远距离随钻探边技术在渤海油田调整井中的应用

王宝军，谭绍栩，林家昱，张彬奇，罗 鹏，李佳旭

（1.中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津300459；2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津300452）

随着渤海油田整装大型构造的减少，把“碎、小、边、深”为特点的油藏作为重点开发目标，通过大规模实施调整井，利用打领眼井、过路井加大潜力油藏探明力度，夯实储量基础。此外受多种因素限制，渤海油田大部分矿区属于受限区，多个前期项目难开展，传统方法难以奏效，因此亟待突破随钻探测技术瓶颈，以完善开发方案的设计[1⁃2]。

针对复杂的储层地质，要求实钻时充分利用地质导向技术探测各相介质边界。目前主流的探边工具都是随钻方位电磁波探测技术，国际三大油田服务公司拥有各自的探边工具，在南海、渤海、新疆和大庆等油田均有使用，其中贝克休斯与哈里伯顿分别采用四发/四收与六发/三收，探测距离仅为5.18 m和5.49 m。目前探边技术在国内尚处于研发初级阶段，陆地暂无自主研发的成果报道，中海油服务油田有限公司推出了DWPR探边技术，探测深度可达6.41 m。但均无法同时满足探测精度及深度这对矛盾体[3⁃6]。超深探边技术目前仅在渤海油田引进，并最先使用。探边测井工具探边越早越可以及早优化定向井和水平井轨迹，使其更平滑，更适合储层空间位置，同时大幅降低完井施工风险；探边越精细越可以避免边底水影响，对储层精准调控，可获得优质储层段[7⁃10]。本文针对渤海油田调整井的特点，进行了远距离随钻探边技术的研究与应用，能够超前地录取和识别油水边界、岩性边界，看清探测储层结构，快速真实地描绘出油藏结构和流体分布，进而大幅提升钻井时效，改善油田开发方案，降低老油田开发成本，提高油田效益。

1 远距离随钻探边工具

1.1 远距离随钻探边工具结构和特点

远距离随钻探边工具包括两部分：高清多边探测工具PeriScope（PS）和超深多边探测工具GeoSphere（GS），这是实现“远探测与精细刻画”的地质导向的核心[11⁃13]（见图1）。

图1 探测工具Fig.1 Exploration technology

高清多边探测工具采用传统的集成式仪器设计，发射器及接收器位于同一仪器本体，提供三个主测量频率2 MHz、400 kHz及100 kHz，间距单一。在探测范围内，可以达到识别地层边界，实现多种地质导向目的，最高测深6.1 m且不依赖于地层倾角及各向异性的方位测量，对地层和流体界面敏感度高。它的高清多边探测工具HD的升级技术具有先进的反演方法，硬件及软件进一步处理升级，可提供多边界检测，信噪比更高，可解决更复杂的地层导向问题。

超深多边探测工具由多个短节灵活组合而成，发射器及接收器采用分体式，多达三个接收器。测量系统是一组倾斜天线，基本测量是提取振幅和相位信号的线性组合，模块化钻井组合设计为多频（2、6、12、24、48、96 kHz）、多间距。多种探测深度，可超过30.5 m，其升级款斯伦贝谢超深多边探测工具HD最高可到76.2 m，远大于国内外10 m以内常规探测深度，并能自动实时多层反演。

高清多边探测工具和超深多边探测工具均通过电阻率的方法识别地层边界，从而实现地质导向目的。现场根据欲探测的地层和钻井液电导率范围、探测深度和地层厚度等要求，按照高清多边探测工具和超深多边探测工具不同的特性来选择最适于该地层状况的仪器，满足调整井复杂的地质导向要求。

超深多边探测工具采用分体式和多频率（低频）的方式，结合更先进的仪器设计及解释方法，实现了远距离超深探测。但在仪器精度上，高清多边探测工具的一体式和高频率设计方式在靠近仪器区间有精细的刻画能力，是超深多边探测工具的有利补充。在尺度要求较高，精度要求不高的情况下，更多使用超深多边探测工具，反之更多使用高清多边探测工具。本文将两者结合运用，实现了高精度和深探测的随钻探边要求，对油藏地质进行快速和精细刻画。

1.2 远距离随钻探边测量原理和方法

远距离随钻电磁波探测仪由多个不同参数的发射线圈发出多频率和多倾角电磁波信号，再由接收线圈测量出感应电压和相位差的变化。当仪器经过或接近多相区域时，各相边界的不同电阻率就会产生各种强弱不同的感应突变信号，再对这些突变信号进行处理，结合地震资料、邻井资料及其他井下测量数据，利用反演算法确定储层构造，准确勾勒出各相边界的深度和方位，从而有助于了解地层的阶跃变化并优化油田开发策略。

远距离随钻电磁波探测仪由发射和接收线圈组成，通过调整线圈间距、发射频率和源距三者参数，调节探测薄油层分辨率和径向探测深度。然而，薄油层分辨率与探测深度是一对矛盾体，研究表明，降低发射频率可以增加径向探测深度，但会减小薄层分辨率；缩小线圈间距能够提高薄层分辨率，但间距过小又会影响仪器对相位差的分辨；源距影响探测深度，适当增大源距能增加径向探测深度，也能保证接收信号质量。

常规随钻探测成像的测量仪器探测深度有限，必须非常靠近储层边界才能得到有效明显的响应信号，留给钻井地质导向判断和决策的时间太短，导致轨迹出层的风险较大，特别是在复杂构造层位、薄油层、多夹层及靠近水层的轨迹中，很难控制钻遇率和开发效果。面对这种挑战，增大随钻探测深度，提前预判，将是提高钻井效率，降低开发风险的关键。因此，高精度和深探测都是随钻探边追求的目标，体现了随钻地质导向的最高水平。而远距离随钻探边技术成功地解决了这对矛盾体，实现了地质导向钻井技术的飞跃。

2 现场应用

2.1 调整井背景

渤海某油田C13H1井经过多年生产，产量严重降低，含水率增高，出砂严重，氯根化验水的来源是注入水。优化中的井位、轨迹（见图2）及产能预测是依据当前的地质认识设计的，随钻过程中，井位、井型等将根据随钻地质研究进行优化调整。该区岩性组合复杂，C13H1井侧钻点位于断点以下，同时水平段二靶与断层平面最近距离170 m，在钻井及测井过程中遇卡、井漏、井涌等风险较高。鉴于对C13H1井轨迹在1⁃1380砂体钻遇较多泥岩段的认识，为保证砂岩钻遇率，决定C13H1井在随钻过程中增加探边工具。

图2 C13H1地震轨迹设计Fig.2 C13H1 seismic trajectory design

另一油田H4井区井网不完善，为提高储量动用程度，改善油田开发效果，利用低产低效P6井动用NmⅣ⁃3小层剩余油，通过对预探P6P1井及开发井储层的精细地层对比，结合地震资料及相关属性分析，对井位进行优化调整。该区域储层夹层多，分散破碎，边底水较多，为加深储层认识，提高钻遇率，决定P6P1井增加探边工具。

2.2 远距离随钻探测实施

调整井中，针对老油田油水界面变化、砂体碎片化的问题，需要对油藏重新认识和完善。剩余潜力油藏的各界面深度与前期预测可能会存在较大差异。实施前对比地震资料和邻井资料，从图2中可以看出，C13H1井部署井位于断裂附近，构造和储层均存在较大不确定性；目的层上部无标志层，存在大段泥岩发育，且厚度不稳定。

C13H1井实施中，为保证建模、反演和成像质量，远距离随钻探测需保持钻速小于36 m/h。现场钻进至距离目的层设计垂深之上25 m处时，可清晰看到目的层顶，且显示目的层垂深可能比预测要浅，因此要对之后的测井曲线响应进行密切关注。

图3 为C13H1井远距离随钻超深多边探测着陆时实时显示。由图3可以看出，随着钻进深入，探测仪技术已提前23 m发现地层，实时反演对储层和构造有很好的展示。钻进过程中钻遇此砂层时，实时随钻四条曲线响应疑似为目的层特征，此时分析现场岩屑捞取及探边成图为不同层，从而认定还未钻遇目的层，成功排除了干扰层。着陆实钻海拔比设计深12.6 m，斜深2 278 m，提前18 m看到下部储层，避开干扰层后，最终通过成图判断于2 430 m进入目的层顶，垂深为1 406 m，比预测垂深浅5 m左右，精准着陆在2 508 m。可以看到，实钻轨迹顺滑，且紧贴储层上边缘，钻遇率达90%以上，有利于提高采收率。

图3 C13H1井远距离随钻超深多边探测着陆时实时显示Fig.3 Real time display during landing of ultra deep multilateral exploration while drilling in well C13H1

对于该砂体复杂叠置、连续性极差、储层横向变化大、夹层发育等问题，可以通过远距离随钻探边技术的精细刻画功能实现。在一趟钻完成的112 m水平段中，成功探测和刻画出储层内的非均质性，同时夹层的发育状况及砂体的空间叠置关系也被清晰描述出来。精细刻画油藏形态，能及早调整轨迹精准着陆，同时能够对区域地震进行标定。

P6H1井原设计目的层位于明下段3小层，参照平面相距50 m临井资料，钻前该井目的层稳定，储层垂厚6 m。图4为P6H1井远距离随钻高清多边探测目的层钻进实时显示。由图4可知，实际钻井过程中，在1 950 m前按照设计线钻进，探测到储层在设计线下部，与设计一致。钻进至2 005 m探测到上部储层与下部储层不连续，全力增斜至88°。在2 051 m探测到上部储层连续，垂厚5 m左右，同时探测到下部储层，连续降斜钻穿下部储层，发现下部两个储层连续性差，同时有底水，于是决定侧钻上部油层。

图4 P6H1井远距离随钻高清多边探测目的层钻进实时显示Fig.4 Real time display of high definition multilateral detection while drilling in well P6H1

2.3 应用效果

针对渤海油田的C13H1和P6H1两口调整井，利用远距离随钻探边工具快速准确地更正了原先的设计轨迹，避免了错过上部储层的失误，同时也有效避开了底水，提高了采收效果，结果如图5所示。

图5 钻前与钻后产油量对比Fig.5 Comparison of production before and after drilling

C13H1井设计着陆深度2 508 m，实际钻入油层顶深为2 400 m，相当于增加了108 m水平段，超深探边的创新应用使该井增加了20%的储层有效开发长度，产油量达120 m3/d，是钻前配产的2.4倍，含水率仅15%，比预期低约70%。

P6H1井经过P6P1井的评价重新认识储层，产量达到钻前配产的3倍，含气量9 000 m3/d，含水率仅0.1%。对储层清晰地认识和准确地调控，有利于更高效地开发该井区的剩余油。

3 远距离随钻探边工具应用前景

油藏地质的认识是一个不断完善和变化的过程，对调整井来说，经多年生产，储层各系统和界面都有所改变。开发初期的油藏地质资料已经无法满足调整井的改善需求。远探测探边技术不仅解决了井位布局，井眼轨迹和钻井风险等实际操作难题，还可以准确贯通不连续砂体，增大泄油面积，更为老油田整体开发和综合调整找到了突破口。

随着调整井持续增加，该技术应用前景广泛，预计今后将有数百口调整井具备运用该技术的条件，经济效益可达数十亿元。未来，在提高钻速，提高反演速度上还有发展空间，朝着与钻速同步反演、自动识别、自动导向的方向发展。超远距离探测可以实现对油藏摸底，快速准确地追踪优质砂体，提高钻井效率，增加调整井产量，延长生产周期，对低产低效井进行降本增效。

4 结论

（1）远距离随钻探边技术创新性地将斯伦贝谢的高清多边探测技术和超深多边探测技术合二为一，探测距离大幅度提升，可达76.2 m，分辨率更高，着陆导向更为精准，油藏描述更精细。

（2）对渤海油田调整井C13H1井和P6H1井的实际资料录取、分析和综合对比，成功引导着陆，并提前约20 m清晰探到储层边界，大幅提高了储层钻遇率和开发生产效果。

（3）超远距离探测可以实现对油藏摸底，可快速准确地追踪优质砂体，提高钻井效率，增加调整井产量，延长生产周期。

（4）远距离探边工具为油田中后期的综合调整提供了新方法，随着调整井数量的增加，该技术应用前景广泛。