柏愛川 吉 人 張 宇 趙占釗 侯玉文 劉雨煙 丁海琨

（1.中國石油集團測井有限公司物資裝備公司；2.中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部；3.中國石油集團測井有限公司國際合作處）

全球頁巖油資源豐富，頁巖油革命方興未艾，產量持續(xù)增長。中國頁巖油資源潛力大，近年來加大理論、技術攻關力度，在細粒沉積與納米油氣連續(xù)型聚集規(guī)律與富集理論、致密儲層體積改造與“工廠化”作業(yè)模式等方面取得重要進展，在準噶爾、鄂爾多斯和松遼等多個盆地開發(fā)試驗及示范區(qū)建設獲戰(zhàn)略性突破，成為國內原油穩(wěn)產增產的關鍵領域[1]。

四川盆地侏羅系湖相頁巖油氣具有埋藏淺、保存條件好、地層壓力系數高等優(yōu)越條件，發(fā)育層系多，具備立體勘探優(yōu)勢。暗色頁巖主要發(fā)育在東岳廟段、大安寨段和涼高山組。按照總有機碳含量大于1.5%標準計算，侏羅系大安寨段頁巖油資源量為70×108t[2-3]。該地區(qū)頁巖油氣形成主要受巖相和燕山期古構造控制，大安寨段和涼高山組的烴源巖上下緊鄰厚層致密巖石，形成封閉系統(tǒng)。燕山期油氣生成后以吸附和游離方式賦存在烴源巖地層中，不受局部構造控制，背斜、向斜和單斜都產油氣[4-6]。主要為特低孔隙度、特低滲透率的致密儲層，常規(guī)手段難以進行經濟有效開發(fā)[7-10]。為了提高頁巖油優(yōu)質儲層鉆遇率，有效降低施工風險，本文圍繞水平井地質導向鉆井作業(yè)，開展“測定導”一體化技術創(chuàng)新與實踐。

1 四川盆地頁巖油勘探開發(fā)現狀

自1958年以來，四川盆地侏羅系油區(qū)相繼發(fā)現涼高山組、大安寨段和東岳廟段油層。勘探初期，研究對象主要為大安寨段一亞段（簡稱大一亞段）、大安寨段三亞段（簡稱大三亞段）介殼灰?guī)r。介殼灰?guī)r非常致密（孔隙度為0.97%，滲透率為0.07mD），厚度?。?～20m），儲集能力有限。頁巖主要發(fā)育在大安寨段二亞段（簡稱大二亞段），頁巖有機碳含量較高、物性好、分布穩(wěn)定、含油氣性好。針對四川盆地陸相頁巖油氣，中國石油西南油氣田公司和中國石油勘探開發(fā)研究院自 2017 年始開展前期評價，提出川中地區(qū)大安寨段具備湖相頁巖油氣成藏條件。

2020—2021年，侏羅系頁巖儲層勘探采用“水平井+體積壓裂”工藝取得重大進展，頁巖油氣實現產量突破。中國石化在泰頁1井測試產油9.84t/d，產氣7.5×104m3/d；中國石油在平安1井測試產油112.8t/d，產氣11.45×104m3/d，展現了四川盆地侏羅系頁巖油氣的生產潛力和勘探前景。

2 “測定導”一體化技術

2.1 基本概念

地質導向鉆井將地質要求與工程目標相結合，既保證優(yōu)質儲層鉆遇率，又給后續(xù)完井作業(yè)提供良好的井筒環(huán)境?！皽y定導”一體化技術是以地質綜合分析為基礎，結合隨鉆測井、定向井工程等專業(yè)，利用鉆井過程測量的地質、工程參數，實時識別地層與流體性質，通過定向鉆井工藝，引導鉆頭向地質目標鉆進。

（1）“測”的關鍵是儀器優(yōu)選?？煽康膬x器作為作業(yè)人員的“眼睛”，可及時準確掌握井下地質、工程情況，為了確保“看得清”，需要依據地質目標結合儀器測量原理及其適用性開展儀器選型，并確保儀器刻度符合相關規(guī)范。（2）“定”的要點是工程設計。主要內容包括軌跡優(yōu)化設計、鉆具組合選型、鉆井參數優(yōu)化、工程風險識別等，通過工程控制，確保鉆頭抵達目標位置。（3）“導”的核心是地質評價。涵蓋多個環(huán)節(jié)：前期主要是收集已有地質綜合研究成果，包括地震、鉆井、錄井、測井等資料，識別區(qū)域地質特征，建立地質模型；中期主要是在實鉆過程中進行隨鉆資料解釋，對井下地質情況進行再認識，尤其是動態(tài)修正地質模型，為鉆頭走向提供決策；后期完鉆對比分析，通過翔實的電纜測井資料、完鉆試油成果，對隨鉆資料實施再認識，為后續(xù)井的鉆遇率、鉆井時效提升及風險控制積累經驗（圖1）。

圖1 “測定導”一體化實施框圖

實施過程中，地質導向人員根據儲層類型與地質工程特點，基于區(qū)域地震、測井、錄井、測試相關數據建立地質模型；儀器操作人員根據所鉆井眼地層伽馬、電阻率等參數選擇適應的隨鉆測井儀器，為地質導向決策提供數據支撐；定向人員依據地質決策優(yōu)化井眼軌跡。各專業(yè)之間有機融合，在最大限度保證優(yōu)質儲層鉆遇率的情況下，兼顧井身質量和后續(xù)施工環(huán)節(jié)。

2.2 關鍵技術

2.2.1 地質建模與“甜點”確定

地質建模是通過地震資料、區(qū)域實鉆井資料、地質認識成果建立地質模型，利用地震資料的橫向約束，測井資料的垂向控制，最大可能逼近目的層的真實情況。實際操作中，需根據富油氣段的縱向分布（甜點段）及地質、工程特征，選擇合適的甜點區(qū)域（甜點區(qū)），建立相應的地質模型，以滿足地質導向作業(yè)需要[11-12]。

頁巖油氣“甜點段”是具有連續(xù)厚度、高TOC、高孔隙度、高脆性礦物含量、高含油氣特征的富有機質頁巖發(fā)育段。四川盆地陸相黑色頁巖分布廣泛，“甜點段”發(fā)育，橫向連續(xù)性較好。侏羅系頁巖累計厚度為160～260m，“甜點段”厚度為50～90m。以自流井組大二亞段頁巖油為例，儲層孔隙度較高（總孔隙度為4%～6%），成熟度高（Ro主體介于1.0%～1.4%之間，處于正常原油—凝析油氣階段），脆性礦物含量高（長英質、鈣質脆性礦物含量為51%～73%，平均為65%），頁理裂縫發(fā)育（構造縫、頁理縫、生烴超壓縫發(fā)育），保存條件好（上下均為致密介殼灰?guī)r，頂底板條件良好），埋深適中，非常利于頁巖油氣源內聚集[7，13-16]。

根據“甜點段”地質特征和平面變化，在資源有利區(qū)中優(yōu)選厚度大、品質好、保存條件優(yōu)的地區(qū)作為頁巖油氣“甜點區(qū)”?，F實“甜點區(qū)”應測井和地震可識別、工程可作業(yè)、經濟有效益。借鑒北美Eagle Ford、Permian等海相頁巖油氣“甜點區(qū)”評價經驗，結合四川盆地侏羅系頁巖油氣地質要素，優(yōu)選黑色頁巖熱演化程度高(Ro大于1.0%)、富有機質頁巖成規(guī)模（TOC大于1%的黑色頁巖，厚度大于20m）、埋藏深度小于4000m作為大安寨段頁巖油氣“甜點區(qū)”評價的3個最重要參數[17-19]。經評價，大二亞段頁巖油氣“甜點區(qū)”富有機質頁巖厚度為20～50m，面積超過2×104km2，目的層埋深為4000m以淺[20-21]。

2.2.2 軌跡優(yōu)化設計與鉆具組合

軌跡優(yōu)化設計時需對地質風險與工程風險進行篩選和綜合分析，并量化評估。其中，地質風險包括地層厚度變化、地層傾角變化、地層識別標志特征不清和儲層位置變化等，工程風險包括井壁穩(wěn)定性、巖石可鉆性和儀器安全性等。根據目的層埋深、地層傾角及優(yōu)質儲層橫向展布規(guī)律，選擇鉆進方位，設計合適的造斜點、著陸點、著陸井斜角及靶前位移。

確定井眼鉆進方位，需考慮兩個條件：一是井壁穩(wěn)定性較好，減少井下復雜情況發(fā)生；二是與最大主應力夾角較大，最大概率鉆遇天然裂縫，有利于后續(xù)壓裂改造。造斜點應避開巖石破碎帶和裂縫發(fā)育帶等易漏失層段，盡量選擇在井壁穩(wěn)定性較好層段。造斜段要選取合適的全角變化率，全角變化率較大會給后續(xù)完井施工作業(yè)帶來困難。造斜段與水平段由于工程目標不同，對鉆具組合的要求也不同。造斜段主要目標是增斜，使鉆頭到達目的層時，井眼軌跡與地層走向保持一致，鉆具組合需具有較強的造斜能力。水平段主要目標是追蹤優(yōu)質儲層，要求鉆具組合在復合鉆進時穩(wěn)斜穩(wěn)方位，減少定向井段。

螺桿與旋轉導向是目前應用最多的井眼軌跡控制工具。影響軌跡控制能力的因素主要包括螺桿彎角及螺桿扶正器直徑、旋轉導向工具類型、地層軟硬程度等。為了降低井下施工風險，提高鉆井時效，施工過程中應根據巖屑返出情況、鉆具摩阻等參數，優(yōu)化設計下部鉆具組合，必要時增加旋流清砂器、水力振蕩器等鉆井輔助工具。

2.2.3 實鉆跟蹤與軌跡調整

水平井導向以確保優(yōu)質儲層鉆遇率為目標，準確著陸和水平井軌跡精細控制是關鍵。著陸階段主要采用逐層逼近的方法進行軌跡控制，標志層設定由“宏觀”到“微觀”，越接近目的層，選取點越密集。水平段精細跟蹤的關鍵在于沿井軌跡方向地層傾角計算，依據實鉆的巖屑錄井、氣測、鉆時、隨鉆測井等信息實時分析對比。例如采用等時旋回對比技術解釋鉆進層位、地層傾角、軌跡狀態(tài)，明確井斜角與地層上切、下切關系，實時微調井斜角，把軌跡控制在設定箱體內。依據地震資料，從整體構造識別變化趨勢，提前微調井斜，避免滯后調整導致狗腿度偏大。

實鉆地質導向時，隨鉆測井數據及錄井資料是跟蹤鉆頭在地層中所處位置的主要依據。隨鉆測井儀器選型必須滿足兩個特征：一是測量參數能敏感地識別甜點，準確判斷儲層頂、底界面及鉆頭在儲層中的位置；二是測量參數能識別儲層流體，鉆進過程中通過判斷儲層流體性質的變化及時調整鉆頭走向，保證儲層鉆遇率。隨鉆測井作為實時判斷地層鉆遇情況的重要手段之一，常用參數主要有自然伽馬和電阻率。隨著技術進步，測量方式不斷豐富，已從常規(guī)隨鉆測井儀器發(fā)展形成了方位伽馬成像、方位電磁波電阻率探邊、方位側向電阻率成像等多類型隨鉆測井儀器，能夠更加清楚地判斷地層界面[10]。

3 “測定導”一體化應用實例

本文以LA1井為例，闡述四川盆地頁巖油水平井“測定導”一體化實施方案。通過導眼井分析進行箱體優(yōu)選，設計軌跡控制方案；結合導眼井和水平段儲層工程地質特點，完成地質導向施工方案、鉆具組合方案及隨鉆儀器選型方案的設計與實施。

3.1 箱體優(yōu)選

LA1井大安寨段巖心分析：地層以頁巖為主，頁巖與石灰?guī)r互層，脆性礦物發(fā)育（含量為35%～77%），均值為57.2%，膨脹性礦物少。頁巖厚50m，灰黑色頁巖總孔隙度為4.89%～7.13%（均值為5.54%），灰黑色含介殼頁巖孔隙度為2.37%～6.13%（均值為4.06%），介殼灰質頁巖與泥質灰?guī)r互層孔隙度為3.57%～4.7%（均值為3.99%），介殼灰?guī)r孔隙度為1.19%～2.65%（均值為1.92%）（圖2）。

圖2 大安寨段不同巖性孔隙度直方圖

LA1井大安寨段頁巖儲集空間以溶蝕孔為主，其次為黏土礦物晶間孔、有機孔和微裂縫（圖3）?？讖椒植挤秶^廣，微孔孔徑主要分布于20～100nm，核磁共振和氮氣吸附實驗測試的兩個樣品孔隙均以介孔為主，2～10nm孔隙占比最高，10～20nm次之；同時存在一定的微米孔。

圖3 LA1井大安寨段頁巖顯微照片

大安寨段頁巖有機質Ro主要分布于0.9%～1.5%，處于成熟—高成熟階段。LA1導眼井8個巖屑樣品（井段3633～3675m）洗油后進行Ro測定（表1），Ro分布在1.36%～1.95%之間，平均值為1.5%，與區(qū)域認識一致。

表1 LA1井巖屑樣品鏡質組反射率

LA1導眼井侏羅系鉆進過程中共見12次油氣顯示，其中7次位于大安寨段。3511.2～3514m井段持續(xù)后效19次，TG峰值為98.9%，組分峰值C1為63.5%，槽面氣泡含量為5%～10%。巖心分析表明頁巖含油飽和度較高，3482～3522m井段為含油飽和度高值區(qū)（圖4）。

圖4 LA1井大安寨段含油飽和度縱向分布

基于核磁共振T2譜，結合常規(guī)測井資料分析，LA1井大二亞段3503～3513.5m處孔隙度最高（圖5），均值為5.0%～5.9%，最高可達8.2%，TOC均值為1.0%～1.6%，最高可達3.7%，含油孔隙度均值為0.7%～0.8%，有效含水飽和度均值為48.5%～51.3%，計算RPI油氣可采指數均值為0.03～0.032，儲層品質較好。交叉偶極聲波測井及電成像測井分析顯示，快橫波方位大部分穩(wěn)定在110°～120°之間，電成像有明顯崩落現象，走向為20°左右，綜合判斷LA1井最大主應力方向為110°～120°。井軌跡鉆進方向選擇中，原則上要與最大主應力方向保持較大夾角，朝大安寨段湖盆中心方向，水平段盡可能兼顧天然裂縫。結合最大主應力方向、大安寨段湖盆沉積特征及平面TOC反演分析，鉆進方位確定為200°，井軌跡方向與最大主應力方向接近垂直。

圖5 LA1井綜合解釋成果圖

綜合分析含油氣性、儲集性、可壓性等，認為水平鉆進箱體為導眼井大二亞段a小層—大二亞段b小層測井解釋油氣層段（3505～3515m），箱體厚10m，巖性為灰黑色頁巖、介殼灰?guī)r，鉆進方位為200°。

3.2 “測定導”一體化施工

3.2.1 地質導向建模

地質導向建模過程中，利用導眼井測井資料合成地震記錄，以此標定地震記錄，顯示具有較好的匹配關系：大安寨段頂界為較連續(xù)弱波峰下零值點；大二亞段a小層為強波峰反射；大二亞段b小層為強波峰下零值點；大安寨段底界為連續(xù)強波峰（圖6），導眼井實鉆大安寨段各亞段底界和厚度與地震剖面層位誤差在-3～2m之間，基本吻合；頁巖儲層縱向主要發(fā)育在大二亞段a小層，橫向連續(xù)穩(wěn)定分布，箱體頁巖段呈連續(xù)強反射特征，箱體頂界為波谷底部，箱體底界位于強反射波峰極大值處，頁巖儲層預測剖面與導眼井測井評價較為一致。地震剖面顯示沿井軌跡方向地層基本水平。

圖6 導眼井合成地震記錄

分析導眼井實鉆測井資料，設置導向標志層，建立軌跡關鍵控制點。從側鉆造斜點至箱體，自然伽馬變化特征標志明顯（圖7），能夠滿足層位識別，通過與導眼井及地震剖面結合，計算地層視傾角。利用導向軟件，結合導眼井自然伽馬特征，從造斜點開始對地層隨鉆測井曲線進行預測，建立先導地質模型，并結合井壁穩(wěn)定性、靶前距要求，設計鉆進軌跡方案（圖8）。

圖7 地層自然伽馬變化特征

圖8 先導地質模型及軌跡設計方案

3.2.2 地質導向軌跡控制措施

（1）造斜段控制措施。通過標志層跟蹤，逐步標定地層垂深變化，優(yōu)化調整軌跡，確保以最優(yōu)井斜入靶（圖8）。針對鉆時慢、井壁穩(wěn)定性差、井徑擴徑段（沙溪廟組一段、涼高山組下段泥巖段），為防止垮塌，確保工程順利實施，以復合鉆方式鉆進。

（2）水平段控制措施。參考地震剖面提取地層傾角，鉆進方向水平段前段地層傾角基本水平，水平段后段地層以1.5°左右下傾。在實鉆過程中，根據隨鉆數據求出實際地層傾角，將軌跡控制在箱體中上部。

3.2.3 優(yōu)化鉆具組合方案（1）側鉆段及造斜段鉆具組合方案。造斜段鉆具選用復合增斜效果好的鉆具組合，減少定向進尺，提升軌跡平滑程度。LA1井側鉆點位于沙一段，巖性為砂泥巖互層，井眼尺寸為311.2mm，比215.9mm井眼尺寸大，在螺桿輸出扭矩相差不大的情況下，鉆頭破巖體積大，效率低；鉆具剛性較強、彎接頭支點力度不夠，易導致側鉆起砂慢；井下螺桿振動會破壞剛形成的劃槽，因此鉆頭使用側向切屑能力較強的復合鉆頭。鉆具組合：φ311.2mm復合鉆頭+φ216mm單彎螺桿1.5°×8.64m+φ203mm回壓閥+φ203mm MWD循環(huán)短節(jié)×0.83m+φ203mm無磁鉆鋌×9.36m+φ203mm鉆鋌×3根+轉換接頭+φ139.7mm加重鉆桿×30根+隨鉆震擊器+φ139.7mm鉆桿。側鉆成功后，井斜增至10°左右時，根據鉆頭使用情況提鉆更換PDC鉆頭。

（2）水平段鉆具組合方案。進入頁巖箱體后，鉆進以小幅度井斜調整為主，鉆具選用復合穩(wěn)斜效果好的組合。鉆具組合：φ215.9mm PDC鉆頭+螺桿1.25°+回壓閥+無磁承壓鉆桿×1根+隨鉆測井儀器+懸掛+φ127mm加重鉆桿×4根+φ168mm隨鉆震擊器+φ127mm加重鉆桿×1根+φ127mm鉆桿×3柱+水力振蕩器+φ127mm普通鉆桿×4柱+φ127mm加重鉆桿×4柱+φ127mm普通鉆桿×50柱+φ139.7mm加重鉆桿×12柱+φ139.7mm普通鉆桿。

3.2.4 優(yōu)選隨鉆測井儀器

導眼井測井曲線分析可見，從造斜點至箱體，地層巖性變化明顯，自然伽馬區(qū)分度高，可滿足層位識別。水平段箱體內，自然伽馬值從上到下呈降低趨勢，與地質導向軟件配合可以準確求出地層傾角；底部為介殼灰?guī)r，標志層明顯，利用自然伽馬可以準確區(qū)分儲層。頁巖水平段鉆井容易發(fā)生垮塌、卡鉆等復雜情況，區(qū)域內NC2H井大安寨段發(fā)生卡鉆回填側鉆，在區(qū)域施工認識較少的情況下宜簡化鉆具組合。LA1井隨鉆測井工具組合為常規(guī)MWD+GR隨鉆儀器組合。

3.3 “測定導”一體化施工成果

（1）LA1井完鉆井深4700m，“測定導”一體化作業(yè)總進尺1718m，水平段長1000m。鉆井過程中動態(tài)更新地質模型（圖9），大一亞段較導眼井地層淺4.1m，計算地層傾角為上傾0.6°。根據自然伽馬變化特征，結合錄井巖屑及氣測顯示、實鉆地震跟蹤，將水平段軌跡控制在箱體中下部優(yōu)質頁巖段。

圖9 完鉆地質模型圖

（2）水平段測井資料與導眼井對應關系較好，綜合解釋A點到B點Ⅱ—Ⅲ類頁巖油層1000m，箱體鉆遇率達100%。3666～3873m、3913～4085m、4305～4366m井段，斯通利波能量衰減較明顯，測井計算TOC平均含量為1.3%，孔隙度平均值為5.6%，含油飽和度為49%，脆性礦物含量平均值為39%，與導眼井結果基本一致。排液試油獲油2m3/d、氣3000m3/d，大安寨段頁巖突破出油關。

（3）根據實鉆情況，及時優(yōu)選鉆頭，造斜段機械鉆速由0.49m/h提升至2.02m/h，時效提高4倍。水平段滑動與復合段長度比例為1∶2.8，作業(yè)時長比例為1.1∶1，提高了鉆井時效。實際鉆進過程中，儀器操作工程師發(fā)現自然伽馬值升高后，立即反饋至地質導向工程師，根據曲線變化對比分析，提前4.1m鉆遇設計地層，定向工程師重新規(guī)劃后期入窗軌跡，造斜率由4.4°/30m提升至5.8°/30m，地質導向工程師向業(yè)主方匯報新的入窗方案，獲得同意后按新方案鉆進施工，整個過程在30min內完成，“測定導”一體化施工顯著提高了決策時效。

（4）造斜段全角變化率最大為5.3°/30m，水平段全角變化率最大為2.2°/30m，井眼軌跡平滑，后續(xù)施工順利。

4 結論

（1）箱體選取目標為地質與工程甜點，即具連續(xù)厚度、高TOC、高孔隙度、高脆性礦物含量、高含油氣量的富有機質頁巖集中段。井軌跡鉆進選擇與最大主應力方向成較大夾角的方向，盡可能兼顧天然裂縫。

（2）井震結合建立鉆前地質模型，以識別甜點段、控制井下風險為目標優(yōu)選隨鉆測井儀器組合，結合導眼井實鉆巖性特征、井壁穩(wěn)定性、靶前距要求等，優(yōu)化設計鉆進軌跡與下部鉆具組合。

（3）四川盆地頁巖油水平井勘探開發(fā)前景廣闊，“測定導”一體化技術可有效降低施工風險，保證箱體鉆遇率和井眼質量，有利于儲層改造，有助于頁巖油高效經濟開發(fā)。