随钻地质导向在S7-59H井中的应用

王谦，苏波，李震，虞兵，杨帆，洪英霖

（1.中国石油集团测井有限公司，陕西 西安 710077；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

随钻地质导向在S7-59H井中的应用

王谦1，苏波1，李震1，虞兵1，杨帆1，洪英霖2

（1.中国石油集团测井有限公司，陕西 西安 710077；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

水平井地质导向技术在地质构造复杂的油气藏与薄油层的开发中发挥着重要的作用，通过地质导向可以提高水平井储层的钻遇率，提高单井产量，降低勘探开发风险。文中系统地建立了视地层倾角的预测方法，以随钻测井资料为基础进行地层精细对比，利用随钻电阻率探测半径的差异进行储层界面预测，结合气测、岩屑、钻时等信息克服了随钻测井仪器零长带来的盲区，指导水平井安全着陆。同时，结合视地层倾角实时预测结果，调整控制井眼轨迹远离储层边界，使储层的钻遇率高达100%。通过对随钻测井资料与电缆测井资料的对比分析，结果表明，随钻测井曲线与电缆测井曲线的一致性较好，随钻自然伽马测井对高伽马储层的识别能力低于电缆自然电位测井，随钻电磁波电阻率的分辨率略低于阵列感应的分辨率，随钻测井资料可以满足储层解释评价的需求。

地质导向；倾角预测；随钻测井；电磁波电阻率

随钻地质导向钻井技术是在勘探开发面临复杂地质条件的背景下和随钻测量技术日趋成熟的基础上发展起来的前沿钻井技术。所谓的地质导向是用近钻头测量的地质、工程参数和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储集层并取得最佳位置。采用地质导向钻井技术，能极大地提高对地层、构造、储层特征的判断和钻头在储层内轨迹的控制能力，从而提高油层钻遇率、钻井成功率和采收率，实现增储上产，节约经济成本［1］。地质导向技术是利用地质、地震、测井的研究成果精确建立前导地质模型，依据随钻测井技术，结合录井、钻井等工程技术实时对井眼轨迹进行监测和控制，它把地震、地质、测井、工程技术有机地结合起来［2-5］。地质导向技术的进步主要依托随钻测井工具的进步，随着随钻测量技术的发展，地质导向技术也取得了长足的进步。目前，随钻测井工具可以测量井眼的方位、井斜、工具面等工程参数和自然伽马、电阻率、密度、中子孔隙度、核磁共振、声波、地层压力、随钻地震等地球物理参数［6-7］。随钻测井系列逐渐多元化可以提供完整的地层评价信息，并逐渐向方位、成像、远探测方面发展，因此将地质导向技术的发展分为3个阶段［8］：1）基于传统的无方向性随钻资料的被动式地质导向技术；2）基于随钻成像资料的交互式地质导向技术［9］；3）主动式的储层边界探测地质导向技术［10-11］。目前，我国大部分油田已进入开发中后期，水平井主要是在布井相对密集和地层比较清晰的储集层中钻进，随钻测井新技术应用较少。本文以TX油田首次使用随钻电磁波电阻率为例，论述了在现有技术条件下形成的地质导向技术方法，在导向的过程中以随钻测井资料为基础，充分利用气测、钻时、岩屑等资料，及时进行地层对比与轨迹调整，极大地提高了薄油层的钻遇率。

1　地层倾向、倾角预测方法

1.1地震资料分析

地震剖面是地质剖面的地震响应，通过精细分析地震剖面，可以确定砂体的展布情况，判断地层褶皱、尖灭、断层的发育情况。但地震资料对砂体内泥质隔夹层的分辨率较差，而且当目的层的地层倾角较小时，地震资料很难估算其倾角，所以应该利用地震资料横向分辨率高的特点，进行储层的横向非均质性预测。

1.2地层倾角测井

地层倾角测井是一种在裸眼井中探测地层层面空间位置的测井方法，主要通过测量地层倾角及其倾斜方位角研究各种地质问题。一般认为，泥岩为低能量沉积环境，水流平稳，层理呈水平状，与原始沉积面平行。泥岩的倾角与倾向反映了地质构造运动的结果，所以通常采用目的层上部泥岩段的倾角大小来确定地层的构造倾角，尤其对构造倾角较大的地层精度较高。

1.3区域多井对比

通过对比邻井标准层（全区分布稳定、厚度稳定、岩性特征明显）的海拔深度确定高度差，利用井口坐标与井眼轨迹参数确定邻井标准层之间的水平位移，如图1所示。

图1　邻井标准层对比

以M1，M2井为例，直井间水平位移为

如果M1，M2为大斜度井，则对比标准层之间的水平位移为

则邻井附近地层倾角的大小为

式中：x1为M1井横坐标，m；x2为M2井横坐标，m；y1为M1井纵坐标，m；y2为M2井纵坐标，m；Δx1为M1井标准层横坐标相对井口横坐标位移，m；Δx2为M2井标准层横坐标相对井口横坐标位移，m；Δy1为M1井标准层纵坐标相对井口纵坐标位移，m；Δy2为M2井标准层纵坐标相对井口纵坐标位移，m。

另一种方法是对比同一口井导眼井（一般为直井，若井斜比较大，应进行井斜校正）标准层与随钻实时测井（水平井）标准层。以M1井为例，在确定随钻水平井与导眼井标准层高度差ΔH，和水平段标准层相对于导眼井的水平位移L11的基础上，计算钻进方向的地层倾角，即：

其中，导眼井标准层深度为电缆测井深度，随钻实时测井深度为钻杆深度，应该在造斜段以上对比自然伽马曲线，消除2套深度系统的误差。

1.4随钻测井实时计算

在钻井过程中，通过随钻测井、录井等综合信息判断钻头与目的层的相对空间位置，大体分为3种情况：钻头从油层底部穿出、钻头从油层顶部穿出、钻头在油层中穿行。本文利用随钻测井资料和地质工程参数对钻进过程中的地层倾角进行计算（见图2，其中红色曲线代表井眼轨迹）。

1.4.1地层下倾倾角确定

钻头从油层底部穿出（见图2a），地层倾角为

钻头从油层顶部穿出（见图2b），地层倾角为

钻头在油层中穿行（见图2c），地层倾角为

图2　钻进过程中地层倾角计算

1.4.2地层上倾倾角确定方法

钻头从油层底部穿出（见图2d），地层倾角为

钻头从油层顶部穿出（见图2e），地层倾角为

钻头在油层中穿行（见图2f），地层倾角为

式中：θ为地层倾角，（°）；D1为着陆点海拔，m；D2为出层点海拔（在图2c、图2f中指钻头当前海拔），m；D0为油层视垂厚度，m；L1为着陆点水平位移，m；L2为出层点水平位移 （在图2c、图2f中指当前钻头的水平位移），m。

上述计算出来的视地层倾角不一定完全代表储层的实际情况［12-13］，实际地质导向时可作为重要参考。

2　随钻测井地质导向

2.1目的层特征分析

S7-59H井是一口措施补救井，在导眼井失利的情况下侧向钻井，跨过东河砂岩构造高点，在构造的西南翼进行水平段钻进。通过多井地质特征分析可知，该井与邻井（LJ7-54井）东河砂岩段储层特征相似，水平段目的层为20号差油层（见图3）。该油层厚度较薄，约为1.0 m，而且物性较差，电阻率在6.5～8.6 Ω·m，上、下各发育一套厚度较薄的泥质夹层。图中，1 in=2.54 cm，1 ft=30.48 cm。

图3　LJ7-54井目的层曲线特征

2.2指导准确入靶

依据地震剖面的分析结果，S7-59井石炭系东河砂岩构造较为平缓，横向展布稳定，无断层、褶皱出现。通过对邻井地层与东河砂岩顶面构造图分析，发现水平段待钻地层下倾，而且倾向稳定，结合邻井地层倾角构造解释成果估算目的层地层倾角大约在1.5°。由于目的层较薄，为了避免井眼轨迹提前着陆或钻穿目的层，取全区分布范围广、厚度稳定、岩性特征明显容易识别的生屑灰岩段（生灰段）为标志层。生灰段与东河砂岩之间的下泥岩段厚度在36.0~36.7 m，通过卡准生灰底与东河砂岩顶，使井眼轨迹以最佳的姿态入靶。该井实钻生灰段厚度为34.5 m，邻井生灰段厚度都在35.0 m左右，地层稳定倾角变化较小，但轨迹设计在垂深3 669.7 m处钻遇生灰段底界，实钻生灰段底界垂深为3 674.0 m。预测目的层深度下移，及时修改轨迹设计剖面，预测东河砂岩段顶界垂深在3 710.5 m左右，目的层顶界垂深在3 715.2 m左右，因此将增斜率由5°/30 m降为3°/30 m左右进行钻进。

钻进至井深3 900.0 m时，录井由灰色泥岩逐渐变为灰色泥质粉砂岩，随钻测井深浅电阻率曲线逐渐分开 （见图4），随钻相位电阻率对于10．0 Ω·m的地层，浅电阻率探测深度66.0 cm，深电阻率的探测深度是124.5cm。从图4可以看出，在3 911.0 m处自然伽马无变化，深电阻率缓慢升高，明显大于浅电阻率，具有较大探测半径的深电阻率首先探测到了下部储层信息［14］。预测井眼轨迹距东河砂岩顶界垂深约为1.0 m，很快将进入东河砂岩段，此时钻时未发生明显变化，录井岩屑粉砂含量逐渐增多，并逐渐向细砂岩过渡。当钻进至井深3 919.0 m处，气测录井的全烃值迅速升高，综合判断已进入东河砂岩，此时井斜为79.5°。为了使井斜在预测目的层顶界上部0.5 m处达到86.0°进行探顶［15］，决定将造斜率增大到6°/30 m。滞后的随钻测井曲线显示东河砂岩顶界在井深3 918.4 m（垂深3 710.6 m）处，与设计基本一致，继续增斜探顶。随钻伽马曲线指示在井深3 949.0 m处钻遇目的层顶部泥质夹层，预计很快进入目的层。钻进至3 961.0 m处时，气测录井的全烃值迅速升高，综合判断已进入目的层，迅速增斜至88.5°进行稳斜钻进，滞后的随钻测井曲线显示目的层顶界在井深3 960.0 m（垂深3 715.0 m）处，比设计浅了0.2 m（见图5）。

图4　随钻电阻率探测储层顶界

2.3井眼轨迹控制

进入目的层后，砂岩分选较好，地层致密，工程增斜难度较小，要求以88.5°稳斜钻进。当钻头钻进至3 994.0～3 996.0 m时气测值消失，录井显示该段含有泥质，由于随钻测井记录点距钻头有一定距离（即零长），导致随钻测井有一定的盲区，目前仪器能测量处的自然伽马测井值为70 API，深探测电阻率为 15.8 Ω·m，深、浅电阻率基本重合，录取到的随钻测井资料指示曲线未发生明显变化，井眼轨迹在储层中。此时井斜为88.5°，钻头处的地层信息都在随钻测井仪探测范围内，随钻测井曲线未发生变化，说明钻头并未钻进到目的层上、下泥质夹层。通过综合分析认为存在2种情况：一是钻头在储层中穿行，录井泥质是泥岩段井壁垮塌所致；另一种情况是钻头附近出现透镜体泥质条带或小断层。为了落实目前钻头处的储层特征，决定稳斜钻进直到随钻测井录取到该段储层信息。当钻头钻进至3 998.0 m时气测值迅速上升，录井显示为细砂岩，此时认为是第1种情况的可能性极大；稳斜继续钻进，随钻测井曲线显示在3 994.0～3 996.0 m段自然伽马和电阻率值均未反映有泥质存在，井眼轨迹处于目的层中，未钻遇泥质条带与小断层，泥质来自井壁掉块。

图5　随钻测井东河砂岩垂深

当钻头钻进至4 018.0～4 026.0 m时，深、浅电阻率均降低，深电阻曲线明显比浅电阻曲线测井值要大，在4 018.0 m之前，2条曲线基本重合，说明在仪器较小范围内地层电阻均值较低，较大范围内地层电阻均值较大。对目的层特征进行分析发现目的层底部物性较上部要好，随着物性变好，电阻率逐渐变低，因此综合判断井眼轨迹在油层底部穿行，为了避免钻头从储存底部穿出缓慢增斜。当钻进至4 077.0 m时井斜增至89.5°，计算地层倾角大于0.7°，此后进行缓慢降斜，井斜控制在88.7°左右进行钻进，完钻后计算目的层地层倾角约为1.2°，与预测值基本一致。在随钻地质导向过程中，以随钻实时测井资料为依据，充分利用气测、岩屑等资料及时进行地层分析预测，钻井结果显示，该井目的层厚度、倾向稳定，在1.0 m厚的薄层中，水平段进尺170.0 m，储层钻遇率为100%（见图6）。

图6　目的层水平段随钻测井曲线

3　随钻测井现场快速解释

在现场地质导向的过程中要求判断钻遇储层的流体性质，在缺乏随钻物性曲线的情况下进行了现场快速解释，同时该井在完钻后进行了5700电缆测井，对比分析了随钻测井与电缆测井的差异。图7为30°稳斜段随钻测井与电缆测井对比。

从图7中可以看出：随钻测井的自然伽马曲线与电缆测井自然伽马曲线的变化趋势、测量值基本一致；随钻深探测电阻率与电缆阵列感应（120 in）深电阻率MR120基本一致，随钻浅探测电阻率与阵列感应（30 in） MR30的差异主要是由钻井液侵入引起的；对比3345.0～3 350.0 m发现，阵列感应曲线的分辨率高于随钻电阻率，与地层岩性、物性曲线的变化趋势更为一致。对于高伽马储层（3 352.5～3 357.0 m），随钻伽马的分层能力比电缆测井（自然电位+自然伽马+井径）的分层能力差。在3 352.5～3 357.0 m，自然电位为明显的负异常，指示为渗透性储层，井径基本为钻头尺寸，与下部纯泥岩段井径扩径形成鲜明的对比，指示为储层，利用随钻伽马测井不能有效识别高伽马储层；在 3 357.0～3 360.0 m段，随钻电阻率在2.5～3.7 Ω·m，通过对自然伽马曲线与邻井测井曲线的综合分析认为，该段储层物性较差，该层系纯水层的电阻率一般低于1.3 Ω· m，所以该段随钻测井综合解释为差油层。由于该层系在平面上不发育高伽马储层，邻井对该层系进行过投产，综合分析认为，高伽马储层是由于水淹后储层含铀所致，所以结合物性与饱和度参数电缆测井综合解释为低水淹层。

图8为水平段随钻测井与电缆测井对比。随钻测井缺乏物性曲线，只能依靠邻井测井曲线与本井自然伽马曲线判断物性，结合气测、岩屑对储层进行综合分析，所以随钻测井与电缆测井相比，对差油层与干层的分辨能力较差。通过图7与图8测井曲线的对比分析，发现水平段随钻测井伽马曲线值略高于电缆测井，随钻测井的电阻率与电缆测井一致性较好，但阵列感应的分辨率明显高于随钻电磁波电阻率。

图7　30°稳斜段随钻测井与电缆测井对比

图8　水平段随钻测井与电缆测井对比

4　结论

1）利用随钻测井资料可以实时进行视地层倾角预测，估算其大小与范围，指导井眼轨迹在水平段的调整方案；通过随钻深浅电阻率探测半径的差异，可以提前探测储层边界，井斜角越大，探测的距离越远，用于轨迹调整的距离越长，轨迹调整时要兼顾地质与工程需求，狗腿度尽量小于7°/30 m。

2）本次随钻测井自然伽马不带方向性，而且零长较长，需结合钻井工程参数与测井资料综合判断钻头与储层的相对空间位置关系，对于地质构造情况复杂的储层，追踪能力较差；随钻方位伽马能准确判断钻头是从储层上部或下部穿出，建议在薄砂层中应用方位伽马进行地质导向。

3）对于高伽马储层，随钻伽马的分层能力不及电缆测井的三岩性曲线（自然伽马、井径、自然电位）；随钻测井曲线与5700电缆测井曲线一致性较好，随钻电磁波电阻率的分辨率略低于阵列感应测井的分辨率，如果在划眼过程中加测随钻孔隙度曲线，可以替代电缆测井进行储层评价解释，缩短完井周期，降低水平井测井风险。

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（编辑孙薇）

Application of LWD geosteering in S7-59H well

WANG Qian1，SU Bo1，LI Zhen1，YU Bing1，YANG Fan1，HONG Yinglin2
（1.Logging Company Ltd.，PetroChina，Xi′an，710077，China；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China）

Horizontal well geosteering technology plays an important role in the development of the complex geological structure or thin reservoir.Geosteering can raise the level of the reservoir well drill rate，improve well production，and reduce exploration and development risk.This paper systematically establishes the methods to predict the formation dip.Using fine correlated horizons based on LWD data，reservoir interface predicting by different probe radius of drilling resistivity，and combining with gas logging，cuttings，drilling time and other information，the blind area caused by tool zero length was overcome，which can be used to guide horizontal well safe landing.The well trajectory is adjusted and controlled away from the reservoir boundary using dip real-time prediction results，which makes the reservoir drilling rate as high as 100%.Based on the comparison between while drilling logging data and cable logging data，we find that while drilling logging and cable logging curve are in good agreement.For the identification of high gamma reservoir，natural potential logging is superior to LWD gamma logging，and the resolution of electromagnetic wave resistivity is lower than that of multi-array induction.The results show that LWD data can meet the demand of reservoir interpretation and evaluation.

geosteering；dip prediction；logging while drilling；electromagnetic wave resistivity

国家科技重大专项课题“复杂储层油气测井解释理论方法与处理技术”（2011ZX05020-008）

TE27+1

A

10.6056/dkyqt201602027

2015-08-12；改回日期：2016-01-12。

王谦，男，1982年生，工程师，硕士，2010年毕业于中国石油大学（华东）物理学专业，现主要从事测井资料解释评价与随钻地质导向工作。E-mail：fenyie@163.com。

引用格式：王谦，苏波，李震，等.随钻地质导向在S7-59H井中的应用［J］.断块油气田，2016，23（2）：252-257. WANG Qian，SU Bo，LI Zhen，et al.Application of LWD geosteering in S7-59H well［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：252-257.