水平井地质导向技术在苏里格气田开发中的应用——以苏10 和苏53 区块为例

唐钦锡

(中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦124010)

在苏里格气田的开发过程中，为提高气田开发效果，在地质条件合适的区域进行了水平井开发试验，在近几年的开发试验过程中，水平井因显示出单井产量高，开发成本相对较低的优势而得到了推广应用［1］。做好水平井地质导向技术的研究与应用工作，成为水平井钻井成功与提高储层钻遇率的基础［2-8］，同时该技术的成功应用，可使井轨迹处于储层最佳位置，以便于压裂时沟通上下储层，提高气井产能［9］。

1 工区概况

苏10 和苏53 区块位于苏里格气田的西北部，长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［10-11］(图1)。主力气层为上古生界二叠系山西组一段(山一段)及石盒子组八段(盒八段)。

图1 苏里格气田苏10 和苏53 区块位置Fig.1 Location of Su10 and Su53 blocks in Sulige gas field

1.1 苏10、苏53 盒八段储层基本地质特征

苏里格气田苏10 和苏53 区块盒八段储层为典型的河流相沉积，具有多变性和复杂性等特点。

纵向上多期河道充填砂岩与心滩砂岩相互叠置切割，形成复合连片的辫状河道复合砂体。沿河道方向砂体连通性好，延伸规模较大;横切河道方向砂体受河道发育规模影响，连续性较差，延伸规模小。

平面上砂体呈南北向分布，发育规模和几何形态受河道的宽度控制，其内部砂体结构也存在差异，非均质性强［12-15］。

1.2 水平井实施中存在的技术难点

水平井钻井过程中存在以下几个主要难点:首先研究区域井控程度低，同时由于河道的迁移，导致储层平面分布预测难度加大，钻井过程中有储层相变为泥岩的风险;其次水平井实施区域微构造相对发育，构造的高点位置难以准确预测，可能导致水平钻进过程中轨迹从储层顶部或底部穿出;此外由于区域地层特点，使用PDC 钻井，岩屑细小混杂，甚至呈粉末状，代表性较差，岩性判断困难;同时随钻测量曲线由于仪器零长的存在而相对滞后，导致地质人员对地层认识滞后。以上诸多因素均加大利用水平井开发气藏的难度，部分因素还能导致水平井钻井失败，因此加强地质导向技术的研究与应用意义重大。

2 河流相储层水平井随钻地质导向技术

2.1 对比标志的选取及确定

对比标志在地质导向中起着校深及识别微构造的作用，是入靶调整最重要的依据之一，直接关系到能否准确入靶。选取原则是在现场技术手段和条件下，能够有效识别。

对于储层较复杂的河流相地层，对比标志的选取尽可能多，以防止地下地质体发生变化，为后续调整提供充分依据。

此外，对比标志的选取应合理，若选取的对比标志与目的层顶界距离相差太大，则其间地层厚度变化的不可确定性大，导致调整精度降低;若距离太小，则留给工程上调整的余地太小，有可能导致无法实现调整的目的，致使无法准确入靶。

实钻过程中依据随钻测量曲线，不断加强对比，深化地质认识。单个砂体或泥岩层段的变化，在实钻过程中较为常见，因此以多个对比标志为组合进行对比，可提高对比精度。

2.1.1 电性对比标志

苏里格气田地层对自然伽马反应敏感，电阻率反应不明显。根据实际情况对比邻井电测曲线，寻找曲线特征明显，易于识别的层段作为电性对比标志。在实钻过程中，利用随钻测量自然伽马及时对比邻井测井曲线，判断层位，通过实钻校正的曲线深度，实时修正地质模型。

2.1.2 岩性对比标志

岩性对比标志在现场应用，可行性较好，通过对返出岩屑的岩性、颜色、粒度可以判断层位。一般选择稳定性较好的，具有一定厚度的泥岩段。

2.2 微构造模型的建立

对水平井实施区域的微构造的研究是保证成功着陆以及砂体钻遇率的重要条件。需要对标志层顶底界构造、以及目的层顶底界构造进行分析，预测对比标志顶底界以及目的层砂体顶底界垂深或海拔。根据微构造模型对目的层地层产状进行分析，为入靶和水平段调整提供依据。实钻过程中及时利用随钻测量曲线对比，依据标志层段变化，对预测模型进一步细化和修正，使之更接近于地下构造。

2.3 储层模型的建立

准确的地质建模是水平井地质导向的前提和基础。通过数据收集，对邻井进行精细地层对比，细分旋回，对目的层及上覆及下伏地层电性特征进行深入分析，开展构造及沉积微相研究工作，加强水平井实施区域地质认识;利用地震追踪储层，用过水平段地震远近道以及叠加剖面，预测储层含气性［16-18］;以构造及沉积微相研究成果为约束，建立储层岩相模型(图2)、有效气层属性模型(图3)，模拟储集层及有效气层的空间分布规律［19］，多手段综合使用，提高河流相储层的预测精度。

2.4 井底岩性的快速识别

实钻过程中，由于随钻测井仪器测点距离钻头有一定距离，仪器测点到钻头的距离也称仪器零长，这段距离上的地层信息不能及时直接的反馈上来，对于现场导向师来说是一个“盲区”。

在水平井实施过程中，现场人员依据稳定钻压下的钻时、扭矩、地层造斜能力等参数，能够有效预判井底岩性，达到快速识别井底岩性的目的。利用上返岩屑、以及随钻曲线应证岩性，尽可能克服因岩屑滞后、失真，测量仪器存在零长等因素造成的岩性判断的困难。

2.5 “盲区”储层的实时预测

在苏10、苏53 区块使用的MWD 随钻仪器伽马零长一般为11～14 m，因探管组装位置及下部钻具组合不同而有所差异。由于这段零长的存在，致使导向人员无法准确的掌握钻头至测量仪器段储层情况。对这一“盲区”段储层进行预测，对地质导向人员来说显得非常重要［20］。

利用3D 地质模型，结合实钻参数或信息，对比分析邻井沉积旋回特征，结合上返岩屑粒序特征，预测“盲区”段储层状况;利用储层相建模技术，预测钻头前方有效储层的变化。

3 地质导向技术应用分析

现场导向师得到的钻井地质设计中，靶点设计深度依据主要来源于邻井测井资料深度，该资料深度为电缆深度，与随钻测量深度之间存在一定误差，其次河流相储层纵横向变化大，而且井间存在微构造，因此井轨迹须进行调整。

图2 苏里格气田储层岩相剖面Fig.2 Lithology profile of reservoirs in Sulige gas field

图3 苏里格气田储层属性剖面Fig.3 Attribute profile of reservoirs in Sulige gas field

水平井随钻跟踪调整按目的可分为造斜段调整及水平段调整两个阶段，其中造斜段调整(入靶前调整)目的是为确保准确入靶，水平段调整目的为使井轨迹处于储层最佳位置，从而获得理想的储层钻遇率。水平井随钻地质导向技术在苏里格气田苏10 和苏53 区块得到了很好的应用，且均取得了良好的效果。

现以O 井为例，进行应用分析。O 井设计目的层为上古生界二叠系盒八段6 小层。设计水平段长720 m，水平段方位20°，水平段倾角89.8°，靶前位移300 m，A 点垂深3 265 m，B 点垂深3 266 m(图4)。

3.1 入靶前调整

水平井成功的一个前提是准确着陆，而入靶前准确调整是成功着陆的关键。

在稳定钻压条件下钻时的变化、岩屑特征、钻井液参数指标、随钻自然伽马值的变化、气测异常以及地层造斜能力强弱变化等均能反映岩性，部分参数还能体现含气性。从进入造斜段开始，即开始对能够反映岩性的指标进行分析，提前建立各参数或指标与岩性关系，做到准确预判井底岩性。

根据钻前研究，水平井区域微构造较发育，在A点到B 点的水平段间要穿越微隆起，但水平段穿越区域的构造高点不明确(图4)，这是实钻过程中的风险因素之一。

图4 苏里格气田O 井井区目的层顶面微构造模型Fig.4 Top microstructure model of the target zone in Well O block in Sulige gas field

由于工区内目的层以上，仅上古生界石千峰组底部低伽马、高电阻的河道砂岩在全区较为稳定外，其它层段稳定性差，为提高对比及预测精度，在钻前研究过程中选取了3 个局部范围内相对稳定的岩性及电性上有明显特征的层段作为辅助标志层，从上至下分别为盒八段1 小层上部泥岩、盒八段4 小层气测异常砂岩段、盒八段5 小层气测异常砂岩段(图5)，同时通过构造模型获得相应对比标志的预测数据(表1)。

实钻过程中钻至1 小层上部泥岩段时，泥岩变厚，砂岩也发育，随钻自然伽马曲线特征也发生变化，致使参考标志对比精度降低(图5)。

在垂深3 229.0 m 处出现气测异常，异常段垂直厚度约1.5 m(图5)，结合上覆对比标志，经过随钻自然伽马曲线对比分析，该气测异常段为4 小层气测异常段砂岩。对比结果认为标志层与邻井相应层段垂深浅6 m，与钻前预测垂深相差5.9 m(表1)。由于考虑的调整幅度相对较大，钻头位置距目的层较近，为给工程调整留出空间，决定立刻对靶点进行调整。为使靶点处于气层中最佳位置，为后续水平段钻进顺利开展，综合考虑该区域的微构造以及钻具测深与电缆测深存在的误差等因素，建议将靶点上调4 m，并根据标志层的深度变化修正构造模型及储层预测模型。

表1 苏里格气田辅助标志层及目的层顶界预测数据Table 1 Prediction of top boundaries of auxiliary marker beds and the target zone in Sulige gas field

图5 苏里格气田O 井实钻轨迹剖面Fig.5 Trajectory profile of Well O in Sulige gas field

钻遇5 小层标志层时，返出岩屑为灰白色粗砂岩，但气测未见异常(图5)，利用上覆地层中多个对比标志组合，对比分析认为当前钻遇的灰白色粗砂岩是钻前选取的5 小层具有气测异常的砂岩段辅助标志层，但含气性发生了较大变化(在苏里格地区河流相储层纵横向发育变化大，物性受沉积控制，导致储层含气性变化也大，气测异常仅做参考)［21-22］，同时该层的出现进一步证明了调整的准确性。

该井在入靶前对井斜角进行了严格控制，考虑目的层储层厚度以及设计意图，井斜角控制在83°～84°着陆。

经过调整，该井一次成功入靶，靶点深度为3 430 m(MD)/ 3 260.3 m(TVD)，井斜89.5°，方位20°。

3.2 水平段调整

水平段的调整集深度调整和角度调整于一体，对于含气性较差或钻遇泥岩的层段要根据修正后的导向模型进行调整。

O 井在三开水平钻进时气测显示差，下调垂深，在3 496 m(MD)/3 261.5 m(TVD)处有较好的气测显示，迅速调整轨迹，水平钻进。

钻至3 610 m(MD)/3 262.2 m(TVD)处气测显示变差，依据修正构造模型调整井斜角，增斜钻进。钻进过程中增斜效果不理想，分析认为已经钻遇微构造侧翼。钻至3 620 m(MD)/3 262.0 m(TVD)时钻时突然变大，上返的岩屑证实为泥岩，此时结合模型综合分析认为，钻头已经从底界出层。根据修正后的构造模型分析地层产状，地层倾角为1.0°～1.5°。由于为小井眼钻井，综合考虑井眼曲率及后续下压裂工艺管柱等问题，决定以井斜角90.5°～91.5°上调轨迹，在3 782 m(MD)/3 259.7 m(TVD)处找回气层，气测效果较好。

水平段钻进过程中还有不确定因素，即构造高点不明确。为规避风险，根据气测显示情况继续让轨迹保持缓慢上走趋势，判断进入气层一定垂直厚度之后，缓慢摆平轨迹，在钻进过程中，利用测斜数据，及时预测钻头位置，按预测构造趋势钻进。后续根据造斜能力、钻时、气测、自然伽马曲线特征适时调整轨迹，防止钻头从储层上部穿出目的层。

3.3 实施效果

O 井完钻井深4 150 m，水平段长720 m，砂岩钻遇率为74.3%，有效气层钻遇率为66.5%(表2)。

4 结论

以综合地质研究为指导，通过地震、地质、建模等多种手段进行储层预测，可提高储层预测精度;选对选准对比标志层，依据随钻曲线加强精细地层对比，是做出合理调整的关键;正确运用钻时、沉积旋回与岩屑粒序特征、地层造斜能力等多种信息，可预判井底岩性，及时进行调整，可减少泥岩段钻遇长度，降低钻井风险;造斜段钻进过程中运用地质导向技术，确保了水平井准确着陆，水平段钻进过程中应用地质导向技术，可使轨迹处于储层最佳位置，提高了砂岩钻遇率及有效储层钻遇率。

表2 苏里格气田苏10 和苏53 区块水平井钻遇情况统计Table 2 PTR statistics of Su10 and Su53 blocks in Sulige gas field

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