降至5m。根据这一实际情况，监督人员及

57、时降斜钻进，电阻率随后明显抬升，升至18m，（图10-1，图10-2）有效的控制了井身轨迹。图9 高104-5平3井气体比值图 图10-1 高104-5平3LWD曲线图图10-2高104-5平3井录井图 3、“井身轨迹跟踪图”地质导向原理及实例 图10-1 高104-5平3LWD曲线图图10-2高104-5平3井录井图 在每口水平井的施工过程中，现场都绘制井深轨迹跟踪图。它以横坐标表示水平位移，纵坐标表示垂深（或海拔深度），选择适当的比例，建立直角坐标系。然后根据钻井设计数据，绘制设计井身轨迹图；再根据实钻测斜资料，描绘实钻井身轨迹图，并重点标注岩性、电性变化的深度，将设计轨迹与实钻轨迹进行分

58、析对比，直观方便，为地质导向提供保证。高63平3井是部署在高63-1断块构造高部位上的一口水平井，目的层是Nm9，相当于高63-12井的2068.8米-2098.6米油层。设计A靶点海拔深度为1758米，B靶点海拔深度为1755米，水平井段为150米。首先地质人员根据工程设计提供的垂深、水平位移等数据绘制了设计井身轨迹曲线，然后根据实钻数据逐点描绘实际井身轨迹。本井在1961米（垂深1766.7米，井斜角86度）探遇目的层（图11）。由于比设计油层低了2.0米，着陆时井斜角偏低，若增至地质设计提供的91度井斜角时，垂深会增加1.3米，加上地层上倾增加的0.7米，到C点时，预计距油层顶2米。根据

59、这一情况和实钻轨迹曲线趋势以及设计油层形态，导向监督人员在2008米（即C点）决定增斜钻进，减少距油层顶面距离。通过计算和调整井眼轨迹，最后以91度井斜角稳斜到井底。在该井的地质导向措施的制定过程中， 图11 高63-平3井井身轨迹草图1961米（井斜角86度）探遇目的层 图11 高63-平3井井身轨迹草图1961米（井斜角86度）探遇目的层2008米,增斜钻进2027米，井斜角增至95.36度钻至2066米，井斜角91度冀东油田馆陶组地层属于辫状河沉积，单层多呈正旋回特点，上细下粗。由于水平井的井斜大，容易形成“砂桥”，井底岩屑总体反映不真实。根据Tomren等的研究，不同井斜角岩屑上返机理

60、大不相同，大致可分为三种不同的流动区域，即：1、当井斜角小于30度时，只要钻井液上返速度合适，岩屑就可以被均匀输送，岩屑上返机理与普通直井相同；2、当井斜角为30-60度时，不合理的环空流速，可能造成环空中的岩屑时而沉积在井眼低边形成“岩屑沉积床”，时而又被破坏以段塞状向上输送；3、当井斜角大于60度时，岩屑受自身重力影响很大，环空中的岩屑瞬间即可沉积在下井壁形成岩屑沉积床，并能够保持稳定。岩屑沉积床的不断形成和破坏，导致不同时间破碎的岩屑在上返过程中混杂在一起，为岩屑的描述分层增加了很大的难度。在小井眼开窗侧钻水平井的实践中地质人员发现，钻头所处油层位置基本上能够通过岩屑粒度变化反映出来。原