水平井层界面确定方法研究

向显鹏 秦 臻 周垒垒

（1.长江大学地球物理与石油资源学院，湖北 武汉 430100；2.中国石油集团测井有限公司，陕西 西安710018）

垂直井眼与地层界面都是正交或近似于正交，测井探测的径向范围几乎不受邻层及界面的影响，地层界面易划分。通常大斜度井或水平井与地层界面的关系主要有：（1）井眼轨迹以一定的角度穿过地层界面；（2）井眼轨迹位于目地层内，且距目的层界面较近，在仪器探测范围内，测量结果受邻层影响；（3）井眼轨迹位于地层中部，且距目的层界面较远，不在仪器探测范围之内，测井曲线不受邻层影响。

一个油气藏中钻水平井，钻井过程中很容易钻出储层顶底界面,通过调整又可进入地层。这种现象虽然对水平井井眼设计不利,造成井眼轨迹常常会以地层为轴上下波动,但为测井解释提供了更丰富的地层构造和岩性变化信息。我们可以利用地层构造和岩性变化引起的测井信息改变来反演局部地层构造形态[1]，即确定层界面。

1 常规测井识别层界面点方法

1.1 半幅点法

多数常规测井方法穿过层界面时，会表现为测井值的均匀变化。自然伽马探测区域为一球域，在进入和穿出储层时先探测到附近储层信息，密度、中子测井为向下聚焦测量，因此自然伽马测井值在接近砂泥岩界面时，因受砂岩储层影响，才开始降低，在进入砂岩层后，因受到邻层泥岩影响，自然伽马值仍然显示部分泥岩特征，而密度测井、中子测井值表现为砂岩特征，在进入砂岩层一段距离后，下方泥岩超出仪器探测范围后，自然伽马值才完全显示为砂岩特征的低值。

如图1所示，当水平井轨迹由下往上进入砂层时，在接近界面处时自然伽马首先开始降低，而在刚进入砂岩层时，密度测井、中子测井值才开始降低，此时，自然伽马值因受下方泥岩影响，仍然显示一部分泥岩特征，直到距离泥岩超出探测范围以后，自然伽马、密度测井、中子测井值就完全显示为砂岩特征。密度测井、中子测井主要受下方地层影响，其受影响时刻明显要晚于自然伽马，可以据此将自然伽马曲线的半幅度点作为井眼进出层的参考[1]。

图1 测井曲线响应与地层关系示意图

1.2 极化角法

井眼轨迹穿过层界面时，模拟显示感应测井，尤其阵列感应、电磁波传播电阻率测井方法在界面处会产生“极化角”现象。在大斜度井和水平井地层条件下，极化角的出现有助于地层界面的判断，但也会给地层的定量解释评价带来困难。在不同的倾角下对电阻率曲线进行模拟计算可以发现在线圈系通过介质分界面时，随着倾角的增大，电阻率曲线发生变形，尤其是在介质边缘处，可以看到一个明显的尖峰，其峰值随着倾角的增大而增大，这是因为当倾角增大时，在介质分界面上电磁波的反射也相应地增强，同时发现，目的层与围岩电阻率的对比越大极化角越明显。但是对实际测井曲线进行研究发现：在正旋回沉积砂体顶部通常无极化现象，而底部极化现象较明显[2]，这可能因为正旋回沉积时粒度由粗逐渐变细，导致的沉积砂体顶部电阻率与围岩电阻率差别不大，造成极化角不明显。

图2是A井利用半幅点法和极化角法确定井眼轨迹上入层和钻遇薄泥岩层实例，在约2132m处钻遇目的层后，马上造斜成功，开始水平钻进，利用半幅点法可以确定入层点为2132m，此时正旋回顶部无明显极化现象；进入目的层后继续水平钻进，钻进过程中，钻遇一薄泥岩层（2368m），最后进入下一套储层，在2552m处时钻出储层，我们可以清楚的看到在钻出两套储层时电阻率测井有明显的极化角现象。

图2 A井半幅点法、激化角法识别层界面实际应用图

1.3 镜像特征法

井眼轨迹在钻出和钻回同一油层底界面时，在水平井测井曲线上常常反映为地层镜像重复的特征，这种现象在水平井段中普遍存在，是水平井不同层段测井响应对比的重要依据，可以确定井眼进出某地层点，再根据进、出点以及井斜校深数据中该进、出点的垂直深度，即可确定该段地层的构造形态也可用于拾取地层关键界面点[1,3]。

2 随钻测井识别层界面点方法

2.1 上下方位伽马测井

图3 上下方位GR穿入层示意图

水平井随钻测井穿过地层时，方位伽马可很好指示层界面。传统的自然伽马测井没有方位信息，虽然它能较好地指示目前钻头是在储层还是非储层中，但在意外钻出储层时，方位伽马测井仪器实时上传的上下伽马数据，能明确地告知该怎样调整钻头才能以最快的速度重新回到储层中。假设上方位伽马曲线为GR上，下伽马曲线为GR下，针对图3所示的出入层模式，进行分析研究，并可以依此类推到钻遇泥岩层的情况。当仪器由上往下从泥岩层逐渐向下运移接近巨厚储层（砂岩层）时，砂岩首先进入仪器下伽马GR下探测范围时，此时GR下值开始变小，而GR上值仍然不变，直到仪器继续向下运移，砂岩进入上伽马GR上探测范围时，GR上值开始变小，此时GR下已经达到最小值;当仪器继续向下运移，接近下覆泥岩时，泥岩进入仪器下伽马GR下探测范围，此时GR下值开始变大，而GR上仍然探测的是砂岩值，直到仪器继续向下运移，下覆泥岩进入上伽马GR上探测范围时，此时GR上值开始变大，在测井曲线图上显示“眼镜”的形状。

2.2 伽马（密度）成像测井

伽马（密度）成像是方位伽马（密度）是以图像形式的直观表式，随钻条件下水平井或大斜度井自然伽马（方位密度）沿井轴的分布规律，与传统直井条件下有很大的差异，由于随钻方位伽马（密度）测井具有方位特性，可以在钻井过程中用于地质导向，实时指导钻头钻进方向，还可以形成精确地层方位成像，并提供多储层参数评价。图4是B井井眼轨迹与油藏关系图，井眼轨迹在穿过界面时，成像测井会显示不同的颜色和形态，可用于识别层界面点。

图4 B井成像测井识别层界面实际应用图

3 结语

在水平井的测井解释评价中，确定水平井层界面关键点，搞清楚井眼轨迹在地层中的走向及其空间产状，是水平井测井解释的基础，对于水平井的测井评价具有十分重要的意义。对于常规测井可以采用半幅度法、电阻率极化角法和镜像特征法确定层界面关键点，该方法在实际应用中较为常见;对于进行了随钻方位伽马（密度）测井的资料，利用上、下伽马（密度）的测井特性可以快速直观的确定井眼轨迹与地层空间关系。

［1］汪中浩,章成广.低渗砂岩储层测井评价方法[M].石油工业出版社,2004:150-151.

［2］赵军,海川.水平井测井解释中井眼轨迹与油藏关系分析技术[J].测井技术,2004,28(2).

［3］郝以岭,杜志强.OnTrak随钻测井资料在冀东油田地质导向中的应用[J].测井技术,2009,33(2).