定测录导一体化在提升水平井储层钻遇率中的应用

杜焕福， 董佑桓， 侯文辉， 王春伟， 孙鑫， 杜淑艳， 叶应贵

（1.中石化经纬有限公司地质测控技术研究院，山东 青岛 266000,2.中石化经纬有限公司江汉测录井分公司，湖北 武汉 430000）

0 引言

我国石油与天然气资源丰富，油气藏类型多样，水平井钻井因可以增大油气层的裸露面积、提高油气采收率而获得了广泛的应用。水平井储层钻遇率等于AB靶之间累计储层长度除以AB靶长度再乘以100%。水平井优质储层钻遇率是单井高产的关键因素之一[1-2]，在储集层改造程度相似的条件下，水平井储集层厚度和钻遇长度是优质储量动用的关键，直接影响着水平井的产量[3-4]。目前，中国石油化工集团有限公司（下称中石化）主要水平井区块平均储层钻遇率为79.1%～98.3%，部分区块水平井区块储层钻遇率低且不同区块之间差异大。而目前采取的依靠单一定向技术或地质导向技术往往难以全面掌控水平井钻井过程中的地质工程信息，限制了水平井储层钻遇率的进一步提高。定测录导一体化技术能够将定向、测井、录井、地质导向等多专业全面融合，通过专家在线支持、前后方联动，针对影响复杂油气藏水平井储层钻遇率的主要因素，采用不同的关键技术，有效解决不同类型油气藏水平井钻井技术难题，进一步提高水平井储层钻遇率，保障我国油气藏的高效开发。

1 水平井储层钻遇率及影响因素

1.1 储层钻遇率数据统计

2021年，中石化水平井施工593口，平均储层钻遇率93.7%，部署水平井的主要分布区块、施工数量及储层钻遇率情况如图1所示。

图1 中石化水平井2021年主要分布区域与储层钻遇率（审图号: GS（2016）1570号）Fig.1 Main distribution areas of horizontal wells and the drilling rate of reservoirs in Sinopec in 2021 （Map Content Approval Number: GS（2016）1570）

（1）页岩油气藏。主要分布在四川盆地及周缘、渤海湾盆地，水平井施工共182口，储层钻遇率为97.2%。其中四川盆地页岩气水平井施工172口，储层钻遇率为97.4%（涪陵页岩气水平井施工83口，储层钻遇率为98.3%）; 渤海湾盆地页岩油水平井施工10口，储层钻遇率为94.6%。

（2）致密油气藏。主要分布在鄂尔多斯盆地及四川盆地，水平井施工共97口，储层钻遇率为92.9%。其中鄂尔多斯盆地致密砂岩气水平井施工58口，储层钻遇率为90.8%; 四川盆地致密砂岩气水平井施工39口，储层钻遇率为96.0%。

（3）深层碳酸盐岩油气藏。主要分布在塔里木盆地及四川盆地，水平井施工共16口，储层钻遇率为83.0%。其中塔里木盆地水平井施工10口，储层钻遇率为79.1%; 四川盆地水平井施工6口，储层钻遇率为89.4%。

（4）常规高含水油气藏。主要分布在渤海湾盆地及松辽盆地，水平井施工共287口，储层钻遇率为92.3%。其中渤海湾盆地水平井施工262口，储层钻遇率为93.5%; 松辽盆地水平井施工25口，储层钻遇率为80.1%。

（5）煤层气藏。主要分布在山西及陕西地区，水平井施工11口，储层钻遇率仅为83.5%。

据统计，2019年至2021年中国石油天然气股份有限公司（下称中石油）的长宁国家级页岩气示范区水平井施工121口，储层钻遇率高达98.3%。与中石油长宁国家级页岩气示范区相比，中石化水平井主要区块的储层钻遇率整体仍然有提升空间，个别区块钻遇率相对较低，例如塔里木盆地深层碳酸盐岩油气藏、松辽盆地常规高含水油气藏和煤层气藏，仍有较大的提升空间。

1.2 储层钻遇率影响因素分析

通过对不同油气藏类型钻遇率较低的井进行分析总结，将储层钻遇率影响因素归纳为以下3类。

（1）地质情况复杂，水平轨迹调控难度大； 地震勘探程度低，地质情况认识不充分; 地震时深误差大，三维地质模型精度低; 断层系统复杂，断溶体、缝洞体等构造地震解释难度大; 地层产状变化快，断裂带发育，局部微构造复杂; 储层非均质性强，横向厚度及物性变化大，内部夹层发育，优质储层厚度小，边底水发育，“上易出层，下易触水等诸多因素制约了水平井储层钻遇率的提高（表1）。以大牛地气田D28-P14井为例，因横向上储层厚度及微构造变化大，且泥岩夹层发育，导致实际钻井中提前5.8 m钻遇目的层顶部，多次钻出目的层，优质储层钻遇率只有71.3%（图2）。

表1 影响不同油气藏类型水平井储层钻遇率的主要因素

图2 大牛地气田D28-P14井钻前钻后地质模型对比Fig.2 Comparison of geological models before and after drilling of Well D28-P14 in Daniudi gas field

（2）测控仪器盲区长，影响判断决策。随钻测井（logging while drilling,LWD）仪器的随钻测量数据盲区长,电阻率探测点距钻头为8～9 m，伽马测量点距离钻头为13～15 m，井斜、方位测量点距离钻头为17～21 m。

（3）专业融合不够，大兵团作战能力不强。需加强基地对现场决策的及时跟踪、支持与互动; 不同专业人员的数据孤立、分析局限、沟通脱节等因素影响着水平井施工部署的适时调整。

2 水平井工作模式与关键技术

2.1 定测录导一体化工作模式

水平井定测录导一体化就是利用信息远程传输和综合地质导向系统，将地质、地震、定向、测井、录井、导向多专业技术及资料集成融合，通过专家在线支持、前后方联动，实现钻前三维地质建模、随钻模型、轨迹动态调整和钻后评价，有效提高水平井中靶率、钻遇率、单井产能及钻井时效的一项石油工程技术（图3）[5-6]。

图3 水平井定测录导一体化技术工作流程Fig.3 Technical workflow of integrated positioning, measurement, logging and guiding of horizontal wells

水平井定测录导一体化技术促进了以定向工具为载体的几何定向技术、以录井仪为载体的综合录井技术、以随钻测井仪为载体的随钻测井技术及以地质导向平台为载体的地质导向技术等多专业融合，应用领域广泛，适用于国内不同油藏类型的水平井区块[7-8]，具有以下特点。

（1）联合作战，一体高效。实现了动态、静态数据的集成应用及以随钻地质评价为引领的多专业协作施工，充分体现了“一体化”施工优势，助力高效勘探开发。

（2）随钻评价、钻井导航。采用逐步逼近目标层、最优轨迹滚动式中靶技术，根据优质储层的位置变化及时调整模型、轨迹和工程预警，实现了“几何固定靶”向“地质移动靶”施工方式的有效转变，将井身轨迹调整到油气藏“最甜点”的位置。

（3）在线支持、前后联动。汇集地质、地震、测井、录井、定向等多专业的专家全天候在线支持 ，对靶点着陆、井身轨迹控制等关键环节进行技术决策,充分发挥了专家智囊团的集体智慧，带动了生产方式的变革和管理效率有效提升。

2.2 关键技术

2.2.1 三维地质建模及水平井轨迹优化

综合运用地震、钻井、测井、录井、测试等资料，通过邻井地层精细对比、构造精细刻画，利用三维地震进行平面地震相研究和时序剖分的方式进行沉积相研究和沉积演化分析，构建沉积相约束的多属性三维精细地质模型，实现构造形态、储层纵横向变化的精细表征。通过井筒实时信息反馈及地震解释动态分析，实现模型动态迭代更新，对地质体的空间展布进一步精细刻画。通过地质模型调整变化实现水平井轨迹优化。对于常规砂岩及碳酸盐岩油气藏，水平井轨迹在平面上应尽量避开断层、局部复杂微构造、干层及砂体尖灭区，最大限度地提高油气藏的动用程度; 在纵向上应保持在油气富集区（如砂岩油层的正韵律中上部、碳酸盐岩油层的裂缝发育区），避免接触或邻近边底水。而对于非常规及致密油气藏，还要综合考虑地质力学特征及后期压裂的影响，水平轨迹与最大构造主应力方向夹层多为60°～90°、井距以300 m左右为宜。

2.2.2 井筒信息集成应用及工程智能预警

利用大数据、人工智能技术，构建智能化井筒业务一体化服务平台，实现信息采集、信息传输、信息存储、专业应用、成果共享的全生命周期精细化管理，使地质、地震、测井、录井、定向、导向等多专业技术人员能够在同一个平台上协同工作并实现成果共享应用。借助井筒业务一体化服务平台的应用集成能力，集成随钻成像、随钻解释，地质导向、智能控制等技术的应用，构建一体化研究、决策、技术支持中心。通过信息标准化处理及存储、地质工程专业软件集群开发应用、专家决策及技术支持，促进专业融合，进一步提高储层钻遇率及钻井时效。针对钻井工程事故多，负面影响大等实际情况，建立基于实时录井参数变化特征、钻井状态、参数逻辑关系等多种因素的事故预警模型，对钻井工程中出现的复杂工况进行实时预报。

2.2.3 靶点优化着陆及井身轨迹精准测控

依据地震资料动态解释分析，结合区块动静态地质分析成果及已钻轨迹的测录井资料，实现水平井精准入靶与水平段导向。通过确定标志层和精细对比，滚动式逼近靶窗，分段控制轨迹，不断修正钻头前的靶点深度，控制轨迹以最佳状态着陆入靶。进入水平段后，综合随钻伽马和元素录井数据，实时进行小层对比，精准落实井底层位，根据目的层顶、底界特征，通过双向拟合动态调整地质模型，对地质体的空间展布进一步精细刻画。利用地震逐点预测钻头前地层并计算地层倾角，利用预测安全区间的待钻轨道，通过定点控制保障井身轨迹在优质储层中穿行[9-10]。

（1）基于测录震结合的局部微构造快速判断。通过地震正演模拟方法优选，形成地震剖面（属性）、测井伽马变化率和录井元素变化率的综合识别方法（表2），提升小微尺度断层等局部微构造的识别能力，及时调控水平井轨迹，通过纵向调整井斜的方式，快速穿过断层后进入目的层，避免钻出目的层。

表2 地震属性、伽马变化率及元素变化率断层识别模式

（2）基于随钻方位伽马（电阻率）测井的砂体探边。运用方位伽马、方位电阻率或电磁感应PeriScope随钻测井技术，可以实时快速探测砂体边界，精准分辨地层上、下切关系，进而及时调整水平井轨迹，提升砂体钻遇率。

（3）基于随钻录井元素的夹层快速识别。依据随钻元素录井技术，可以在实钻中分析岩石元素组成及含量，进而区分元素特征差异明显的岩石，快速识别钙质、泥质夹层，及时调整水平井轨迹，规避无效夹层段，提升有效储层钻遇率。

3 定测录导一体化技术助力提升水平井储层钻遇率

2021年中石化未采用定测录导一体化施工的水平井289口，平均储层钻遇率仅91.78%（表3）； 采用的290口，平均储层钻遇率达95.69%（表4）。根据各区域地质工程特点，有针对性地采用定测录导一体化技术，可以实现从“摸着打”到“看着打”，确保储层钻遇率稳步提升。

表3 2021年中石化未采用定测录导一体化施工水平井井数与钻遇率统计

表4 2021年中石化定测录导一体化施工水平井井数与钻遇率统计

3.1 四川涪陵白马区块页岩气藏

（1）基本情况。构造位置位于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜白马向斜带白马向斜北翼，目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部页岩气层段。

（2）技术难点。埋藏较深（埋深大于3 000 m），地震分辨率低，一方面难以有效识别局部微构造，实钻与设计误差较大，另一方面地层产状大，容易顶出靶窗[9-10]。

（3）重点对策。按照“精分区、细分块、一井一团队、一井一策略”的思路，融合地震解释成果和实钻井资料，建立工区精细三维地质模型，实现了构造形态、储层纵横向变化的精细表征，有效提高靶点着陆和水平段轨迹控制能力。同时在工区建立反“V”型、台阶状下倾型等复杂形态下导向实用模型，形成白马区块“提速工具+精准导向”的一体化技术方案（图4）[11]。

图4 四川涪陵白马区块水平井组模型Fig.4 Model of horizontal well group in Baima Block of Sichuan Province

（4）应用效果。2021年，白马区块10口井应用定测录导一体化技术，提高了优质储层钻遇率和钻井时效。其中储层钻遇率达97.3%，钻井井深增加了175 m，水平段长度增加了296 m，平均钻井周期减少了36.77 d，周期节约率达37.75%，平均机械钻速增加2.72 m，促进钻井提速38.42%（表5）。

表5 四川白马区块水平井钻井参数统计

3.2 胜利樊页1区页岩油藏

（1）基本情况。构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷北部，为半深湖—深湖相还原沉积环境，目的层为沙三下及沙四上纯上亚段的暗色泥岩和油泥岩、油页岩。

（2）技术难点。断裂带发育，地层不连续，不利于目的层的预测调整，可能缺失部分对比标志层; 地层整体下倾，局部发育台阶状小构造、产状变化大; 设计要求保持井身轨迹平滑[12]。

（3）重点对策。钻前精细小层对比，确定小层标志; 利用邻井伽马曲线反演拟合约束建立地质模型; 依据地震剖面断层位置，随钻及时计算地层倾角，修正模型，动态调整轨迹; 利用方位伽马成像判识轨迹上切或下切，预留地质风险空间，及时降斜或増斜调整轨迹，保证轨迹光滑度（图5）[13-14]。

图5 樊页1-4HF井轨迹剖面Fig.5 Trajectory profile of Well Fanye 1-4HF

（4）应用效果。2021年，樊页1区8口水平井经过定测录导协同攻关，8口井一次中靶率100%，平均储层钻遇率达到87.03%，平均机械钻速从6.99 m/h提升至17.14 m/h。其中樊页1-4HF完钻井深6 023 m，水平段长2 273 m，创胜利油田页岩油水平井井深最深、水平段最长、水平位移最大、页岩油位垂比最大等多项新纪录。

3.3 四川资阳东峰场致密气藏

（1）基本情况。构造位置为四川盆地川西南平缓构造带铁山—威远构造带资阳斜坡，目的层须家河组为水下分流河道沉积，设计垂深1 600 m，目标储层厚度12～17 m。

（2）技术难点。中浅层钻速快，顶底界识别标志少，追踪难度大; 平面相变快，由河道中心向边部钻进，储层横向变化大，钙质夹层发育且不稳定。

（3）重点对策。钻前应用地震资料与测井曲线拟合，进行地质模型动态调整; 钻中进行单井跟踪，利用方位伽马成像及时判识轨迹方向，利用元素录井技术识别钙质夹层发育位置，计算地层倾角，实时掌握地层变化，优化待钻轨迹。

（4）应用效果。2021年资阳东峰场区块水平井施工6口，平均储层钻遇率95.98%。其中东峰102HF井提出轨迹调整建议4次（图6），结合元素、方位伽马特征，分析出水平段钻遇了2套钙质夹层，实际水平段长1 546.32 m，钙质夹层段长50 m，储层钻遇率达96.77%。

图6 东峰102HF井轨迹剖面Fig.6 Trajectory profile of Well Dongfeng 102HF

3.4 胜利埕岛油田常规高含水油藏

（1）基本情况。构造位置位于渤海湾盆地渤中坳陷与济阳坳陷交汇处埕北低凸起的东南部，地处渤海湾西南部的极浅海海域，目的层为曲流河沉积的馆陶组上段。研究区以水平井开发为主，水平井井数、产量分别占到 50%和 70%，目前已进入高含水开发阶段，综合含水 83%。

（2）技术难点。目的层油层厚度薄（5～9 m），设计要求井身轨迹距油层顶1 m，且存在边底水，有高含水风险，“上易出层，下易触水” （图7）[15,16]。

（3）重点对策。加强随钻地层对比，保障准确着陆油层; 关注实钻轨迹变化，保障井深轨迹位于油层顶1.0 m的技术要求; 应用能够测量方向和深度的电磁感应工具PeriScope，能够识别出工具上、下的上限为6～7 m范围内的电阻率和电导率变化边界，及时调整钻井轨迹，避免钻遇水层（图7）。

图7 埕北251GA-平5井轨迹剖面Fig.7 Trajectory profile of Well Chengbei 251GA-Ping 5

（4）应用效果。埕岛油田7口水平井实钻长度较设计增加了354 m，平均储层钻遇率为98.4%。与区域同类型井相比，缩减钻井周期近9 d，储层钻遇率提高25.07%。

4 结论与建议

目前中石化主要水平井区块储层钻遇率高低不一，根据影响不同区块水平井储层钻遇率的主要因素，结合区域地质工程特点，有针对性地采用定测录导一体化技术，可以确保储层钻遇率稳步提升。为了更好地应用与发展水平井定测录导一体化技术，建议从以下3个方面加强工作:

（1）分区域建立专家支持团队，提升重点增储上产区域保障水平。通过专家就近共享、后台支撑，对工程复杂故障、疑难问题快速给予现场处置、技术支持，提高工作时效，打造优质服务工程，更好地为勘探开发服务。

（2）强化多专业深度融合，提升一体化作战能力。强化“地震+地质建模+随钻测井+录井”四位一体，实时优化地质模型，强化动态跟踪，实现水平段井眼轨迹参数动态优化调整，提升优质储层钻遇率。利用定测录导一体化资料，应用多参数定量评价方法，进行“地质+工程”双甜点评价，跟踪压裂和投产效果分析。

（3）加大方位电阻率、方位伽马和边界探测等新技术的应用，持续提升储层钻遇率。随钻（方位）伽马、随钻（方位）电磁波电阻率实现规模应用，随钻边界探测技术试验应用能够快速实现随钻测量从无到有，有效解决砂体厚度较大，“上易出层，下易触水” ，靶窗内部横向发育泥岩、灰质夹层，靠近断层，构造倾角及储层发育情况存在不确定性等高含水油气藏的技术难题。