張銀聰 王躍昆 秦榜偉 付明順 張 俊 王 磊 郭青松 李松波

(①中國石油集團(tuán)渤海鉆探第一錄井公司；②中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司企管法規(guī)處)

0 引 言

伊拉克南部X油田的主力目的層為白堊系Mishrif組，該組儲集層主要為開闊臺地相沉積，儲集層空間類型主要為原生粒間孔、次生粒間溶孔、鑄?？?、基質(zhì)微孔及少量小型溶蝕孔洞和微裂縫。受沉積作用和成巖作用控制，儲集層橫向分布相對穩(wěn)定，但縱向物性變化較大、層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，嚴(yán)重制約了后期開發(fā)中原油采出程度[1]。為此，建設(shè)方在優(yōu)選目的層位廣泛實施水平井，力求實現(xiàn)提高儲集層鉆遇率，以達(dá)到快速增產(chǎn)的目的。在水平井鉆進(jìn)過程中，如何確保井眼軌跡并提高儲集層鉆遇率是現(xiàn)場面臨的最大難題。水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的應(yīng)用有效地解決了該難題，提高了儲集層鉆遇率，確保了后期開發(fā)收益，為實現(xiàn)油田增儲上產(chǎn)起到了積極的作用。

1 水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

隨著油氣勘探開發(fā)的深入，水平井的數(shù)量迅猛增加，水平井已成為高效開發(fā)油氣的最重要手段之一，因而水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)也發(fā)展成為目前鉆井施工的核心技術(shù)之一。水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)是指在水平井鉆進(jìn)過程中，基于鉆前建立的地質(zhì)模型，結(jié)合隨鉆LWD測井資料和綜合錄井資料，通過對地質(zhì)構(gòu)造、地層產(chǎn)狀及儲集層的綜合分析判斷，實現(xiàn)控制鉆頭在儲集層內(nèi)有效穿行，從而提高油層鉆遇率的目標(biāo)，達(dá)到增儲上產(chǎn)的目的。

水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的工作流程主要包括鉆前地質(zhì)建模，鉆中實時導(dǎo)向和鉆后完井分析三部分。鉆前地質(zhì)建模主要為確認(rèn)目的層，根據(jù)地質(zhì)情況進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向的可行性分析，構(gòu)建地質(zhì)模型；鉆中實時導(dǎo)向主要為實時數(shù)據(jù)傳輸、解釋和模型分析，預(yù)測地層傾角，從而調(diào)整井眼軌跡，該過程分為著陸段準(zhǔn)確入窗和水平段軌跡調(diào)整兩個階段；鉆后完井分析主要為應(yīng)用完鉆后的復(fù)測數(shù)據(jù)和解釋結(jié)論更新隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向模型，為同區(qū)塊其他導(dǎo)向作業(yè)提供參考。

1.1 鉆前地質(zhì)建模

在已有地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上結(jié)合區(qū)域已鉆井資料，通過對地層產(chǎn)狀、巖性、鉆時、烴組分含量、泥質(zhì)含量、電阻率、孔隙度和層厚等參數(shù)的綜合分析[2]，得出儲集層的發(fā)育及分布特征，利用導(dǎo)向軟件對各參數(shù)進(jìn)行模擬，建立地質(zhì)導(dǎo)向模型，并應(yīng)用于之后的地質(zhì)導(dǎo)向全過程中。在地質(zhì)導(dǎo)向過程中，根據(jù)隨鉆資料(自然伽馬、電阻率、巖性、氣測等)實時更新地質(zhì)導(dǎo)向模型，可保證模型與實鉆結(jié)果一致,從而得到真實的地層產(chǎn)狀。

1.2 著陸段準(zhǔn)確入窗

1.2.1 著陸段靶點預(yù)測

在鉆井過程中，標(biāo)志層是地層劃分和地層對比的重要依據(jù)，因此在實鉆過程中尋找標(biāo)志層是一項十分重要的工作。選擇標(biāo)志層應(yīng)該遵循由淺及深、由遠(yuǎn)及近、平面分布穩(wěn)定、厚度和物性都較穩(wěn)定的原則。在確定標(biāo)志層之后，以確定的標(biāo)志層作為起始點，再根據(jù)鄰井的厚度以及考慮區(qū)域性高程差等綜合因素來預(yù)測靶點的深度，隨著井深的增加，逐個標(biāo)志層進(jìn)行對比分析預(yù)測，進(jìn)而最終準(zhǔn)確預(yù)測著陸段靶點。

1.2.2 著陸段軌跡控制與調(diào)整

在著陸段軌跡控制過程中，實時跟蹤實鉆軌跡，利用標(biāo)志層進(jìn)行鄰井對比，分析構(gòu)造的變化，再依據(jù)靶點的預(yù)測深度進(jìn)行軌跡調(diào)整。設(shè)計軌跡時根據(jù)地層對比情況，預(yù)留調(diào)整空間，一般要求提前3 m垂深達(dá)到探頂井斜；特殊情況也可以在造斜過程中設(shè)計一定長度的穩(wěn)斜段，便于后期調(diào)整。為靈活控制探頂井斜，根據(jù)目的層厚度、地層傾角等情況，遵循既可以增加垂深，又容易增斜上挑(宜上宜下)的原則，目前一般按84°～86°井斜角探頂。 在著陸過程中，根據(jù)氣測和鉆時變化，初步判斷入窗，采用控制鉆壓的方式控制增斜率，實現(xiàn)微增效果平穩(wěn)著陸。

1.3 水平段軌跡調(diào)整

在水平段鉆進(jìn)過程中，應(yīng)用隨鉆自然伽馬和電阻率測井資料及錄井資料可綜合分析判斷鉆頭在儲集層中的位置，計算出鉆頭距儲集層頂?shù)捉缑娴木嚯x，提前進(jìn)行井斜角的調(diào)整，優(yōu)化井眼軌跡，保證井眼軌跡在儲集層中穿行[3-4]。

水平段導(dǎo)向應(yīng)遵循的原則：一是為達(dá)到甲方增儲上產(chǎn)的鉆探目的，要確保井眼軌跡沿油層頂部3 m左右物性較好的優(yōu)質(zhì)儲集層內(nèi)穿行；二是在鉆進(jìn)過程中確保井眼軌跡相對平滑，避免高起高落，確保施工安全。

水平段地質(zhì)導(dǎo)向過程中，依據(jù)隨鉆LWD電阻率和自然伽馬曲線的形態(tài)與模擬曲線的對比、錄井實時錄取的巖性、熒光顯示、氣測顯示等特征來判斷鉆頭在儲集層中的位置，并判斷鉆頭是否出層。

1.4 鉆后完井分析

完鉆后通過復(fù)測電阻率、自然伽馬以及聲波時差等資料，計算出地層孔隙度和地層滲透率，旨在進(jìn)一步落實在隨鉆過程中認(rèn)識到的地層巖性、地層走向以及油氣分布，分析并總結(jié)出地層的真實變化趨勢，加深對地層的認(rèn)識，同時通過后期試采結(jié)果再次驗證地層中的含油氣分布及導(dǎo)向的隨鉆效果，為后期井位部署和鉆井提供更加精確的地層資料，并為同區(qū)域其他井的地質(zhì)導(dǎo)向作業(yè)提供參考。

2 應(yīng)用實例

以伊拉克南部X油田A井為例，X油田主要目的層白堊系Mishrif組分為MA、MB 11、MB 12、MB 21、MB 22、MC 1、MC 2共7個產(chǎn)層，其中主要產(chǎn)油層為MB 21層。根據(jù)周圍鄰井對比顯示，MB 21層頂部3～4 m范圍孔隙發(fā)育，電阻率約20 Ω·m，自然伽馬值介于4～8 API，油氣顯示較好，為主要目的層，其巖性主要為粒狀灰?guī)r。A井位于區(qū)塊北部北西-南東向軸背斜的構(gòu)造高部位，井眼軌跡由高部位向低部位穿行，地層向東南方向傾斜。A井的地質(zhì)導(dǎo)向作業(yè)主要存在如下難點：

(1)地質(zhì)導(dǎo)向工具無近鉆頭測量系統(tǒng)，測量盲區(qū)較長，距鉆頭10～15 m，不能及時反映鉆頭位置的地層情況。

(2)儲集層是一整套厚層灰?guī)r，其自然伽馬曲線的變化幅度非常小，僅能以隨鉆LWD電阻率值變化作為唯一的地質(zhì)導(dǎo)向參考依據(jù)。

(3)據(jù)已有井資料分析，雖然整體上與鄰井對比關(guān)系較理想，但自MB 12層底部至MB 21蓋層段厚度變化較大，特別是靠近目的層的變化較大，給順利入窗造成了較大困難。

2.1 鉆前地質(zhì)建模

鉆前地質(zhì)建模，先收集整理所需要的井位坐標(biāo)、設(shè)計井斜數(shù)據(jù)、鄰井測井曲線、地質(zhì)分層以及區(qū)域油氣解釋成果等大量基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，加載到地質(zhì)導(dǎo)向軟件(StarSteer)中，通過軟件處理并模擬出所需要的地層框架結(jié)構(gòu)，利用軟件的建模可視化功能顯示出地層框架與設(shè)計井的接觸關(guān)系，再根據(jù)軟件的屬性設(shè)置體現(xiàn)出模型中地層間接觸關(guān)系、地層厚度以及標(biāo)志層，這樣可以更加直觀地反映井下的真實情況(圖1)。

2.2 導(dǎo)向前標(biāo)志層的分析確定

通過與鄰井對比分析，認(rèn)為MA層至MB 21層厚度相對比較穩(wěn)定，平均厚度為147 m，利用MA-MB 21層可以對靶點深度進(jìn)行整體控制，并確定兩個標(biāo)志層：第一標(biāo)志層，進(jìn)入MB 12層后，位于入窗點前約18 m處有一層低電阻率小層，厚度4～5 m，電阻率基本為5～10 Ω·m，易識別，可作為入窗前的一個標(biāo)志層；第二標(biāo)志層位于入窗點前約7 m處的一高自然伽馬小層，厚度3～4 m，自然伽馬值為50～60 API，電阻率為50 Ω·m左右，較易識別，可作為距入窗點最近的標(biāo)志層。

2.3 著陸段地質(zhì)導(dǎo)向

2.3.1 著陸段靶點預(yù)測及構(gòu)造圖校正

通過區(qū)域多井實鉆發(fā)現(xiàn)，各井MA層至MB 21層厚度相對比較穩(wěn)定(140～150 m)，利用MA-MB 21厚層可以對靶點深度進(jìn)行整體控制。靶點預(yù)測需準(zhǔn)確確定設(shè)計井軌跡上MA-MB 21層構(gòu)造幅度差，首先在實鉆MA層坐標(biāo)點處建立虛擬井，然后根據(jù)鄰井(直井)地層厚度預(yù)測虛擬井MB 21層深度，在地質(zhì)軟件里利用虛擬井作為控制點對構(gòu)造圖進(jìn)行校正，若設(shè)計井軌跡附近還有可以參考的MA層深度，可以利用此方法獲得多個控制點，以達(dá)到對構(gòu)造圖的精確校正；同時參考經(jīng)過時深校正的地震剖面，最終可以精準(zhǔn)確定目的層的預(yù)測深度。

圖1 鉆前導(dǎo)向模型

A井原設(shè)計軌跡從構(gòu)造圖上看相對較平坦，MA-MB 21層的高程差為2 m，MB 21層的海拔為-3 823.6 m。經(jīng)過區(qū)域井資料及地震資料對構(gòu)造面進(jìn)行校正，從校正后的構(gòu)造面看出，該井軌跡線上MA-MB 21層呈下傾，高程差約為6 m，預(yù)計MB 21層頂?shù)暮０螢?3 829 m。

實鉆結(jié)果顯示，MA-MB 21段地層呈1°～2°下傾，MA-MB 21層高程差為5.9 m(圖2)，MB 21層頂海拔為-3 827.5 m，說明經(jīng)過時深校正的地震剖面，可以較精確地得出目的層的預(yù)測深度，為后期軌跡調(diào)整提供依據(jù)。

圖2 A井兩個標(biāo)志層高程差示意

2.3.2 著陸段軌跡跟蹤及調(diào)整

該井從3 776.0 m(井斜45.2°，垂深3 728.7 m)開始地質(zhì)導(dǎo)向，結(jié)合LWD曲線與現(xiàn)場錄井參數(shù)分析，確認(rèn)MA層頂垂深3 712.3 m，根據(jù)鄰井MA層至MB 21層平均厚度147 m，結(jié)合構(gòu)造上的高程差6 m ，預(yù)測該井入窗點(MB 21層頂)垂深約為3 865.3 m，比設(shè)計垂深3 871.0 m提前5.7 m，如果仍按原設(shè)計軌跡鉆進(jìn)，有可能會造成入窗時井斜角不夠，從而導(dǎo)致鉆進(jìn)地層較深。于是更新入窗點垂深為3 866.0 m，并根據(jù)新的入窗點，按井斜在入窗點前提前垂深3 m達(dá)到85°穩(wěn)斜探頂?shù)脑O(shè)計原則更新設(shè)計井眼軌跡。

鉆進(jìn)至井深4 021.0 m(預(yù)測井斜73.5 °，垂深3 847.4 m)，第一個標(biāo)志層出現(xiàn)，其垂深為3 845.76 m。綜合對比分析可知，該標(biāo)志層距入窗點為17.33 m，高程差約2.1 m(圖2)，預(yù)測入窗點深度為3 865.19 m(3 845.76 m+17.33 m+2.1 m)，比更新后的深度略微變淺，據(jù)此建議定向工程師控制軌跡在設(shè)計線上1 m內(nèi)穿行。

繼續(xù)鉆進(jìn)至井深4 075.0 m(預(yù)測井斜81.3°，垂深 3 858.4 m)，第二個標(biāo)志層出現(xiàn)，其垂深為3 857.25 m，該標(biāo)志層距入窗點為6.95 m，高程差約1.8 m(圖2)，預(yù)測入窗點深度為3 866.0 m(3 857.25 m+6.95 m+1.8 m)，與更新后的深度相吻合，于是按設(shè)計軌跡增斜鉆進(jìn)至85°探頂(圖3)。鉆進(jìn)至井深4 210.0 m(預(yù)測井斜86.5°，垂深3 867.5 m)，自然伽馬基值由25 API左右降至8 API左右，電阻率基值由60 Ω·m左右升至120 Ω·m，同時現(xiàn)場錄井氣測全烴值由0.2%升至1%，熒光顯示較好，符合鉆入油層特征，確定本井于垂深3 867.2 m順利入窗。

2.4 水平段地質(zhì)導(dǎo)向

水平段鉆進(jìn)期間由于原設(shè)計軌跡主要基于地震資料，受到三維地震的精度及覆蓋區(qū)范圍的影響，構(gòu)造形態(tài)及預(yù)測深度常存在誤差，且?guī)r性局部變化增加，地層及油水系統(tǒng)在水平方向變化頻繁。因此，現(xiàn)場鉆進(jìn)過程中依照LWD曲線及錄井?dāng)?shù)據(jù)實時更新地質(zhì)導(dǎo)向模型、調(diào)整實鉆軌跡、增加水平方向構(gòu)造變化的認(rèn)知。該井通過復(fù)測聲波時差準(zhǔn)確確定入窗點，并根據(jù)實際入窗點重新設(shè)計了水平段軌跡。

圖3 A井著陸段地質(zhì)導(dǎo)向模型

按更新后的軌跡鉆進(jìn)至井深4 285.0 m(預(yù)測井斜88.3°，垂深3 871.1 m)，電阻率值由60 Ω·m降至15 Ω·m，自然伽馬值升至8～9 API，巖屑中泥質(zhì)含量略微增多，巖屑中含油氣顯示偏弱。綜合分析該段地層呈0.7°左右下傾，此時鉆頭位置距目的儲集層底部0.7 m，為防止鉆頭穿出目的儲集層，要求定向工程師盡快將井斜調(diào)整為89.5°～90°之間鉆進(jìn)。

按更新后的軌跡繼續(xù)鉆進(jìn)至井深4 455.0 m(預(yù)測井斜90.2°，垂深3 872.7 m)，電阻率為15 Ω·m左右，較為平穩(wěn)，自然伽馬值為穩(wěn)定低值4～5 API，氣測全烴值20%左右，油氣顯示較好，與鄰井對應(yīng)較好，地層依然呈0.7°左右下傾。為保證鉆頭持續(xù)在好油層中穿行，要求定向工程師在一柱之內(nèi)調(diào)整井斜并控制在89°～89.5°之間鉆進(jìn)。

繼續(xù)鉆進(jìn)至井深4 540.0 m(預(yù)測井斜89.8°，垂深3 872.6 m)，電阻率升高至20 Ω·m左右，自然伽馬為穩(wěn)定低值3～4 API，氣測全烴值10%～20%，油氣顯示較好，綜合鄰井對比及導(dǎo)向模型分析認(rèn)為，目前鉆頭位于儲集層中部，該段地層趨于水平，于是建議定向工程師以89.8°井斜穩(wěn)斜鉆進(jìn)。

鉆進(jìn)至井深4 650.0 m(預(yù)測井斜90°，垂深3 872.8 m)，自然伽馬穩(wěn)定低值3～4 API，電阻率升高至60～70 Ω·m，氣測全烴值10%左右，根據(jù)電阻率曲線特征對比及氣測值顯示分析認(rèn)為，目前鉆頭位置在地層中向上回穿，在慢慢接近儲集層頂部，距儲集層頂約1 m。地層呈1°左右下傾，為防止鉆頭從層頂穿出，將井斜調(diào)整到89.5°鉆進(jìn)，隨后電阻率值有下降趨勢，說明之前分析判斷正確。

鉆至井深4 735.0 m(預(yù)測井斜88.7°，垂深3 873.6 m)，電阻率由70 Ω·m降至35 Ω·m，自然伽馬為穩(wěn)定低值4 API，但氣測全烴值降至3%，地層呈1.5°左右下傾，此時鉆頭距儲集層頂約0.5 m，決定將井斜調(diào)整至88°～88.5°穩(wěn)斜鉆至完井。完鉆井深4 820.0 m(井斜88°，垂深3 876.1 m)，水平段長度600 m，儲集層鉆遇率100%(圖4)。

2.5 鉆后完井分析

鉆后經(jīng)LWD曲線與模擬曲線及鄰井曲線對比分析認(rèn)為，在著陸段時，雖然MA-MB 21段整體厚度較為穩(wěn)定，但標(biāo)志層距入窗點較遠(yuǎn)，越接近入窗點，地層厚度變化越大，對準(zhǔn)確預(yù)測入窗點深度帶來極大困難；水平段所鉆遇地層相對穩(wěn)定，地層整體呈1°～2°下傾。在鉆進(jìn)過程中，由于地層傾角或井眼摩阻等多方面原因，造成調(diào)整井斜時未能及時達(dá)到預(yù)期效果，應(yīng)在同區(qū)塊之后的其他水平井地質(zhì)導(dǎo)向中予以克服。

本井最終隨鉆測井解釋油層599 m/3層(孔隙度≥9%)，差油層1 m/1層 (7%≤孔隙度<9%)，投產(chǎn)證實該井產(chǎn)量較理想，平均產(chǎn)油642 t/d以上。

圖4 A井水平段地質(zhì)導(dǎo)向模型圖

3 結(jié)論及建議

建立油藏地質(zhì)模型是水平井地質(zhì)導(dǎo)向的基礎(chǔ)，在實鉆過程中，根據(jù)鄰井的測井資料，對隨鉆測井曲線及可能鉆遇的地層巖性進(jìn)行預(yù)測并實時驗證，不斷修正地質(zhì)模型，及時調(diào)整靶點，保證水平井精準(zhǔn)著陸并達(dá)到在儲集層中有效穿行的目的。因此地質(zhì)導(dǎo)向方法的研究與應(yīng)用對提高勘探開發(fā)總體效益具有十分重要的意義。

伊拉克南部X油田Mishrif組地層中不同小層間的自然伽馬差異較小，僅靠電阻率曲線的變化來判斷鉆頭位置及估算地層傾角的難度較大，并且常規(guī)導(dǎo)向工具零長距離較長，對地層情況變化的反應(yīng)遲緩。建議在以后的水平井鉆探中考慮使用近鉆頭旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，可大幅縮短零長距離，不僅能及時反映出鉆頭在地層中的相應(yīng)位置，盡早分析出地層產(chǎn)狀，達(dá)到及時調(diào)整軌跡的目的，同時由于采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的模式，避免了馬達(dá)滑動鉆進(jìn)過程中的托壓問題，可以提高鉆井的安全性、有效縮短鉆井周期。