低勘探程度区煤系致密气水平井地质导向技术及应用−以DJ-P37 井区为例

张 稳，张 雷，黄 力，李小刚，石 石，孙雪冬，赵龙梅，戴瑞瑞，童姜楠

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028)

在碳达峰碳中和背景下，天然气在传统能源向清洁能源转换过程中起着桥梁作用。随着优质资源开发动用难度不断加大，致密砂岩气逐渐成为天然气的主要类型之一。水平井具有穿透储层长、泄压面积大、经济效益高等优点，在地表复杂区、致密砂岩气等开发中的占比越来越大[1-2]。鄂尔多斯盆地东南缘上古生界煤系发育山西组山2 段等多套致密砂岩气藏，优选鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块DJ-P37 井区规模部署亚段北岔沟砂岩致密气水平井。在实施水平井水平段过程中，钻头极易钻穿目的层顶部或底部岩层，甚至找不到储层位置等情况，从而降低了储层钻遇率，影响致密气水平井的开发效果。因此，地质导向技术成为该区致密气水平井成功实施的关键。

近30 年，三维地质模型逐步应用于地质导向，其在定量化、精细化、三维可视化及多资料融合、实时显示等方面具有很强的优势[3]。此外采用“多期约束、分级相控、分步建模”方法，可提高致密气砂岩储层三维地质建模精度[4]。地质–工程一体化水平井地质导向理念被广泛认同。基于地震、测井、录井等多源信息融合的三维地质导向模型建立技术取得了较大进展[5-7]。快速更新迭代三维地质模型具有不可比拟的优势，但被动调整，导向过程中预判功能不强，一种做法是基于测井响应机理建立正演模型并完善。陆自清[8]提出了基于卡尔曼滤波的动态地质模型导向方法，即调整地层因子、转换倾角、改变厚度或增加断层等，修改地层模型，形成模型集，进行迭代优选，使模型的正演模拟曲线与随钻测井曲线相关性不断提高，为后期导向决策提供地质模型。近年来，储层边界探测技术作为一种主动式导向方式，通过常规电阻率测量与方向性测量相结合，探测钻头距离上、下围岩或流体电阻率边界的距离。斯伦贝谢公司PeriScope HD 随钻高清探边测量工具、GeoSphere 随钻超深探边工具的探测深度分别可达6.4、30 m，同时识别仪器上下的多个电阻率变化界面[9]。

三维地质模型实时迭代更新与地质–工程一体化相结合的导向技术，应用逐渐广泛[10-12]。但是，在DJP37 井区为曲流河三角洲前缘沉积，井控程度低，黄土塬区水平井实施面临着较大难度。地震资料较少给水平井导向带来很大难度。

针对上述问题，结合研究区地质背景，通过导向–定向–录井一体化管理与资料质量管控，采取更新迭代三维地质建模与地质–工程一体化技术，形成一套煤系致密气水平井地质导向技术，以期提高钻井效率和效益，并为类似区域水平钻井施工技术提供借鉴。

1 地质背景

大宁–吉县区块DJ-P37 井区位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘，与相邻的清涧区块、延长区块及石楼西区块为同一沉积体系，具有多层系、复合连片的岩性气藏特征，山西组山2 段发育多层煤/煤线，亚段底部砂岩(即北岔沟砂岩)为本次研究的目标层系(图1)。

图1 大宁–吉县区块地层综合柱状图(据文献[18]，修改)Fig.1 Comprehensive stratigraphic columns in Daning–Jixian Block (modified based on reference [18])

本区共采集二维地震测线24 条493.4 km，测网密度2 km×4 km，完钻直/定向井26 口。受地震、测录井、分析化验资料少的客观因素限制，总体地质认识程度低。通过开展系统的地震资料解释[13]和地质综合研究，基本查明了该区的地层和构造等基本地质特征，同时开展了储层厚度预测和含气性预测的研究工作，基本明确了煤系中致密砂岩储层有利储集的分布特征，为勘探目标的评价与井位部署实施提供了一定的依据。

气藏富集具有“海陆交互相三角洲水道富砂控藏”特点，主要受砂体展布和物性变化控制。亚段北岔沟砂岩孔隙率为4.0%～11.0%，中值7.44%；渗透率为(0.1～0.4)×10−3μm2，中值0.20×10−3μm2，属特低孔、特低渗砂岩储层[14]。构造整体为东高西低的单斜构造，局部存在低幅度背斜圈闭和鼻状构造，无明显断层发育。地震预测本溪组顶面地层倾角最大1.28°，平均0.28°，小层顶面地层倾角最大0.81°，平均0.28°。

2 地层精细对比研究

2.1 区域地层格架

前人一般将鄂尔多斯盆地上古生界二叠系从上到下依次划分为石千峰组、石盒子组、山西组、太原组[15-18]。在整体对比格架基础上，先确定基准标志层位，再开展其他煤层的对比。

大宁−吉县区块山西组为一套海陆过渡相三角洲前缘沉积，与下石盒子组呈整合或冲刷面接触关系，底界为“北岔沟砂岩”以及层位相当的泥岩之底。山1 段底界为铁磨沟砂岩底，厚25～60 m，为水下分流河道砂泥岩沉积，仅能见到厚度较小的煤线，区域上连续性较差。山1 段与山2 段之间有一个沉积间断面和气候条件剧烈变化的分界面，在分界面之下地层表现为气候温暖潮湿。山2 段厚65～90 m，为一套河道–三角洲含煤沉积，自上而下划分为三个亚段(图2)：亚段发育1 号、2 号、3 号煤；亚段发育4 号煤，以发育多层煤为主要特征，与相比，砂层薄，垂向上砂层叠加层数少，由薄砂层和泥岩及煤层构成多个旋回层的叠加。

图2 地质综合判识图Fig.2 Diagram of comprehensive geological identification

目前，煤岩层对比技术主要有标志层法、古生物、沉积旋回法、底板高程法、煤层间距法、地质勘探层追踪法、地球物理测井曲线、地震勘探波阻抗反演、煤岩煤质法、地球化学法等方法[19]。对于沉积环境及其相变较稳定的煤田而言，标志层及其沉积旋回法的对比可以快速、有效地实现对煤层的对比；在构造简单煤矿区，通过煤层底板高程、煤层间距法等即可实现煤层的准确划分与对比[19-20]。舒建生等[21]提出了测井曲线异常幅度宽度、异常形态和组合、煤层中特殊岩性夹矸可作为主要对比依据。

对于沉积相变频繁、构造复杂、煤层间距近且煤层数多的煤层群组发育的矿区，以及煤层稳定性差、分叉合并频繁的煤田而言，煤层底板高程、煤层间距、地震勘探等方法均已经失效[19]。

通过煤系立体勘探开发资料，不断丰富该区山2 段地质资料。山2 段显著特征之一含3～5 层煤线或炭质泥岩，且不稳定，不易区分，给地层精细对比带来一定困难。根据SY/T 5735−2019《烃源岩地球化学评价方法》中，煤系烃源岩是含煤地层中具备生成油气的煤、炭质泥岩和煤系泥岩的总称，主要形成于海陆过渡相或沼泽环境。炭质泥岩是指总有机碳质量分数TOC 为6%～40%的煤系黑色泥岩。煤的TOC 均大于40%[22-23]。DZ/T 0002−2017《含煤岩系钻孔岩心描述》中，在野外对宏观煤层或煤心命名时，以肉眼估计煤中的干基灰分含量进行。干基灰分质量分数小于等于40%的，称为煤，空气干燥基灰分质量分数大于40%的，称为炭质泥岩[22,24]。现场应用中，TOC 无法直接获取，肉眼估计的干基灰分含量可能误差较大。通过区块勘探开发经验，总结形成了山西组炭质泥岩和煤层的区分标准，见表1。

表1 煤层与炭质泥岩区分标准Table 1 Criterion of differentiating coal beds from carbonaceous mudstone

此外，根据大宁−吉县区块近300 口井测井、录井资料统计结果，山2段5 号煤层钻遇率100%，作为Ⅰ级标志层，其伽马小于100 API，厚度3.1～6.2 m。盒8 段底部骆驼脖子砂岩、山1段底部铁磨沟砂岩、太1段顶部东大窑灰岩作为Ⅱ级标志层：其中，骆驼脖子砂岩，伽马曲线多为钟形、箱形，厚度2.5～13.6 m，平均厚度4.6 m，钻遇率59%(以单油层为单元，在该层所钻遇的井数与该层所在油藏上的总井数之比，是用来说明油层分布)；铁磨沟砂岩，伽马曲线多为钟形、箱形，厚度2.5～13.6 m，平均厚度4.6 m，钻遇率69%；东大窑灰岩，伽马小于60 API，厚度1.0～18 m，平均厚度7.4 m，钻遇率62%。

薛良喜[25]在鄂尔多斯盆地东北缘研究区本溪组−山西组地层中共识别出8 层自然伽马高异常层(自底至顶依次编号为 Ga−Gh)。将异常厚度大于1 m，自然伽马值大于(或等于)150 API 的层段定为自然伽马高异常层。因此，可考虑将稳定发育的自然伽马高异常层作为地层对比的标志层。

图3 山西组山2 段地层对比Fig.3 Stratigraphic correlation (Shan2 Member,Shanxi Formation)

3 三角洲前缘亚相储层水平井地质导向技术

钻前地质条件精细分析：坚持“一井一策”，重点分析目的层顶底面构造，顶部Ⅰ、Ⅱ级标志层及目的层与顶底接触关系等，详细描述水平段构造与储层厚度变化，在微构造发育的水平段应以工程目标为主，避免因刻意追求优质储层钻遇率而导致井轨迹复杂，建立差异化的地质–工程一体化井轨迹设计方案，预判可能存在的地质风险和工程难点，使水平井设计与地质导向实施作业相协调。

钻中地质导向精准控制：地质资料与地震、测录井数据紧密结合，全过程实时跟踪分析，不同资料相互验证，综合判断[10]，利用快速迭代三维地质模型，分析构造和储层厚度的变化趋势。钻进过程中，既要强调钻头在储层纵向位置的精准定位，又要把握地震信息总体表现趋势，在复杂井段适当取舍，保证井眼光滑和较高钻遇率。利用钻头随钻伽马曲线的幅度、形态、顶底接触关系，岩屑粒度等可确定水平段砂岩叠置关系。在现场管理中，加强录井资料管控，并坚持定向录井工作为导向服务。

钻后地质条件精细评价：水平井完钻后，对目标层及其顶底特征、构造等进行系统总结，基于“技术–经济一体化”的思想，优化水平井地质模型，修正储层含气性评价结果，以此为周边水平井的实施奠定基础。

3.1 着陆点控制技术

着陆点控制技术的核心是随钻过程中的地层对比工作，具体方法如下。

第一，地层精细对比剖面建立：结合物源展布方向、沉积相、构造特征及井网井距，优选同河道的邻井，按照“旋回对比、分级控制”的思路，利用标志层法、岩性法、沉积旋回法、厚度法等，建立地层剖面，同时结合构造特征及沉积规律分析，预测目的层垂深、地层视倾角。

第二，钻井轨迹确定与目标层验证。多煤层(1−4 号)和炭质泥岩的发育，会影响地层精细对比，需根据煤岩层厚度、气测信息等综合判断，排除层位误判对目的层垂深预测的干扰。研究区钻井确定5 号煤层后，再根据亚段内部标志层(底、底、泥岩/高伽马泥岩)对齐对比，同时结合邻井地层最小厚度，预测目的层顶垂深，以匹配至合理井斜。

第三，探层井斜合理设置：通常情况下，当钻头钻遇高伽马炭质泥岩时，将井斜角调整至81°～83°。根据邻井高伽马泥岩距砂顶的最小厚度，推测砂顶构造。探层入靶的具体方法是：北岔沟砂岩顶界构造倾角为α，下倾为负值，井斜角为β，角差θ=β−(90+α)。假设入靶点附近α=−0.5°，角差θ减小至5°～6°时，保持复合钻进直至钻遇砂体；角差θ依次为3°、4°、5°和6°时，复合钻进10 m，垂深依次下调0.52、0.70、0.87 和1.05 m。(1)若探到砂顶(钻时变化、气测值升高、随钻自然伽马值降低，岩屑中砂岩颗粒比例升高)，及时采用定向钻进增大井斜角，若调整前角差θ为5.0°，滑动钻进约30 m 后，可以将角差θ调整到0.5°，钻头与砂体顶界之间距离不超过2 m。在进行水平段钻进一段长度后，钻头距储层顶部3 m 左右时，可以将角差调整至θ=0°。(2)若砂层滞后出现，宜稳斜探层，避免因井斜过大，导致靶前距离过长而影响水平段长度。(3)若砂层发生相变或尖灭，可调整靶点，重新进行地质−工程一体化轨迹设计。

需要指出的是，目的层顶部是一个确定点，该点的岩性、伽马等变化特征，可以作为一个虚拟定向井进行使用。

3.2 水平段钻遇率提高技术

水平段钻遇率高的关键是准确计算地层视倾角，匹配合理井斜，并预判出层风险。DJ-P37 井区地层倾角较小，一般为−2°～2°，难点在于存在多个河道砂体，勘探程度低，可用资料少，顶底及夹层岩性难以准确判断，难以预测钻头前方地层视倾角变化。通过现场反复试验，采用真厚度方向校正对比方法，并结合水平段拆分对比方法[26-27]计算地层视倾角。通过地层视倾角预测−实钻对比分析−实时优化调整，实现地质与工程相统一，具体做法[28-31]如下。

(1)入靶后，由于储层厚度、储层底部岩性未知，先根据储层或高伽马标志层构造预测地层倾角，设置井斜角与地层夹角相近(0.5°)，对比伽马测井信息、岩性等特征，判断钻头与储层交切关系。在水平段前段，井斜以稳为主，保证井轨迹光滑，为长水平段钻进奠定基础。

(2)对比分析邻井沉积旋回特征，结合岩屑粒序、伽马变化特征，预测“盲区”段储层状况和钻头前方有效储层的变化。

表2 目标层顶底板特征Table 2 Characteristics of the target stratum’s roof and bottom

(4)在水平段钻进过程中，不断通过标志层对比、伽马、岩性等变化特征，判断钻头与储层交切关系，预测地层视倾角及目的层厚度；将每个钻遇目的层顶面或底面的控制点等效成直井，作为约束点，迭代更新二维构造模型，提高三维地质模型精度，便于定位钻头在储层纵向位置，结合定向工具能力，提前做好轨迹优化，既保证轨迹在储层“甜点”持续钻进，又使得井眼轨迹平顺。

3.3 出层判别方法

将地质导向目标、工具能力、地层信息以及轨迹位置有机结合起来，建立地质导向施工质量的定量分析方法[32]。当井控程度低，可通过已钻遇的水平井总结目的层信息。研究区目的层北岔沟砂岩为多个三角洲前缘水下分流河道、河口坝正韵律单砂体叠置或切割、侧向上迁移形成的复合砂体，存在单砂体变薄、尖灭或顶部泥岩沉积较厚的问题，且很难确定单砂体数目、界面、展布特征等。在水平段钻进过程中，如果岩屑粒度由细逐渐变粗，然后突然变细，同时随钻伽马由大变小，然后快速增大，说明井眼轨迹自上而下穿过了上部单砂体并进入下部单砂体上部；如果岩屑粒度由粗逐渐变细，然后快速变粗，同时随钻伽马由小逐渐增大，然后快速变小，说明井眼轨迹自下而上穿过了下部单砂体并进入了上部单砂体的下部[33]；如果砂岩粒度、伽马等基本不变，说明井眼在同一单砂体的同一部位穿行或井斜角与地层倾角相匹配。根据该规律和钻时、气测值等，结合邻井测井资料，能够准确定位钻头在储层中位置。

水平段中若钻遇泥岩，应根据沉积相、河道方向、河道宽度、泥岩颜色等进行分析，排除地层顶部或底部岩性。具体做法为：在水平井周围，选取多口直井及已经完钻的水平井，分析储层顶底部岩性特征(表2)，研究区DJ-P37 井区目标层顶底除了岩性、伽马及厚度差异之外，能谱测井存在明显差异，顶部岩性钍大于2.7 倍铀且铀≤10×10−6，而底部岩性钍小于2.7 倍铀。利用不断完善的三维地质模型，综合分析判断是否钻遇夹层，遇夹层时宜稳斜穿过或微降斜向下钻进。若伽马曲线突变且岩性变差，推断可能触底；由于目的层可能发育自然伽马高异常层，若伽马曲线突变但岩性为优质砂岩且无明显变化，不宜调整井斜。出层判断方法与决策流程如图4 所示。

4 应用效果

利用本文提出的水平井地质导向技术，以DJ-P37井区H-P05-1H 井为例阐述水平井动态跟踪过程。该井设计时预测地层上倾0.4°左右，2 318 m(垂深2 092.27 m)见高伽马泥岩，井斜由81.1°逐渐增斜至86.0°探层。于2 380 m(垂深2 099.43 m)见砂岩，在增斜着陆过程中，碳酸盐岩质量分数由0.8%增加到17.4%，伽马由40～50 API 增加到214 API，说明钻头位于储层底部的可能性大；于2 426 m 见灰黑色泥岩，井斜由89.46°增加到91.75°，于2 541 m 重见砂岩；钻进至3 007 m，岩性变为泥质砂岩，伽马最高增加到384 API，根据表2 和图4，判断钻井在底部出层可能性大，由于砂体较薄(厚度1 m 左右)且发育泥岩夹层，井斜保持在90.2°钻进，后期水平段没有进行大的调整，钻至3 539 m 完钻(图5)，预测水平段中后段砂岩厚度2～3 m。该井实际完钻水平段长度与设计长度一致，为950 m，砂岩钻遇率94.11%。

图4 出层判断方法与决策流程Fig.4 Formation penetration determination method and decision-making process

图5 H-P05-1H 地质导向轨迹Fig.5 The 3D geological guidance track of H-P05-1H

H-P05-1H 井实钻证实，沿水平段方向处于河道边部，目的层沉积不稳定，但横向上储层构造变化不大。水平段前段砂岩显示中等，但厚度薄，水平段中段砂岩显示较好，且厚度稳定。中层段发育高伽马砂岩。

应用三角洲前缘亚相储层水平井地质导向技术，在研究区实施的34 口水平井均顺利着陆，钻进中不断补充随钻数据完善了三维地质模型，并实现水平井地质导向快速决策，判断钻头在目的层顶部出层的正确率为80.9%，判断钻头在底部出层正确率为65.1%。砂岩钻遇率达到78.30%。

5 结论

a.针对鄂尔多斯盆地东南缘上古生界煤系沉积和煤岩层发育特征，提出山西组亚段地层精细划分方法和钻进过程中煤岩层的快速识别方法，为水平井精准着陆奠定基础。

b.总结一套现场地质导向技术管理办法，即导向–定向–录井资料综合分析与管理，加强录井资料的质量管控，获取随钻测井、录井的准确资料；解析录井、测井数据中隐含的地质信息，实时更新数据并完善三维地质模型，准确判断钻头在储层中的相对位置。

c.基于完钻水平井目标层顶底岩性等差异，实时丰富地质数据库，进而完善并优化三维地质模型；结合地质模型提出一种钻进、钻出目的层的判断方法与决策流程。由目的层顶底部岩性、随钻测井等特征，建立了方位伽马、岩性、电性等多种方法，综合判断钻头是否出层。应用表明，出层判断正确率65%以上。

d.形成了一套适用于低勘探区煤系致密气水平井地质导向技术。该技术应用于DJ-P37 井区，累计完钻水平井34 口，平均水平段长1 199 m，砂岩钻遇率78.30%，取得了良好的应用效果。该技术可为鄂尔多斯盆地煤系资源立体开发水平井导向提供借鉴。

e.当储层顶底部岩性、电性特征相近，出层判断方法可能会受到一定局限性。下一步将深入分析岩屑中砂岩含量(精确定量)、磨圆度等信息，进一步挖掘岩屑中包含的地质信息，完善低勘探区的储层认识，提高地质导向的成功率。