水平井地质导向录井关键技术
引言
在国外，随钻地质导向技术已得到广泛使用，如贝克休斯公司的Trak 随钻测井系列，包括深探测方位电阻率测井（AZiTrak）、高精度地层密度和中子孔隙度测井（LithoTrak）、随钻核磁共振测井（MagTrak）、实时阵列声波测井（SoundTrak）、高分辨率随钻电成像测井（StarTrak）、实时地层压力测试（TesTrak）等。
国内LWD（Logging While Drilling）技术刚刚兴起，主要还是采用录井（包括综合录井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技术进行随钻地质导向。本文对水平井地质导向过程中的两项关键录井技术——地层对比与预测技术、地质解释与导向技术进行探讨。 1 地层对比与预测技术
地层对比是地质研究的基础和重要手段。地层对比、划分和预测，是现场地质录井的一项重要技术，对于卡准取心层位、潜山界面、完钻层位具有十分重要的意义，更是随钻准确预测并卡准水平井、大位移井目的层深度的关键。虽然水平井大多是在地层已经比较清楚并有邻井控制的情况下部署的，但由于受地震资料品质和分辨率等问题的影响，常会使得设计的目的层深度与实钻深度相差几米至十几米。进入水平段前的井斜角往往高达70°以上，此时的垂深若相差1m，水平距离就会相差几十米乃至上百米，导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低。对于目的层为薄层的水平井，更是如此，一旦钻穿目的层并进入下伏煤层或软地层，便可能被迫提前完钻，完不成设计任务。 1.1 技术难点与对策
由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）钻头（即聚晶金刚石复合片钻头）、欠平衡工艺的使用及井斜角大等原因，导致钻屑细小、混杂，岩性判识困难，含油气级别也大幅度降低，且构造的变化、岩相和沉积相的变化等使得每两口井的地层情况及对比难度也不一样，有的井区甚至没有标志层、标准层可供对比，给地层随钻对比和预测带来很大困难。
随着录井技术的发展，精细化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色谱（分析周期30s）及微钻时（0.1m 1点）技术给地层的精细对比和划分提供了有效的解决方案；元素录井（X射线荧光元素录井、激光诱导元素录井）和岩屑伽马录井技术的兴起为特殊钻井工艺条件及缺乏标志层条件下的地层对比提供了有效的解决方案；核磁共振录井（岩样核磁共振、钻井液核磁共振）、定量荧光录井、离子色谱录井为储集层物性及含油性、含水性的定量检测与对比提供了有力手段。地层对比的原则是选同一断块、物源及沉积相相似的邻井，遵循旋回性、相似性、协调性的原则，先大段控制，后小层细对；对比的依据是标准层/标志层、沉积旋回、岩性组合、元素特征、伽马能谱特征等；对比的方法是在有合成记录标定的地震资料约束下，在掌握地层分布的基础上，利用正钻井的录井、MWD、LWD 等资料与设计依据井的测井、录井资料进行对比，对目的层深度进行随钻预测。 1.2 应用实例 以A 油田的L651-P1井为例。该井设计目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于邻井L651井1945.0～1949.3m 井段油层，厚度4.3m。设计A、B 靶点垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之间的水平位移为300m，要求水平段在目的层顶界以下1m按稳斜角90°钻进。本区沙一段岩性组合为油泥岩、油页岩夹白云岩、生物灰岩，白云岩、生物灰岩、油页岩均为本区的标志层。该井录井项目仅有气测录井和岩屑录井，LWD 带自然伽马（GR）和深感应电阻率RILD）测井（见图1）。
图 1L651井（a）与 L651-P1井（b）地层随钻对比图
由于沙一段的油页岩和灰色泥质白云岩都有气测显示，电阻率曲线均为高值，因此要用大段控制的原则进行对比。邻井L651井在目的层顶以上10m 开始见有泥质白云岩，可作为对比依据。在进入油层前的层位对比中，LWD 曲线在垂深1935m时电阻率均为低值，自然伽马曲线跳跃幅度大，不易对比；岩屑录井在该深度也未见到泥质白云岩，由此推断目的层可能推后；垂深测井曲线的对比也确定目的层将推后至1954.5m。继续降斜钻进，电阻率曲线在垂深1945m处出现高阻尖（见图1b），对比认定此高阻部位相当于L651 井1937.5m 部位的第1 层泥质白云岩，由此预测油层顶面为1957m。钻至斜深2092m（垂深1951.2m）开始见泥质白云岩，无油气显示，分析认为不是目的层，降斜钻进至斜深2172m（垂深1956.2m）开始见油斑泥质白云岩，经录井剖面对比表明其为目的层的岩性及显示，这说明实际目的层深度比设计目的层深度深11.7m（见图2）。
图 2 L651-P1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比图
又如B气田的DP6井。该井设计目的层为山一段石英砂岩，设计A靶点垂深为2874m，距砂岩底5.14m。在钻进过程中，录井人员根据山二段的底界深度及标志层山一1段的顶部煤层深度作出预测，认为A靶点深度比设计结果将提前7m。但此预测结果未被甲方认可，于是继续按照原设计要求钻进，结果在垂深2871.53m处钻穿了目的层砂体（见表1），随后的打水泥塞填井耽误工程施工3d，重复钻井耽误钻井周期18d，累计耽误时间21d。对比后发现，随钻预测的目的层底界深度和实钻深度相差不足0.5m。
2 地质解释与导向技术
进入水平段后的油气层钻遇率是衡量水平井质量和成败的关键指标。国外的随钻成像测井、方位电阻率测井、核磁共振测井及远距离边界探测等先进的随钻技术已成为水平井地质导向的主要技术手段。目前，国内水平井地质导向技术与国外尚有相当大的差距，例如，LWD 技术和解释水平均远远落后于国外。但是依靠随钻过程中录井的岩性、物性、含油气性资料及LWD/MWD的电性资料，并结合地震剖面，实时修正油层模型，也可实现精确导向，提高油层钻遇率。地面录井资料虽然受井筒因素的影响，具有一定的滞后性，但资料直接、直观，有助于降低解释结论的多解性，这一优势是随钻测井资料所不具有的，且中浅层水平井的迟到参数也比LWD/MWD资料的实时性强；所以，在地质解释过程中，需要将二者有机结合。 2.1 目的层岩性变化的分析与判断
地震资料通常无法识别薄层的变化、相变导致的岩性变化和小断层，因而经常在水平段钻遇非目的层岩性或油气显示变差。岩性的变化可以通过钻时、元素录井、岩屑录井、随钻伽马曲线、随钻电阻率曲线等进行判识，油气显示的变化可以通过气测曲线、钻井液含油率的变化及电性变化进行判别。一般情况下，进入水平段后，钻遇非目的层岩性（如泥岩）可能有以下几种情形：①井眼偏离了正确轨迹（见图3a）。此时需要根据随钻测井资料分析井身轨迹与地层之间的夹角（在有方位电阻率、成像测井的情况下，更便于解释），判断钻头偏移方向（向上或向下）及距离后，及时调整井身轨迹。②目的层沉积相变化（见图3b）。该情况可能是砂岩相变或尖灭导致，也可能后面还有砂体，且砂体之间并不连通。对于前者应该及时完钻，对于后者则要根据井区资料和地震剖面判断砂体之间的距离以确定是否继续钻进。③钻遇断层（见图3c）。此时需要精确解释该断层是正断层还是逆断层以及断层的断距，以确定采用增斜还是降斜钻进。④钻遇泥岩夹层（见图3d）。遇到这种情形可继续钻进。只有解释准确，才能正确指导钻头的走向，并得出是否完钻、何时完钻的科学判断。
2.2 应用实例
A 油田的ZB3-P4 井，其目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油层井段，厚度11.5m。设计A、B靶点垂深分别为1411.8m、1414.8m，A、B 靶点之间的水平位移为300m，A、B 靶处的油层顶深分别为1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的层顶界以下2～6m 按稳斜角89.43°钻进。本区块沙一段生物灰岩油层属于生物礁沉积，在井区直井的钻探中，发现生物灰岩在有的井内厚度大，有的井内厚度小甚至缺失，由此推断生物礁沉积在横向上并不连续。钻进过程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）进入目的层，比设计的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依据新的油层顶部深度数据将A、B 靶点垂深均调整为1407.4m。在水平段钻进过程中，于斜深1606m 岩屑开始见灰色泥岩，从地震剖面上看（见图4）。
钻井轨迹仍在油层范围内延伸，分析认为是生物灰岩不连续导致钻遇泥岩，可继续按要求轨迹钻进，结果在钻穿49m泥岩后至斜深1655m又见油斑生物灰岩（见图5）。并按要求钻完水平段，圆满完成设计任务。
由此可见，水平井地质解释的关键是在掌握目的层沉积特点的基础上，在有邻井资料控制的前提下，依据地震剖面建立精确的地质模型，并在实钻过程中，及时修正和完善地质模型；否则便会做出错误的判断。如B气田的P26井，X 射线荧光录井的Si元素百分含量曲线显示，在井深2851～2950m（见图6中E—F 段）钻遇99m褐色泥岩，现场判断认为已钻穿目的层，于是做出向上纠斜的错误决定，致使井身轨迹偏离了目的层，导致油层钻遇率大大降低。实际上，该井目的层有3口邻井资料控制，虽然目的层深度不一致，但其岩性均为砂岩且不夹泥岩层。P26井E—F段的泥岩应为泥岩条带。因此，在钻遇非目的层岩性时，要分析沉积相及沉积微相特征，并尽可能多地结合邻井资料及地震剖面，做出正确解释和科学导向。
3 结语
本研究表明，在水平井地质导向过程中，除了应结合随钻测井、录井资料外，还要注重与物探资料的结合，实现宏观与微观的结合、构造与沉积相的结合、岩性与电性的结合、物性与含油气性的结合，做到精细对比，准确预测；合理解释，科学决策。
李兵冰摘自《石油勘探与开发》2012-10-30
