FEWD+气测录井地质导向技术在文133
【摘要】中原油田结合老油区已有的地质资料，采用fewd随钻测量技术，配合气测录井的甲烷c1监测数据，达到了有效地利用地质导向施工水平井的目的，提高了水平井眼的油层穿透率。
文章介绍了文133-平1井fewd+c1地质导向钻井施工的要点，为今后油田水平井开发提供技术参考。
【关键词】fewd 气测录井地质导向轨迹控制
为了提高油田开发效果，实现原油增产，配合老区剩余油气资源的挖掘，最终达到提高开发效益的目的，薄油层水平井的施工显得尤为重要，但要实现水平段靶区的有效控制，卡准目的层垂深，克服地质条件下靶区以及造斜率等不确定性因素的困难，需要将fewd 地质导向技术与气测录井技术相结合，特别对入靶井斜角的确定，入靶剖面的优化等具有现场指导意义，并成功应用于水平井的施工中，取得了较好的应用效果。
1 fewd+气测录井地质导向技术1.1 fewd随钻地层评价系统fewd（formation evaluation while
drilling）随钻地层评价系统可以在钻进过程中，实时录取地质参数，绘制出各种类型的测井曲线，作为地质分析的依据，指导现场施工人员施工，从而实现随钻地质导向钻井的目的。
fewd测量过程中通过gamma参数判断岩性主要是砂岩或泥岩，通过电阻率参数判断地层内流体的导电性能，主要变化如表1所示。
f e w d地质导向技术与传统mwd+gamma地质导向技术具有以下
优点：
（1）在薄油层水平井钻井过程中能够实时对比地层，确定标志层垂深，及时调整井身剖面，取消对比电测和部分完井电测的内容，缩短钻完井周期，节省钻井成本。
（2）在水平控制段，能够有效的判断该目的层的含油气性。
使轨迹在油层最佳位置穿行，提高油层的钻穿透率。
（3）可以通过井下振动传感器反馈的信息，采取相应的减振措施，防止井下复杂或钻具事故的发生。
但在实际钻井作业中，由于电阻率滞后井底12m左右，gamma滞后井底10m左右，依靠随钻测井资料还不能准确了解井底的岩性及含油气性。
1.2 气测录井技术
气测录井是直接取钻井液中气态烃类含量的一种方法，利用气测资料可及时发现油气显示。
在水平井钻进过程中，一旦甲烷c1等轻烃组分出现升高，则可判断进入油气层。
使用快速色谱仪测量甲烷值可以看作一条准连续曲线，用于卡准油气层。
气测甲烷c1也存在一个滞后问题，但其时间相对较短，垂深3000m 的井，c1滞后5m左右，弥补了电阻率和gamma滞后的不足。
1.3 fewd+气测录井地质导向技术
c1+fewd地质导向技术现场应用时，主要使用两张曲线图，一张是进层前的c1+gamma+电阻率曲线校直图，用于地层对比确定标志
层和目的层垂深，及时调整入靶剖面，确定入靶井斜角；另一张是进层后的c1+gamma+电阻率曲线斜深图，用以判断钻头在油层中的位置。
在综合分析随钻测井、录井和钻井信息确定地质靶点的准确位置后，针对靶点垂深的不确定性和工具造斜率的不确定性，进行地质靶点不确定条件下的水平井中靶优化设计，以保证在探知油顶准确位置后更有利于中靶。
2 文133-平1井的应用
2.1 文133-平1井设计概况
文133-平1井采用三开井身结构（表2），井身剖面类型为直—增—稳—增—平，井身剖面设计见表3。
2.2 技术难点
（1）目的层厚度薄，中间含多套泥岩夹层，油层有效厚度约2m 左右，加之产状不稳定，要求轨迹控制精度高。
（2）地层复杂，盐膏层发育，钻井施工难度大。
（3）由于地质不确定性因素的影响，目的层纵、横向变化大，施工中需根据实钻情况不断调整轨迹，导向钻井难度大。
2.3 井眼轨迹控制与地质导向技术的应用
2.3.1 定向增斜段的控制
（1）mwd钻具组合（2855～3210m）：φ215.9mmpdc钻头+φ172mm ×1.5°单弯螺杆+φ127mm无磁承压钻杆×1根+φ175mmmwd悬挂短节×1根+φ127mm加重钻杆×30根+φ127mm钻杆。
（2）f e w d钻具组合（3210～3589m）：φ215.9mmpdc钻头+φ172mm×1.5°单弯螺杆+411×411双公接头+φ171mm电阻率短节×1根+φ175mm无磁悬挂短节×1根φ127mm加重钻杆×3根+φ127mm 钻杆×30根+φ127mm加重钻杆×37根+φ127mm钻杆。
（3）钻井参数：排量：28l/s；泵压：17～19mpa；钻压40～60kn；转速：0～50r/ min。
（4）轨迹控制：从井深2855m开始下入650mwd随钻测量仪器开始对井眼轨迹进行监控，螺杆选用5lz172mm×1.5°单弯单扶螺杆，扶正器尺寸φ212mm，配合whmge461-5型pdc钻头进行定向增斜施工，定向6m造斜率约17～18°/100m，满足设计要求造斜率。
根据甲方要求，定向钻进至3210m，井斜47°，方位188.73°下入fewd 地质导向仪器监控井眼轨迹以及地层情况，定向钻进至3275m，垂深3216.7m，出现明显标志层，标志层i和标志层ii，见图1所示。
通过与邻井校直图的对比，确定a靶垂深上提2m左右，位移不变，地层倾角不变。
随即根据实际地层对比情况调整入靶剖面，如表4所示。
定向钻进过程中，当按调整设计钻进至井深3434m，垂深
3268.87m，发现钻时变快，pdc复合钻进5～8min/m，同比相同钻进参数情况下每米钻时快了5～10min，初步判断可能进层，但由于gamma和电阻率测点离井底有10m～12m的距离，不能及时反映井底的地层情况，继续钻进至3448m，气测值c1从0.03%上升至2.13%，gamma值由138api下降至80api，电阻率由4.31ohmm上升至
40.22ohmm，确定在井深3436m，垂深3269.29m钻遇目的层。
确定进层后立即增井斜至86°，稳斜钻进期间通过随钻测井曲线判断，钻遇三套油气层两套泥岩夹层，如图2所示。
（1）钻具组合（3589～3934m）：φ215.9mmpdc钻头+φ172mm×0.75°单弯单扶（φ210mm）螺杆+φ212mm螺旋扶正器+φ171.5mm 无磁钻铤×1根+φ171.5mmmwd悬挂短节×1根+φ127mm加重钻杆×3根+φ127mm钻杆×（93～127根）+φ127mm加重钻杆×37根+φ127mm钻杆。
（2）钻井参数：排量：28l/s；泵压：20～22mpa；钻压40～80kn；转速：0～50r/ min。
（3）轨迹控制：水平段采用0.75°单弯双扶螺杆结合mwd+gamma 随钻测量仪器进行轨迹监控。
根据气测c1和随钻gamma曲线，控制井眼轨迹在目的层中穿行。
实钻过程中，根据地质人员的要求，控制井斜在86°～87°之间钻进，稳斜钻进至3934m，因井下阻卡情况严重，经过通井、处理泥浆等措施，都无法改善井下情况，甲方决定提前完钻。
2.4 应用效果
从实钻效果来看，c 1一直保持在1.02～3.55%之间，gamma在60～80api之间，根据砂样、气测c1以及gamma值等综合判断，水平段穿层效果较好。
该井水平段长502m，钻遇率达82.87%，经过套管射孔压裂后，获高产油气流，日产原油22.8t，日产天然气6000余立方米。
3 结论与认识
（1）为了卡准标志层和目的层垂深，应在井斜达到40°左右下入fewd随钻测量仪器，进行地层对比。
（2）为保证下部着陆段的精细控制及井下安全的需要，在上部斜井段施工时需严格控制狗腿度，避免在着陆段出现位移过小或造斜率过高等情况，为着陆段造成额外的施工压力。
（3）采用fewd地质导向仪器，能够准确判断标志层，预判目的层垂深，为下部施工留有足够的控制余地。
（4）水平段的钻进过程中，采用弯度较小的双扶螺杆，以旋转钻进为主，定向钻进相结合的方式，确保井眼轨迹光滑，最大限度地降低水平段摩阻。
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