岩性非均质气藏水平井地质导向技术研究

袁继明，夏 勇，刘海锋，田 敏，谢 珊，兰义飞

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018）

岩性非均质气藏水平井地质导向技术研究

袁继明1，2，夏 勇1，2，刘海锋1，2，田 敏1，2，谢 珊1，2，兰义飞1，2

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018）

靖边气田下古生界马五1+2气藏是典型的岩溶型碳酸盐岩气藏，其主力含气层马五12、3储层厚度仅为2 m～3 m，在该气田进行水平井开发，面临主力含气层系薄，非均质性强，小幅度构造变化快等难点，导致水平井现场地质导向遇到马五1各小层判识难、地层倾角预测难、气层追踪难、控制轨迹难等问题。本文综合运用多种方法保证薄层碳酸盐岩气藏水平井精确入靶，并对水平段轨迹进行控制，有效提高水平井有效储层钻遇率，并在高桥区及陕224储气库水平井地质导向过程中成功推广运用该技术。

薄层碳酸盐岩气藏；精确入靶；水平段轨迹控制；有效储层钻遇率

靖边气田下古生界马五1+2气藏是受古地貌控制的岩溶型碳酸盐岩气藏，是典型的低孔、低渗气藏，利用水平井开发可以有效增大生产井段与生产层位的泄流面积，降低生产压差，提高单井产能和气田最终采收率。但在靖边气田推广水平井开发技术，地质优势与地质风险并存[1-3]。

有利因素:该区马五1+2气藏地层厚度一般为15 m～35 m，碳酸盐岩地层横向上分布稳定，存在优势含气层，主力储层马五13产能占总量的95%以上，微裂缝发育，裂缝渗透率1 mD～30 mD，构造隆起部位最为发育。

不利因素:该区古地貌侵蚀沟槽发育，主力储层马五13厚度薄、非均质性强，小幅度构造变化快，水平井现场地质导向遇到马五1各小层判识难、地层倾角预测难、气层追踪难、控制轨迹难等问题。

因此如何利用现有技术手段，保证水平井精确入靶薄储层，并提高水平井有效储层钻遇率，是靖边气田水平井开发的关键问题[4，5]。

1 水平井地质导向技术研究

靖边气田碳酸盐岩储层水平井现场地质导向存在以下“六难”:小幅度构造变化繁复，地层倾角预测难度大；目的层气层厚度薄，水平段轨迹容易出层；目的层顶底发育泥岩，井斜调整难度大；工程数据甄别难度大，计算地层倾角误差大；随钻导向仪器较落后，井底情况判识难；储层平面非均质性强，气层追踪难。为解决以上地质导向中出现的问题，本文从以下几方面着手进行解决:

1.1 精确入靶技术

（1）点面结合、小幅度构造二次描述:根据导眼井、斜井段钻探资料，细化小幅度构造形态，加密等值线精度（2.0 m），重新刻画地质模型，修正入靶点（见图1，图2）。

图1 靖边气田某井区K1构造图

图2 高桥水平井整体开发区马五1典型曲线特征

（2）根据地层地质特点，在斜井段确定了五处最佳靶点调整时机:①山23顶部煤层-初步预判入靶深度；②太原组灰岩顶界-保证井斜55°以上；③9＃煤顶-保证井斜65°以上；④奥陶系顶-保证井斜80°以上；⑤马家沟组小层-判断该井可能出现的地质层位，为入靶做最后的微调。

（3）根据水平井实施特点，结合现场录井、工程资料，形成四种入靶点地层对比、预测方法，并建立地层对比流程图。

表1 不同钻井方式情况下钻时对岩性的变化表

①深度校正法:在垂深校正的基础上，考虑地层倾角的变化，将视地层厚度校正成实际厚度，依此预测靶点；②岩性对比法:通过现场岩屑资料确定地层性质，并与邻井对比预测地层的空间位置；③钻时对比法（见表1）；④随钻电测（LWD）对比法:通过对比随钻自然伽马与导眼井、邻井伽马曲线的形态判断钻遇层位。

（4）在目的层顶部设置警戒线，确保最终精确入靶:对于以马五13为目的层的水平井，即将目的层顶部的马五12泥质云岩设置为警戒线，严密监控，在入靶前做最后一次调整。

马五12底部岩性灰黑色泥质云岩垂厚0.6 m～1.2 m、钻时20 min/m～60 min/m、随钻GR在70 API～200 API、建议井斜86°～88°，若钻遇褐灰色含气白云岩，确定入靶。

1.2 水平段轨迹控制技术

1.2.1 岩性边界控制 根据实钻结果与区域地质概况，及时预测地层倾角变化，绘制目的层岩性边界，保证钻井轨迹在边界内部穿行。

岩性边界控制的核心是判断地层边界的层位归属，为了较准确判断界面，建立随钻参数-地层边界岩性的对应模型。

钻遇地层边界时，由于岩性发生变化（特别马五13底部泥岩），井斜容易失控，且调整困难。现场采取加密测斜方式，防止井斜预测失误。

1.2.2 气层追踪控制 针对储层非均质性特点，根据分析现场测、录井资料，综合判断钻头所在的地层的含气性特点，及时调整轨迹。

1.2.3 适时井斜调整控制 目前靖边气田所采用的地质导向仪器MWD较为落后，使得距井底12 m左右为测量盲区，不能及时反应井底地层信息，因此需根据钻时、气测以及岩屑资料进行提前预判钻头位置（尤其是现场录井显示异常时），做到井斜调整及时，避免浪费进尺。

对于水平段地层起伏较小的情况，或者钻遇优质储层后，应用“缓增慢降”方式，控制井斜（89.5°～90.5°）追踪气层，可以一定程度上避开小幅度构造变化快及储层横向非均质性强等实施难点，以达到最大程度追踪气层的目的。同时可以确保轨迹光滑，保障后期施工顺利。

2 应用实例

（1）靖边气田:靖平X-X1井，该井入靶点井深3 850 m，垂深3 565.96 m，该井初步预测水平段地层倾角-0.5°，在实际钻遇过程中根据气测及伽马值的变化，及时进行井斜调整，该井水平段长度1 500 m，于井深5 350 m完钻。根据录井显示钻遇有效储层1 055 m，有效储层钻遇率70.3%（见图3）。

图3 靖平X-X1井实钻轨迹跟踪图

（2）靖边高桥区:该区是靖边气田岩溶风化壳气藏向南延伸部分，其沉积背景及沉积构造特征与靖边气田本部相同，该区水平井开发主要以马五12为目的层，与靖边本部以马五13为目的层进行水平井开发相比，高桥区水平井开发存在以下几方面难点:①目标层上覆地层厚度变化大:完钻资料表明，高桥区马六地层厚度1 m～15 m，平均4.3 m，上覆地层厚度的变化，导致目的层马五12钻探判识难度增加；②目标层位判识难:马五11与马五12小层岩性、电性组合特征相似，马五12上部气层与马五13气层气测显示差异不明显，易混淆，入靶多解性增加、精确入靶难度大；③入靶调整空间有限:相比于靖边气田本部以马五13作为水平井目的层，高桥区首次将马五12作为水平井目的层，入靶层位的上移，水平井进入奥陶系后即面临入靶问题，入靶调整空间有限。为了精确入靶，需及时调整井斜，造成入靶调整难度大。

针对在马五12入靶情况，细化目的层上部地层的典型曲线特征。根据岩性组合和随钻伽马特点，加强马五11段地层对比，将其作为入靶警戒层位，形成针对马五12入靶的马五11地层的“二段式、三段式”地层对比方法，并据此判断入靶时机。

靖南X－X2井:该井2012年9月20日于井深3 904 m（垂深3 754.67 m）马五12顶部入靶，10月2日开始实施水平段，10月26日于井深5 370.00 m完钻，水平段长度1 466 m，全段位于马五12，钻遇白云岩储集层1 444 m，含气层段956 m，有效储层钻遇率65.2%。采用裸眼封隔器分段酸化施工8段，试气获无阻流量69.067 1×104m3/d，日产水8 m3（见图4）。

（3）陕224储气库:由于储气库利用已开发气田进行改建，因此气藏采出程度高（64.6%）、钻井过程中气测反应不明显，马五1各小层岩性相近，目的层马五13厚度薄，入靶和地质导向难度大等困难，加强小层垂深标定、地层倾角分析，实时调整水平段轨迹。

靖平X-X3井:该井未实施导眼井，于2012年6月13日开钻，10月1日于井深3 677 m马五13地层入靶，2013年3月11日水平段开钻，5月15日于井深5 329 m完钻，水平段长度1 652 m，全井段位于马五13。白云岩储层长度1 494 m，储层钻遇率90.4%。改造方式:连续油管酸化改造（见图5）。

图4 靖南X－X2井水平段轨迹示意图

图5 靖平X-X3井水平段轨迹示意图

3 应用效果分析

通过水平井现场经验的不断积累，地质导向技术也在不断发展完善。在此基础上，靖边气田完钻的37口以马五13为目的层水平井水平段储层钻遇率达到75.8%以上，气层钻遇率达到62.2%以上，靖边高桥区10口以马五12为目的层的储层钻遇率达到80.9%，气层钻遇率达到70.1%，储气库2口以马五13为目的层的储层钻遇率达到90.7%；水平井单井产量达到临近直井的3至5倍，水平井开发效果显著提高。

［1］刘海锋，薛云龙，张保国，何鎏，夏勇.低渗透薄层碳酸盐岩气藏水平井地质导向技术［J］.天然气勘探与开发，2013，（2）:77-80.

［2］刘海锋，王东旭，夏勇，何鎏，薛云龙，张保国.低渗薄层碳酸盐岩气藏水平井开发地质关键技术［J］.天然气地球科学，2010，24（5）:1037-1041.

［3］夏勇，冯强汉，刘海锋，等.基于小幅度构造精细描述的薄储层水平井优化设计［J］.天然气勘探与开发，2011，12（4）: 32-36.

［4］霍进，史晓川，张一军，章敬，杜洪凌.新疆油田水平井地质导向技术研究及应用［J］.特种油气藏，2008，15（3）:93-96.

［5］张吉，陈凤喜，卢涛，等.靖边气田水平井地质导向方法与应用［J］.天然气地球科学，2008，19（1）:137-140.

Study on the geological guidance technology of gorizontal well in lithologic heterogeneous gas reservoir

YUAN Jiming1，2，XIA Yong1，2，LIU Haifeng1，2，TIAN Min1，2，XIE Shan1，2，LAN Yifei1，2
（1.National Engineering Laboratory for Low Permeability Petroleum Exploration and Development，Xi'an Shanxi 710018，China；2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

It's a typical Karst carbonate gas reservoir for Ma51+2of Jingbian gasfield,the main gas layer horse Ma512、3reservoir thickness is only 2~3 meters,for the development of horizontal wells in this gasfield.Facing difficult points that the main gas bearing formations are thin face,strong heterogeneity,low-amplitude structure to change quickly,leads to diseparating Ma51every member of the gas formation difficult by geology orientationing technology for horizontal wells on site,formation dip predicting difficult,gas layer tracing difficult and trajectory controlling difficult.This paper uses a variety of methods to ensure the thin carbonate gas reservoir horizontal wells accurately into the target,and the control of the horizontal section of horizontal well trajectory,improve the effective reservoir drilling rate,and use wide successfully of technology in Gaoqiao area and Shan 224 gas storage of horizontalwell geosteering.

carbonate gas reservoir with thin layer；accurately into the target；the control of the horizontal section of horizontal well trajectory；the effective reservoir drilling rate

TE122.22

A

1673-5285（2017）04-0108-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.027

2017－03-06

中国石油重大专项“低/特低渗透油藏有效开发技术研究”项目“长庆油田油气当量上产5 000万吨关键技术研究”资助，项目编号:2011E-1306。

袁继明，男（1982-），硕士，2010年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，现主要从事气田开发和科研工作，邮箱:yuanjm_cq@petrochina.com.cn。