何 瑩，劉 璇，方思權(quán)，李 勇，賈鵬飛

（1.中國石化西南油氣分公司彭州氣田（海相）開發(fā)項目部，四川彭州 611930；2.中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610041；3.西南油氣分公司采氣二廠，四川南充 637400；4.中國石化經(jīng)緯西南測控公司，四川綿陽 611330；5.西南油氣分公司采氣一廠，四川德陽 618099）

中石化川西氣田主體位于四川省彭州市境內(nèi)，構(gòu)造處于川西坳陷龍門山構(gòu)造帶中段，主體為長軸狀斷背斜，包含金馬、鴨子河兩個隆起[1]。雷口坡組氣藏是受構(gòu)造控制的邊水氣藏，具有高含硫（3.99%）、中含二氧化碳（5.22%）、超深層（埋深5 700～6 200 m）、常壓（壓力系數(shù)1.12）、低孔低滲（平均孔隙度6.01%，平均滲透率0.728 mD）的特點[2]。川西地區(qū)PZ1 井在雷口坡組發(fā)現(xiàn)油氣顯示，測試產(chǎn)氣量高達331×104m3/d。自此，川西氣田的勘探開發(fā)工作在雷口坡組儲層的特征、性質(zhì)及成因進行深入研究的基礎(chǔ)上全面鋪開[3，4]。

通過持續(xù)的勘探、評價和開發(fā)，2020 年川西氣田雷口坡氣藏新增天然氣探明儲量830.15×108m3，累計探明儲量1 140.11×108m3。根據(jù)儲層的展布特征，工程上采用大斜度（井斜角超80°）、長裸眼、分段改造水平井的鉆完井方案對優(yōu)質(zhì)儲層進行開發(fā)。然而，國內(nèi)埋深超過5 000 m 的深層碳酸鹽巖儲層的水平井鉆遇率較低，一般不超過70%[5，6]，且儲層的非均質(zhì)性強、構(gòu)造及氣水關(guān)系復雜，給氣藏的開發(fā)工作帶來了挑戰(zhàn)。優(yōu)化水平井的靶點及軌跡、提升水平井優(yōu)質(zhì)儲層的鉆遇率成為了制約雷口坡組氣藏高效開發(fā)的技術(shù)瓶頸。

在鉆井實施過程中，地質(zhì)開發(fā)聯(lián)合攻關(guān)團隊總結(jié)出了一套以深埋藏、潮坪相儲層為目的層的水平井軌跡控制及優(yōu)化技術(shù)，并取得了優(yōu)異的實踐成果，對四川盆地海相領(lǐng)域天然氣勘探開發(fā)及國內(nèi)外具有類似地質(zhì)背景的油氣勘探開發(fā)具有重要的借鑒意義。

1 地質(zhì)背景

工區(qū)內(nèi)雷口坡組整體處于局限-蒸發(fā)臺地沉積環(huán)境，地層厚度較為穩(wěn)定。雷四段主要巖性為晶粒白云巖、砂屑白云巖、藻屑白云巖和石膏，自下而上可分為3 個亞段。其中，上部的雷四3亞段（T2l4-3）為一套潮坪相沉積，主要發(fā)育砂屑白云巖、泥-粉晶白云巖和微生物白云巖。白云巖橫向上分布廣泛、連續(xù)性強，縱向上小層互相疊置、厚度不均勻，T2l4-3是目前主要的開發(fā)層位[7]。一套厚度在25 m 左右的隔層灰?guī)r將T2l4-3儲層分為上、下兩段。上儲層段包含TL43-1、TL43-2兩套儲層，下儲層段包含TL43-3、TL43-4兩套儲層[3，8]（見圖1）。

圖1 YaS1 井雷四3 亞段綜合柱狀圖

上儲層段為低孔低滲孔隙型白云巖儲層，晶間孔、晶間溶孔為主要儲集空間，單層儲層厚度較薄，累計厚度為0～36 m，上儲層段頂部由于不整合抬升遭受削蝕，自西向東逐漸減薄尖滅。

下儲層段為中孔低滲孔隙型白云巖儲層，具有豐富多樣的儲集空間，孔、洞、縫均有發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)復雜。下儲層段厚度穩(wěn)定，單層儲層厚度相對較厚，累計厚度為35～80 m，其中優(yōu)質(zhì)儲層平均厚度為18.3 m。

結(jié)合儲層物性分析測試結(jié)果，以孔隙度10%、5%、2%作為界限，將儲層由好到差分為四類儲層（見表1）。其中，I、II 類儲層被認為是優(yōu)質(zhì)儲層。通過綜合評價可以得出：下儲層段白云巖儲層厚度均勻，儲集能力較高，是雷口坡組的主力產(chǎn)氣層段。

表1 川西氣田雷口坡組儲層分類評價表

2 實施難點

鉆井實施過程中遇到的難點主要為以下兩點：

（1）目的層優(yōu)質(zhì)儲層厚度薄，導致鉆井時難以對目的層進行追蹤。

川西氣田雷口坡組巖性變化頻繁，有效儲層埋藏超深、厚度薄，與夾層呈不等厚疊置俗稱為“五花肉”儲層。目前，通過鄰井對比、地震反演、小層地質(zhì)建模等手段，可以對儲層進行基本的識別[5，9]。然而，潮坪相沉積環(huán)境的迅速變化，導致地層巖性變化較快，白云巖儲層中夾有灰?guī)r薄層；地層剖面上優(yōu)質(zhì)儲層上、下部巖性無明顯差異，長水平段巖性旋回特征不明顯[10]。上述的沉積特征導致優(yōu)質(zhì)儲層縱向展布預測精度不高，鉆井軌跡的判斷具有一定困難。

（2）地下地層產(chǎn)狀復雜，導致鉆井時靶點的位置難以掌控。

埋藏深、儲層薄的長水平井對地層傾角預測精度要求高。地層傾角預測精度受限于：（1）井控程度；（2）構(gòu)造斷裂復雜程度；（3）是否有厚度分布穩(wěn)定的標準層。研究區(qū)內(nèi)探井數(shù)量少，井控程度不高，影響地震速度場精度；整體長條狀背斜呈北東-西南向，南翼陡、北翼緩，受彭縣斷層和派生斷層的影響，局部構(gòu)造斷裂較發(fā)育，地層產(chǎn)狀受構(gòu)造影響發(fā)生變化[11]；厚度穩(wěn)定的標志層有利于提升入靶角度的準確度。

3 水平井軌跡優(yōu)化技術(shù)

國內(nèi)外水平井軌跡優(yōu)化主要在精細地質(zhì)建?；A(chǔ)上，從油藏工程的角度出發(fā)，對鉆井技術(shù)、井深結(jié)構(gòu)、鉆井工具進行優(yōu)化[12-14]。針對川西氣田開發(fā)過程中的地質(zhì)難點與特點，通過快速儲層評價、薄儲層高分辨率波形指示反演精細預測、小層地質(zhì)建模精確導向等技術(shù)手段，在川西氣田實踐形成了“三控三優(yōu)”的井軌跡優(yōu)化技術(shù)。

3.1 三控技術(shù)

三控技術(shù)包含控標志層、控入靶角度、控水平軌跡。

3.1.1 控標志層“控標志層”技術(shù)是以碳酸鹽巖高頻層序地層沉積旋回為基礎(chǔ)，以測、錄井多方法綜合運用為手段，通過“標志層逼近控制技術(shù)”+“高精度疊前深度實時校正”實現(xiàn)目的層精細卡準、小層及夾層的精確卡層，確?，F(xiàn)場精確卡準各小層界面及夾層套數(shù)，為井軌跡優(yōu)化提供可靠基礎(chǔ)。

受構(gòu)造起伏的影響，由洼地向隆起方向，地層厚度逐漸減薄。結(jié)合地震剖面、巖性標志、地層厚度趨勢、古生物、氣測顯示、弱暴露面均可以對雷口坡組頂部進行有效識別。

（1）巖性標志：在研究區(qū)鉆頭進入產(chǎn)層之前，將鉆遇幾套區(qū)域標志層，分別為：馬鞍塘組二段頂部泥質(zhì)灰?guī)r、馬鞍塘組一段中下部薄層頁巖、雷口坡組頂部藻灰?guī)r、隔層段灰?guī)r以及TL43-3中上部灰?guī)r夾層[8]。上述標志層巖性、電性特征區(qū)別明顯，在區(qū)域上分布穩(wěn)定，現(xiàn)場可根據(jù)元素錄井、巖屑薄片鑒定、核磁共振錄井等手段進行巖性分析判斷。巖性變化導致雷四上亞段、馬二段及小塘子底部地震剖面圖上具有較明顯的同相軸，易于分辨（見圖2），為通過井震結(jié)合精細標定建立地質(zhì)模型提供基礎(chǔ)。

圖2 川西氣田三疊系中-上統(tǒng)標志層井震標定

（2）生物碎屑：雷口坡組內(nèi)的生物碎屑類型與數(shù)量均與上覆地層有明顯差異，可以作為地層識別的依據(jù)。具體來說，地層中馬鞍塘組生物碎屑含量高，鮞粒及造礁生物豐富，進入雷口坡組后，地層中生物碎屑含量明顯下降且藻屑為主。

（3）弱暴露不整合面：雷口坡組頂部發(fā)育不整合面，其出現(xiàn)可以作為進入雷口坡組的識別標志[7，15]。不整合面取心和巖石薄片中見鈣結(jié)殼斷塊、懸垂膠結(jié)、溶洞垮塌的砂礫屑等古喀斯特作用的標志[16]。

（4）氣測顯示：氣測顯示的變化在錄井和測井解釋運用均較為明顯。多口井的錄井及測試結(jié)果對比表明，進入雷四三亞段后油氣顯示活躍：PZ1 井雷四三亞段錄井過程中氣測顯示較好，在泥漿密度（1.62～1.67 g/cm3）下全烴值0.4%～7.337%（裂縫較發(fā)育）；YaS1 井在泥漿密度（1.47～1.56 g/cm3）下全烴值0.1%～3.9%；PZ113 井在泥漿密度（1.45～1.5 g/cm3）下全烴值0.238%～3.917%；PZ4-2D 井在泥漿密度（1.49～1.51 g/cm3）下，全烴值0.278%～14.432%。測井解釋表明進入雷口坡組后以氣層、含氣層為主。

3.1.2 控入靶角度 川西氣田地層產(chǎn)狀變化大，成為影響井身軌跡設(shè)計、實施的關(guān)鍵因素。鉆井施工中隨鉆實時計算、預測地層產(chǎn)狀，并據(jù)此不斷修正地質(zhì)模型是保證準確入靶的重要措施。一般采用層面海拔深度差計算法和層厚度差計算法來計算地層傾角。根據(jù)計算出的地層傾角，結(jié)合疊前深度域地震資料預測待鉆地層產(chǎn)狀，從而達到準確指導定向軌跡施工的目的。地層傾角的計算方法主要為以下兩種：

（1）層面海拔深度差計算法：通過同一構(gòu)造上兩口井軌跡，得到入層點的海拔深度和海拔高度（見圖3（A）），地層傾角進行測算公式為：

式中：Δh-入層點海拔深度差；h1-兩口井的水平位移。

（2）層厚度差計算法：當?shù)貙觾A角較小時，測得的實鉆垂厚與地層的真垂厚的厚度相近。此時可以利用一條軌跡，對地層傾角進行計算（見圖3（B））：

圖3 地層傾角計算模型

式中：h1－實鉆垂厚；h2－虛擬直井鉆垂厚；h4－入層點至出層點的水平距離。

3.1.3 控水平井軌跡 在川西地區(qū)同類型儲層中，選取代表性的井進行分析，表明高角度（網(wǎng)狀）縫越發(fā)育，產(chǎn)能越高（見表2）。在裂縫不發(fā)育情況下，產(chǎn)能與鉆遇優(yōu)質(zhì)儲層段的長度，以及儲層長度×孔隙度具有良好的正相關(guān)關(guān)系（見表3）。

表2 川西氣田儲層裂縫發(fā)育程度與產(chǎn)量統(tǒng)計表

表3 川西氣田鴨子河構(gòu)造測試無阻流量與優(yōu)質(zhì)儲層長度×孔隙度（L×Φ）關(guān)系表

川西氣田主力產(chǎn)層TL43-3層中上部發(fā)育由3～4 套灰?guī)r薄夾層組成的夾層帶，灰?guī)r夾層物性、含氣性差，在其之下發(fā)育約15 m 優(yōu)質(zhì)儲層。因此，施工中應控制軌跡快速穿過灰?guī)r夾層帶，長穿下部優(yōu)質(zhì)儲層。由于工區(qū)構(gòu)造復雜，地層產(chǎn)狀變化大，施工過程中應針對性優(yōu)化調(diào)整井身軌跡，從而保證長穿優(yōu)質(zhì)儲層（見圖4）。

圖4 PZ4-5D 井軌跡優(yōu)化模型

3.2 三優(yōu)技術(shù)

圍繞“地質(zhì)-工程、地下-地面、技術(shù)-經(jīng)濟一體化”，實現(xiàn)儲量動用和效益最大化的原則制定水平井的優(yōu)化方案。

3.2.1 優(yōu)化靶點 在進入產(chǎn)層前，通過各標志層與區(qū)域鄰井的對比情況，預測靶點深度，提前對水平段A、B靶點深度進行調(diào)整。A 靶的優(yōu)化調(diào)整主要根據(jù)上部地層產(chǎn)狀動態(tài)開展，B 靶的優(yōu)化調(diào)整則需要根據(jù)鉆井實鉆過程中的具體情況進行。

數(shù)值模擬表明多數(shù)井B 靶點距邊水距離越近，氣井見水時間越早、產(chǎn)水量越高、穩(wěn)產(chǎn)期越短、氣井累計產(chǎn)量也越低。因此，按照開發(fā)指標穩(wěn)產(chǎn)期6 年對B 靶點優(yōu)化調(diào)整，滿足以下條件：（1）垂向高于氣水界面100 m 以上（見表4）；（2）平面距離氣水界面大于1 000 m；（3）平面距離彭縣斷裂大于1 000 m。通過薄儲層高分辨率波形指示反演精細預測儲層展布，在此基礎(chǔ)上，根據(jù)儲層巖性、物性、含氣性，對B 靶點的位置進行調(diào)整、適當延長，從而提高儲量控制程度和單井產(chǎn)能。

表4 實際模型距邊水平面距離與垂直高度對應表

3.2.2 優(yōu)化靶框 雷四段上部TL43-3小層儲層橫向延展性較好，為保障井眼軌跡平滑，減少鉆井施工難度，實施中將B 靶半靶框?qū)挾冗m當放寬。在滿足地質(zhì)要求的前提下，對B 靶靶框進行優(yōu)化，由30 m 放寬至60 m。

3.2.3 優(yōu)化壓裂分段 分段壓裂技術(shù)是提升水平井效果和提高單井產(chǎn)量的重要手段，在國內(nèi)外的致密儲層開發(fā)中應用廣泛[13，17]。通過調(diào)研可知，致密儲層分段間距普遍在120～170 m，平均150 m 左右（見表5）。

表5 鄰近氣田分段間距調(diào)研[19-21]

川西氣田采用105 MPa 井口壓力、88.9+73 mm 油管，低應力、高應力儲層的分段能力分別為8～9、6～7級，間距150～230 m。在此前提下，通過滲流模擬的方法得出，川西氣田I～II 類儲層的最優(yōu)裂縫間距分別為160～200 m 和130～160 m（見表6）[18]。綜合滲流模擬、鄰區(qū)調(diào)研、分段能力，將長度為1 590～2 141 m 的裸眼段，分段為6～9 級，優(yōu)化滑套間距150～230 m。

表6 川西氣田裂縫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

4 應用效果

通過“三控三優(yōu)”軌跡優(yōu)化技術(shù)，對水平井進行適時優(yōu)化微調(diào)軌跡，保證水平段軌跡在靶窗內(nèi)優(yōu)快平滑鉆進。前期實踐水平段長穿潮坪相薄層優(yōu)質(zhì)儲層，儲層平均測井鉆遇率由前期83%提高到95.1%（見表7），其中，PZ8-5D 井儲層鉆遇率高達99.4%，主要目的層油氣顯示鉆遇率100%，創(chuàng)川西氣田主要目的層油氣顯示鉆遇率最高紀錄。長水平段水平井通過“三控三優(yōu)”技術(shù)可以有效動用儲量，具有重大的提升邊界氣田開發(fā)效益的意義。

表7 彭州氣田各井雷四3 亞段目的層儲層鉆遇率統(tǒng)計表

5 結(jié)論

（1）裂縫及優(yōu)質(zhì)儲層長度是水平井產(chǎn)能高低的主控因素。裂縫越發(fā)育、優(yōu)質(zhì)儲層有效長度越長的井產(chǎn)能越高。超深層復雜潮坪相儲層具有相對穩(wěn)定的橫向展布，鉆井過程中，應以儲層展布為基礎(chǔ)，水平井軌跡盡可能的長穿優(yōu)質(zhì)儲層，是氣井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。

（2）將地質(zhì)、物探技術(shù)手段相結(jié)合，在明確儲層展布的基礎(chǔ)上，形成控標志層、控入靶角度、控水平軌跡，優(yōu)化靶框、優(yōu)化靶點、優(yōu)化壓裂分段的“三控三優(yōu)”水平井軌跡控制優(yōu)化技術(shù)。運用這一集成技術(shù)實現(xiàn)了工程-地質(zhì)一體化的目標，有效提升了深層碳酸鹽巖儲層水平井的鉆井效率和產(chǎn)能規(guī)模，在地質(zhì)背景類似的油氣田勘探開發(fā)中具有一定程度推廣運用效果。