東海水平井地質導向技術及應用

徐 博，曾文倩，宋剛祥

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

水平井地質導向技術基于地質導向模型，與隨鉆測井、錄井、鉆井參數(shù)等信息相結合，實時監(jiān)測和控制井眼軌跡[1]。實施過程中，隨鉆人員根據(jù)實鉆資料分析井點構造、儲層，與鉆前設計對比變化關系，實時預測鉆頭前方地層巖性。若實鉆與預測有變化，及時判斷是否調整作業(yè)指令，是維持原軌跡設計方案不變，還是增斜或降斜進行軌跡調整[2]，確保水平段軌跡部署在儲層動用的有利位置，提高目標儲層鉆遇率，擴大泄油（ 氣）面積，從而提升水平井的開發(fā)效果。

東海陸架盆地以陸相沉積為主，儲層厚度薄、橫向變化較快，且儲層內部結構復雜[3]。薄而不穩(wěn)定的儲層發(fā)育特征，加上邊底水氣藏避水要求，增大了水平井地質導向難度。2006年水平井在東海首次應用，之后在各油氣田中得到廣泛應用，水平井數(shù)量和質量均有了很大的提高，在地質導向技術的指導下，單井水平段砂巖鉆遇率由最初的50%提高到目前的100%，取得了良好的應用效果。

本文針對東海水平井實施面臨的主要地質問題，總結了一套適合東海油氣田水平井實施的地質導向技術，形成了“一核心、兩階段、三結合、四分析、五調整”的導向思路，經實踐歸納出了著陸段、水平段導向的技術要點，在東海水平井實施過程中取得了較好的實踐效果。

1 水平井實施面臨的主要地質問題

水平井在東海油氣田開發(fā)中發(fā)揮了重要作用，但目前存在的一些地質問題制約了水平井實施效益最大化，存在的主要地質問題如下：

（1）油氣藏埋深大（集中在2 500～4 200 m），地震資料分辨率低、地震速度變化大，導致構造深度預測精度低，難以滿足精準入靶要求，增加了水平段控制在儲層有利部位的難度；

（2）儲層非均質性強、橫向變化快、內部結構復雜、隔夾層發(fā)育，以中低孔中低滲的邊底水氣藏為主，軌跡優(yōu)化調整窗口小，在實施過程中會遇到砂泥巖互層甚至相變現(xiàn)象；

（3）隨鉆伽馬測井零長一般為8～12 m，儀器探測點與井底這段資料“盲區(qū)”增加了井底地層的預判難度，對軌跡控制尤其是著陸段帶來挑戰(zhàn)[4]。

這些因素加大了水平井實施難度，因此針對不同情況采取相應的隨鉆地質導向策略和方法意義重大。

2 水平井地質導向技術

水平井地質導向的關鍵是利用隨鉆過程中獲得的測井、錄井、工程參數(shù)等資料，在地質模型的基礎上進行預測和導向，并結合新錄取資料不斷修正地質模型。其中，預測是對當前井底前方的儲層空間展布特征進行預測；導向是根據(jù)預測結果，對井眼軌跡進行優(yōu)化調整，確保軌跡位于儲層中，且最大程度位于有利儲層位置，保障水平井的開發(fā)效果。

經過多年的探索和實踐，東海水平井地質導向形成了“一核心、兩階段、三結合、四分析、五調整”的導向思路，即以提高有效儲層鉆遇率這一目標為核心，重視水平井著陸和水平段鉆進兩個階段的導向，隨鉆過程中緊密結合測井、錄井和工程參數(shù)等三個專業(yè)的實時資料，開展地層對比、沉積相分析、單砂體刻畫、儲層內部構型等四方面的實時分析研究，針對構造變淺、構造變深、沉積相變化、鉆遇頂?shù)讎鷰r、鉆遇夾層等五種常見問題制定相應的調整策略（圖1）。

圖1 水平井地質導向技術流程圖Fig. 1 Flow chart of geological steering technology for horizontal wells

2.1 著陸導向技術要點

水平井能否成功高效著陸直接影響到后續(xù)水平段能否實施，以及水平井投產后的產能和見水時間，因此水平井實施的關鍵是著陸段的地質導向[5-6]。鉆前結合區(qū)域地質特征優(yōu)選出有利標志層，隨鉆過程中根據(jù)LWD測井響應特征、綜合錄井信息開展精細地層對比，驗證鉆前預測的目標砂體頂?shù)讟嬙旒捌浜穸龋詫崟r校正的地質導向模型提前預判目的層砂頂構造，從而指導下步井眼軌跡的優(yōu)化調整，確保實現(xiàn)水平井順利著陸。

2.1.1 標志層的選取

著陸段地質導向的主要手段是通過地層對比進行目的層深度預判，結合區(qū)域地層沉積特征，選取厚度穩(wěn)定泥巖、雜色泥巖、煤層等作為標志層，在標志層控制下，結合沉積旋回、地層厚度、巖性組合、電性等地質特征以及地震反射層位等開展地層對比和劃分。以K氣田平湖組為例（圖2），典型標志層是P3層頂部發(fā)育的一套較厚的灰色泥巖，厚度穩(wěn)定，厚度一般大于20 m，巖性和電性都很穩(wěn)定，在自然伽馬曲線上呈高幅“齒形”；其次是平湖組廣泛發(fā)育的煤層，可作為輔助標志層。

圖2 K氣田地層對比剖面圖Fig. 2 Stratigraphic correlation section of K gas field

2.1.2 建立地質導向模型

一般地，海上油氣田井數(shù)較少，井間距離大，需結合高分辨率三維地震反演體開展可能鉆遇砂巖的頂?shù)讟嬙焐疃阮A測，在此基礎上，綜合已有井信息，建立地質導向模型的構造格架，直觀預測目的層及其以上地層構造深度、地層傾角等信息。在隨鉆過程中，根據(jù)錄取的LWD測井曲線和錄井信息等資料與鄰井進行實時對比，若實鉆結果與模型模擬情況有出入，及時更新模型參數(shù)，并及時更新對下部層位深度和巖性預測，以便更好地指導著陸段井眼軌跡的實施。

2.1.3 目的層判斷

水平井著陸是水平井水平段實施的前提[7]，若沒有領眼井，更增加了地質導向的難度，因此需要綜合多種方法進行目的層精準預判，在實鉆中進行方法有效性驗證。目前采取的主要方法有旋回對比法、海拔預測法、地層厚度對比法、特殊巖性對比法和油氣顯示情況對比法等[8]。

2.1.3.1 旋回對比法

以穩(wěn)定或雜色泥巖、煤層等“標志層”作為參考，“巖性或巖性組合”為地層格架單元，采用“旋回對比、分級控制”開展地層旋回對比。以K氣田為例，P4～P2砂組縱向上整體表現(xiàn)為 “粗～細～粗”的完整旋回，地層格架內部可以進一步細分為4個“下粗上細”的正旋回。其中P4砂組為2個正旋回，P3砂組為1個完整的正旋回，P2砂組為2個旋回，每個次級旋回上部都發(fā)育有相對穩(wěn)定的泥巖段（圖3）。

2.1.3.2 海拔預測法

東海部分油氣田砂組頂部構造相對平緩，鄰井同一層位頂部構造相差不大，利用這一特征可較為準確定位目的層著陸位置。若水平井靶區(qū)已鉆井揭示砂體頂部構造有一定變化，則砂體可能屬于不同期次，砂體之間很可能不連通，導致水平井實施風險較大。以X油田中塊YQ1層為例，該層頂部構造相對平緩，砂體發(fā)育較為穩(wěn)定，實施X10H井前，已有4口開發(fā)井過路鉆遇YQ1油氣層，井網1.8口井/km2，設計著陸靶點距離已有開發(fā)井X4H井僅140 m，X10H井鉆后目的層著陸位置與設計基本一致。

2.1.3.3 地層厚度對比法

東海部分區(qū)域沉積相對穩(wěn)定，地層厚度分布基本穩(wěn)定，地層厚度對比法可作為地層對比的方法之一。以西湖區(qū)域K氣田為例，含油氣層位主要為上-中始新統(tǒng)平湖組，根據(jù)旋回對比和沉積特征進一步劃分為12個小層，每個小層厚度40～300 m，這種傳統(tǒng)的地層厚度對比法作為水平井目的層準確卡層精度不夠，只能作為大致位置的初步判斷。

2.1.3.4 特殊巖性對比法

結合區(qū)域地層沉積特征，局部地區(qū)分布的特殊巖性，在橫向上具有一定的展布連續(xù)性，可作為地層對比的標志層，如煤層、鈣質砂巖、凝灰?guī)r層等。參考鄰井的特殊巖性層與設計目的層的垂向距離可更為精確地校準目的層位置，有助于預判著陸位置與原設計的差距，以利于井眼軌跡的優(yōu)化調整。

2.1.3.5 油氣顯示情況對比法

多數(shù)情況下，目的層上部往往發(fā)育多套薄砂層，對于這種情況，一般結合鄰井同一位置油氣顯示情況來綜合判斷。如果鄰井在鉆遇該套地層時砂體出現(xiàn)油氣顯示，氣測全烴值和背景值接近，且?guī)r性組合形態(tài)特征一致，表明上部砂體為有效儲集層且為同一套油氣藏，應放棄該層繼續(xù)追蹤下方的目的層，確保著陸位置為目的層位。

2.1.4 著陸前井斜角設定

為了確保水平井著陸，在無明顯標志層控制的情況下，可考慮提前將井斜增至某一角度穩(wěn)斜探測氣頂，在進入目的層后，逐步增斜至著陸。一般地，水平井目的層探頂角度設定在84°左右，以便增加調整空間。對于薄層以及反韻律儲層采用水平井軌跡部署在儲層頂部的思路[9]，確保井眼軌跡盡量與下部水層保持一定距離以延緩見水時間。在即將進入目的砂體時以井斜84°探頂，若目的層頂面構造變淺，則增斜著陸，垂深下降2～3 m （表1）即可將井斜轉平；若目的層頂面構造變深，這種方式則有利于控制靶前距，以便盡快著陸；若儲層發(fā)生相變，砂體尖滅，則可以采取適當降斜，快速落實目的層下方儲層發(fā)育情況，避免因井斜過大浪費進尺。

表1 不同穩(wěn)斜角度與增加垂深深度的對應關系Table 1 Corresponding relationship between different stabilizing angles and increasing vertical depths

2.2 水平段導向技術要點

水平段直接關系到投產后生產效果，提高水平段有效砂體鉆遇率是其地質導向的重點。為保障實施效果，水平段軌跡應盡可能穿越儲層，尤其是物性相對較好的“甜點”區(qū)域。水平段隨鉆地質導向原則為“先追蹤砂體，后參考構造”，利用地質導向模型對水平段可能鉆遇地層的巖性、軌跡與目的砂體空間相對位置關系進行預測，最大程度提高有效砂巖鉆遇率。

2.2.1 建立著陸后水平段儲集層、地質導向模型

準確的地質模型對水平井導向具有重要意義，在已有井鉆后認識的基礎上，結合區(qū)域沉積背景、單井相分析、泥質含量以及反演成果，建立儲層巖相模型（圖4），預測儲集層隔夾層展布規(guī)律。水平井定向段著陸后，利用已錄取的測井曲線、分層信息等對儲集層、地質導向模型進行及時校正，預測水平段可能鉆遇夾層的起始深度，提前制定相應對策。

圖4 S氣田儲層屬性模型Fig. 4 Reservoir attribute model of S gas field

2.2.2 水平段的導向原則

目的層油氣柱高度、油氣藏性質（邊水、底水、巖性）等地質油藏特征，以及著陸風險大小的不同，對水平段軌跡的實施要求也不相同，需制定不同的導向原則。東海以邊底水氣藏為主，對于氣柱較大的邊底水氣藏，為延緩邊底水的錐進，水平段軌跡需距離氣水界面一定距離，需設置軌跡下限；對于氣柱高度較小的邊底水氣藏，鑒于氣井避水要求，水平段盡量在砂體上部穿越，考慮到東海大多儲層以下粗上細的正韻律為主，為保障產能，水平段軌跡也不能靠氣藏頂部太近，需結合巖性特征和氣水界面綜合考慮，并利用油藏數(shù)值模擬開展敏感性分析，合理設置水平段與氣水界面間的距離。水平段實施過程中，導向原則應堅持“先追蹤砂體，后參考構造”，以提高砂巖鉆遇率。

以S氣田S5H井為例，目的層M12層為構造塊狀底水凝析氣藏，氣柱高度較大，達到61 m，但目的層北塊存在構造降低、氣層厚度變薄的風險，鑒于避水需求，鉆前要求水平段軌跡控制在氣水界面20 m以上。

2.2.3 實際地層傾角的估算

地層頂面構造橫向上并不是均勻不變，往往是起伏不平的，這加大了水平段軌跡穿越儲層的難度，因此需要及時判斷鉆頭鉆出儲層的可能性，有針對性地制定調整措施。總體來說，井眼軌跡偏離儲層后，鉆頭與儲層的相對位置關系主要有以下4種情形，相應地進行地層傾角的計算（圖5）。

圖5 鉆頭出層后的實際地層傾角的估算Fig. 5 Estimation of actual dip Angle after bit out

（1）鉆頭沿油氣層下傾方向底部穿出時，α=arctan [(H2-H1-h0)/(L1-L2)]

（2）鉆頭沿油氣層上傾方向底部穿出時，α=arctan {[h0-(H2-H1)] /(L1-L2)}

（3）鉆頭沿油氣層下傾方向頂部挑出時，α=arctan [(H2-H1)/(L1-L2)]

（4）鉆頭沿油氣層上傾方向頂部挑出時，α=arctan [(H1-H2)/(L1-L2)]

式中：α為地層傾角，°；H1為著陸點海拔，m；H2為出層點海拔，m；h0為氣層視垂厚度，m；L1為出層點水平位移，m；L2為著陸點水平位移，m。

2.2.4 “盲區(qū)”巖性的實時預測

隨鉆測井儀器測點距離井底鉆頭有一定距離，無法反映零長井段的測井信息，且錄井上受遲到時間的客觀存在，也不能實時有效反應井底地層信息，導致了這個區(qū)間的“盲區(qū)”[10]，因此，“盲區(qū)”巖性的實時預測對于地質導向尤其重要。

水平井地質導向過程中，可參考機械鉆速、扭矩、立管壓力等工程參數(shù)，實時判斷井底的巖性變化，從而快速判別井底地層巖性。在機械鉆速較慢的情況下，單位時間進尺較短，可通過返出巖屑和錄取的氣測數(shù)據(jù)來輔助快速判斷井底巖性。

3 導向實例及應用效果

水平井隨鉆跟蹤調整主要包括定向段調整和水平段調整兩個階段，其中定向段調整的目的是確保準確著陸，水平段調整的目的是最大程度提高有效砂巖鉆遇率。水平井地質導向技術在東海油氣田開發(fā)中取得了良好的應用效果。

3.1 著陸前調整實例

以B氣田B2H井為例。B2H井設計為開發(fā)H6氣層的一口水平井，鉆探目的是開發(fā)動用H6層中部及東部地質儲量；B2HP為B2H井領眼段，B2HP井的鉆探目的是落實東部構造及儲層發(fā)育情況，也為后續(xù)B1H井實施提供參考。

領眼B2HP井鉆后表明東部微高點較鉆前預測變深，H5、H6層構造頂面深度分別較鉆前預測變深20 m、21 m，H6砂頂較探井BX3井變深10 m，目的層H6頂部發(fā)育近20 m泥巖（圖6），且儲層厚度減薄，砂體展布關系有待再認識。根據(jù)領眼B2HP井的實鉆情況結合反演預測，以提高砂體鉆遇率為目的對B2H井著陸段軌跡進行了第一次優(yōu)化，優(yōu)化后的井軌跡較原設計向北偏移，末端靠近BX3井。

圖6 領眼B2HP井與鄰井BX3井地層對比剖面圖Fig. 6 Stratigraphic correlation section of Well B2HP in the lead hole and Well BX3 in the adjacent hole

B2H井自斜深3 047 m開窗側鉆，水平井著陸過程中，以井斜85.8°穩(wěn)斜鉆至預計斜深4 110.5 m/垂深3 340.2 m仍未鉆遇目標砂體，考慮到地質油藏及工程風險，結合地震反演剖面，決定中完，轉入另一口井B1H井作業(yè)，為B2H井水平段軌跡優(yōu)化提供了調整空間。B1H井實鉆表明H6層儲層厚度較厚，與反演Vp/Vs屬性吻合，驗證了疊前反演資料的可靠性，在此基礎上進行了B2H井軌跡的第二次優(yōu)化，較第一次優(yōu)化的井軌跡再向北偏移，從河道邊緣優(yōu)化到河道主體部位，避開著陸長泥巖段。按照優(yōu)化調整后的軌跡實施，在斜深4 150 m/垂深3 341.8 m/井斜88.2°實現(xiàn)一次著陸，僅鉆遇40 m泥巖實現(xiàn)著陸，較原軌跡（預計鉆遇300 m泥巖）減少進尺260 m（圖7），取得了不錯的實施效果。

圖7 B2H井軌跡優(yōu)化示意圖Fig. 7 Schematic diagram of the trajectory optimization of Well B2H

該井鉆后水平段進尺1 077 m，鉆遇氣層1 017 m，氣層鉆遇率近95%，實施效果良好，并創(chuàng)造了兩項東海新紀錄：單支水平段長度首次超過1 000 m，氣層段長度首次超過1 000 m。投產初期日產氣約23×104m3，產能達到設計要求。

3.2 水平段調整實例

以K氣田A2H井為例，A2H井設計為開發(fā)P3c低滲氣藏的一口水平井，目的層埋深大 （4 360 m），且縱向上薄煤層頻繁發(fā)育，嚴重影響了儲層預測精度，給水平井實施帶來了挑戰(zhàn)。

A2H井于斜深4 950 m成功著陸，之后增斜轉平，保持90.5°～91.5°鉆進，平均機械鉆速10.6 m/h，GR值約57 API，氣全量23%，巖屑為灰色細砂巖。在斜深5 635 m時GR值突然變大，綜合錄井表明鉆遇一薄煤層，繼續(xù)以91°穩(wěn)斜鉆進；穿過煤層后機械鉆速變慢（降至8.7 m/h），GR值增加（增至65 API），氣測顯示變差（由23%降至13%），錄井上巖屑仍為細砂巖，但泥質含量變重，判斷位于儲層物性相對較差部位，因此調整軌跡指令增斜至92°，以盡快回到上部儲層物性較好部位。鉆進至斜深5 850 m處出現(xiàn)粉砂巖、泥質粉砂巖，GR值大幅增加至110 API，氣測降至1%，持續(xù)鉆進30 m（約1柱）仍無改善，判斷可能已從主力砂體頂部穿出，參考地質導向模型（圖8），軌跡即將進入地層由上傾變?yōu)橄聝A的拐點位置。因此，從斜深5 905 m開始從92°以2°狗腿降斜尋找P3c主力砂體；鉆進至斜深5 950 m，機械鉆速變快 （10 m/h），GR值大幅降低至50 API，氣測值增大至30%，經下調井眼軌跡，水平段重新回到主力砂體，隨后繼續(xù)鉆進，根據(jù)鉆探情況實時調整軌跡。

圖8 A2H井地質導向預測模型Fig. 8 Geological steering prediction model of well A2H

該井水平段實際進尺1 470 m，砂巖段長度1 350 m，砂巖鉆遇率92%，創(chuàng)下東海最深水平井、最長水平井、最長有效段等多項紀錄。鑒于水平段P3c氣測值、電阻率均較探井變好、GR值變低、巖屑錄井顯示為細砂巖，取消了原計劃的酸化增產作業(yè)，節(jié)約作業(yè)費500萬元。該井投產初期產能超過了預期，日產氣約16×104m3。

3.3 應用效果

水平井地質導向技術有效指導了東海20口水平井（包括水平分支井）的實施，水平井施工出現(xiàn)復雜情況頻次明顯減少，平均砂巖鉆遇率80.3%，平均有效儲層鉆遇率74.9%，實施效果良好。

4 結論

（1）形成了“一核心、兩階段、三結合、四分析、五調整”的水平井地質導向思路。隨鉆過程中，在標志層基礎上勤于地層對比，對目的層預測適時更正，根據(jù)實鉆情況靈活調整著陸位置；對于無標志層控制、著陸風險較大的情況，可采用大井斜穩(wěn)斜探頂?shù)牟呗?，為水平井著陸預留調整空間。

（2）水平段地質導向應以“先追蹤砂體，后參考構造”為原則，有利于提高砂層鉆遇率，結合水平段鉆探情況實時校正地質模型，及時更新鉆頭前方地層情況的預測，為水平段實施提供參考。

（3）應用該地質導向技術成功指導了20口水平井的實施，取得了較好的實施效果，對東海后續(xù)開發(fā)井實施提供了較好的技術支持。