普光气田超深水平井录井难点及对策

1普光气田超深水平井录井难点及对策PuguangGasFieldOverDeepHorizontalWellMudLoggingDifficultiesandPrecautions徐建敏惠卓雄摘要：本文就普光气田超深水平井录井过程中存在的技术难点加以分析和研究，探讨出一种有别于传统直井的水平井录井技术方法和对策，该方法对同类型井的录井施工具有参考意义。Abstract:ThisarticleanalyzeandresearchonthetechnicaldifficultiesduringthemudloggingprocessofPuguangGasFieldoverdeephorizontalwell.Itdiscussesahorizontalwellmudloggingtechnicalmethodandcountermeasurewhichisdifferentfromthetraditionalway.Thismethodcanbereferencedwhenmudloggingthesametypeofwell.关键词：普光气田，录井，水平井，对策Keyword:PuguangGasField,mudlogging,horizontalwell,countermeasure一、引言普光气田位于四川宣汉县普光镇，由于受山区地理条件的限制及地下构造情况和开发方案的制约，钻井多为定向井及水平井。然而，水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如钻井事故风险增大、达到地质目的的难度增大等。所以水平井地质导向技术和工程预报是水平井成功钻探的关键。同时水平井钻井也给现场地质录井工作带来了极大的困难，如钻井工程需要使用螺杆加PDC钻头的钻进方式来提高钻井时效以及钻具结构、井眼复杂所带来的岩屑运移方式的改变形成的岩屑细小且代表性变差，造成岩屑定名和描述困难，由此带来层位确定的困难，超深井井下情况的复杂化使得综合录井仪的工程参数检测和异常预报难度加大等。所有这些因素都会在降低录井资料的采集品质，同时，削弱现场录井对钻井施工的地质导向作用。二、普光水平井录井技术难点普光气田共钻了普光101-2H井等6口超深水平井，各井具体数据见表1。表1普光气田水平井基本数据表序号井号完钻井深(m)完钻层位最大斜度(°)井底最大位移(m)备注1101-2H6670.00飞一～二段79.001402.29斜度及井底最大位移数据为多点测量数据2105-1H6538.00飞一～二段87.60976.813106-1H6805.00飞一～二段75.781717.984107-1H6460.00飞一～二段88.551032.545202-2H5820.00飞一～二段77.03806.556204-2H7010.00飞一～二段81.001628.68在录井具体施工过程中遇到一些技术难点，概述如下：21、由于普光气田钻井普遍采用螺杆+PDC钻头钻进方式，致使在水平段钻进时钻屑变得十分细小，甚至呈粉末状。由于岩屑在井底返出井口的过程中，不断受到钻具与井壁、套管壁的碰撞、研磨而多次破碎，岩石变得更加细小，特别是螺杆驱动的反复研磨使细小的岩屑呈粉末状悬浮在环空，这些因素的综合作用使得捞取的岩屑细小，同时由于井深大、井眼结构复杂，使得迟到时间长，岩屑失真，增加了岩屑定名和描述的难度，进而会影响到层位及靶心深度的确定。2、在水平井的钻进过程中，卡准着陆点(A点)、保证水平段在气层中钻进，是录井工作的核心任务。由于受诸多不利因素的影响会造成一些资料失真，给分析判断带来难度。3、超深井井下情况的复杂化使得综合录井仪的工程参数检测和异常预报难度加大。4、由于水平井井深大，迟到时间长，用替代物(塑料片等)实测的迟到时间并不能完全反映井内气体和岩屑的上返时间，给气层归位带来误差。5、普光气田有一半以上的水平井在主体构造的边缘，设计之初是完全考虑到水平段避水的问题，但由于碳酸盐岩储层有很强的非均质性，从已钻井来看目前还没有统一的气水界面，因此就存在目的层避水问题。如何及时发现水层显示也是水平井录井的重点工作之一。发现水层的录井手段主要是检测氯离子含量和电导率的变化，二者的测量又存在局限性，如地层水侵入钻井液中量的多少，不同人测量氯离子含量的人为误差，电导率传感器标定和保养是否及时等都会影响测量值准确性。三、录井应对措施在大位移超深井、水平井的录井过程中，由于上述一些技术难点，致使一般的综合录井方法和技术得不到充分的发挥和应用，给现场录井人员的综合分析和解释带来难度。通过我们深入分析传统综合录井方法和特点，结合这类井的特殊情况，以及特殊录井（岩石薄片鉴定）手段的运用，对录井工作流程进行改进，形成一种针对超深水平井的综合碳酸盐岩录井技术，其核心技术手段及主要现场对策如下：1、针对岩屑细小，岩屑定名描述困难的措施①参加水平井录井施工的录井技术人员必须是非常熟悉川东北地区地层层序和岩性特点人员，在实施录井任务前，必须收集齐全邻井资料，通过与邻井对比，对本井所钻目的层的岩性组合特征要有个大致预期。②确保细小岩屑的捞取质量。细小岩屑的接样、捞取、洗样应严格按照岩屑录井操3作规程进行，首先接样盆放置位置要适当，以能连续接到从震动筛上滤出的新鲜细小真岩屑为宜，并根据震动筛实际返砂情况，灵活调整接样盆的位置。其次接样盆接满后应尽快取样，岩屑采集、取样应严格按照二分法或四分法均匀采集，确保岩屑样品的代表性，并取样后多余的岩屑清理干净。在洗样的过程中应采用小水流、轻搅拌，稍微沉淀后倒混水换清水的办法，从而保证岩屑样品的数量和代表性。洗砂过程的难易程度也反映出岩屑中泥质或膏质含量的多少，可作为岩屑定名的参考依据。③由于普光地区目的层飞仙关组为碳酸盐岩地层，刚洗净未干的细小岩屑因其表面清洁，容易观察其岩石结构特征，因此对于细小岩屑的描述要重点进行湿样描述,一般在岩屑洗净后取50g的样品，分别用2～5mm孔径的粒度分析筛在清水中筛析，后取20g粒径2～5mm的样品放在直径约10cm的白瓷碟内．作深度标记后放到双目镜下进行仔细地观察描述。同时按井深顺序自上而下地把岩屑放成一排或多排，一般情况下一次排放50个以上的样较好，然后采用远看颜色、近看岩性的方法进行描述。其次由于普光地区储层为孔隙性储层，在钻遇快钻时时就可能是好的白云岩储层，结合钻时和气测资料，就能对岩屑进行大的类别的定名。④利用化学试剂做更进一步的岩性划分。用镁试剂染色鉴定白云岩纯度：将样品加5%盐酸充分反应完后（反应时根据起泡、反应剧烈程度初步判断岩样中的灰质、白云质含量），加入镁试剂，若生成天蓝色沉淀，则说明岩样中含白云质，颜色越蓝，白云质含量越高，若出现天蓝色，可鉴定为纯白云岩。用茜素红染色法测定方解石含量：先将岩石薄片表面清洗干净，涂茜素红试剂，等染色后用清水冲洗，染成红色的为方解石。用氯化钡溶液鉴定石膏含量的多少，将岩屑样品与5%盐酸充分反应完后用滤纸过滤，取澄清滤液于试管中，加入少许氯化钡溶液，若生成白色沉淀（牛奶样混浊），则说明岩样中含膏质，据浓淡对比粗略判断含量。沉淀越浑浊，石膏质含量越高。若呈现絮状浑浊，可定性为纯石膏。⑤使用碳酸盐岩分析仪确定岩石成分。在岩屑呈粉末状，肉眼观察岩石结构困难，且无法挑样，磨制薄片困难的情况下，可以取混合样，利用碳酸盐含量分析仪，由打印机绘制分析曲线，记录岩样中碳酸盐含量，可以分别测定石灰石与白云石的含量。根据测量岩屑中的灰质及白云质含量，确定4岩石胶结物成分，图1是一个标准的碳酸盐岩与盐酸的反映曲线，实测曲线数据可以此为依据，进行碳酸盐岩岩性的辅助定名。图1碳酸盐岩分析仪曲线示意图⑥借鉴薄片鉴定手段，准确定名，为确定层位提供依据。在需要确定层位的关键时刻，就必须要有准确的岩性定名。通过这些年在川东北地区的实践，在用细小混合样的时候也能成功制成合格的薄片样，看清岩石的结构特征，为划分层位提供依据，如图2为在普光202-2H井飞仙关组的残迹鲕粒白云岩。图2残迹鲕粒白云岩（混合细样）2、层位落实和井眼轨迹跟踪措施①必须熟悉并掌握工区区域地质情况，特别是产层的纵横向展布规律。从开始造斜时，要绘制1:500的“深度校正录井图”与邻井进行详细地层对比与分析，特别是区域上具有普遍性的标志层如飞仙关组飞四段的棕红色泥质白云岩，可作为层位对比和落实的依据，发现与设计有较大误差时要及时向甲方汇报，及时进行对比电测进行靶心调整，5确保A靶选择的准确性。②设计是要求水平段钻遇本井储层最好的井段，由于普光地区水平井均未钻先期直井落实储层分布情况以及储层发育的非均质性，因此在进入目的层开始见显示开始就要及时与邻井进行气层（储层）对比，根据显示情况来推测靶心高度是否有偏差，是否需要进行中间对比电测。如普光101-2H井实钻发现储层发育段较设计退后约30~50m，经过重新调整靶心后钻遇了较好的气显示。③利用设计的井眼轨迹数据和实钻的轨迹数据制作实时井眼轨迹跟踪图（图3），特别是在图上标示出靶区区域（垂向），如图3中黑色的长方形区域即为靶区，这样既能及时了解井眼轨迹的运行情况，也能及时了解井眼轨迹进入靶区后是否出现脱靶情况。在各井的实钻过程中此法对井眼轨迹的实时跟踪和防止脱靶起到了较好的监视作用。3、超深井井下情况的复杂化使得工程异常预报难度加大应对措施。超深井井下情况的复杂化使得综合录井仪的工程参数检测和异常预报难度加大，综合录井技术具有实时性、及时性、准确性、指导性等显著特点，为高效、安全施工发挥着其它手段无法替代的作用。在超深水平井的钻进过程中，钻柱与井壁摩阻大，钻具负荷大，易发生钻具事故，同时大位移井钻遇储层发育带容易发生严重的井漏、井喷事故，这就要求综合录井人员以高度的责任心和准确的判断能力及时进行工程异常预报，保证钻探施工的安全。对钻遇高压油气层后的异常情况则可利用地层压力检测技术加以判断，在钻遇高压油气层时综合录井诸多参数如钻时、dc指数、Sigma值、气体背景值、钻井液出口流量等均存在超压显示，其主要录井参数标志特征见表2。利用这些特征性参数的变化，就能及时判断井下是否钻遇高压油气层，为工程进一步实施井控措施争取时间。录井现场常用的地压检测方法主要有钻时比值法、Dc指数法、Sigma值等。钻时比值法一般受钻井条件的影响较大，一般在钻压、转速比较稳定的同一钻头中应用。Dc指数是以钻时为主导参数,进行转盘转速、钻压、钻头直径和钻井液密度等参数校正而得到的一个综合性指数。适用于砂泥岩地层，在海相地压检测方面有辅助作用。Sigma值法原则上不受岩性的影响，一般用于海相砂泥岩和碳酸盐岩地层的地压检测，是进行连续海相碳酸盐岩地压检测的最佳选择。6图3普光107-1H井井眼轨迹跟踪图5000510052005300540055005600570058005900010020030040050060070080090010001100水平位移(m)垂深(m)设计轨迹实钻轨迹1234A靶B靶7层位GR0150深度(m)岩性剖面全烃(%)050钻时(min/m)0100飞四段飞三段飞一～二段61606180620062206240表2综合录井参数超压显示标志特征序号录井参数变化序号录井参数变化1钻速增加10温度梯度增加2Dc指数降低11钻井液电阻率降低3Sigma值降低12氯离子含量增加4扭矩增加13钻井液密度降低5气体背景值增加14钻井液出口流量增加6起下钻气体增加15泥浆池液面升高7井中的气体增加16灌满井眼所需钻井液量减少8C2/C3降低17岩屑数量增加；9气侵、井涌18岩屑变大4、迟到时间误差问题解决办法。由于水平井井深大，井眼情况复杂，造成迟到时间长，用替代物(塑料片等)实测的迟到时间并不能完全反映井内气体和岩屑的上返时间，给气层归位带来误差。现场一是可加密测量迟到时间的测量，二是可以利用白云岩储层发育段钻时加快，气显示好的特点，进行“实物”校正迟到时间，如图4，可以明显看出钻时与气测显示的对应关系。快钻时时气测值明显升高，经过这样校正的迟到时间能准确的进行气层归位。5、对目的层（水平段）避水问题现场施工的应对措施