渤海某油田水平井随钻砂体构型分析

韩明刚，李鸿儒，陈勇国，张志虎

中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司（天津 300452）

随钻砂体构型分析是指在钻前、钻进过程中和钻后对砂体的展布、构造类型、油气水特征进行及时有效的分析[1]，为钻进过程中的井眼轨迹以及钻后方案调整提供依据，对砂体开发的成败乃至整个油田的高效开发起着非常重要的作用[1-2]。随钻过程中可能遇到各种复杂情况，渤海油田断层较发育，断层两边的砂体油气水系统差别较大，水平井轨迹设计时会尽量避免过断层附近着陆和水平段钻遇断层情况[3-4]，借助近期渤海某油田一口水平井在钻经断层时，对砂体构型深入分析，及时调整钻井轨迹，最后获得设计配产，避免了回填侧钻[5]，可为其他类似随钻砂体研究提供参考。

1 钻前分析

渤海H油田是黄河口凹陷中央构造脊背景上形成的复合油气藏，受构造、岩性多重因素控制的岩性、构造油气藏。F22H井是此油田的一口水平生产井，目的层为明下段Ⅱ油组1-1341砂体。

明下段Ⅱ油组1-1341 砂体和1342 砂体开发井位如图1所示，红色部分为含气区域，绿色部分为含油区域，1341砂体和1342砂体被断层隔开，F22H井设计井位如图1 所示，钻前认为F22H 水平段处于1341砂体。

图1 1341砂体和1342砂体开发井位图

从图2 和图3 可以看出，F22H 井设计钻井眼轨迹经过断层，但是否经过1342砂体有待确定。

从图3 可以看出，A1 井和A2 井、D7 井都位于1341砂体，A9井和A19井位于1342砂体，F22H过断层着陆，着陆段离A1井较近，约107 m，水平段终点离A2 井约95 m，因此着陆和水平段钻进中重点参考这两口井。但A1和A2的测井井段仅测了目的砂体，目的砂体之上的井段基本没有测井资料。所以还需参考D7井。从图4中看，A1井钻遇砂体厚度8 m，中间2 m 夹层，A1 井也有1 层1 m 左右夹层；D7井钻遇气层气顶海拔-1 307 m，气层厚约4 m，气油界面GOC海拔为-1 310.4 m，油底海拔-1 319 m；A1井未钻遇气层，油顶海拔为-1 309 m；A2 井未钻遇气层，油顶海拔为-1 312 m。

钻前目的砂体认识：①预测着陆处目的层海拔-1 314 m，垂深1 354 m，垂深等于海拔深度加补心海拔39.78 m，油顶深度应该比A1井低约5 m；②预测着陆目的层厚度15～16 m，中间有夹层；③从砂体形态预测水平段砂体基本水平；④预测油气界面1 353 m，需要考虑避气[6]；⑤预测油水界面1 362.7 m，需要考虑避水。

图2 F22H井反演剖面图（纵向）

图3 渤中34-1油田过F22H井反演剖面图（横向）

图4 F22H井邻井连井地层对比图

2 二开着陆段随钻分析

钻至井深2 470 m（垂深1 345 m）时，井斜80°左右，离设计着陆井深2 589 m 还有120 m 左右，离预测目的层顶垂深有9 m，随钻电阻开始缓慢增大，气测有异常，岩屑荧光比例5%～30%。由于离设计着陆深度较远，分析认为钻遇的砂体可能是受断层影响而出现的砂体，不是目的砂体，还是按设计钻进。考虑到目的砂体较厚，并且可能有气顶和泥岩夹层，需要避气，决定继续钻进。

钻达井深2 500 m（垂深1 350.5 m）时，此砂体已进入5.5 m，经分析此砂体为目的砂体，决定全力增斜至88°中完，中完井深2 554 m（垂深1 355 m），井斜87.70°，达到着陆要求。F22H井进入砂体顶部垂深为1 345 m，海拔为-1 305 m，经测井解释分析，无气顶，也未钻遇水层，目的砂体未钻穿。

从图5 可以看出，F22H 井着陆后F22H 砂体构造比邻井A1、A2、D7 都浅，改变了对原来砂体的认识。钻前认为F22H 着陆处砂体顶部比A1 低5 m，钻后反而高5 m，且未钻遇气顶。钻前从地震反演剖面上看水平段砂体是水平的，而F22H 水平段二靶离A2井较近，砂体顶部深度应相差不大，A2井砂体顶部为海拔-1 312 m，这样与实际相差7 m，与地震反演剖面砂体顶面基本水平相矛盾。

图5 F22H着陆后连井地层对比图

由于这些实钻情况与钻前分析相矛盾，重新对砂体构型进行分析。如果F22H着陆点和A1井同在1341砂体上，其砂体顶部应该要比A1井低，预测低5 m；而实际比A1 井高了5 m。另外，如果F22H 着陆点同在1341 砂体上，由于其砂体顶部比D7 井还高，也就是处于砂体高部位，其顶部应该含有气层；而实际解释不含气层。

由此推断，F22H着陆点不在1341砂体上，而是在1342砂体上，如图6所示水平段钻遇断层。

根据着陆后的认识，对水平段的钻进制定了方案：①预测水平段砂体有下倾趋势，所以水平段开始钻进时，先全力增斜离开底部，保持水平钻进即可使轨迹逐渐靠近砂体中上部；②水平段后半段可能钻遇断层，断层后的砂体比断层前的砂体略低，保持水平钻井即可进入断层后砂体；③着陆过程中，2 788～2 791 m钻遇3 m灰质粉砂岩夹层，垂厚0.5 m。邻井D7 井、A1 井和A2 井都发育了此夹层，说明此夹层发育较稳定，考虑到地层下倾，水平稳斜钻进即可离开夹层，水平段可能同时钻遇夹层和断层；④F22H 井着陆井底垂深为1 355 m，虽然没有钻遇气层，但不能保证水平段砂体没有气层，预测油气界面为1 350.2 m，水平段钻进过程中应在此深度之下钻进。

图6 F22H着陆前后砂体认识对比

水平段实施过程：①由于着陆中完井底井斜为87.7°，MD2 554.00 m(垂深1 355.00 m)，而着陆层顶为1 345.00 m，预测井底位于砂体底部，出管鞋后全力增斜，并增到91°稳斜和91.5°稳斜，2 677.23 m（垂深1 355.49 m)，考虑到油气界面为1 350.2 m，离界面越来越近，逐步降斜至90°稳斜；②到2 720.00 m(垂深1 354.50 m)，钻时开始变慢，气测下降，2 726 m返出岩屑为灰质粉砂岩，预测钻遇中间夹层，90°稳斜钻进，预测地层下倾，稳斜即能钻穿夹层；③到2 780.00 m（垂深1 354.35 m)，电阻降至3～4 Ω.m，岩屑返出泥岩增多，分析认为可能钻遇断层，稳斜钻进后岩屑返出依然为泥岩。

该井钻后配产56 m3/d，投产后产油53 m3/d，含水2.2%，后期日产和含水量较为稳定，基本达到配产要求。

3 结束语

1）F22H水平段钻后情况与钻前预测基本一致，地层下倾，钻遇夹层和断层，给水平段的钻井轨迹调整带来了较大挑战，钻前砂体构型认识起到很好指导作用。

2）在钻前、钻中、钻后过程中，油藏、地震、测井资料、录井信息对决策和砂体构型研究都起到了很好的作用，积极跟踪随钻过程中的各种信息，是实现油田有效开发的必然要求。