張炳軍，馮春珍，楊大千，孫春勇，羅紅梅，丁凡

（中國石油集團測井有限公司長慶事業(yè)部，陜西 西安 710201）

0 引 言

水平井是井眼在儲層中的井斜角不低于86°且具有一定水平位移的特殊定向井［1］。水平井鉆井過程中因難于精確預(yù)測油氣層頂?shù)捉缑娴纳疃群陀行Э刂扑蕉尉圮壽E，容易導(dǎo)致水平井不能準(zhǔn)確入窗及精確中靶，最終導(dǎo)致鉆井失敗。水平井電纜測井的瓶頸是測井儀器難于下入井底，井口占用時間長，作業(yè)風(fēng)險大，采集資料精度低。長慶油田近2年水平井開發(fā)技術(shù)進(jìn)入大規(guī)模應(yīng)用階段。為了滿足縮短水平井鉆井周期、提高油氣層鉆遇率和油氣層識別準(zhǔn)確率的需求，中國石油集團測井有限公司長慶事業(yè)部配套了國內(nèi)“三參數(shù)”隨鉆測井裝備，2011年通過現(xiàn)場試驗、工藝配套，2012年實現(xiàn)了地層評價隨鉆測井系統(tǒng)的投產(chǎn)與應(yīng)用，取得了良好地質(zhì)效果。本文重點介紹隨鉆測井在長慶油田水平井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向、時間推移測井和油氣識別等方面的應(yīng)用。

1 地層評價隨鉆測井系統(tǒng)

目前長慶油田應(yīng)用的地層評價隨鉆測井系統(tǒng)（FELWD）由地面系統(tǒng)和井下儀器2部分組成。地面系統(tǒng)包括工控機、前端采集箱體、司鉆顯示器、打印設(shè)備、深度傳感器、壓力傳感器；井下儀器包括脈沖發(fā)生器、驅(qū)動短節(jié)、電池短節(jié)、定向短節(jié)、伽馬短節(jié)、電阻率隨鉆測井儀，其中電阻率隨鉆測井儀包括方位伽馬感應(yīng)電阻率隨鉆測井儀（GIR）、電磁波電阻率隨鉆測井儀（WPR）和側(cè)向電阻率隨鉆測井儀（GRT）；采集測井項目有自然伽馬、井斜、方位、3種電阻率。

在隨鉆測井過程中，井下儀器由電池或泥漿渦輪發(fā)電機供電，定向短節(jié)實時測量鉆井工程技術(shù)參數(shù)（井斜、方位、工具面、井溫等）；伽馬短節(jié)測量地層巖性參數(shù)自然伽馬；電阻率隨鉆測井儀測量地層含油飽和度參數(shù)電阻率；驅(qū)動短節(jié)對測量信號進(jìn)行編碼，控制脈沖發(fā)生器電磁閥的打開和關(guān)閉，通過控制鉆桿內(nèi)泥漿流量的變化，在鉆桿內(nèi)產(chǎn)生泥漿壓力脈沖波，測量信號經(jīng)調(diào)制后，由泥漿壓力脈沖波傳送至井口，通過鉆臺立管壓力傳感器將攜帶測井信息的壓力脈沖波轉(zhuǎn)化成電信號，鉆臺接線器將立管壓力傳感器、鉤載傳感器、絞車傳感器的信號綜合至前端采集箱體進(jìn)行數(shù)據(jù)預(yù)處理，由地面系統(tǒng)工控機完成隨鉆測井信息的數(shù)據(jù)采集、解碼、處理和顯示。

2 隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向

水平井開發(fā)過程中，鉆探公司期望通過提高機械鉆速、減少循環(huán)撈砂時間提高鉆井效益；油田公司希望縮短鉆井周期、提高油氣層鉆遇率和解釋評價符合率。以前導(dǎo)模擬技術(shù)為核心的隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)能有效解決水平井開發(fā)過程中上述問題。

2.1 前導(dǎo)模擬技術(shù)

前導(dǎo)模擬技術(shù)是隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向的核心技術(shù)之一，除提供鉆井模擬外，重要功能之一就是現(xiàn)場完成隨鉆測井的地層評價與構(gòu)造對比［2］，該技術(shù)由地層模型處理、隨鉆測井曲線正演、隨鉆曲線與模擬曲線對比及反演等4部分組成，是預(yù)測電阻率及其他工具響應(yīng)的軟件系統(tǒng)，是現(xiàn)場地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)的核心。在現(xiàn)場應(yīng)用過程中，根據(jù)輸入的區(qū)域地震資料、鄰井地質(zhì)資料、測井資料、隨鉆測井資料、地層傾角等信息，結(jié)合鉆井工程與地質(zhì)設(shè)計，建立區(qū)域隨鉆地質(zhì)模型和前導(dǎo)模擬曲線，將隨鉆測井實時曲線與模型模擬曲線進(jìn)行對比，適時跟蹤靶點、調(diào)整井眼軌跡，并重新修正隨鉆地質(zhì)模型和模擬曲線（見圖1）。

圖1中左邊2道為隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向模型的垂深曲線與隨鉆實時垂深曲線的對比，紅色MNSCGR為模擬伽馬曲線，紅色MNSCRL為模擬電阻率曲線，GR、R20、R40分別為隨鉆測井實時伽馬、電阻率垂深曲線。圖1上方2道為模擬曲線與隨鉆實時曲線的測深對比。其中，MNGR為模擬伽馬曲線、MNRL為模擬電阻率曲線，GR、R20、R40分別為隨鉆測井實時伽馬、電阻率垂深曲線。利用地質(zhì)模型結(jié)合伽馬、電阻率模擬曲線，模擬井眼軌跡與實時垂深、測深處的工具響應(yīng)。通過分析模擬曲線與實時曲線判斷鉆頭是否沿設(shè)計的軌跡鉆進(jìn)，及時校正井眼軌跡獲得最佳靶點。

圖1 隨鉆測井實時曲線與模型模擬曲線對比圖

2.2 隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

常規(guī)幾何導(dǎo)向技術(shù)通過調(diào)整鉆頭方向的井斜、方位及工具面等數(shù)據(jù)控制井眼軌跡，完成鉆井作業(yè)。該技術(shù)在目的儲層較厚、區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定時應(yīng)用效果較好，但在目的層較薄、地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜或?qū)Φ叵虑闆r不很清楚時，導(dǎo)向效率較低［3］。隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)是指在水平井鉆進(jìn)過程中，根據(jù)測量的鉆井工程技術(shù)參數(shù)和地層巖石物理參數(shù)實時調(diào)整井眼軌跡的技術(shù)。該技術(shù)通過綜合利用隨鉆測量數(shù)據(jù)、隨鉆測井資料、定向工具、隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向軟件現(xiàn)場整合鉆井、錄井、氣測、測井及地震勘探等信息，在水平井鉆進(jìn)過程中，隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向工程師不斷調(diào)整井眼軌跡設(shè)計，并與油田公司地質(zhì)組進(jìn)行溝通，優(yōu)化鉆進(jìn)方向。

2.3 隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)方案

針對長慶油田地質(zhì)構(gòu)造特點和現(xiàn)場應(yīng)用需要，提出了3個系列的隨鉆測井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)方案（見表1）。

表1 隨鉆測井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)方案

3 現(xiàn)場應(yīng)用實例

截至2013年，隨鉆測井在長慶油田應(yīng)用28口，其中油水平井22口，氣水平井6口。分別從油氣水平井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向過程與油氣水識別等方面介紹隨鉆測井地質(zhì)導(dǎo)向現(xiàn)場應(yīng)用及效果。

3.1 油水平井應(yīng)用實例

吳平×井為吳起地區(qū)侏羅系延安組地層的一口水平井，目的層延10為構(gòu)造－巖性油藏，驅(qū)動類型以邊底水驅(qū)動為主。該井地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、同層位厚度變化大，油層厚度僅3.7 m，且內(nèi)有干層，下有底水，屬典型的底水油藏，油層非均質(zhì)性強，油水界面較統(tǒng)一。設(shè)計水平段300.0 m，自二開后進(jìn)行隨鉆測井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)服務(wù)，井下儀器組合為MWD＋GIR方位伽馬感應(yīng)電阻率。起始井深140 m，完井井深2 051 m，實鉆水平段452.0 m，作業(yè)時間13 d。

3.1.1 造斜段定性造斜精確入窗

在造斜段，重點對隨鉆測井曲線和模擬曲線進(jìn)行定性對比。通過分析巖性、電阻率變化及因測量不確定性引起的偏差對預(yù)定目標(biāo)層位進(jìn)行準(zhǔn)確定位。

圖2 吳平×井造斜段現(xiàn)場隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖

圖2為吳平×井造斜段現(xiàn)場隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖，在垂深1 380 m處，自然伽馬曲線顯示為低值，感應(yīng)電阻率測井值快速升高，結(jié)合鉆遇地層及鄰井資料，現(xiàn)場判定鉆遇延8底部煤層。通過現(xiàn)場隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖計算分析，該煤層與鄰井煤層對比下沉7.4 m，預(yù)計油頂海拔在44.0～46.0 m，決定下調(diào)第1靶點。在垂深1 416.0 m處，自然伽馬曲線同樣顯示為低值，電阻率值快速升高，現(xiàn)場判定鉆遇延9底部煤層，為吳平×井的最后一個穩(wěn)定標(biāo)志層。與鄰井相比，標(biāo)志層下沉3.1 m，地層厚度逐漸變薄，沉降減緩的趨勢已較為明顯，通過隨鉆測井實時曲線和宏觀地層變薄趨勢，預(yù)計油頂海拔47.1 m，微調(diào)第1靶點。在垂深1 430.0 m處，隨鉆測井自然伽馬數(shù)值為65 API、電阻率數(shù)值為22.0Ω·m，與鄰井油層電阻率數(shù)值基本一致。錄井巖屑判斷巖性為砂巖，氣測值也明顯升高，現(xiàn)場快速判定進(jìn)入延10油層。實際油頂海拔47.7 m，與現(xiàn)場隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖預(yù)計油頂海拔相差僅0.6 m，實現(xiàn)了長慶油田要求在第1靶點前30 m處以井斜85°～86°鉆遇油頂?shù)募夹g(shù)要求，精確入窗。依據(jù)隨鉆測井資料取消了中途電纜測井，縮短了鉆井時間。

在入窗過程中，通過實時伽馬與電阻率曲線不斷修正地質(zhì)模型，由反演程序通過反復(fù)修正地質(zhì)構(gòu)造和巖石物理模型，改變模型地層厚度、地層傾角，提高模擬地質(zhì)模型與實時曲線吻合度，確保地層真電阻率、地層厚度反映鉆遇地層的真實信息，使井眼軌跡達(dá)到最優(yōu)化。

3.1.2 水平段定量穩(wěn)斜動態(tài)中靶

圖3 吳平×井水平段現(xiàn)場隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖

在穩(wěn)斜段，由于井身已進(jìn)入設(shè)計層位，井眼軌跡控制的重心轉(zhuǎn)移到使井身維持在油層的預(yù)定位置。通過實時伽馬、電阻率曲線與隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖進(jìn)行連續(xù)、定量的對比。當(dāng)實時伽馬、電阻率數(shù)值與模擬模型數(shù)值不相符時，利用前導(dǎo)模擬程序反演出新的模型，從地層電阻率、伽馬值及其變化規(guī)律控制靶點位置，確保水平段井眼軌跡在動態(tài)調(diào)整中精確中靶。

因水平段目的層下方有很厚的底水，主要依據(jù)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖和實時全烴斜深圖控制井眼軌跡，確保井眼軌跡在油層上方并遠(yuǎn)離底水。入窗后，在將井斜從85°調(diào)整至90°的過程中，隨著深度不斷增加，隨鉆測井實時顯示逐漸變差，伽馬在60～80 API之間，電阻率為8～10Ω·m，判定鉆遇差油層，決定上調(diào)井眼軌跡，尋找當(dāng)前井眼軌跡上方的油層。在斜深1 690.0 m處，自然伽馬持續(xù)下降至58 API，電阻率持續(xù)升高至15.0Ω·m以上，現(xiàn)場快速解釋鉆遇油層。將井斜角穩(wěn)定在90°，確保井眼軌跡在油層內(nèi)穿行，油層鉆遇率為100.0%，吳平×井水平段隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖見圖3。圖3中左下4道為鄰井吳平Y(jié)井測井垂深曲線，正上方藍(lán)色道GR和紅色道RL分別為隨鉆測井實時伽馬與電阻率斜深曲線。

3.2 水平氣井應(yīng)用實例

蘇平×井是位于蘇里格氣田西區(qū)的一口水平井，目的層為二疊系石盒子組盒8段。盒8段砂體由多個小層疊加而成，整體上砂體連通性好，但各小層平面上連通性差，加之部分區(qū)域含水，水平井井眼軌跡控制難度較大，該井設(shè)計水平段長度為1 000.0 m。在隨鉆測井地質(zhì)導(dǎo)向過程中，井下儀器組合為自然伽馬＋電磁波電阻率隨鉆測井儀（WPR）。起始井深3 036.0 m，完井井深5 303.0 m，作業(yè)時間45 d。

大斜度段從3 036.0 m開始造斜，現(xiàn)場應(yīng)用隨鉆測井實時伽馬與電阻率曲線，定性造斜，經(jīng)過19 d鉆進(jìn)，在3 795.0 m處精確入靶，靶點井斜89.6°，方位2.97°，自然伽馬15.0 API，淺電阻率199.2Ω·m，深電阻率530.4Ω·m。隨鉆測井曲線顯示電阻率明顯升高，伽馬測井值迅速降低，通過隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖，現(xiàn)場判定進(jìn)入目的砂巖層位，通過對比錄井資料（錄井撈取的巖屑為純砂巖，氣測顯示較高），入靶巖性和含氣性特征明顯。

圖4 蘇平×井水平段現(xiàn)場隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖

在水平段鉆進(jìn)過程中，通過靶點基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表，結(jié)合目的層頂、底界面和地質(zhì)導(dǎo)向模型設(shè)計最新的靶點及主要控制參數(shù)，動態(tài)更新頂面地質(zhì)構(gòu)造圖，適時修正水平井井眼軌跡及地質(zhì)導(dǎo)向模型。利用隨鉆測井參數(shù)，預(yù)測水平井目標(biāo)地層傾角為0.3°，砂體沿水平井布井方向向下展布。當(dāng)鉆進(jìn)至5 110.0 m時，井斜增大至90.19°，隨鉆測井自然伽馬數(shù)值為36 API，淺電阻率數(shù)值為30.1Ω·m，深電阻率數(shù)值為40.4Ω·m。根據(jù)動態(tài)井眼軌跡結(jié)合靶點數(shù)據(jù)，實時降斜調(diào)整井眼軌跡，雖然在5 125.0 m處將井斜降至90°，但仍然鉆穿泥巖蓋層，繼續(xù)降斜調(diào)整井眼軌跡，直至5 180.0 m將井眼軌跡重新調(diào)整回目的砂巖層（見圖4）。

該井實時指導(dǎo)水平段有效鉆進(jìn)1 000.0 m后，因鉆井效果良好，長慶油田氣田開發(fā)項目組決定加深500.0 m，完鉆井深5 303.0 m，水平段達(dá)到1 508.0 m，創(chuàng)蘇里格氣田西區(qū)水平井水平段最長、砂巖鉆遇率最高的紀(jì)錄。該井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向相關(guān)技術(shù)指標(biāo)均好于2012年蘇西區(qū)塊同期5口井的技術(shù)指標(biāo)（見表2）。

表2 蘇西區(qū)塊2012年部分常規(guī)鉆井與隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向鉆井指標(biāo)對比表

4 隨鉆測井油氣水識別

由于尚未取得隨鉆測井孔隙度參數(shù)，在完鉆之后需進(jìn)行電纜測井，取全取準(zhǔn)識別油氣所需的資料，開展水平井時間推移測井。在巖性識別和儲層劃分的基礎(chǔ)上，充分利用隨鉆測井和電纜測井電阻率曲線在不同時間測量所反映油水信息的差異，結(jié)合目標(biāo)區(qū)儲層特征，有效識別油氣水層，為水平井后期開發(fā)提供科學(xué)的決策方案。

4.1 隨鉆測井油水識別

圖5為隨鉆測井與電纜測井解釋成果圖。圖5中第1道和第6道紅色曲線為隨鉆電阻率與自然伽馬測井曲線，藍(lán)色曲線為電纜測井電阻率與伽馬曲線。由圖5可以看出，隨鉆自然伽馬與電纜自然伽馬（藍(lán)色）基本一致，能夠準(zhǔn)確識別巖性。電阻率曲線差別很大，在泥巖、致密層段兩者感應(yīng)電阻率一致，油層段隨鉆測井感應(yīng)電阻率大于電纜測井電阻率，表明隨鉆測井電阻率受泥漿侵入影響較小，反映出原狀地層電阻率在油層段為高值。利用時間推移測井方法解釋油層317.0 m，差油層114.0 m。采用扇形定向射孔技術(shù)射孔6段（每段4.0 m），直接投產(chǎn)，產(chǎn)液14.6 m3／d，產(chǎn)油11.8 t／d，含水4.9%，產(chǎn)油量為該區(qū)域鄰井直井的3.8倍。

4.2 隨鉆測井氣水識別

圖5 吳平×井隨鉆測井與電纜測井解釋成果圖

圖6、圖7分別為蘇平×井致密層段與氣層段測井綜合圖（水平段太長，截取了2段），圖6、圖7中第1道和第6道紅色曲線為隨鉆電阻率與隨鉆自然伽馬測井曲線，其他為電纜測井曲線，電纜測井在隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向完成2 d后測井。由圖6、圖7可見，隨鉆測井實時自然伽馬在泥巖、致密層段和氣層段都與電纜測井自然伽馬（藍(lán)色曲線）基本一致，能夠準(zhǔn)確識別巖性。電阻率曲線差別較大，在泥巖、致密層段2種電阻率相差很?。ㄒ妶D6），氣層段隨鉆測井電磁波電阻率大于電纜測井側(cè)向電阻率（見圖7），表明隨鉆電阻率受泥漿侵入影響較小，真實反映原狀地層電阻率值，利用隨鉆電阻率不會漏失氣層。利用時間推移測井方法解釋氣層861.4 m，試氣方式為水力噴射，9個噴點，獲無阻流量71.10×104m3／d，取得較好地質(zhì)效果。

5 結(jié) 論

（1）隨鉆測井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)適應(yīng)長慶油田不同目標(biāo)儲層，在現(xiàn)場應(yīng)用過程中儀器工作正常。通過與電纜測井進(jìn)行測井資料對比，各測量參數(shù)結(jié)果準(zhǔn)確，能夠有效指導(dǎo)鉆頭精確入窗，并保障井眼軌跡在油氣層中穿行，提高了水平井開發(fā)成功率。

（2）隨鉆測井的實時精確地質(zhì)導(dǎo)向作用，可取消導(dǎo)眼井及中途完井測井，縮短了建井周期。

（3）結(jié)合目標(biāo)區(qū)儲層特征，利用時間推移測井，可有效識別油氣層，為優(yōu)化壓裂施工方案設(shè)計、提高單井產(chǎn)量提供技術(shù)支撐。

圖6 蘇平×井泥巖、致密層段對比測井解釋成果圖

圖7 蘇平×井致密層段與氣層段對比測井解釋成果圖

［1］ 榮延善.水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的應(yīng)用 ［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報.2003，16（3）：50－51.

［2］ 時鵬程，許磊.面向地質(zhì)導(dǎo)向應(yīng)用的前導(dǎo)模擬技術(shù)研究 ［J］.測井技術(shù)，2000，24（6）：415－419.

［3］ 時鵬程，許磊.地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)綜述：一種開發(fā)小層、斷塊油田的高新技術(shù)介紹 ［J］.斷塊油氣田，1998，5（2）：58－62.