页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术

吴 雪 平

中国石化江汉石油工程有限公司钻井一公司

页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术

吴 雪 平

中国石化江汉石油工程有限公司钻井一公司

吴雪平. 页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术.天然气工业，2016,36(5):74-80.

随钻自然伽马探测手段在四川盆地涪陵国家级页岩气产能示范区水平井导向实践中暴露出储层特征显示不明确、“甜点”层钻遇率低的问题。为此，通过研究该区页岩标志层、“甜点”层的岩性、物性及含气性特征，建立其与已测量的自然伽马值的对应关系，总结得出了该区页岩储层“甜点”判别方法，以此作为LWD随钻地质导向轨迹实时控制的依据。焦页14-3HF井的现场试验结果表明，实钻水平段1 540 m，“甜点”钻遇率和储层钻遇率均为100%，优质“甜点”钻遇率达93.6%，单井完井测试平均无阻流量达到103.24×104m3/d，取得了非常好的效果。结论认为，该储层“甜点”层判别和识别技术能够更好地指示钻头在“甜点”层中钻进，有利于全面发挥地质导向技术在页岩气水平井钻井中的技术优势。

四川盆地 焦石坝页岩气田 页岩气 储集层 “甜点”评价 水平井 地质导向 LWD

我国页岩油气勘探开发方兴未艾，页岩气综合地质评价技术、大井段射孔工艺技术、水平井地质导向技术、水平井分段压裂等技术还不成熟，“甜点”层钻遇率低、井壁坍塌、钻井周期长、钻井投入产出比低、压裂改造效果不理想、开发成本高等问题普遍存在，还未达到经济有效开发的效果[1-8]。页岩气藏物性差，渗透率极低，开发成本高，技术要求高，难度大，必须采用适当的增产技术，才能实现商业开发,低投入[9-11]、高产量是页岩气开采的最终目标。在现有资源条件下，页岩气储层“甜点”评价识别和水平井地质导向技术是提高采收率、降低成本的关键技术之一[12-15]。

1　地层描述及划分

涪陵页岩气示范区焦石坝区块隶属于重庆市涪陵区焦石坝镇，构造位置位于四川盆地川东南构造区川东高陡褶皱带万县复向斜包鸾—焦石坝背斜带中的焦石坝背斜，构造呈北东向展布。焦石坝地区下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组纵向上岩性、电性三分变化较为明显。整体来看，五峰组—龙马溪组气层厚度共89 m，其中五峰组—龙马溪组下部笔石和放射虫的含量明显高于龙马溪组中上部，特别是龙马溪组底部及五峰组的泥页岩笔石含量极高，常称之为笔石页岩段。因此重点含气层段集中于38 m厚的龙马溪组下部和五峰组。

结合勘探开发生产井的钻、测、录井资料及取心观察，以焦页1井为例（图1），将龙马溪组—五峰组89 m气层段进一步细分为9个岩性、电性小层，其中下部的38 m优质气层段可划分为5个小层。从焦页1井划分九个小层统计结果来看，自上而下，测井显示伽马值整体上呈递增趋势，其中第1～5小层表现为高伽马，为页岩气水平井穿行的有利层段。

图1　焦页1井龙马溪组—五峰组标志层（89 m）特征对比柱状图

2　页岩储层“甜点”判别方法及标志层确定

2.1页岩储层“甜点”判别方法

页岩储层“甜点”是指最佳的页岩气勘探与开发的区域或层位。其典型特征为：页岩厚度大（大于30 m）、处于“生气窗”，有机质含量高，石英等脆性矿物含量高(可压性强)、蒙脱石含量低，超压、气测异常，与常规油气藏相邻、地表条件良好等。低泊松比、高弹性模量、富含有机质的脆性页岩是页岩气的首选勘探目标。

涪陵地区页岩气层段岩性以含粉砂、粉砂质碳质泥岩为主，少量碳质泥岩，见笔石、放射虫生物化石，为深水陆棚沉积产物，为典型的页岩气层岩性及系统组合。

岩性分析：页岩储层组分主要为脆性矿物（主要成分为石英、钾长石和斜长石、石灰岩、白云岩和少量的黄铁矿、赤铁矿）和黏土矿物（主要成分为伊蒙混层、伊利石和少量绿泥石以及极少量高岭石）以及少量有机碳。随着深度的增加，脆性矿物含量呈上升趋势，目的层段脆性矿物含量较高，主要集中在55%～65%，局部高达80%。当脆性矿物含量较高时，对应的孔隙度较高。

物性分析：通过声波、密度、中子、深侧向电阻率等曲线分别和岩心孔隙度做交会图，认为声波时差曲线与之相关性相对较好，而密度、中子、深侧向电阻率和岩心孔隙度相关性较差。

含气性分析：储层气测显示较活跃，气体主要赋存于岩石的页理面及微细纹层层面中。孔隙度与页岩的气体总含量之间呈正相关系，随孔隙度的增加，含气量中游离气量的比例增加。

通过对页岩储层岩性特征的分析、地层的精细划分及三性关系研究，得出的涪陵地区页岩储层“甜点”判别方法如表1所示。

如图2中阴影部分，第1～5号层为涪陵页岩储层“甜点”区，厚约38 m，其中第1、3号层为涪陵页岩储层“优质甜点”区，厚度约20 m（图3）。其特点为如下所述。

1号层：五峰组，厚度介于5～8 m，伽马值介于160～180 API。

2号层：高放射性碳质页岩夹层，厚度介于1～2 m，高伽马值且介于250～350 API，位于龙马溪组与五峰组之间，是判断这两个层位的明显标志层。

3号层：龙马溪组下部，厚度介于10～15 m，伽马值介于180～200 API。

找出伽马标志层位，及时调整井眼轨迹，控制钻头在1～5号层中穿行，尽量在1、3号层中穿行。

以焦页1井为例下面对“甜点”区特征进行描述。

1）自然伽马曲线特征

自然伽马曲线从上至下，整体呈增大趋势，自然伽马值介于160～250 API，最大值可达300 API，平均值约为180 API。顶部（5号层顶）变化特征不明显，向下进入4号层时伽马值逐渐升高，在4号层中出现三个小尖峰，三个小尖峰过后伽马值略有降低，曲线呈锯齿状，进入3号层后曲线呈台阶状，数值逐渐升高，在3号层底部出现一个高伽马尖峰（2号层），厚度约为1 m，高尖峰过后进入1号层，曲线呈台阶状，数值逐渐降低。

表1　页岩储层甜点划分依据表

图2　焦页1井曲线综合图

图3　涪陵地区页岩储层优质甜点位置示意图

2）电阻率曲线特征

电阻率曲线特征相对于伽马曲线特征来说，变化趋势不明显，顶部（5号层）曲线平直，电阻率值约为55 Ω·m，中部到底部受导电矿物黄铁矿的影响局部低值，曲线呈“齿状”，不能有效区分1～4层，电阻率值介于20～60 Ω·m。

3）三孔隙曲线特征

声波、中子曲线受岩性影响较大，在5个小层中不能明显的区分出来，但整体显示物性较好。密度曲线从上至下，整体呈减小趋势，相对于上覆地层（6、7、8、9号层），物性较好。4、5号层密度值介于2.50～2.60 g/cm3，进入3号层后，密度值明显降低，最低为2.38 g/cm3，1、3号层显示物性最好。

4）全烃、甲烷曲线特征

从现场全烃、甲烷曲线可以看出，从上至下，整体呈增大趋势，1～5号层显示明显好于6～9号层，且1～3号层中显示最好。

5）有机碳及孔隙度特征

从岩心分析数据可以看出，TOC与孔隙度曲线从上至下，整体均呈增大趋势，1～5号层显示明显好于6～9号层，且1～3号层中显示最好。

2.2标志层确定

在实际的钻井过程中如何找出这段优质页岩储层段，且让钻头在最优层段穿行是一大难题。通过焦页1井、焦页2井、焦页3井的对比分析得出，在优质页岩储层上部及优质页岩储层段内均可找到沉积稳定的明显标志层，在已钻水平井中，进一步证实了这些标志层的存在，标志层特性如表2、（图4）所示。

表2　标志层特征表

3　现场应用情况

现场通过对标志层的跟踪，找出对应于标准井的位置，再参考储层构造图，计算地层视倾角，确定井眼轨迹在地层中穿行状态，从而达到对井眼轨迹实时导向。下面以焦页14-3HF井为例，简述储层甜点评价技术在页岩气水平井中的应用。

焦页14-3HF井位于焦石坝构造东北翼，目的层龙马溪组—五峰组地震波组相位连续，地层产状变化比较大。本井A、B靶之间增加了1个C靶，通过分析认为该井A靶—C靶之间地层平缓，地层倾角介于1°～5°，C—B点之间构造起伏较大，地层倾角介于5°～8°，层位稳定，无地层缺失，设计水平段长1 500 m，水平段朝正北向穿行。

3.1主力气层分布

通过与标准井焦页1井对比分析，气层主要集中在五峰组1、2号小层和龙马溪组下段3、4、5号小层，邻井页岩气层段分布稳定。分析焦页1井、邻井焦页15-2HF井的气层分布认为，“甜点”位于1～5号层，厚度约为38 m，“优质甜点”在1号和3号层，厚度约为15 m，中间隔有厚度约1 m的2号小层。

3.2轨迹跟踪

A靶点的卡取：在焦页14-3HF井轨迹跟踪过程中，通过数据分析，结合上覆地层的实钻结果，动态调整井斜，在确定气层的顶界后，按照进入气层22 m的原则卡取了A靶点。以下为几个关键调整点。

图4　焦页1、2、3井综合曲线对比图

3.2.1 标志层深灰色灰质泥岩对比

该井钻至灰质泥岩底低尖（标志层1）井深2 734.9 m、垂深2 388.19 m的位置，对应焦页1井灰质泥岩底界距离气层顶垂厚36.1 m。根据等厚法推算该井气层顶垂深为2 424.29 m，进入气层22 m后，本井A靶点垂深为2 446.29 m，考虑到地层倾角为3°，推算该井A靶点垂深2 456 m。

3.2.2 标志层高碳尖对比

该井钻至高碳尖（标志层2）井深2 812 m，垂深为2 421.71 m的位置，对应焦页1井高碳尖距离气层顶垂厚9 m。根据等厚法推算本井气层顶垂深为2 430.71 m，进入气层22 m后，该井A靶点垂深为2 452.71 m，考虑到地层倾角为5.2°，推算A靶点垂深为2 462.7 m。

3.2.3 标志层三高尖对比

该井钻至三高伽马底（标志层3）井深2 951 m，垂深为2 454.07 m的位置，对应焦页1井三高伽马底进入气层14.3 m。根据等厚法推算本井气层顶垂深为2 439.77 m，进入气层22 m后，本井A靶点垂深为2 461.77 m，考虑到地层倾角为3.1°，推算A靶点垂深为2 462.5 m。

实钻A靶点井深为3 020 m，井斜角为83.2°，垂深为2 462.61 m，闭合距为807.93 m，与前期推算A靶点垂深完全吻合，与原设计相比下移13.61 m。

3.3水平段地质导向

该井水平段有控制点C靶点，准确地判断C靶点是导向的关键，在实钻过程中，通过跟踪分析，准确地判断了C靶点的位置，为后期水平段更多地在3号层底部及1号层穿行打下了坚实的基础。几个关键调整点如图5所示。

图5　焦页14-3HF井水平段轨迹控制图

1）在井深3 123 m、井斜角83.2°、垂深2 475 m的位置。对比焦页1井，根据等厚法计算地层倾角为3°，距离1号层顶界5 m垂厚。此时轨迹与地层夹角3.8°下切地层，经计算仅需73.5 m进入五峰组。为避免一进入1号层就大幅度调整井斜，将井斜角增至85°，稳斜在85°～86°钻进探1号层。

2）在井深3 458 m、井斜角86.2°、垂深2 494.6 m的位置钻遇2号层伽马高尖，即将进入1号层。根据等厚法计算地层倾角为2.5°，此时井眼轨迹与地层夹角1.3°下切地层，如继续钻进250 m后会钻出1号层。因复合钻自然微增斜0～1 °/m，此时无需调整井斜。

3）在井深3 585 m，井斜角87.7°、垂深2 503.3 m的位置，再次见2号层伽马高尖，即将进入3号层。根据等厚法计算地层倾角为3.7°，此时轨迹与地层夹角约1.4°上切地层，为保证轨迹在1、3号层穿行，将井斜角下调至85°穿层。

4）在井深3 788 m、井斜85.8°、垂深2 514.8 m的位置钻遇“平台”底，井眼轨迹处于3号层底部。根据等厚法计算地层倾角为4.6°，此时轨迹近似平行于地层穿行，为保证再次切回1号层，将井斜角调整至83°～84°。

5）在井深4 284 m、井斜角82.1°、垂深2 571.6 m的位置再次钻遇2号层伽马高尖，根据等厚法计算地层倾角为5.9°。此时轨迹与地层夹角1.9°下切地层。考虑到复合钻增斜趋势，此时井斜无需调整，自然增斜至井深4 520 m钻达B靶点完钻。

3.4导向效果

该井实钻水平段1 540 m，其中钻遇1号层282 m、2号层93 m、3号层1 069 m、4号层96 m，甜点钻遇率和储层钻遇率均为100%，优质甜点钻遇率93.6%。水平段气测显示良好，全烃值介于9.38%～69.39%，测井、综合均解释为页岩气层。该井投产后，单井测试平均无阻流量达到103.24×104m3/d，产量较高，取得了非常好的效果。

4　结论

1）涪陵地区页岩储层“甜点”判别和识别技术，能够进一步提高页岩气的储层钻遇率和“甜点”钻遇率，提高页岩气井单井产能，缩短钻井周期，经济效益明显，具有较高推广应用价值。

2）标志层的确定结合“优质甜点”判别方法，能够在钻井过程中准确寻找储层、判断“甜点”层段、指引钻头在“甜点”层中钻进。同时能够更精细地评价油气藏，有利于全面发挥地质导向技术在页岩气钻井中的技术优势。

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(修改回稿日期 2016-03-08编 辑 凌忠)

Sweet spot evaluation technology in the geosteering drilling of shale gas horizontal wells

Wu Xueping
(No.1 Drilling Company of Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co., Ltd., Qianjiang, Hubei 433121, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.74-80,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

When GR detection while drilling was applied in the geosteering drilling of horizontal wells in the Fuling National Shale Gas Productivity Demonstration Region, Sichuan Basin, reservoir characteristics were not definitely presented and the drilling ratio of “sweet spot” layers was low. In view of this, the corresponding relationship between the lithology, physical properties and gas potential of “sweet spot” layers and shale markers in this block and the measured values was established. Then, the discrimination method for “sweet spot”in shale reservoirs in this block was developed and taken as the basis for the real-time control of LWD geosteering trajectory. Field test of this method was conducted in Well Jiaoye 14-3HF. It is shown that the actual horizontal section is 1 540 m long, drilling ratios of sweet spots and reservoirs are both 100%, drilling ratio of high-quality sweet spots is 93.6%, average AOF (absolute open flow) of single-well completion test is 103.24×104m3/d. It is concluded that this “sweet spot” layer discrimination and identification technology can better guide the drilling of bits in “sweet spot” layers and it is favorable for the geosteering technology to fully exert its technical advantages in the drilling of shale gas horizontal wells.

Sichuan Basin; Jiaoshiba Shale Gas Field; Shale gas; Reservoir; Sweet spot evaluation; Horizontal well; Geosteering; LWD

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.011

中国石化石油工程有限公司科技项目“涪陵地区页岩气示范区石油工程集成技术”先导试验子课题(编号：SG1305-07X)。

吴雪平，1969年生，高级工程师；主要从事钻井新工艺、页岩气高效开发等方面的研究工作。地址：（433121）湖北省潜江市广华办事处五七先锋路1号。电话： 13628423599。ORCID:0000-0003-2460-0345。E-mail:wuxp1968@163.com