頁巖氣地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)

陳穎杰， 劉 陽， 徐婧源， 鄧傳光， 袁和義

(1.中國石油西南油氣田分公司勘探事業(yè)部，四川成都 610041；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學)，四川成都 610500；3.中國石油西南油氣田分公司輸氣管理處，四川成都 610500)

頁巖氣地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)

陳穎杰1， 劉 陽2， 徐婧源3， 鄧傳光1， 袁和義2

(1.中國石油西南油氣田分公司勘探事業(yè)部，四川成都 610041；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學)，四川成都 610500；3.中國石油西南油氣田分公司輸氣管理處，四川成都 610500)

為最大限度地挖掘頁巖儲層潛力，提高水平井勘探開發(fā)效果，研究應(yīng)用了頁巖氣地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)，包括：在深化頁巖儲層認識和準確預測“甜點”的基礎(chǔ)上，建立了精細三維地質(zhì)模型；根據(jù)三維地質(zhì)模型提取的地層參數(shù)進行井眼軌道優(yōu)化設(shè)計；采用儲層預測技術(shù)，落實目的層微構(gòu)造變化，從而為水平段井眼軌跡預測提供地質(zhì)依據(jù)；采用地質(zhì)目標跟蹤及軌跡調(diào)整技術(shù)，準確預測井底鉆頭位置，估算真實地層傾角并實時修正地質(zhì)模型，確保井眼在儲層中合理位置延伸。地質(zhì)工程一體化技術(shù)在四川盆地NH2-4井進行了應(yīng)用，確定水平段位置距優(yōu)質(zhì)頁巖底界35.00 m，校正真實地層傾角為6.48°，實時修正地質(zhì)模型并調(diào)整井眼軌道設(shè)計參數(shù)，實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率94.5%。研究結(jié)果表明，頁巖氣地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)，為頁巖氣開發(fā)提供了實用可行的集成技術(shù)。

頁巖氣 儲集層 地質(zhì)模型 井眼軌跡 導向鉆井 一體化 NH2-4井

四川盆地頁巖氣藏初期勘探開發(fā)成果表明，水平井鉆井完井技術(shù)和大型水力壓裂技術(shù)是實現(xiàn)頁巖氣藏高效開發(fā)的有效技術(shù)。但受地質(zhì)結(jié)構(gòu)復雜、地層傾角變化大、頁巖氣“甜點區(qū)域”預測不準、完鉆井儲層改造效果不理想及開發(fā)成本高等因素制約，四川盆地頁巖氣開發(fā)效果不理想。究其原因，除我國頁巖氣高效開發(fā)核心技術(shù)推廣擴散力度不夠、適應(yīng)性差外，更為突出的是存在地質(zhì)評價、工程設(shè)計和現(xiàn)場施工相互脫節(jié)的問題[1-2]。因此，要想解決該問題，就必須突破常規(guī)“面向單井、面向單項、面向局部”的開發(fā)思路，采用“工程服從地質(zhì)、地質(zhì)兼顧工程”的一體化開發(fā)模式。地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)作為一體化開發(fā)模式的重要組成部分，是一種將地質(zhì)導向理念與地質(zhì)研究、三維地質(zhì)建模、井眼軌道設(shè)計、隨鉆跟蹤分析及評價調(diào)整有機結(jié)合的集成技術(shù)，能在鉆井過程中通過隨鉆錄井和井眼軌跡控制，達到準確中靶和優(yōu)化地質(zhì)模型的目的；在儲層箱體鉆進中，能夠根據(jù)隨鉆錄井及測井、地震解釋、鉆井工藝和水平井軌跡控制等技術(shù)，進行井眼軌跡的實時跟蹤和調(diào)整，進而優(yōu)化水平井勘探開發(fā)效果。因此，采用地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)，可以實現(xiàn)工程技術(shù)與儲層條件的匹配，加快頁巖氣儲層的規(guī)模化有效開發(fā)。

1 頁巖氣藏地質(zhì)特征及勘探開發(fā)難點

儲層埋藏深，成藏地質(zhì)條件復雜 頁巖氣藏與常規(guī)天然氣氣藏的成藏機理和聚集方式有很大差別[3]，且具有明顯的區(qū)域各向異性。與北美頁巖氣藏構(gòu)造穩(wěn)定、地層平緩的地質(zhì)特征相比，四川盆地頁巖氣藏由于受構(gòu)造運動的影響，地層比較破碎，在地表主要表現(xiàn)為山地丘陵特征，淺層有暗河，溶洞和裂縫發(fā)育，且儲層埋藏深度普遍較北美典型頁巖氣藏深(見圖1)[4-5]。此外，由于受構(gòu)造運動和成巖作用影響，四川盆地頁巖地層地應(yīng)力屬于走滑斷層應(yīng)力機制，且頁巖層理發(fā)育，強度具有明顯的各向異性，其最顯著特征表現(xiàn)為頁巖強度在不同取心方向上的差異。

儲集條件差，儲層識別評價和預測難度大 頁巖氣主要是以吸附或游離狀態(tài)存在于泥巖、高碳泥巖、頁巖及粉砂質(zhì)巖類夾層中的天然氣。儲集層由巖化的黏土、有機物質(zhì)和礦物質(zhì)混合而成，儲集空間由裂隙和微裂縫組成，具有典型的低孔低滲物性特征[3]。要實現(xiàn)頁巖氣藏的有效開發(fā)，必須采用集有利區(qū)優(yōu)選、水平井導向鉆井及水力壓裂技術(shù)于一體的綜合技術(shù)。在優(yōu)選有利區(qū)和確定鉆探目標時，需要全面分析預測有利的頁巖氣生儲地質(zhì)條件，鉆探目標應(yīng)選在有機質(zhì)與硅質(zhì)富集、孔隙及裂縫發(fā)育的優(yōu)質(zhì)頁巖儲層。在鉆井過程中，井眼應(yīng)該在垂直于主要裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)的方位延伸，這樣能夠形成眾多橫向誘導裂縫，為后期壓裂改造創(chuàng)造條件。在進行儲層改造時，力爭形成復雜的網(wǎng)狀裂縫，從而使氣藏壓力降的傳播范圍最大化。

地質(zhì)模型可靠度低，設(shè)計軌道與實鉆軌跡偏差大 準確的地震資料和詳實的區(qū)域地質(zhì)信息是建立可靠地質(zhì)模型的基礎(chǔ)。國外利用二維地震資料進行頁巖氣開發(fā)有利區(qū)評價，利用三維地震資料進行水平井部署，并采用三維地震可視化技術(shù)進行水平井井眼軌道優(yōu)化設(shè)計，形成了集數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)處理及解釋、地質(zhì)建模、鉆井完井優(yōu)化設(shè)計等于一體的完整開發(fā)技術(shù)。然而，國內(nèi)頁巖氣地震勘探仍以二維地震勘探為主、三維地震勘探為輔，還未形成集成地震精細處理與反演、構(gòu)造分析、多井巖性及測井曲線對比的儲層精細地質(zhì)建模技術(shù)，建立時地質(zhì)模型高度依賴區(qū)域地質(zhì)信息和區(qū)塊建模經(jīng)驗，從而導致地質(zhì)模型可靠度低，難以有效應(yīng)對儲層段提前等突發(fā)情況。盡管目前采用“井下動力鉆具+MWD+LWD(伽馬測井)”導向鉆井技術(shù)，井眼軌跡控制遵循“穩(wěn)斜探頂，復合入窗”的原則[4,6]，在一定程度上提高了儲層地質(zhì)不確定性的應(yīng)對能力，但伽馬測井資料不足以有效區(qū)分產(chǎn)層和非產(chǎn)層，更無法用于靶體優(yōu)化和儲層改造方案設(shè)計。

2 地質(zhì)工程一體化技術(shù)需求分析

所謂地質(zhì)工程一體化技術(shù)，是指從事地質(zhì)、物探、油氣藏工程、鉆井完井工程等專業(yè)的甲乙雙方技術(shù)人員，共同參與油氣勘探開發(fā)工程技術(shù)方案的制訂，同時跟蹤管理技術(shù)服務(wù)全過程，實現(xiàn)對開發(fā)建設(shè)項目的地質(zhì)研究、工程服務(wù)和生產(chǎn)管理的一體化運作[7]。尤其是在當今油氣勘探開發(fā)對象由常規(guī)資源向非常規(guī)資源轉(zhuǎn)變的形勢下，技術(shù)和管理層面均呈現(xiàn)出對地質(zhì)工程一體化技術(shù)的迫切需求。然而，與國外面向氣藏開發(fā)全生命周期的一體化開發(fā)技術(shù)相比，國內(nèi)“協(xié)作型”和“主導型”的地質(zhì)工程一體化服務(wù)模式仍處于技術(shù)發(fā)展的初級階段，且技術(shù)適應(yīng)性差。究其原因，在于忽視了頁巖氣藏開發(fā)的以下關(guān)鍵點：1)注重有利區(qū)優(yōu)選和“甜點”區(qū)評價；2)完井壓裂一體化，綜合指導鉆井工程設(shè)計；3)不過分依賴區(qū)域地質(zhì)信息，重視單井地質(zhì)參數(shù)變化。就一體化導向鉆井技術(shù)而言，國外率先實現(xiàn)了地質(zhì)導向硬件工具與軟件系統(tǒng)的有機融合，而且正朝著隨鉆測量儀器多樣化、測量參數(shù)趨向近鉆頭智能化、基于地質(zhì)-鉆井可視化的地質(zhì)建模、實時對比解釋和鉆井過程系統(tǒng)化的方向穩(wěn)步發(fā)展。國內(nèi)集地質(zhì)研究、地震解釋、隨鉆測井和錄井、水平井鉆井技術(shù)為一體的導向鉆井技術(shù)尚處于發(fā)展初期，且集成的實時跟蹤與解釋軟件尚未配套[8]，不利于提高決策效率。

3 地質(zhì)工程一體化導向鉆井關(guān)鍵技術(shù)

隨著水平井技術(shù)的不斷發(fā)展，國內(nèi)外水平井鉆井理念由最初的鉆成水平井逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榈刭|(zhì)與工程相結(jié)合的一體化鉆井技術(shù)，以達到最佳儲層鉆遇率的目的。與此同時，地質(zhì)研究與地質(zhì)目標跟蹤在水平井鉆井中的重要性也日漸突出。

3.1 測井識別評價技術(shù)

頁巖氣藏與常規(guī)氣藏在成藏地質(zhì)條件及儲滲狀態(tài)等方面存在較大差異，從而決定了頁巖氣藏與常規(guī)氣藏測井評價方法的不同。目前頁巖氣勘探開發(fā)過程中，除采用常規(guī)三組合測井系列外，地球化學測井、偶極聲波成像測井及電成像測井等測井方式也被廣泛采用，目的是定性識別頁巖氣藏、評價頁巖生烴潛力及儲集層參數(shù)、獲取地層巖石力學參數(shù)、評價地應(yīng)力分布和裂縫參數(shù)等[3，9-10]。與普通頁巖相比，優(yōu)質(zhì)頁巖儲層具有自然伽馬、電阻率和聲波時差高，補償中子、地層體積密度和光電效應(yīng)低等測井響應(yīng)特征。這些響應(yīng)特征為“甜點”區(qū)域預測、精細地質(zhì)建模、鉆井完井設(shè)計和水力壓裂設(shè)計等提供了必要的技術(shù)支撐。

目前國內(nèi)頁巖氣水平井鉆井中，普遍采用“井下動力鉆具+MWD+LWD(伽馬測井)”技術(shù)進行水平段地質(zhì)導向鉆進，利用自然伽馬數(shù)據(jù)進行目的層標定。然而，利用伽馬測井數(shù)據(jù)能不能進行儲層精細描述，更不能實現(xiàn)射孔和壓裂的優(yōu)化設(shè)計。為此，近年來國外油田技術(shù)服務(wù)公司開發(fā)出了不受井眼軌跡和地質(zhì)條件影響的過鉆頭測井技術(shù)(through bit logging,TBL)[11-12]，過鉆頭測井儀器組合如圖2所示。該技術(shù)在北美非常規(guī)資源開發(fā)中應(yīng)用廣泛。

國內(nèi)過鉆具存儲式測井技術(shù)采用無電纜測井方式，測井時將儀器安裝在鉆具內(nèi)，整套儀器通過釋放銷釘懸掛在上懸掛器和儀器保護套內(nèi)，鉆具將儀器下至井底后，通過鉆井液脈沖信號或投球使測井儀器從上懸掛器釋放，進入測量井段。同時利用儀器自帶電池短節(jié)進行供電，采用自帶的存儲芯片進行數(shù)據(jù)采集和存儲，采用時間-深度測量方式對測量數(shù)據(jù)按深度進行校正。該技術(shù)解決了復雜井況條件下測井資料采集的難題，基本能滿足頁巖地層評價需求，達到測井提速、提效、降低成本和風險的目的。目前，國內(nèi)過鉆具存儲式測井技術(shù)仍面臨采集數(shù)據(jù)質(zhì)量不高、數(shù)據(jù)反饋效率低、儀器串抗風險能力差等缺陷，仍需逐步改進和完善。

3.2 “甜點”區(qū)域預測及評價

“甜點”區(qū)域是指頁巖氣相對富集、裂縫裂隙發(fā)育、易壓裂且壓后能形成可觀的ESRV的頁巖區(qū)域。該區(qū)域的準確預測是頁巖氣規(guī)模開發(fā)取得成功的關(guān)鍵技術(shù)之一。周德華等人基于頁巖氣地質(zhì)選區(qū)及資源潛力評價方法，分析北美地區(qū)主要頁巖氣盆地的關(guān)鍵參數(shù)變化[13-14]，結(jié)合四川盆地頁巖氣實際地質(zhì)特征，提出了“10參數(shù)法甜點評價”體系[15]，并對核心參數(shù)指標進行區(qū)間劃分和人為區(qū)間賦值，形成了適合四川盆地頁巖氣“甜點”預測的核心參數(shù)判別方法。頁巖氣“甜點”區(qū)域預測的基本思路是：以頁巖氣成藏地質(zhì)條件、成藏主控因素為指導，以頁巖氣勘探“甜點”預測為核心，研究目的頁巖層及優(yōu)質(zhì)

頁巖層埋深及構(gòu)造展布特征，結(jié)合地震資料的解釋成果，利用地震屬性提取與分析技術(shù)、井約束疊前疊后多參數(shù)地震反演以及測井評價等特殊處理方法[16-17]，實現(xiàn)頁巖有利“甜點”區(qū)域的準確預測。“甜點”區(qū)域預測與評價流程如圖3所示。

3.3 儲層預測技術(shù)

儲層預測技術(shù)是頁巖氣地質(zhì)導向鉆井實施的前提，主要內(nèi)容包括微構(gòu)造預測研究和水平井井眼軌跡地質(zhì)剖面預測技術(shù)。水平井儲層預測基本流程如圖4所示。

微構(gòu)造預測研究在水平井地質(zhì)目標跟蹤過程中起到至關(guān)重要的作用，其研究的基礎(chǔ)是水平井鄰井測井、錄井資料以及地震勘探資料，通過詳細對比并全面分析儲層變化規(guī)律，從而獲得儲層頂?shù)捉缥?gòu)造，再對目的層微構(gòu)造變化進行精細描述，以直觀反映目的層在水平方向上的起伏變化規(guī)律，進而為水平段井眼軌跡預測提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。井身剖面地質(zhì)預測是基于地質(zhì)工程提供的不同深度巖性、厚度、儲層展布等參數(shù)和微構(gòu)造研究結(jié)果，落實目的層地層產(chǎn)狀、厚度變化、巖性、含氣性，再根據(jù)軌道設(shè)計參數(shù)，建立二維軌道方位上的預測地質(zhì)剖面，從而計算出造斜點至靶點不同巖性段軌道深度、開采目的層頂?shù)捉缑媛裆?、油氣水界面垂深等地質(zhì)參數(shù)。鉆井工程人員將根據(jù)這些參數(shù)進行科學的井眼軌道和鉆具組合設(shè)計。

3.4 基于地質(zhì)目標跟蹤的軌跡調(diào)整技術(shù)

3.4.1 井底鉆頭位置預測技術(shù)

井底鉆頭位置預測主要通過地層巖性、含氣性及測井響應(yīng)特征等進行識別預測，從而正確判斷鉆頭在目的層中的位置，這是水平井井眼軌跡控制和縱向調(diào)整的關(guān)鍵[18-20]。對優(yōu)質(zhì)頁巖儲層而言，其具有自然伽馬和電阻率高的測井響應(yīng)特征，且儲層內(nèi)鉆時、含氣性相對穩(wěn)定。因此，可將自然伽馬、電阻率、鉆時及含氣性等測井響應(yīng)特征作為儲層預測剖面可靠性評價的判別標準。當目的層實際構(gòu)造產(chǎn)狀與鉆前預測結(jié)果一致時，儲層測井響應(yīng)特征趨于穩(wěn)定，可根據(jù)實鉆軌跡參數(shù)和儲層特征參數(shù)預估當前鉆頭所處儲層位置及縱向變化；當目的層實際構(gòu)造產(chǎn)狀與鉆前結(jié)果不一致時，可以根據(jù)LWD測井響應(yīng)特征和井眼軌跡進行分析判斷。隨鉆電阻率受測量條件和范圍的限制，當測量半徑范圍內(nèi)無泥巖和夾層影響時，自然伽馬、電阻率變化相對穩(wěn)定，鉆時和巖屑含氣性變化不大，此時可根據(jù)鉆前預測剖面，結(jié)合當前鉆井參數(shù)，對待鉆井眼軌道進行初步預測；當測量范圍內(nèi)受到圍巖影響時，電阻率下降，自然伽馬值增大，此時需要對井眼軌跡位置進行判定，即通過分析井眼軌跡的變化趨勢，結(jié)合井斜角、巖屑和鉆時等變化規(guī)律，對鉆頭位置作出正確判斷。此外，利用隨鉆測井數(shù)據(jù)電阻率與儲層縱向沉積變化的對應(yīng)關(guān)系也可以判斷鉆頭在儲層中的位置。

3.4.2 實際地層傾角估算

頁巖地層儲層段均存在一定程度的非均質(zhì)性和各向異性，且儲層段通常有一定的傾角(4°～7°)或起伏不平的情況，一旦地震資料分辨率不能有效識別儲層，就必須在導向鉆井過程中及時預測鉆頭鉆出儲層的可能性。為此，基于儲層傾斜方向和鉆頭鉆出儲層的方式，即儲層下傾且鉆頭沿儲層底界穿出(圖5(a))、儲層上傾且鉆頭沿儲層底界穿出(圖5(b))、儲層下傾且鉆頭沿儲層頂界穿出(圖5(c))和儲層上傾且鉆頭沿儲層頂界穿出(圖5(d))，提出了4種估算地層傾角的計算方法(見圖5)。

圖5所示各計算公式中，θ為地層傾角，h1為著陸點海拔高度，h2為鉆出儲層位置處海拔高度，h0為儲層視厚度，l1為著陸點水平位移，l2為鉆出儲層位置處的水平位移。需要注意的是，該地層傾角估算值并不能完全代表儲層實際情況，但可為導向鉆井提供參考。

3.4.3 水平段井眼軌跡縱向調(diào)整技術(shù)

水平段井眼軌跡縱向調(diào)整技術(shù)是導向鉆井過程中地質(zhì)目標跟蹤的核心內(nèi)容，是確保井眼軌跡在儲層中合理位置延伸的關(guān)鍵。鉆井過程中，將隨鉆測井結(jié)果和地質(zhì)分析結(jié)果實時標注在已經(jīng)形成的預測剖面和平面圖上，通過對比實測信息和預測信息，預測待鉆地層與當前鉆井參數(shù)的配伍性，從而及時調(diào)整軌道參數(shù)和鉆井參數(shù)，最大限度地保障井眼軌跡在儲層內(nèi)的最佳位置。

對于厚度大、橫向分布范圍廣且各向異性明顯的頁巖地層，運用導向鉆井技術(shù)進行地層評價，引導水平井優(yōu)快安全鉆井，已成為目前頁巖氣水平井優(yōu)快鉆井配套的關(guān)鍵技術(shù)之一。目前國內(nèi)普遍采用“井下動力鉆具+MWD+LWD(伽馬測井)”導向鉆井技術(shù)，力求頁巖地層水平段井眼軌跡沿理想設(shè)計軌道鉆進，但有限的伽馬測井資料無法保證儲層精細描述的準確性。因此，加強儲層測井評價，進而輔助實施地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)，是實現(xiàn)經(jīng)濟高效地質(zhì)導向的關(guān)鍵。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

以NH2-4井為例，介紹地層工程一體化導向鉆井技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用情況。該井為四川盆地NH2平臺部署的一口開發(fā)井，目的層為龍馬溪組發(fā)育的2套頁巖儲層，其中2 400.00～2 479.00 m井段為有利頁巖段，層厚79.00 m，2 479.00～2 525.00 m井段為優(yōu)質(zhì)頁巖段，層厚46.00 m。該井靶區(qū)箱體位置依據(jù)鄰井實鉆及壓裂成果資料確定，水平段箱體對應(yīng)于龍馬溪組的2 485.00～2 495.00 m井段，即水平段軌跡距優(yōu)質(zhì)頁巖底界35.00 m。該井設(shè)計入靶點垂深2 315.00 m，地層傾角6.86°，水平段長1 000.00 m。

首先，進行導向鉆井作業(yè)前對三維地震資料進行精細處理，追蹤奧陶系組和龍馬溪組頂部位置，弄清構(gòu)造形態(tài)，沿井眼軌跡方向進行深度投影和波阻抗反演，理清儲層展布情況，從而結(jié)合鄰井測井資料和區(qū)域上各層厚度建立鉆前地質(zhì)導向模型，如圖6所示。其次，入靶段鉆進作業(yè)中，根據(jù)實鉆資料進行深度校正，再對下部井眼軌道進行重新設(shè)計，預設(shè)入靶點參數(shù)，制定軌跡控制措施，為準確入靶做準備。NH2-4井暫定垂深2 300.00 m為入靶點深度，當鉆至井深2 395.00 m，井斜角90.0°時開始穩(wěn)斜下探靶區(qū)，確定進入靶區(qū)箱體后增斜至96.8°入靶。鉆至井深2 532.00 m，隨鉆伽馬值由160 API升至180 API，氣測及全烴無明顯變化，巖性為灰黑色炭質(zhì)頁巖，經(jīng)對比分析該井井眼軌跡已經(jīng)進入高伽馬頁巖儲層段。最終確定靶點A的詳細參數(shù)(井深2 568.00 m，井斜角95.8°，方位角343.2°)。進入水平段以后，繼續(xù)穩(wěn)斜鉆進至井深2 575.00 m，隨鉆伽馬值升至200 API，說明井眼軌跡穿出高伽馬頁巖段。為確保井眼軌跡能快速離開高伽馬頁巖段，回到上部設(shè)計靶區(qū)箱體內(nèi)，繼續(xù)增斜至98.0°向上鉆進，鉆至井深2 610.00 m，隨鉆伽馬由200 API降至180 API，氣測無明顯變化，巖性為灰黑色炭質(zhì)頁巖，結(jié)合現(xiàn)場資料及鄰井資料分析，井眼軌跡已經(jīng)穿出高伽馬頁巖段，進入上部伽馬值相對較低頁巖段，對高伽馬頁巖段進行分析對比后，采用圖5(d)的計算方法和對應(yīng)深度，計算出該井地層傾角為6.48°。鉆至井深3 000.00 m，井斜角97.1°，垂深2 240.14 m，根據(jù)對比分析，井眼軌跡已經(jīng)進入設(shè)計靶區(qū)箱體，進而將井斜角調(diào)整至96.5°～97.5°進行水平鉆進，直至鉆至設(shè)計井深完鉆。鉆后評價結(jié)果表明，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率達94.5%，驗證了該技術(shù)的可操作性和準確性。

5 結(jié)論及建議

1) 頁巖氣地質(zhì)工程一體化導向鉆井技術(shù)，即地質(zhì)理論與水平井導向鉆井設(shè)計及施工有機融合的一體化技術(shù)，是實現(xiàn)頁巖氣藏經(jīng)濟高效開發(fā)的有力保障。

2) 先進的地質(zhì)導向硬件工具和與之配套的隨鉆測量儀器、測井儀器及解釋軟件相結(jié)合，可以最大程度地降低隨鉆測量和測井工具的故障率，精確引導地質(zhì)目標中靶，提高儲層鉆遇率。

3) 建議構(gòu)建水平井多學科可視化協(xié)同工作平臺，建立地質(zhì)和地球物理、油藏工程及鉆井工程等的多學科協(xié)同工作環(huán)境，以便于對特殊軌跡井井身剖面進行可視化設(shè)計與分析，從而為精細地質(zhì)導向鉆井技術(shù)的推廣應(yīng)用提供技術(shù)支撐。

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[編輯 劉文臣]

Integrated Steering Drilling Technology for Geology Engineering of Shale Gas

Chen Yingjie1, Liu Yang2, Xu Jingyuan3, Deng Chuanguang1, Yuan Heyi2

(1.ExplorationBusinessDivision,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chengdu,Sichuan, 610041,China;2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan, 610500,China;3.GasManagementOffice,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chengdu,Sichuan, 610500,China)

In order to best tap the potential of shale reservoirs and optimize the placement of horizontal wells during exploration and development, an integrated steering drilling technology was researched and developed in this paper. First, after an in-depth understanding of the shale reservoir was achieved, a high-resolution 3D fine geologic model was developed that could accurately predict “sweet spots”. Second, optimization design was conducted on the well trajectory on the basis of the formation parameters extracted from the 3D geologic model. Third, microstructure change of target zones was ascertained by using reservoir prediction technologies, so as to provide the geologic basis for the well trajectory prediction. Fourth, the position of the bit was predicted in the hole accurately by means of geological target tracking and trajectory adjustment technologies. And finally, real-time modification was conducted on the geologic model by estimating the real formation dip, so that the well trajectory could be extended reasonably in the reservoirs. The technique was applied in Well NH2-4 during the drilling of its horizontal section. And based on the technique, it was 35.00 m from the horizontal section to bottom boundary of high-quality shale, and the corrected formation dip was 6.48°. The geological model was real-time modified and the trajectory parameters were adjusted for time, so high quality reservoir drilling rate achieved 94.5%. It is shown that the integrated steering drilling technology for geologic engineering provided apractical and feasible integration technology for the development of shale gas.

shale gas; reservoir; geologic model; hole trajectory; steering drilling; integration; Well NH2-4

2015-03-04；改回日期：2015-08-26。

陳穎杰(1984—)，男，四川成都人，2009年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)，2012年獲中國石油大學(北京)油氣井工程專業(yè)碩士學位，工程師，主要從事油氣井工程生產(chǎn)技術(shù)相關(guān)研究及管理工作。

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(“973”計劃)項目“頁巖氣水平井鉆完井關(guān)鍵基礎(chǔ)研究”(編號：2013CB228003)和四川省科技創(chuàng)新苗子工程培育項目“頁巖水平井過鉆頭測井數(shù)字樣機開發(fā)”(編號：XNSIIJS(2014)51)聯(lián)合資助。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201505010

TE242

A

1001-0890(2015)05-0056-07

聯(lián)系方式：15002892369，chenyingj@petrochina.com.cn。