CQ-IGS水平井一体化地质导向技术——以在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用为例

石晶穗萃 何 英 吴宗蔚 王 昊 陈 明 傅劲翔 廖齐明 刘 明 洪 兵

1.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院 2.成都川大川科网络信息有限公司

0 引言

地质导向技术目前已成为页岩气水平井钻井的核心技术之一[1]。国内外地质录井公司主要依靠随钻自然伽马曲线对比分析进行页岩气水平井地质导向[2]，并未利用地震、录井资料来综合分析，在遇到复杂地质构造情况时无法准确判断轨迹位置，并且轨迹控制精度也不高。为此，笔者通过采用三维地震数据体高分辨率处理技术建立精细三维地质导向模型，运用三维地震、随钻测井、综合录井一体化处理解释技术及岩屑识别和成分分析技术，实现了水平井轨迹的精确控制，形成了水平井一体化地质导向技术，并在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区进行了现场应用，取得了较好的应用效果。

1 区域地质概况

长宁—威远国家级页岩气示范区包括威远页岩气区块和长宁页岩气区块，其中长宁页岩气有利区块面积2 050 km2，资源量9 200×108m3；威远页岩气有利区块面积4 216 km2，资源量18 900×108m3。威远页岩气区块位于四川省内江市威远县境内，区块地面地腹构造格局一致，构造简单[3]。通过蚂蚁体裂缝预测技术对目前规模开发的威202、威204井区进行预测发现，两个井区裂缝发育，裂缝发育带多存在小的错断、褶皱及挠曲[4]，这些微幅构造的发育对钻遇率影响较大。长宁页岩气区块区域构造位置位于四川盆地川南古坳中隆低陡构造区与云贵高原娄山褶皱带之间，是一个北受川东褶皱冲断带西延影响、南受娄山褶皱带演化控制的构造复合体[3]。深层下志留统以下地层由于褶皱强烈，断裂发育，走向呈多向性（近南北向、北东向、北西向），断层规模大小不等[5]。这些断裂能较为准确地进行地震预测，但因断裂的规模较大（部分井复杂段跨度200～500 m）和局部地层倾角变化也较大（5°～15°），给地质导向及钻井工程施工带来极大的困难。目前，长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气优质储层为下志留统龙马溪组底部—上奥陶统五峰组顶部[6]，主要为深水泥质陆棚相沉积的一套富有机质黑色页岩[7]。储层电性特征较为明显，为储层识别提供了较好的条件。

2 水平井一体化地质导向关键技术

川庆—水平井一体化地质导向技术（Chuan-Qing-Integrated Geo-Steering，简称CQ-IGS）为中国石油天然气集团公司计划项目《水平井地质导向配置技术研究与应用》研究与实验成果，该项目通过对水平井高分辨率三维地质建模技术及地质导向实时跟踪技术的研究，形成了包括三维地震数据体高分辨率处理技术、三维地质导向建模技术、地层倾角提取技术、综合录井数据的综合解释评价技术、岩屑识别和成分分析等关键技术，开发了“水平井地质导向应用系统”，实现了水平井一体化地质导向技术的平台化处理。

2.1 三维地震数据体高分辨处理技术

常规地震剖面（主频30 Hz）只能识别大套地层，主要产层内部结构无法分辨，由于地震资料是有限带的，低频缺失，高频噪声严重，仅依靠地震数据本身挖掘信息比较困难，而测井资料具有远远高于常规地震资料的纵向分辨率优势。因此，笔者结合纵向分辨率高的测井资料，以非线性算法为工具，应用测井声波和密度合成地震记录，并以此来约束地震记录进行拓频的方法，挖掘出地震资料中有效的频率成分，从而提高地震资料分辨率，形成地震高分辨率剖面。经过高分辨处理后的地震剖面，主频由30 Hz提高到接近70 Hz，频宽由50 Hz左右拓展到100 Hz以上，分辨率提高了1倍（图1）。从剖面对比可以看出，在原始剖面上界面附近反射不清晰（图1-a），高分辨率剖面则更容易分辨出龙一1亚段内部小层，横向上表现出更为明显的变化，且断点的清晰度大大提升，在原始剖面上难以发现的断层在高分辨剖面上更容易识别，更利于储层的精细化解释（图1-b），为水平井钻前建立更精细的地质导向模型起到明显指导作用，为水平段的地质导向创造了良好条件。

图1 三维地震时间原始剖面与高分辨率剖面对比图

2.2 精准着陆技术

根据邻井测井资料，选取已钻邻井与待钻井设计靶点距离最近的伽马曲线特征点，这些特征点必须具有明显的区域标志性和变化特征，例如高低尖峰、驼峰或箱状伽马值曲线形态特征[8]。通过分别过这些点与设计靶点的地震剖面读取对应的五峰组底的高差，计算待钻井靶点埋深（图2-a）；通过三维地震高分辨率处理技术对原始地震数据进行处理，应用自主研发的《水平井地质导向应用系统》沿井轨迹方向切片，分段提取地层倾角，建立构造模型（图2-b）；再通过分析邻井的储层，预测水平井储层的靶体参数（真垂直厚度、横向展布等），建立储层模型（图2-c）；综合储层模型和构造模型建立钻前三维地质导向模型（图2-d），并根据钻前建模A点设计优化轨迹。随后在实钻过程中，根据标准井伽马曲线各特征点进行对比，通过地层倾角计算、A点垂深计算，精细修正地质模型，最后进行轨迹优化，实现对着陆轨迹进行精细控制，保证轨迹以最佳姿态入靶。

2.3 岩屑识别和成分分析技术

目前，页岩气水平井钻进都是使用旋转导向工具配备PDC钻头或高速螺杆配备PDC钻头，产生的细小或粉末状岩屑使用常规的手段往往难以识别[9]。基于此，笔者在页岩气水平井地质导向过程中使用了X射线衍射（XRD）及X射线荧光（XRF）元素录井技术来辅助地质导向。XRD的工作原理是X射线投射到晶体时产生因散射线加强的衍射图像，将衍射图像与标准X射线衍射图谱对比，从而识别样品中的矿物成分与含量[10]。随钻过程中，XRD可直接测定石英、钾长石、斜长石、方解石、白云石、黄铁矿、伊利石、高岭石、蒙脱石、绿泥石等多种矿物成分[10]。XRF的工作原理是当高能X射线轰击样品时，原子核外电子释放出现电子空位，高能态电子会跃迁填补电子空位，并释放特征X射线（X射线荧光）[6]。不同的元素产生的X射线荧光具有不同能量与波长，分析这些X射线荧光的能量或波长就可知道样品的元素种类与数量，能定量分析Na、Mg、Al、Si、P、S、Cl、K、Ca、Fe、Mn、Ti共 12 种元素[11]。岩屑伽马能谱录井则是通过测量岩屑中含有的天然放射性元素的含量来识别岩性，不受岩屑颗粒大小的影响。因此，运用曲线法对岩屑元素及岩屑伽马能谱进行解释，通过与已建立的区块标准井曲线进行对比，判断轨迹所处位置，解决单伽马多解性问题（不同的小层，伽马值差异不大）。岩屑元素含量通常是分别采用硫—铁、铝—硅、钾—钙的交汇曲线进行对比，通过这些交汇曲线的正负交汇情况以及交汇面积的大小，可以准确判断轨迹位于龙一1亚段的某个小层。岩屑伽马能谱分析则可以分析岩屑中铀、钍、钾3种放射性元素的含量，通过在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用，笔者认为采用岩屑的铀/钾曲线可以准确地判断出轨迹是否位于龙一11小层（龙一11小层的铀/钾较其他小层的更高）。通过岩屑元素与伽马能谱录井可以有效解决在随钻测井中显示的等值伽马造成的层位多解性。特别是在钻遇断层的情况下，单独依靠随钻测井曲线是很难准确判断轨迹所处位置，就必须依靠岩屑能谱及岩屑元素录井来辅助地质导向进行轨迹位置分析，龙一1小层的判断准确率达100%，可以有效提高靶体钻遇率及着陆精准率。运用岩屑元素及伽马能谱录井数据，还可以计算得到有机碳含量、脆性矿物含量、孔隙度、含气量等页岩气储层评价参数，准确找到页岩气储层“甜点”[12]，解决了优质页岩储层的随钻定量评价难题，通过与后期的测井解释对比，储层解释符合率达到96.7%。

图2 三维地质导向建模图

2.4 水平段轨迹精确控制技术

水平段通过自主研发的《水平井地质导向软件系统V3.0》，可将随钻测井（LWD）资料、综合录井资料（钻时、气测、岩性等）、特殊录井资料（岩屑XRF元素及伽马能谱录井）进行实时采集，再通过多井实时曲线跟踪对比，地层倾角实时提取、计算，轨迹设计、跟踪，地质模型实时修正等功能，与高分辨三维地震资料在同平台进行全参数处理解释，并运用远程传输模块实现全参数实时数据及曲线图和带有实钻轨迹的地质模型的实时远程传输，使得钻井现场和基地可进行同步跟踪，更有利于轨迹位置的及时判断，指令的及时下达，确保储层高钻遇率。

2.4.1 基于伽马成像的地层倾角实时提取技术

根据随钻测量取得的方位伽马成像数据，实时进行伽马成像图展示。根据伽马成像图可以清晰地看到轨迹与地层的关系（图3），当成像形态呈现下凹形态时，表明轨迹上切地层，即90°-当前井斜角-地层倾角（下倾为正，上倾为负）的数值为负值，例如目前井斜角为88°，地层倾角为5°（下倾），根据公式可得 ：90°-88°-5°＝-3°，那当前轨迹与地层的关系为：轨迹上切地层，轨迹与地层的夹角为3°。当成像形态呈现上凸形态时，表明轨迹下切地层，即90°-当前井斜角-地层倾角（下倾为正，上倾为负）的数值为正值，例如目前井斜角为92°，地层倾角为-5°（上倾），根据公式可得：90°-92°-（-5°）＝3°，那当前轨迹与地层的关系为：轨迹下切地层，轨迹与地层的夹角为3°。地层倾角数据则可以通过软件在成像图上进行提取，这样就可以精确地知道轨迹与地层的关系，以此来指导水平段轨迹精细调整。

图3 伽马成像提取地层倾角判断轨迹上下切地层图

2.4.2 基于方位伽马（上下）的地层倾角实时计算与展示技术

在部分随钻测量设备因不能提供伽马成像数据而无法展示成像图时，笔者根据随钻方位伽马参数及派生的成像资料研究，建立了只依据上下方位伽马判断井眼轨迹上切和下切地层的特征模型，再基于上下伽马数据进行相关对比得到高程差数据，再通过轨迹与地层的三角函数关系实现了地层倾角的提取及蝌蚪图展示绘制方法。相关就是2条曲线间一致性的一种度量，相关对比就是利用数理统计方法比较2条曲线间的相似性，得到一组介于0～1的相关系数，数值越大相关性越好，相关系数最大的点的深度与基准曲线相应点的深度差称之为高程差（图4-a）。反映相关性的函数表达式为：

图4 基于方位伽马计算地层倾角并展示蝌蚪图

通过两条曲线相关对比分析可以计算高程差（h）。把1条曲线上的一段深度固定，移动第2条曲线，求第2条曲线在各个位置与第1条曲线的相关系数。当移动到某一位置2条曲线最相似时，则对应的相关函数值（α）最大，此最大值所对应的深度差就是高程差[13]。经过相关对比后，高程差的计算公式为：

式中h表示高程差，m；d表示极大点值对应的深度，m；表示对比曲线段中心点深度，m。

通过相关对比得到高程差后，计算地层倾角的函数表达式：

应用该方法可以连续计算地层倾角，并通过《水平井地质导向应用系统》显示水平段地层倾角（图4-b），以保障井轨迹尽可能在龙一11小层高伽马优质储层中钻进。

2.4.3 随钻录井综合解释评价技术

综合录井资料的钻时、岩性和气测等能定性反映储层的优劣[14]，但目前常规的地质导向手段，无法第一时间从录井方取得相关数据，且无法在同平台进行分析及展示，影响了储层的及时判断。基于此，笔者采用国际标准井场数据传输协议（WITS），通过《水平井地质导向应用系统》数据采集模块从录井采集数据库直接读取相关录井参数，实现综合录井数据与随钻测井数据、地震数据、岩屑分析数据等在同平台进行综合分析（图5），可以做到分析数据与钻头同步。通过优选钻时、气测全烃等与页岩气储层评价参数相关性较好的参数，应用判别分析法、支持向量机法、黏土指数—含烃指数交汇法等解释成果图对优质页岩储层进行定性识别[15]，从而指导地质导向选择最优储层钻进。

2.4.4 实钻轨迹在地震深度剖面实时投影技术

地震资料能反映出构造的局部变化和构造异常等，做出预测，从大方向上指导地质导向，提前采取相应措施，若要穿越断层，可根据断层的断距及段长制订相应的穿越断层方案，可最大限度地确保储层钻遇率并为轨迹平滑提供保障。在实钻过程中若轨迹与地层构造相差较大，可根据实钻情况不断更新速度模型进行时深转换修正地震资料，在校正后数据切片上，轨迹与地层构造符合度得到了大大提升，能够更加准确地预判下部地层的构造情况，为地质模型的修正提供了很好的数据支撑[16]，对水平井地质导向起到重要的指导意义。

3 应用效果

图5 地质导向软件系统综合展示曲线图

CQ—IGS水平井一体化技术对实现四川页岩气高效开发起到了重要的推动作用。2011—2018年，该技术在长宁—威远国家级页岩气示范区共成功完成187口（威远107口、长宁80口）页岩气水平井地质导向任务，合理优化了钻井轨迹，缩短了钻井周期，节约了成本，提高了储层钻遇率和单井产量。长宁—威远国家级页岩气示范区每口水平井水平段钻进时间从原来的35 d缩短为2018年的25 d，通过缩短钻井周期带来间接经济效益935万元；平均单井靶体钻遇率达到96.7%，最优地质甜点的平均单井钻遇率由2014年的35.3%提高到2018年的91.0%。威远页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井11.5×104m3提高到15.5×104m3；长宁页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井14.0×104m3提高到18.5×104m3，通过提高单井产量带来的间接经济效益4 690万元。

4 结论

1）基于对三维地震数据体的高分辨率处理及储层的精细刻画，通过水平井一体化地质导向软件平台，创新建立了精细三维地质导向模型。

2）应用“岩屑元素录井与伽马能谱录井技术”在页岩气水平井中划分小层，解决了随钻小层划分的难题，小层划分准确率达100%。

3）基于三维高分辨率地震建模技术，随钻测井、综合录井数据一体化同步处理解释技术，结合实时发布、远程展示，实现了多方协同的快速决策程序，形成了水平井一体化地质导向技术，实现了水平井轨迹的精确控制。

4）CQ-IGS水平井一体化地质导向技术在长宁—威远国家级页岩气示范区的水平井钻井中显著提高了储层钻遇率，总结的页岩气水平井地质导向方法为该区块页岩气勘探开发提供了技术支撑，推广应用前景广阔。