塔河油田1号、2号区块三叠系底水油藏水平井钻井地质设计优化 吸收衰减技术在塔河油田储层预测中的应用研究
谭承军 陈姝媚 王梅玲 赵立群
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要 本文从对直井、水平井钻井地质设计的显著区别入手，研究水平井地质设计最重要的几个设计参数：水平段垂深、水平段有效长度、储层非均质性对水平井地质设计的影响及其设计优化。根据塔河油田三叠系底水油藏7口水平井的地质设计优化过程，可以得出以下几点认识：①陆相地层散布有厚薄不等、形态各异的泥质或钙质夹层、隔层，尤其是当储层非均质性比较严重时。这时的油藏描述一定要满足水平井开发对油藏的要求；②储量有限的小规模油藏不宜过早上“规模性的水平井开发方案”；③技术装备、人员素质和软硬设施的相对滞后，将影响水平井相对于直井“开发优越性”的发挥。
关键词 砂岩底水油藏 水平井 钻井地质设计 优化 水平段垂深 水平段长度
每一口钻井（不论是勘探井，还是开发井）要想达到钻井目的，取得预期的效果，其钻井地质设计的优劣是成功的基础。而开发水平井由于与直井有着诸多的不同，要想取得好的效果，其水平井地质设计就显得更为关键了。
对于塔河油田1号、2号区块，这种非均质性强的三叠系薄油层底水砂岩油藏而言，钻开发水平井，风险很大。因此，必须对每一口开发水平井进行认真的钻井地质设计，才能保证水平井水平段既要位于油层内储层物性较好层段，又要有足够大的避水高度和最优的水平段有效长度，以取得最好的开发效果。
1 水平井与直井钻井地质设计的最显著区别
水平井是一种井斜角较大（一般大于83°），在目的层井段有水平或近似水平段的特殊定向井。其井眼轨迹一般来说分为三段：直井段、斜井段和水平段。严格讲，水平井、直井和斜井并没有本质上的区别，其间没有截然界限：水平井和直井可以看成是斜井的两个极端。但即便是这样，由于三者在井身轨迹上的差异也造就了它们在钻井地质设计上的差别。以下是水平井钻井地质设计中区别于直井的最为显著的5点：
（1）水平井的水平段方位及井位优选；
（2）水平段完钻层位、水平段垂深及避水厚度；
（3）水平段长度及有效水平段长度；
（4）水平段附近的储层非均质性；
（5）水平段A、B靶点的相对位置。
1.1 水平井的水平段方位及井位优选
水平井在平面上的投影不像直井那样是个点或长度非常有限的线段，故在布井时，存在一个方位问题。这个方位的选定一般要考虑这样几个因素：①构造应力方向；②最大水平渗透率方向；③与其他已有直井或水平井的合理配置；④剖面上和平面上，储层物性最好的部位（在满足避水厚度要求的同时）；⑤在其他条件满足的前提下，尽量平行构造等深线（或者A点相对于构造较高部位）。
1.2 水平段完钻层位、水平段垂深及避水厚度
对多油层砂岩底水油藏而言，有一个完钻层位问题。直井（开发井）一般完钻于最深油层的上部（探井或评价井可能钻穿所有油层）；水平井则要求按“水平井开发方案针对目的层”完钻（该目的层也可能是最深一个油层）。
水平井要求在“钻井地质设计阶段”，钻前就得根据邻井资料研究、设计好该水平井的完井垂深。垂深一旦确定，水平井水平段的避水高度也就确定了；直井的完井深度（由于井斜度较小，一般把斜深当作垂深使用）并不意味着射孔完井深度，故直井最后的避水厚度可以等“该井完钻后”，由电测曲线解释的各种新信息来综合确定。
而且，两者在避水高度的确定及夹层的利用上都有明显的区别（表1）。
表1 直井、水平井水平段避水高度及夹层利用方面的差异 Table1 The differences of avoiding water altitude and using intermediate layer of straight well and horizontal well's horizontal segment
1.3 水平段长度及水平段有效长度
由水平井油藏工程理论研究可知，水平井水平段长度一般在300～500m为好。但在储层非均质性严重的情况下，水平段经常钻遇泥质或钙质夹层，这样，可根据MWD随钻电测资料，随时调整水平段的方位或水平段的长度（在地质条件允许的前提下）以满足水平井产能设计需求。
1.4 水平段附近的储层非均质性
水平段附近的储层非均质性对水平井的产能影响很大。故应该做好以下几项工作：
（1）做好钻前预测
在钻前，就必须根据临井资料做好微相划分、小层对比工作（尤其是夹层的划分与对比），做到钻前心里基本有数。
（2）做好随钻跟踪工作
进入造斜段后，应该加强随钻地质跟踪工作，随时根据MWD资料校对、调整钻前预测数据，使之更接近油层实际，即将中A靶前，一定要分清所钻遇泥岩是“目的层上部泥岩段的泥岩”，还是“目的层中的泥岩夹层”，以免“误顶”（错误判断目的层顶面）；反之亦然，所钻砂岩也有可能是“目的层上部泥岩段中的砂岩透镜体”，而不是“砂岩目的层”。
（3）随时调整
一旦发现实钻结果与设计不符，应该立即进行相应的动态调整，以指导生产。
1.5 水平段A、B靶点的相对位置
一般情况下，水平段的A端：
（1）放在油藏的高部位，海拔高度略大于或等于B端海拔；
（2）远离出水井（在水平段无法调整的情况下，宁可让B点靠近出水井）；
（3）在地面上，远离地面障碍，尽量靠近临井以便于管理。
2 水平井主要设计参数的设计
2.1 水平井垂深设计
由于水平井在油层中的位置是永久性的，所以选择水平井水平段垂深就显得非常重要。利用底水油藏水平井“无因次临界产量公式”和三叠系底水油藏有关数据，计算出的结果是：底水油藏最佳避水程度（避水厚度／油层厚度）为0.88h（即水平段离底水的距离为油层厚度的88％）。
该油藏水平井数值模拟结果为：底水油藏最佳避水程度为0.7～0.9h。
文献进一步指出：对于底水油藏而言，具体油藏开发地质条件参数无论怎么变，水平井水平段的避水程度几乎都是90％。
塔河油田三叠系底水油藏水平井水平段垂深设计时，避水程度原则上采用88％（由此损失的产能约10％）。
2.2 水平井水平段有效长度
水平井的产能只在一定范围内才与水平井水平段有效长度成正比，故在水平井钻井地质设计时，一定要根据具体油藏开发地质特征，优化水平段长度。
塔河油田三叠系底水油藏水平井水平段都采用筛管完井，考虑“水平段筛管相对粗糙程度”和油管尺寸，水平段最优长度为300～500m。
塔河油田三叠系底水油藏水平井水平段优化设计时，一般都在300～400m之间。
3 水平井钻井地质设计的跟踪调整
3.1 实施过程中出现的问题
通过对塔河油田1号、2号区块7口水平井的钻井地质跟踪研究发现：
（1）原构造图不太落实
由于受超深层低幅背斜地震分辨率较低的限制，原构造图精度有限，经开发井实钻资料证实，塔河油田1号、2号区块三叠系底水油藏构造形态均有不同程度的变化。
如2号区块三叠系上油组：构造东部等值线向高点收缩，TK203井所在高点消失，含油边界内收，含油面积由原来的3.7km2减少至3.1km2;AN1井南东－S56井、AN2井北西为一低洼，TK202H-AN1井间构造高点移至AN1井，含油面积图由椭圆状变为马蹄状。
又如三叠系中油组：TK202H、AN1井南的构造西高点向东南移至TK201H及S56井东南一线，构造顶部变宽缓，西北部等值线向外略有延伸。TK202H为背斜相对低洼处。AN2井东北的构造东高点幅度减小，东部等值线向高点略有收缩。含油面积略有增加（从4.3km2增至4.9km2）。
（2）储层非均质性更趋复杂化
3个油组均存在严重的储层非均质性，层内分布不等数目泥质、钙质或泥质－钙质夹层，横向上夹层分布相当复杂。
3.2 设计调整的主要步骤及方法
（1）先修编构造图
新钻的水平开发井，若有导眼，根据导眼实钻油组各界线顶底深度数据，修编原构造图，并与邻井对比；若无导眼，钻进进入关键阶段（造斜后、靶点前后）后，及时收集实钻砂泥岩段顶底深度，与邻井资料重新进行小层对比，及时修编构造图，为钻井地质设计的调整和优化提供精度更高的基本图件。
塔河油田1号区块下油组构造图改动较大的有4次；塔河油田2号区块上、中油组构造图改动较大的有2次。
（2）在小层对比的基础上，做井间泥质夹层分布图
根据新钻水平开发井的导眼或（和）造斜段所揭示的泥、钙质夹层和层厚，结合已有的相邻直井数据，运用沉积微相约束，进一步深入解释井间的夹层分布状况和连通情况。随钻指导水平井的钻进过程和井身轨迹，尤其是在水平段的钻进过程中的井身轨迹调整。
3.3 井位调整
6口水平井在钻井地质设计提交后，随钻跟踪过程中共计调整8次（表2）。井位调整原因如下：
表2 塔河油田1号、2号区块三叠系底水油藏水平井跟踪调整井次 Table2 The number of trace and adjustment for bottom water reservoir horizon well of Triassic in Tahe oilfield(No.1、2)
(1）有“邻井后续资料”和“本井随钻资料”证实构造形态有变，在设计原则不变的情形下，井位挪向油层较厚处。
（2）随后的数值模拟研究结果：设计井有更好的水平段方位时，及时调整水平井水平段方位。
上述两种情况几乎各占总调整次数的50％。
3.4 垂深调整
6口水平井在随钻跟踪过程中，共计调整10次（表2）。水平段垂深调整原因如下：
（1）有“邻井后续资料”和“本井随钻资料”证实构造形态有变，导致目的层顶面垂深变化和油层有效厚度的变化。在垂深设计原则不变的情形下，按比例调整垂深。
（2）随钻资料表明，原设计水平段所在油层剖面位置为泥质夹层，水平段被迫上移（在避水高度无法降低时）或下移（有足够的避水厚度，或水平段上部的储层物性太差时） （此时的设计参数可能并不最优）。
3.5 水平段长度调整
6口水平井在随钻跟踪过程中，共计调整2次（表2）。水平段长度调整原因如下：
随钻资料表明，原设计水平段所在油层剖面位置为泥质夹层，而水平段无法上下移动时，只能考虑加长水平段设计长度，以满足最优水平段有效长度的油藏工程设计。
4 水平井钻井地质设计的优化
（1）在油层较厚处布井，水平段位于油水界面之上油层厚度的88％左右，若在钻井过程中发现油层厚度减薄（构造原因），在确保水平井水平段不出油层顶面的前提下，尽量上移水平段，以增加避水厚度。
（2）尽量在构造高部位布井，塔河1号、2号油田的水平井均布在油层厚度大于15m以上的高部位。每完钻一口水平井就及时修编构造图，再根据新图设计下口水平井钻井轨迹，以避免造成不必要的损失。
（3）早期水平井水平段设计长度为360m。水平井投产后，根据开发效果与直井开发动态的对比和对储层非均质性的新认识，发现水平段中存在不同长度的泥质夹层，实际水平段的有效长度往往达不到设计长度，之后的水平井水平段长度就设计为400m，并在实际生产中灵活掌握。
如TK201H井，原设计水平段长度为360m，钻井中水平段钻遇泥质夹层259m，因而水平段加长至443m（油层有效长度仅184m）。
5 结论与建议
5.1 几点认识
（1）油藏描述要满足水平井开发对油藏的需求、
构造不太落实，储层非均质性认识不足都将影响水平井钻井地质设计的精度：既不能利用它来指导水平井井位、水平段方位的优选，也不能确保钻出（或满足设计要求）达到油藏工程目的的水平段，还有可能造成水平井“建井周期”的延长、“成井质量”的下降和后期“开发效果”的不理想。
（2）小规模油藏不宜采用“规模性的水平井开发方案”
储量规模小（油层薄、含油面积小）的超深层底水油藏，若采用“规模性的水平井开发方案”开发，往往等不到构造落实、精细描述油藏，就得上水平井。在资源具有不确定性的前提下，有可能造成一次投入过大的同时，还得靠水平井信息完善或进一步进行油藏评价，若等到构造落实时，井网密度已经满足开发要求（目前塔河油田1号、2号区块采取的动态调整方法把这种可能性造成的危害减小到最低限度）。
（3）生产、研究、管理的滞后，削弱了水平井相对于直井开发的优越性
技术装备、人员素质和软硬设置的不到位，使本企业的水平井开发费用（技术外协、设备租赁、随钻调整设计和解决随时可能出现的新问题等），比同条件下成熟地区或企业打水平井所需的费用要高。如此就会影响水平井的开发效益，甚至吃掉水平井开发优越于直井开发的全部效益，尤其是在构造、储层非均质性不太落实的情况下。
（4）储层非均质性特别严重时，不宜打平行于油层的水平井
我国油田储集体多数为陆相沉积，油层内或多或少散布着大大小小厚薄不等的夹层和隔层，尤其是两井间的夹层、隔层，往往很难认识到。油层中的夹层、隔层对直井的产能和采收率的影响不明显，但对水平井的产能和采收率影响显著，这样的油层不适合打平行于油层的水平井（除非油层太薄的底水油藏，水平段轨迹难于调整）。
5.2 几点建议
5.2.1 水平井A、B点垂深及A、B点位置的优化设计
在以下几种情况时，建议水平井A点垂深抬高（水平段自A向B倾斜）：
（1）油藏厚度足够大，不至于因为AB段的倾斜而使B点过早见水（因为通常情况下，由于A点的生产压差最大，A点一般首先见水；提高A点的目的是：在B点垂深不变的前提下，延长A点的底水突破时间，从而延长水平井的无水期）。
（2）在地面条件和水平井井网要求等允许的情况下，水平井尽量从构造高部位向低部位打，一则可以保证A点有足够的避水厚度；二则可以尽可能让A点远离边水（以避免高渗带边水突进）。
（3）在见水井附近布水平井时，尽可能让A点远离见水井。
5.2.2 水平井完井方式的优化设计
一般来讲，当水平井只横穿一个油层，仅有一种流体通过时，采用非选择完井方式（裸眼和砾石充填完井）；但如果水平井开采的目的层具有非均质性、或为多油层油藏，具有底水和裂缝，为了便于油藏开发后期各种措施的顺利进行，可以采用选择性完井方式（如割缝衬管带管外封隔器或固井／射孔完井）完井。故建议今后在类似情况下，新打水平井有比例地尝试采用选择性完井方式完井。
5.2.3 储层非均质性的认识和描述要“动、静结合”“平、直结合”
（1）动、静结合
如夹层的层数和厚度由直井给出，并通过沉积微相、小层对比研究得出尽可能接近油层实际的全油藏的夹层分布特征；与此同时，利用数值模拟方法既可验证，也可修改单井和油藏的夹层分布特征。
（2）平、直结合
若直井和水平井钻遇同一个夹层，那么直井给出层数和层厚（z轴），水平井则给出平面上的展布（x、y轴）；根据沉积微相得出的“宽厚比”即可推出水平井揭示的是长轴还是短轴（虽不一定正确，但总比单靠“井距”来判断夹层的展布范围要好），然后进一步判定是否与邻井夹层相连。
况且，直井揭示的是储层纵向上的储层非均质性，水平井揭示的是水平方向上的储层非均质性；二者的有机结合才能客观的反映油藏的储层非均质性（这比直井间参数的插值要精确得多）。
参考文献
[1]万仁溥．中国不同类型油藏水平井开采技术．北京：石油工业出版社，1997
[2]S.D.Joshi,Ph.D，班景昌等译．水平井工艺技术．北京：石油工业出版社，1998
[3]罗英俊等译．水平井开采技术译文集．北京：石油工业出版社，1991
[4]范子菲．确定水平井水平段、垂直井射孔段最优位置研究．石油勘探与开发，1995,22(3)
[5]张义堂等．陆相沉积油层水平井水平段轨迹对产能及采收率影响的研究．石油勘探与开发，1999,26(2)
The Optimization of Geological Design for Drilling Horizontal Well of Triassic Oil Reservoir with Bottom Water in No.1-2 Tract of Tahe Oil Field
Tan Chengjun Chen Shumei Wang Meiling Zhao Liqun
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，ürümqi 830011)
Abstract:The auther, starting from correlation geological design of straight well and horizontal well, analyzed some improtant design parameters in studying on geological design for horizontal well.The results indicated the geological design for horizontal well and it's optimization of design were controlled by vertical depth of horizontal segment (section),effective length of horizontal segment, influence of non-homogeneity of reservoir on geological design for horizontal well.
According to the optimization of geological design for 7 horizontal wells of Triassic oil poor with bottom water in Tahe oilfield,we came to the following conclusions:(1)terrestrial bed is provided with vary in thickness,different morphological shaly or calcic intermediate and isolation layer,expecially when non-homogeneity of reservoir is grave.Such being the case,reservoir description will do best to meet the development oil pool by mean of the horizontal well;(2)it's no good being design large-scale horizontal well development scheme for limited reservoirs and small scale oil pool;(3)backward technology and equipment,quality of personnel and treatment system of computer will decide the elaboration of the technology——horizontal well is better than straight well.
Key words:sandstone oil reservoir with bottom water horizontal well drilling geological design optimization vertical depth of horizontal segment length of horizontal segment
塔河油田水平井钻井液技术~
靳书波 靳A 李斌文
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要：深井水平井钻井液技术是一项综合技术，主要考虑井眼稳定技术、井眼净化技术、高温稳定技术、润滑防卡技术。塔河油田所钻水平井主要采用了MMH聚磺混油和复合金属离子聚磺混油钻井液体系，笔者主要介绍两种体系的现场应用技术和维护以及使用效果。
关键词：钻井液 井眼净化 井眼稳定 润滑 保护储层 暂堵技术
1 概述
随着塔河油田勘探开发工作的不断深入，为完善开发井网和提高油气产能，相继在塔河1号、2号油田部署了7口水平井。该油田位于塔里木盆地沙雅隆起，油气层埋藏较深，所钻的井深均在4500m左右，地质情况复杂。上部第三系库车组、康村组、吉迪克组砂岩、泥岩不等厚互层弱胶结，成岩性差、可钻性好，砂岩高渗透性、泥岩以伊利石为主水化分散性强烈；下部侏罗系、三叠系泥岩主要成分以伊利石为主（36％～60％），含15％有序混层（S占22％）伊利石／蒙脱石，个别层段含15％无序混层（S占50％）伊利石／蒙脱石。泥岩遇水一般不易分散，但存在：①硬脆性泥页岩层理与微裂缝发育，同时存在易水化膨胀分散的泥岩，产生高的膨胀压力，导致井壁剥落掉块坍塌；②泥岩异常孔隙压力与强地应力引起的高的坍塌压力易造成力学不稳定，液柱压力低于泥岩地层压力，同一地层水化差异大，泥岩地层压力系数高于油层，井壁受力不平衡等地质因素。
上部地层极易造成虚厚砂泥饼和胶粘性钻屑厚泥饼缩径阻卡，钻井液必须具有强包被、强抑制能力、良好的造壁性及润滑性。下部地层剥蚀掉块垮塌严重，井壁失稳，井径扩大，而且处于造斜和水平井段。钻井液必须具有有效的防塌措施，同时，由于深井水平井的特殊性，如井底温度高，钻遇地层层序岩性复杂，造斜点和水平段较深，防卡、防塌、测井、固井等要求高，钻井液量多等因素，维护调整困难，工程事故多。
2 钻井液技术要求
水平井钻进中主要存在钻柱在斜井段向下部井壁整体倾斜，下沉偏心，钻柱与井壁接触面积增大，造成井下摩擦系数增加。携岩难度较大：钻屑的下滑方向由直井的轴向下滑向斜井段、水平段的径向下滑转化，钻井液以轴向上提力克服钻屑的径向下滑力，要克服钻屑轴向下滑力较困难，一般情况下斜井段不可避免的要形成沉积层，沉积层的厚度随井斜角的增大而增厚。钻屑向下方井壁的沉积，导致钻井液悬浮的均匀性破坏，不利于对钻屑的携带，增加了钻柱与井壁的摩擦阻力。在层理发育的地层，胶结不好的砂岩、砾岩层和复杂地层易发生坍塌、掉块，严重时会掩埋钻具造成卡钻。综上所述，要求钻井液具有极强的润滑性、携岩能力、防塌能力和井壁稳定性，该地区井比较深，要求钻井液具有良好的抗温性。水平段钻井液更需要考虑储层保护。
3 钻井液设计
3.1 井眼净化技术
通过改善钻井液的塑性粘度、动切力、动塑比和静切力等，以较高的动塑比值、切力等，使钻井液具有良好的悬浮携带能力，降低钻屑的沉降速度，并将其及时带出。选择MMH正电胶和复合金属离子聚合物（PMHC）调节钻井液流变性能，确保了适当的环空流速，既能保护井壁，又能将岩屑带出。国外研究指出，环空倾斜在0°～90°整个范围内，钻井液流速越高，环空净化速度越高。在水平井中，坚持定时旋转钻具和短程起下钻。旋转钻具有利于岩屑的清除，一是将下井壁沉积的岩屑推入流动的钻井液中，被钻井液流带出井眼；二是将大块岩屑积压碾磨，变成小颗粒有利于岩屑的悬浮带出井眼。控制好井眼轨迹，可以减少流动阻力，降低动能的消耗，有利于岩屑的清除。另外，依据井身结构和钻具组合选用合适的环空返速和钻井液流变参数，既能保证钻屑携带，又减少对不稳定井壁的冲蚀破坏。
3.2 井眼稳定技术
针对侏罗系和三叠系泥页岩矿物组分、理化特性及井壁失稳等问题，首先，钻井液必须有较低的滤失量，良好的泥饼质量，能在短时间内对层理微裂缝泥页岩起到有效的封堵作用；其次，必须有足够的抑制性，有效防止井壁吸水膨胀、坍塌，同时防止钻屑分散，降低固相含量；再者，控制适当的钻井液环空流速，减轻钻井液对井壁的冲蚀。为此，优选了高效的防塌抑制剂及聚磺混油钻井液体系，采取合理的防塌技术措施，以满足深井水平井钻井施工的要求。采用沥青类产品FT-1、SMP、SPNH、NH4PAN等封堵防塌处理剂，机械封堵层理、裂缝，增加钻井液的造壁封堵能力，降低失水与泥饼渗透率，阻止钻井液滤液大量进入地层。应用SN-1固体乳化剂强烈吸附油的特点，参与泥饼的形成，在井壁上形成一层憎水油膜，可有效控制滤液的侵入，减轻泥岩的水化。长链、高分子聚合物带有极强的离子基团、极性基团和非极性基团，与粘土表面吸附、桥接和絮凝，对泥岩起到包被抑制粘土分散作用。同时，应用防塌抑制降失水剂PA-1，来提高钻井液的化学抑制能力，最大限度的抑制泥页岩的水化分散，预防井壁垮塌。PA-1是KHm和阳离子组分接枝共聚物，K＋和阳离子协同作用，提高了防塌效果，阳离子的加入提高了吸附和水化能力。
3.3 润滑防卡技术
根据塔河油田具体钻井施工情况，并参考国内外相关技术资料，经综合分析研究，选用混入原油的方法来提高钻井液的润滑性能。同时，优选了SN-1固体乳化剂作为乳化剂，在其分子结构中，具有亲油性强的阳离子基团，同时还有亲水性好的阴离子基团，具有双亲作用。在混油钻井液中加入SN-1后，能将油充分吸附，并通过SN-1富集油类参与泥饼的形成，在泥饼表面形成一层有乳滴构成的油膜，将钻具与泥饼或井壁间的磨擦转变为钻具与油膜间的摩擦，这样可以大大降低摩擦阻力和扭矩。通过室内实验，优选了原油和SN-1固体乳化剂的合理的加入量分别为8％～10％和0.3％～0.5％，推荐现场原油加入量为10％～12％。另外，为了提高钻井液的润滑性，在特殊情况下，加入2％～3％的固体润滑剂塑料小球，半埋与泥饼中，形成泥饼和钻具或套管之间的微型支撑物，起到“微轴承”的作用，避免压差卡钻，降低扭矩和摩擦阻力。
3.4 油气层保护
根据储层特征及损害机理的研究分析结果，即储层为非－弱水敏性，固相颗粒侵入污染是钻井完井液对储层的主要损害因素，为了适应钻遇地层特点及深井水平井施工的特殊要求，使施工工艺简便，从经济性、可操作性和保护油气层方面综合考虑，优选了水基钻井完井液体系，并实施屏蔽暂堵保护油气层技术，尽可能地保持低固相、低滤失量、良好的泥饼质量，PH值控制在9左右，使之和储层相匹配。钻井完井液采取在上部复合金属离子聚磺混油钻井液基础上，实施屏蔽暂堵技术直接转换的技术措施，即采用MMH正电胶聚磺混油暂堵和复合金属离子聚磺混油暂堵钻井完井液体系。
钻井液设计考虑上述诸因素外，还得考虑直井段，特别是二开、三开井段裸眼段长，大段泥岩以及泥岩、砂岩互层。泥岩段易泥包，砂岩段泥饼厚等易造成阻卡，钻井液要保持低固相、强抑制、薄而韧的泥饼和优良润滑性，保证安全快速钻进。一开、二开主要采用钾基聚合物钻井液体系和正电胶钻井液体系，三开采用正电胶聚合物混油暂堵钻井液体系以及复合金属离子聚磺混油暂堵钻井液体系，各体系依次转化。复合金属离子聚合物不分散体系和正电胶钻井液体系均具有的强抑制、低固相特性，适合中上部地层快速钻进；正电胶聚合物混油暂堵钻井液体系和聚磺体系具有抗高温、高温高压失水低、造壁性好等特性，适合下部井段钻进；同时适合于油气层段钻进。
复合金属离子聚磺混油钻井液体系配方：（40～50)kg/m3坂土＋(2～3)kg/m3纯碱＋(3～4)kg/m3NaOH+ (2～5)kg/m380A51+2kg/m3PMHC+20 kg/m3SMP-1（粉）＋30kg/m3磺化沥青＋(80～100)kg/m3原油＋2 kg/m3SN-1（或SP-80)＋…
正电胶聚合物钻井液体系配方：（40～50)kg/m3坂土＋(2～3)kg/m3纯碱＋(5～10)kgMMH+(5～10)kg/m3PAM+(2～4)kg/m3PAC-HV+(20～30)kg/m3SMP-1（粉）＋(20～30)kg/m3磺化沥青＋(20～30)kg/m3SN-1＋(80～100)kg/m3原油＋…。
4 钻井工程简况
所钻的7口水平井均是下入Φ244.5mm技术套管后，使用215.9mm钻头进行定向造斜钻进，施工工程基本数据见下表1。
表1 塔河油田水平井钻进基础数据 Table1 Basic data of Horizontal well drilling in Tahe oil field
续表
5 钻井液现场应用技术
5.1 井壁稳定技术
钻进过程中，对泥岩井段的防塌措施为：从力学上，为了提高钻井液液柱压力对井壁的支撑，使其大于地层的坍塌密度，钻井液的使用密度为1.20～1.22g/cm3，比该地区已完钻直井同层位正常使用密度高0.02～0.05g/cm3，并以钻井液的特有流变特性，减少了对井壁的冲刷和起下钻、开泵所引起的压力激动。从化学上，以补充 MMH正电胶、PA1、WFT-666、FT-1、SPNH、SMP-1、PMHC、NH4-PAN胶液为主，改善泥饼质量，提高钻井液对地层的抑制封堵防塌能力；同时，利用SN-1固体乳化剂吸附原油在井壁形成一层油膜的特殊作用，改善井眼的稳定性；另外还可降低滤失量，使API失水在4ml以下， HTHP失水9～10ml，从而减少了对井壁的浸泡深度，为长时间的安全施工打下了基础。
5.2 润滑技术
钻井液润滑性能主要以原油为主，分别于井斜角达30°与进入水平段时补充加入原油18t和12t，使钻井液、钻井完井液含油量为 8％～10％，并用一定量 SN-1固体乳化剂（或SP-80）充分乳化，辅以2％～3%FT-1(WFT-666）和SMP改善泥饼质量，使之具有良好的润滑防卡能力。其滤饼摩阻系数Kf始终控制在0.029以下，起下钻阻力一般在4t～8t，旋转扭矩在300～450mV。
5.3 井眼净化技术
主要是选择了悬浮携岩能力较强的钻井液和钻井完井液，在较低的排量下，粘切及流变性的调整以补充MMH正电胶（或PMHC）和NH4PAN胶液为主，使动切力大于15 Pa,动塑比在1左右，初切一般18～23Pa，初切和终切接近；工程上适时采取短起下钻及旋转钻具的措施，在该井施工中，下钻、测井、下塞管均一次到底，开泵正常，保证了全水平段未通一次井，而井下一切正常，大排量洗井也无明显的钻屑返出，证明井眼干净，未形成明显的岩屑床。
5.4 保护储层技术
进入水平段前，充分调整钻井液各项性能，控制较低的固相含量和滤失量，一次性用混合漏斗按循环周加入0.75％～1.0％油溶树脂和3％的QS-2，并补充加入磺化沥青使之含量达2％～3％，以实施屏蔽暂堵保护油气层技术，并根据消耗及时补充。进一步强化泥饼质量，减少滤液侵入油层量。同时，加强井眼净化和固相控制，减少钻井液中的微粒进入产层孔隙中，避免堵塞油气通道。
5.5 固相控制
固相控制主要以振动筛、清洁器、离心机等为主，加上频繁起下钻作业，给钻井液密度、固相含量的控制及性能的维护带来一定程度的难度。为此，采取了充分利用好现有固控设备，增加胶液的补充量，提高钻井液的携岩能力，降低重复研磨程度，减少细微颗粒的含量等有效措施，很好地将含砂量控制在0.2％以内，固相含量控制在11％～13％。
6 现场应用效果
在塔河油田所钻7口井的施工中，主要使用MMH正电胶聚磺混油钻井液和复合金属离子聚磺混油钻井液，在现场使用中各具特点。钻进施工中TK106H和TK201H井为无事故井，其他井均不同程度地发生卡钻事故。其性能见表2。MMH正电胶聚磺混油钻井液抗温性较差，深井维护处理比较困难。由于MMH正电胶与其他类型处理剂配伍性较差，使用阴离子处理剂，削弱了体系的正电性，从而降低体系的抑制防塌能力，但MMH正电胶体系具有很强的携岩能力，防止“钻屑床”的形成，保证了起下钻畅通。复合金属离子聚磺混油钻井液具有抗温性、配伍性、流变性好，钻井液性能稳定。
6.1 TK104H、TK201H井使用MMH正电胶体系使用情况
在该井段钻进施工之前首先在套管内将钻井液转换为MMHSN-2钻井液体系，使MMH含量达到3％（胶体），由于该井段上部地层掉块严重，在套管内一次性加入防塌剂3% PN-1及2%FT-1，钻进至造斜段混入8％原油，并加入足量固体乳化剂SN-1，使原油得到充分乳化，在钻进过程中，定期定深补充MMH、原油、PAM、防塌降失水剂，确保钻井液各组分达到设计要求。
在井斜角达到60°时，加强短程起下钻及分段循环，并将钻井液YP提至15Pa以上，动塑比值控制在0.8～1.2之间，静切力提至8～10Pa/10～12Pa，确保钻井液具有较强的携带能力和悬浮能力，在水平段后施工中严格控制固相含量，特别是含砂量。充分利用四级固控设备及补充胶液的方法，降低钻井液中的含砂量，达到设计要求。
稳定的钻井液性能及合适的流变性，具有较强的防塌能力和较底磨擦系数，并配合工程措施是该段成功的关键。
（1）Φ6读数不低于8.5。
（2）在施工中，主要以维护为主，处理为辅，钻井液处理剂以胶液形式加入，保持稳定的钻井液性能。
表2 斜井段及水平段钻井液性能 Table2 Drilling field performance of gradient and horizontal well paragraph
（3）用SPNH、NH4-HPAN调节钻井液流型；用SMP-1、SPNH控制高温高压失水。
各种处理剂的合理配伍及具有良好的润滑性，较强的防塌能力和悬浮携带能力是该井钻井液成功的关键。
6.2 TK202H井复合金属离子聚磺混油体系使用情况
定向前将聚合物钻井液一次性转换为复合金属离子聚磺混油钻井液。先补充预配好的新浆40m3(1.5 t坂土＋80 kg Na2CO3+50 kg NaOH+75 kg PMHC）。然后，按配方边循环边用混合漏斗均匀地加入SPNH、FT-1、SMP-1、PA-1、PMHC，之后又补充加入适量Na2CO3。待循环到相对均匀后，在一个大循环周内均匀混入8％原油，同时，加入0.3%SN-1固体乳化剂。最后，进行充分的循环直到钻井液性能基本稳定。
钻进过程中，始终坚持以补充胶液维护为主。钻井液性能的维护原则是：以井眼净化为重点，搞好流变性控制，保持适当高的动塑比值及切力，以适应携带岩屑，有效悬浮岩屑的特殊需要，控制好泥饼质量和润滑性，强化防塌措施，严格控制失水。各种处理剂的选用及补充量以正常钻进进尺、钻遇岩性、井斜角、作业情况等来变化。一般胶液的补充时间为每趟钻的前1～2周内。
6.3 结论与认识
水平井造斜段及水平段钻进中由于钻井液采取了有效合理的维护处理工艺，钻井液性能优良、施工效果良好，钻井液性能见表2。
（1）钻井液悬浮携岩能力强，井眼清洁
钻井液流变性好具有正电胶的特性，携带岩屑效果好，悬浮能力强，返屑正常，每次开钻均能将上趟钻起钻前悬浮的岩屑按时正常带出；岩屑均匀，尤其是大斜度及水平段无任何混杂现象，质地纯净，棱角清晰，反映的地层界限分明，岩屑录井与电测解释结果吻合。
（2）钻井液防塌性能好，井壁稳定，井径规则
在整个施工中，虽然起下钻次数多，井底工况条件变化大，但由于钻井液性能优良，工艺技术措施合理，井壁始终稳定，钻进循环过程中很少见到有剥落掉块的泥页岩，更无井壁垮塌失稳划眼现象，振动筛筛网筛出的基本上均为钻屑，每趟钻起下顺利无异常情况，平均井径扩大率见表3，较好的解决了三叠系硬脆性泥页岩地层普遍存在的掉块垮塌、井径严重扩大问题，有利地保障了钻井施工的顺利实施。
表3 塔河油田水平井三开井段井径结果对比 Table3 The well radial contrastive result of third opening drilling well paragraph about Tahe oilfield's horizontal wells
(3）钻井液具有良好的润滑性能
由于SN-1固体乳化剂的特殊作用及原油含量合理，固相控制效果好，钻井液泥饼薄而坚韧、摩阻系数小，Kf始终控制在0.0143～0.029之内，最大限度的降低了摩阻和扭矩。钻进和起下钻顺利，电测、下筛管畅通无阻、一次到底，起下钻摩阻一般在4～8 t，旋转扭矩在300～400mV。
（4）钻井液性能稳定，易于维护调整
整个施工过程中尽管纯钻时间短、起下钻频繁，但每趟钻只需用胶液进行简单维护调整，未进行一次大型处理。
（5）钻井液具有较好的保护油气层作用
合理实施了屏蔽暂堵保护油气层技术，滤失量小，API失水在4.0ml以内，高温高压失水保持在9～11.0ml。室内评价结果表明，复合金属离子聚磺混油钻井完井液体系对岩心渗透率恢复值平均达到92.2％，不仅起到了较好地保护油气层作用，还达到了防漏堵漏作用。
（6）复合金属离子聚磺混油钻井液性能稳定，易维护，为水平井钻进理想的钻井液体系。
参考文献
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[3]张绍槐，罗平亚等．保护储集层技术 ．北京：石油工业出版社，1991
Techniques of drilling fluid for horizonal well in Tarim
Jin Shubo Jin Pei Li Binwen
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract:Drilling fluid of deep horizantal well we should consider well hole stabilization technique, well holerefine technique,high temperature stabilization technique,lubrication and defend clip technique mostly.The MMH polymer sulphur mix with oil and resumed lubricate hydronium polymer sulphurixm with oil are used in horizantal well,TaHe oil field.This paper introduces two system which are used in field and application effects.
Key words:drilling fluid well hole refine well hole stabilization lubrication reservoir protection temporary jam technique
杨立强 董宁
（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 塔河油田碳酸盐岩储集层埋藏较深，一般都在5000m 以下，储集层主要为碳酸盐岩裂缝和溶蚀缝洞系统，纵横向非均质性强，储集层横向预测困难。本文介绍了小波变换的基本理论，在利用小波变换的局部化分析特征过程中引入吸收衰减分析技术，根据塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层情况设计了接近实际深度的理论模型，并对模型正演结果进行了吸收衰减分析，验证了其可行性，最后对塔河油田实际数据进行处理，其含油气性预测结果与实际钻井情况非常吻合，证实了方法的有效性。
关键词 塔河油田 吸收衰减 小波变换 碳酸盐岩 储层预测
Application of Absorption and Attenuation for Prediction of Reservoir in Tahe Oilfield
YANG Li-qiang，DONG Ning
（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract Tahe oilfield’s carbonate reservoir is buried deeply with normal depth over-5300m.The dominated system of carbonate fractures and corrosive caverns and serious heterogeneity in plane and vertical results in difficulty for transverse prediction of the reservoir distribution.The Paper expatiated basic theories and principles of wavelet transform and introduced the absorption and attenuation technology by wavelet transform.Theoretic model near real deep based on the geological analysis results was made to prove the feasibility of absorption and attenuation.Finally，this technology was applied to actual seismic data in Tahe oilfield，and the predicting results for oil and gas accorded with the drilling result.
Key words Tahe oilfield absorption and attenuation wavelet transform Carbonate reservoir prediction
地震波的衰减反映了传播介质的本征属性，因此，地震波在特定地层的衰减量信息包含了该地层的岩性及含流体性信息。许多研究者阐述了利用地震波的衰减量进行地震监测［1］或岩性预测［2］及饱和度［3］、流体性质［4］甚至渗透率［5］分析的事例。
引起地震波衰减的因素有很多，从广义上来说，可分为两类。一类是与地震波传播特性有关的衰减，如球面扩散、与地震波波长有关的介质非均匀性引起的散射［6］以及层状结构地层引起的地震波衰减［7］（简称阻抗滤波或阻抗滤波的有效品质因子）。另一类是反映介质内在属性的地层本征衰减（称为地层固有品质因子）。地层固有品质因子具有重要意义，它反映了地层的岩性、含流体类型、流体饱和度、压力及渗透率等信息。
目前塔河油田是中石化集团公司在西部增产稳产的主力区块。奥陶系碳酸盐岩风化壳缝、洞型油藏已成为中石化集团公司油气田开发的重要领域。塔河油田奥陶系储集体以孔、缝、洞为储集空间为主且其以不同组合形式出现。其分布受构造条件、成岩环境、原岩溶洞发育程度、岩溶地貌、古水文条件等方面的控制，分布规律十分复杂，非均质性强、埋藏深（5300m以下）、地震勘探的分辨率不高，储层预测十分困难。本文引入目前比较流行的小波变换方法来计算地震波振幅的衰减梯度系数，避免了傅立叶变换时窗的影响，利用地震波衰减技术对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层进行了含油气性预测。
1 方法原理
1.1 小波变换理论
小波变换是近年来迅速发展起来的新兴数学手段，被认为是近年来在工具和方法上的重大突破，是泛函分析与调和分析等的完美结晶，在理论上和实际应用中都具有重要价值。小波变换继承和发展了窗口傅立叶变换的局部化思想，能在时间域和频率域同时对信号进行局部化分析，并且能随着频率成分的改变而自动调整窗口的形状以达到所需的要求，因此，在地震数据处理中存在着广阔的应用前景［8～11］。小波基本原理［12～14］如下：
令a= ，j∈Z，可实现对a的离散化。若j=0，则ψj，b（t）=ψ（t-b）。欲对b离散化，最简单的方法是将b均匀抽样，如令b=kb0，b0的选择应保证能由WTx（j，k）来恢复出x（t）。当j≠0时，将a由 变成 时，即是将a扩大了a0倍，这时小波ψj，k（t）的中心频率比ψj-1，k（t）的中心频率下降了a0倍，带宽也下降了a0倍。因此，这时对b抽样的间隔也可相应地扩大a0倍。由此可以看出，当尺度a分别取a0， ， ，…时，对b的抽样间隔可以取a0b0， ， ，…，这样，对a和b离散化后的结果是：
油气成藏理论与勘探开发技术
最典型的a0和b0取值是：a0=2，b0=1，得到小波伸缩平移系：
油气成藏理论与勘探开发技术
由于小波变换具有恒Q性质及自动调节对信号分析的时宽/带宽等一系列突出优点，因此被人们称为信号分析的“数学显微镜”。
1.2 吸收衰减技术
当地震波在地下岩层介质中传播时，由于岩层的非完全弹性使地震波的弹性能量不可逆地转化为热能，造成振幅衰减，同时也造成高频损失。由于岩石物理性质不同，所含流体性质不同，其弹性波的振幅衰减量也不尽相同。当岩石中含有石油，特别是含天然气时，弹性波振幅衰减量显著增大，因而岩石的弹性波振幅衰减程度能灵敏地反映地下是否有油气藏存在。因此，可以通过研究地层介质对地震波的吸收性来确定岩性的横向变化和含油气性，圈定油气藏范围，也可以联合其他参数进行储层预测。
图1为利用小波时频分析进行振幅衰减梯度因子计算的原理示意图。对地震道进行小波变换后，在频率域对每个样点进行振幅能量衰减分析。首先将检测到的最大能量频率作为初始衰减频率；然后分别计算 65% 和85%的地震波能量对应的频率；最后在这个频率范围内根据频率对应的能量值，拟合出能量与频率的衰减梯度，得到振幅衰减梯度因子。在处理实际资料时，可根据地震资料品质和研究目标，调节计算振幅衰减梯度的正确频率范围。
图1 利用小波时频分析计算振幅衰减梯度因子的原理
2 正演模型吸收衰减特性分析
塔河油田奥陶系储集体以孔、洞、缝为储集空间以不同组合形式出现。碳酸盐岩缝洞发育，被油、气、水或有岩性差异的物质充填后，地震波在传播过程中形成“能量快速衰减”现象，高频成分通过缝洞系统时能量很快衰减，甚至消失，即“高频吸收”现象。由上可知，缝洞系统对地震波有更大的能量衰减和高频吸收作用。
根据塔河油田储层类型、发育规模、埋藏深度，以及前期岩石物理分析测试的速度、密度和孔隙度等参数，结合实际钻井资料，设计了与塔河油田实际地质结构相似的地质模型（图2），模型参数如表1。本次研究采用通过波动方程正演模拟（有限差分法），除了明确碳酸盐岩储层的地震识别模式外，重点验证吸收衰减技术在该地区的适用性问题。
图2 不同溶洞发育模式模型
①～⑥为溶洞编号
表1 溶洞模型参数
图3所示为不同的溶洞模型正演结果（a）及吸收率减计算结果（b）。由模型正演结果可以看出，①，③，⑥号溶洞为内幕溶洞，地震响应是溶洞底部边界为波峰，整体呈串珠状反射，②号溶洞位于风化壳附近，⑤号溶洞风化壳附近裂缝发育带，溶洞和裂缝带顶为弱反射，下面为杂乱反射，④号溶洞为3个垂向叠置的溶洞，呈典型的串珠状反射特征。从模型正演结果吸收率减图上可看出，内幕的溶洞在吸收率减剖面上能清晰地识别出来，属于强吸收率减特征。图中吸收衰减比较强的部位基本处于溶洞发育的真正位置，比地震更能反映溶洞的发育情况。另外，吸收衰减与地震相比，能量更聚焦，边界更清楚。
图3 不同溶洞发育模式模型正演结果及其吸收率减特征
（a）正演结果；（b）吸收率减计算结果①～⑥为溶洞编号
3 实例分析
利用上述技术，对塔河油田4 区进行了计算和分析，如图4 所示，该图为虚拟环境下 下0～120ms吸收率减联井剖面立体图。分析得知，吸收率减较强的井油气产量比较高，如TK427井、T429井、TK430H井、T401井、S48井和 TK407井，其中TK429井在5442～5461.5m经酸压排液后，产油达到360m3/d；TK427井产油层位为奥陶系中部较厚的储层发育段，平均产油500t/d以上，目前已累计产油23×104t，产生了很好的经济效益；TK430H井为塔河油田奥陶系的第一口水平井，在奥陶系获高产油气流，产油达420t/d。而吸收率减相对较弱的井油气产量较低，甚至没有油气产出，如T414等井。
图5为塔河油田4区 下储层吸收率减平面立体图，由图可以看出，S48井、TK412井、TK408井等高产井处于强吸收带，吻合率相当高，从而说明吸收衰减在该区的有效性。分析表明，强吸收衰减在4区TK427井—S48井—TK407井一线衰减明显偏大，而4区东侧S64井—T414井为轴线一带的沟坎地带表现为弱吸收区，基本上与现行产能井的分布带相对应。由此可见，与局部高点相对应的高衰减量分布区是缝洞发育的较有利部位。吸收率减可为局部区域有利储集带的定界提供一个相对洞缝发育的部位。
油气成藏理论与勘探开发技术
油气成藏理论与勘探开发技术
4 结论
本文将小波变换引入到吸收衰减计算中，利用小波变换的时频局域化优良特性，克服了常规傅立叶变换时窗大小对计算结果的影响，增强了地震信号的局部特性，并将该技术应用于塔河油田奥陶系碳酸盐岩的储层预测中，取得了较好的效果，与实际钻井对比，吻合率很高，对解决塔河油田碳酸盐岩储层预测这一世界性难题提供了一个比较有效的解决手段。
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井田水文地质概述
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