苏里格气田水平井地质导向技术及应用

杜 鹏，江 磊，王树慧，郝 骞，王嘉鑫，杨映洲，陈 帅，白自龙

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安710018）

苏里格气田水平井地质导向技术及应用

杜 鹏*12，江 磊3，王树慧1，郝 骞1，王嘉鑫1，杨映洲3，陈 帅3，白自龙3

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安710018）

苏里格气田是目前中国陆上最大的整装气田，是“三低”气田(低压、低渗、低丰度)的典型代表。水平井开发主要目的层盒8段为河流相砂泥岩沉积，河道砂体大面积分布，砂地比高，有效砂体则分布局限，有效储层连续性和连通性相对较差。利用水平井沟通多个孤立的有效砂体，可增加产气层泄气面积，提高气层采收率，较好地解决直井开发效率低的问题。介绍了苏里格气田有效储层分布特征，分析水平井轨迹形态，实例阐述现场地质导向对有效储层的识别方法和对轨迹的调整过程；通过现场指导水平井钻探，形成了行之有效的地质导向方法，显著提高了有效储层钻遇率和气田开发效果。苏里格气田水平井导向技术是“三低”气田开发中的关键技术，在现场钻探中将会发挥更加重要的支撑作用。

水平井；地质导向；井眼轨迹；苏里格气田

苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探范围西起内蒙古鄂托克前旗、北抵鄂托克后旗的敖包加汗，勘探面积5×104km2，是目前发现中国陆上最大的整装气田，是低压、低渗、低丰度典型的“三低”气田[1-2]。储层岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩，气藏主要受控于近南北分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏。

1 苏里格气田有效储层分布特征

苏里格气田进入开发评价阶段以来，由新钻的一批开发评价井和先导性开发试验井以及气井生产动态特征资料证实：苏里格气田的地质情况十分复杂，主要表现为砂岩发育，但有效砂岩非均质性强，横向变化大，厚度较薄，在垂向上分布比较分散，给储层预测带来了很大难度；试气、试采过程中气井产量低、地层压力下降快，后期压力恢复慢，反映单井控制储量低、储层连通性差的特点。

1.1 有效储层砂体的厚度比例

苏里格气田储层的复杂性主要在于并不是气田中所有的砂岩类型均可形成有效储层，在一般的油气田中，细砂岩、中砂岩甚至粉砂岩均可形成有效储层，但在苏里格气田中砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩和部分砂砾岩才能形成有效储集砂体。根据苏里格地区2013年实钻300口井资料统计，苏里格气田盒8段有效储集砂体厚度约占砂岩总厚度的25%～50%左右（见表1）。

表1 2013年苏里格地区完钻井有效储层厚度统计表

1.2 有效储层砂体的几何形态与叠置模式

由于苏里格气田的沉积环境主要是辫状河和曲流河沉积，其主分流河道呈南北向，横向迁移，交叉复合现象较为频繁，上述沉积环境导致形成的单砂体在层段上的分布变化很大，其特征表现为单砂体较小而且分散，砂体平面上呈不规则带状分布,多以顶平底凸、两侧不对称的透镜体为主。通过有效储层的分布特征，结合沉积微相分析，总结苏里格地区有效储层的叠置模式主要有以下3种类型：

（1）有效砂体以心滩类型为主，分布为孤立状，横向分布局限，宽度在300～500m左右。

（2）心滩与河道下部粗岩相相连，形成的有效砂体规模相对较大，主砂体仍为300～500m宽，薄层粗岩相延伸较远，并有可能沟通其他主砂体。

（3）心滩横向切割相连，局部可连片分布，有效砂体连通规模可能达1km以上。

苏里格地区盒8段砂体的接触关系：砂体在盒8上是曲流河沉积环境，砂体叠置以孤立式和多层式为主，多边式最少；盒8下是辫状河沉积环境，砂体叠置以多边式和多层式为主，有效砂体叠置模式有孤立状心滩类型、心滩与河道下部相连类型以及心滩横向切割相连类型。

1.3 有效储层砂体连通特征

苏里格地区虽然砂体纵向发育，复合砂体叠置成片，但由于河道迁移频繁，变化剧烈，复合砂体内部有多个沉积间断面，加之成岩作用的非均质性,使得苏里格气田的有效砂体连通性很差，甚至不连通，有效砂体的规模也不会很大。从气田辫状河发育的特点和砂体分布关系看，气田中南部河流段连通性相对较好，表现出砂体连通性在局部较好，但在整体上连通性仍较差的特点。沉积环境因素决定了盒8段砂体的发育规模和特征：由于沉积环境为毯式浅水辫状河三角洲，其主（辫状）分流河道呈东西向横向迁移交叉复合现象较为频繁，尤其是盒8段沉积时期，河道横向迁移更为频繁，导致多个砂体的切割叠置，形成宽带状或大面积毯式分布的复合砂体，砂体的钻遇率较高，在70%以上，砂体的连续性和连通性均较好[3]。

因此，通过苏里格气田储层分布特征分析，盒8下砂体呈宽带状和带状稳定分布，连通性较好。而盒8上砂体整体为窄带状砂体，局部连通。有效砂体以孤立状分布为主，部分砂体切割相连孤立状的有效砂体，横向分布300～500m宽。局部心滩与河道下部粗岩相相连，主砂体为300～1000m宽，薄层粗岩相延伸较远，并有可能沟通其他主砂体。

2 水平井地质导向技术研究

水平井现场地质导向的根本任务就是提高水平井的储层钻遇率,尤其是提高水平井的有效储层钻遇率,但受沉积韵律、变质程度、构造形态等因素影响,储层的物性、含气性、气水关系及空间展布形态等存在一定的差异,使一部分水平井即使精确钻遇了目的层位,但后期开发效果仍然不佳。因此,提高水平井有效储层的钻遇率，首先必须掌握储层砂体展布，了解砂体走向，优化靶点；其次现场严密观察岩性变化，及时辨识夹层，第一时间调整轨迹；最后合理控制井眼轨迹,保证钻头在有效储层中穿行，提高储层钻遇率。

2.1 水平井着陆点导向方法

实施水平井的钻探涉及许多方面，是一项系统工程,完成水平井的优化设计仅仅是个开端，钻井过程中的实时跟踪、调整是确保水平井成功的关键。在水平井钻井过程中着陆情况直接决定水平井钻探的成败。

水平井钻井过程中着陆阶段，钻头是以一定的角度由泥岩接近储层，在钻开储层之前，必须计算出目的层的地层倾角及可能的范围；明确局部稳定与不稳定标志层；提前推断出保障钻进水平段的可能控制点或可能的几种变化模式。

在着陆过程中轨迹应及时调整，为工程保留足够的调整空间，同时保证井眼轨迹在进入储层顶界时将井斜角调整到80°，防止突然钻入气层而无法将井斜角调整至入靶要求范围或者预测入窗点过低而导致的靶前距过长，无效进尺过多的情况发生；进入靶点前，应加强斜井段与邻井（特别是标志层）的地层对比，借助岩性、地震、气测综合分析，储层分布的各种模式,随着靶点的逐步接近逐一排除；要考虑地层接触关系与砂体沉积模式特点，避免教条地依照邻井，采取等厚度方式对着陆点进行预判。

2.2 水平井水平段导向方法

如何使水平段最大限度地穿越有效储层，是水平井钻井过程中最重要的一环。水平段的导向结果直接关系到水平井能否达到设计目的以及水平井产能的高低。由于钻井工艺及技术手段的局限，水平井水平段井眼轨迹不可能沿直线延伸。同时，由于井下气层产状在横向上的变化，有时井眼轨迹会偏离油气层进入上下围岩、泥质夹层中穿行，所以在水平段钻进中，如何准确及时的了解和调整钻头轨迹，确保有效储层钻遇率是现场地质导向的关键。

2.2.1 水平井水平段地质导向依据

当钻头在水平井水平段中运行时，采用实时性较好的钻时、全烃资料和直观性、真实性强的岩屑资料，结合随钻伽马曲线来识别地层，指导井眼轨迹沿预定目标延伸。

（1）钻时：能反映地下岩石的可钻性，具有较好的实时性，可以初步快速推测岩性及钻头位置。不同的地层岩性，反映出不同的可钻性能，反过来可根据钻时的变化定性地判断岩性，对比地层。在水平井录井过程中，钻时是判识岩性的重要参数之一。

（2）岩屑录井：岩屑为地下岩层真实的代表物，观察颜色的连续变化，描述含气岩屑含量及其百分含量的变化来判断井眼轨迹是否在有效储层中延伸。

（3）全烃值：对比全烃值的高低，结合岩性对气层进行识别。泥岩的气测值曲线往往是一条平直的基线，在即将钻穿下伏储层时（特别是有油气显示的储层），上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程，而一旦储层被打开，这种平缓地推升的趋势会被打破，出现突然升高的现象，这时我们可以认为钻入有效储层。

（4）随钻伽马曲线：能实时地判断所钻地层岩性，准确的识别地层界面。有效储层的随钻伽马曲线较低。2.2.2 地质目标跟踪分析技术

高水平的跟踪分析对水平井成功实施具有决定性的作用，地质跟踪导向技术是水平井开发中不可缺少的关键技术。地质跟踪导向技术是采用钻时、气测资料和岩屑资料，结合随钻伽马曲线来确定和控制井眼轨迹,精确地控制井下钻具命中有效储层，提高水平井有效储层的钻遇率。在水平井地质跟踪中应加强以下几点：

（1）厚度地层对比法预测砂体厚度：由于苏里格气田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，为一地层倾角不足1°的大型宽缓西倾单斜，地层厚度相对稳定，为我们进行地层对比提供了较好的条件。地层厚度法主要是地层剖面对比，是很重要的一项基础工作，不仅要坚持厚层、特殊层位的对比，更要坚持小层的对比。根据入窗后电测资料和邻井资料，准确预测石盒子底部井深，从而预测出砂体厚度，防止钻探过程中穿盖或穿底[4]。

（2）考虑地层厚度与构造，根据入靶点位置调整水平段后续靶点。随钻跟踪过程中依靠岩屑、钻时、气测、随钻伽马变化等现场基础资料，综合地层厚度与倾角、构造幅度变化等分析,及时调整水平段轨迹。

（3）以“垂深”作纵（Y）座标，水平视位移作横（X）座标和以气测全烃值作纵（Y）座标，斜深作横（X）座标来绘制水平段井眼轨迹跟踪图，实时直观地对水平段的轨迹进行监控，当现场录取岩屑出现泥岩后，结合气顶垂深及邻井资料综合分析轨迹是从气顶还是气底出轨，将“出点”及时标在图上，及时给工程定向人员提供下步措施依据，采用降斜或增斜的手段以便轨迹尽快回到气层中来。

（4）由于入靶点在气层中，水平段施工初期基本是水平钻进，结合钻进情况有意识的验证气层厚度，可为后续井斜调整提供可靠依据。

（5）水平井钻进过程中经常出现气层尖灭，若在追寻下一个气层时钻遇泥质夹层或致密层时，结合钻井工艺可行性进行轨迹调整，尽量避开夹层或快速通过夹层,确保水平井有效储集钻遇率。

2.2.3 随钻过程中围岩及夹层辨识

在水平段钻进中，钻头不可能一直在有效砂体中穿行，当钻头进入上下围岩、泥质夹层中时，导向人员要及时做出判断，调整井斜，使钻头在有效砂体中穿行。

总结分析，钻头在水平段中穿行时会出现以下6种情况（图1）：

图1 水平井钻头穿行示意图

A：从上泥岩进入气层：钻时下降；岩屑百分含量：泥岩岩屑减少，砂岩岩屑增加；全烃值上升；随钻测量井斜增加，垂深增加，随钻伽马由高值变为低值。

B：从气层进入下泥岩：钻时上升；岩屑百分含量：泥岩岩屑含量增加，砂岩岩屑减少，全烃值下降；随钻测量井斜增加，垂深增加，随钻伽马曲线由低值变为高值。

C:从下泥岩进入气层：钻时下降；岩屑百分含量：泥岩岩屑减少，砂岩岩屑增加，全烃值上升；随钻测量井斜减小，垂深减小，随钻伽马由高值变为低值。

D:从气层进入上泥岩：钻时上升；岩屑百分含量：泥岩岩屑含量增加，砂岩岩屑减少，；全烃值下降；随钻测量井斜减小，垂深减小，随钻伽马曲线由低值变为高值。

E:在泥岩中钻进：钻时持续相对高值；岩性为单一泥岩；全烃值为低值；随钻伽马为高值。

F:在气层中钻进：钻时持续相对低值；岩性为单一砂岩；全烃值为高值；随钻伽马为低值。

通过苏里格地区水平井实钻分析，在工程参数稳定的情况下，气测、钻时能真实反映地层岩性变化，钻遇气层砂岩段相对泥岩、泥质砂岩，钻时相对变小、全烃升高、伽马偏低；钻遇泥岩和砂质泥岩段钻时相对较大、全烃降低、伽马偏高。钻遇泥质砂岩段，钻时、气测、伽马变化介于两者之间[5-6]。

因此，水平井现场岩性辨识，必须了解该区块目的层段沉积环境及岩性特征，同时排除工程实施定向钻井、钻井液性能调整，导致钻压、排量等钻井参数变化影响，在工程参数如钻压、泵排量等稳定的情况下，总结钻时、气测与岩性变化，通过工程参数和现场岩性及时判识夹层，调整井斜，使钻头在有效砂体中穿行，提高有效储层钻遇率[7]。

2.2.4 水平段井身轨迹形状探讨

苏里格气田水平井井深轨迹常见的形状有上翘型、下降型、水平型和S型。由于水平井井深轨迹的大幅波动，往往使部分井段接近边底水，当这类水平井投产时，井身附近压力下降，边底水在压差的作用下向距离最近的生产井段突进，局部见水，很容易发生局部严重水淹的情况，研究表明，在同样的地质条件和生产条件下，S型水平井见水最早，开发效果最差；上翘或下降型水平井开发效果较好；水平型水平井见水时间最晚，开发效果相应最好[8-10]。

（1）水平型：入靶在气层中部，水平段施工时总体方向水平。但由于苏里格气田非均质性强，有效砂体以孤立状分布且规模小，这种轨迹在苏里格区块极少见到。

（2）上翘型：准确预测出砂体底界，入靶点深。水平段施工时总体方向向上，在有效砂体段基本水平钻进，在夹层或致密层快速通过。考虑开发效果和出水后的工程施工，这种轨迹方式应该是最适合苏里格气田，上翘型开发效果好，后期出水工程施工方便，但地质导向靶点位于气层底部，地质风险较大。

（3）下降型：入靶点浅，水平井施工时总体方向向下，在有效砂体段基本水平钻进，在夹层或致密层快速通过而形成的井身轨迹。目前苏里格气田采用这种形状的比较多，优点是入靶简单易操作，缺点是后期出水或水淹时工程施工难度大。

（4）S型：在苏里格气田使用比较多，主要是控制在砂体展布垂深范围内，采用地质跟踪导向技术按照现场录井显示来追踪有效砂体，尽量避让夹层和致密层而形成的井身轨迹，轨迹表现为大波浪S状。优点是水平段导向简单易操作，可以僻免进入泥岩层，降低地质风险。缺点是井斜频繁调整，影响钻井实效，开发效果差，易出水造成水淹[11]。

3 水平井地质导向实例分析

苏里格气田水平井地质导向难度大。目前来说，制约该区水平井有效开发的一个重要因素就是对有效储层的分布规律认识不是很清楚。苏里格气田目的层盒8是典型的岩性圈闭气藏，储层非均质性强，横向变化大。在这种复杂的地质条件下实施水平井开发难度可想而知，这也给水平井准确入窗和井眼轨迹控制带来困难，导致普遍水平段储层钻遇率低。

实例：苏47-a-bH。

本井于2013年4月22日开钻，7月3日完钻，钻井周期72d。完钻井深4970m，水平段长度1125m，电测解释砂岩长895.5m，有效储层829.2m，储层钻遇率79.6%，有效储层钻遇率73.7%。

5月30日该井入靶，靶点斜深3845m，垂深3584.5m（海拔-2209.48m），靶点位置位于邻井苏47-b-c井（气顶海拔-2202.87m）西北648m左右，通过邻井地层对比，表明本井构造较为平缓，略有上升。

根据邻井地层对比，本井水平段采取上翘型，入靶点距气顶垂深2.7m，处于有效储层中下部，入靶后，调整井斜90°～90.5°稳斜钻进，微增缓抬。

通过该井实钻资料分析认为该区微构造发育，根据实钻岩性建立随钻分析图进行地质导向。通过实钻表明前期分析判断准确，确保了钻头在气层中穿行，实现了有效储层钻遇率73.7%的佳绩，取得了比较理想的钻探效果。

4 结论

（1）苏里格气田盒8砂体比较发育，大面积分布。但砂体内部只有中砂岩粒以上级别砂岩才能形成有效储层。有效储层在砂体中呈孤立状分布，周围被砂岩致密层或泥岩夹层隔开。利用水平井钻井可连通多个孤立的有效砂体、扩大产层裸露面积，提高气层采收率。

（2）影响水平井成功钻探的因素很多，而水平井地质导向的成功与否，直接关系到水平井的钻探成败。要保证水平井成功钻探，必须保证两个技术环节准确无误，因为这两个环节既是水平井成功钻探的基础条件，又是水平井成功钻探的必要条件。一是卡准入窗点（A点），卡准入窗点（A点）意味着水平井的钻探成功了一半；二是如何做好地质导向工作，保证钻头始终在目的层中水平穿越，防止钻探过程中穿盖或穿底。

（3）地质跟踪导向技术是水平井开发中不可缺少的关键技术。岩屑、钻时、气测录井和随钻伽马仍是水平井现场岩性识别最为有效的方法，标志层法、海拔法、厚度法、等地层对比方法是水平井现场导向最为有效的方法。

（4）加强水平井随钻分析，精细刻画气层的构造特征，及时调整地质导向，提高储层钻遇率，形成一套有效的地质导向方法，可在苏里格气田水平井开发中广泛应用。

[1]何光怀，李进步，王继平，等.苏里格气田开发技术新进展及展望[J].天然气工业，2011,31（2）：12-16.

[2]胡朝元，钱凯，王秀芹，等.鄂尔多斯盆地上古生界多藏大气田形成的关键因素及气藏性质的嬗变[J].石油学报，2010,31（6）：879-884.

[3]李义军，李进步，杨超仁，等.苏里格气田东二区致密砂岩储层裂缝与含气性的关系[J].天然气工业，2012,32（6）：28-30.

[4]贾增强，魏千盛，李文鹏，等.气藏精细描述技术在苏里格气田的应用[J].石油化工应用，2008,27（3）：53-55.

[5]刘行军，柳晓燕，成军军，等.苏里格中西部地区石盒子组盒8段测井相分析[J].测井技术，2009,31（4）：61-65.

[6]曹成寿，张耀刚，贾浩民，等.靖边气田水平井试气新工艺、新技术及应用[J].天然气工业，2010,30（7）：48-51.

[7]窦伟坦，刘新社，王涛.鄂尔多斯盆地苏里格气田地层水成因及气水分布规律[J].石油学报，2010,31（5）：767-773.

[8]贾大云.水平井录井技术难点及对策[J].大庆石油地质与开发,2009(24):17-26.

[9]郝玉芬,赵红燕,章海勇.岩屑录井水平井地质导向质量控制对策与措施[J].江汉石油科技,2009.

[10]霍进，史晓川，张一军，等.新疆油田水平井地质导向技术研究及应用[J].特种油气藏,2008(3):37-41.

[11]窦松江，赵平起.水平井随钻地质导向方法的研究与应用[J].海洋石油,2009,29(4):77-82.

Technology of Horizontal Well Geologic Steering for Sulige Gas Field and ItsApplication

DU Peng1,2,JIANG Lei3,WANG Shu-hui1,HAO Qian1,WANG Jiaxin1,YANG Ying-zhou3,CHEN Shuai3,BAI Zi-long3
(1.Sulige Gas Field Research Center of Changqing Oilfield Company,Xi’an Shanxi 710018,China;2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-permeability Oil&Gasfield Company CNPC,Xi’an Shanxi 710018,China; 3.Gas Production Plant 3 of Changqing Oilfield Company,Xi’an Shanxi 710018,China)

Sulige gas field is the biggest onshore integral gas field at present in China,and it is a typical three-low gas field for low pressure,low permeability and low abundance.He8 fluvial deposition stratum is the main drilling layer for horizontal well,which owns the characteristic of large distribution area of river sand body,high value of sand/stratum,limited distribution area of efficient sand body,weak connectivity and contiguity.Horizontal well can be used for connecting isolated efficient sand body,enlarging gas drainage area,and improving recovery ratio.Horizontal well drilling is an excellent way to solve the lower efficiency developing by vertical wells.The paper introduces the distribution feature of efficient reservoir,analyzing the hole orbit of horizontal well, elaborating the method to distinguish efficient reservoir and the adjustment in drilling.The geologic steering technology has greatly improved the drilling rate of horizontal well and gas field’s development lever,it is the key technology in developing this three-low gas field,and it will play an important role during drilling in the future.

horizontal well；geologic steering；hole orbit；Sulige gas field

TDE243

A

1004-5716(2015)06-0010-05

2014-06-09

2014-06-10

杜鹏（1985-），男（汉族），黑龙江齐齐哈尔人，工程师，现从事气田开发工作。