四川盆地中部高石梯地区深层岩溶储层水平井地质导向技术

张树东 胡 华 张 宇 吉 人 王安庆 李春梅 王 平

1.中国石油测井有限公司西南分公司 2.中国石油西南油气田公司勘探事业部3.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司西南物探研究院

0 引言

四川盆地中部高石梯地区上震旦统灯影组是目前该盆地重要的天然气勘探开发层位，埋深超过5 000 m，地层温度介于140～170 ℃，硫化氢含量在25 g/m3左右。震旦系灯影组为巨厚的浅海台地相碳酸盐岩，由于灯影期的桐湾运动，灯影组2次暴露地表[1]，遭受风化剥蚀作用以及后期埋藏岩溶作用，受岩性、古岩溶、构造作用和充填作用等的影响[2-4]，储层孔隙结构复杂，形成由基质孔隙、溶洞和裂缝多重介质组成的多种储集类型，天然气高产井主要是裂缝—孔洞（隙）型和裂缝—溶洞型[5]。纵向上，从上至下发育多套“溶孔、溶洞”性储层，以中、小洞为主，局部发育大型裂缝和大的洞穴，储层之间被厚度不等的致密层和硅质层分隔，储层总体顶部发育，向下发育程度变差[6-8]。同时，储层横向变化较大，总体表现为纵横向强烈的非均质性。为了有效提高单井产能和储层缝洞钻遇率，目前基本采用大斜度井或水平井开采方式[9]，水平井使用随钻伽马＋电磁波电阻率进行地质导向钻井。由于储层的非均质性强、电阻率值较高、轨迹控制困难等，在该区域实施水平井地质导向钻井面临较大的挑战。针对上述难题，通过对前期实钻的水平井施工总结，探索了井震结合地质建模技术、实时储层识别与追踪技术和井眼轨迹优化控制技术，实现了地质工程一体化作业，取得了较好的效果，有效提高了单井产量，降低了工程复杂程度。

1 地质导向的难点

1.1 储层识别难

高石梯地区灯影组储层基质孔隙度较低，平均介于2%～5%，表现为电阻率较高且动态变化范围较大，通常介于800～10 000 Ω·m，有时甚至超过10 000 Ω·m，而实施随钻地质导向使用的手段仅为伽马＋电磁波电阻率，电磁波电阻率探测范围最高在4 000 Ω·m以内，这给储层识别以及区分储层与致密层带来一定困难。

1.2 轨迹控制难

受地层岩性和储层强非均质性的影响，因追踪储层易致轨迹变复杂，同时定向规律性难把握，定向效果较差，影响井身质量和钻井效率。

1.3 地质导向难

储层既有孔洞缝发育分布及搭配关系的非均质性，又有纵向上总体的成层性背景上的横向较大的变化，造成沿水平方向追踪储层困难。同时地层岩性复杂，岩石可钻性差异大，储层可钻性好，致密层可钻性较差，硅质层岩石的可钻性极差，且对钻头损害较大，减少钻遇致密层和避免进入硅质层非常重要。安全泥浆密度窗口窄，钻井过程中井漏、井喷风险较大。需要通过地质导向技术系统地开展精细地质建模、准确岩性与缝洞识别和合理规划井身轨迹来实现安全优质钻井。

2 井震结合地质建模

通常，地质建模需要根据各个区块不同储层类型和不同地质与工程特点来建立相应的地质模型，以满足地质导向作业需要[10-11]。而储层受控因素不同，地质建模的侧重点也不同。灯影组储层主要受岩溶相带和岩相控制，地质建模主要是通过井筒资料建立岩相模型、储层厚度模型、储层类型模型、储层电性模型，运用地震资料建立缝洞模型和储层地震识别模式，运用地质工程资料建立岩石可钻性、地层压力和井眼稳定性模型。川中地区灯影组和龙王庙组岩相模型主要指硅质、黄铁矿和沥青的含量、发育层位、厚度和横向分布等。储层厚度模型指储层发育度、厚度及其横向变化等。储层电性模型指储层的电阻率和自然伽马特征范围与储层品质和储层类型等的关联性。缝洞模型指地震资料蚂蚁体、相干分析等方法提取的缝洞检测成果。地震模式指对灯影组不同储层类型和储层发育度与发育位置在地震上的响应模式。

井震结合地质建模的方法主要是利用区块多井测井与地质资料建立岩相、储层和气水模型等，优选箱体。利用测井资料标定地震资料反演储层孔隙度、检测孔洞与裂缝以及解释构造形态，建立井轨迹方向的储层和构造模型。也可以通过地质建模软件（例如Рetrel、VoxelGeo）来完成三维地质建模[12]。

2.1 利用测井资料建立岩相模型

灯影组最重要的岩相是硅质，主要有两种方式存在：①以隐晶质形成层状和条带状致密层，其纵向上呈多层状分布且横向上厚度变化较大，也是岩石可钻性极差同时对钻头磨损严重的地层；②以石英晶体充填于储层孔洞中，与储层紧密相关。两种硅质存在的形式需要加以识别和区分，利用元素测井结合常规测井资料能较好解释硅质的存在状态。

在利用测井资料对岩性进行精细评价基础上，开展多井连井对比分析可以预测硅质含量和层厚的横向变化规律。例如磨溪19井区多井对比分析灯四上亚段，细化为6个小层（图1），其中，2、4、6小层为白云岩储层，1号小层为顶部致密石灰质，3、5小层为厚硅质层或致密云岩层。多井解释成果指示硅质层（条带）厚度和含量横向变化较大，对储层的分布也产生了较大的影响。同时，通过多井测井解释成果的标定基础上，也可以通过地震资料预测硅质条带的分布。

2.2 利用地震资料建立储层模型

2.2.1 缝洞检测方法

对于寒武系龙王庙组以孔隙度较高的孔洞型储层而言，地震资料的孔隙度反演方法有效。而灯影组属于低孔缝洞型储层，缝洞检测对于寻找高产井的优质储层更为重要[13]。高石梯地区灯影组碳酸盐岩由于暴露时间短，形成的缝洞尺度小，岩溶缝洞体精细雕刻困难[14]。同时，由于受地震分辨率限制，无法识别出单个孔、洞、缝，仅能识别出规模达到一定程度的孔、洞、缝发育带[15]。在裂缝发育带，通常会引起地震反射特征如振幅、地震同相轴相似性、地震属性等突变，这种突变是利用地震资料检测缝洞发育带的基础[14]。

图1 灯四上亚段储层岩性分布对比图

图2 灯四上亚段叠后缝洞预测平面图

通过试验，在高石梯地区相干及曲率属性与裂缝发育带具有较高相关性，纹理属性对大尺度的溶蚀孔洞发育带具有较强敏感性。基于这3种地震属性，对高石梯地区灯影组的缝、洞进行了有效预测。图2为灯四上亚段相干、纹理、曲率属性的缝洞预测平面图，整体形态基本一致。相干及曲率属性精细刻画了小断层及微小裂缝，纹理属性更能反映出溶蚀孔洞特征，图2中出现团块状、椭圆状、点状异常区域为溶蚀孔洞发育区。图3为过GS118井的缝洞预测剖面，预测缝洞发育位置与实钻井漏位置吻合。纹理属性平面图显示该井位于断层附近。截至2019年5月13日，该段累计漏失钻井液2 002.5 m3。

2.2.2 储层地震识别模式

通过多井测井解释，高石梯灯影组发育3种储层类型：溶孔型、溶洞型和缝洞型。不同储层类型、不同储层纵向组合方式，地震响应模式有所不同[16]。

图3 过GS118井缝洞预测剖面图

通过对高石梯地区大量钻井的储层、硅质层进行连井对比，总结出了3种地震响应模式（表1）。即：①宽波谷（反射时差一般大于40 ms）、寒武系底弱振幅或复波。该模式顶部优质储层发育，储集空间以溶洞为主，气井测试产量高。②宽波谷（反射时差一般大于40 ms）、内部亮点反射。该模式内幕优质储层发育，与硅质层共同形成亮点反射，储集空间以溶洞为主，气井测试产量高。③窄波谷模式（反射时差通常小于30 ms），储层主要发育在窄波谷内，实钻井表明，该模式储层发育程度较差，储集空间以溶孔为主，气井测试产量较低。

表1 高石梯地区储层地震响应模式统计表

2.3 建立储层地质导向模型

地质导向模型是建立沿设计轨迹方向的构造、储层、岩相、气水等多种信息的综合模型，它是在区域多井实钻资料分析基础上确定主要目标层，根据实钻井标定地震剖面来提取靶体方向的缝洞检测成果，并结合地震模式，分析靶体方向构造、储层等发育分布状况，优选靶体，从而建立靶体地质模型（图4）。

图4 基于测井与地震解释的地质模型与井轨迹设计图

3 一体化地质导向策略

3.1 追踪储层的策略

储层受控因素不同，地质导向中追踪储层的方法也不同[10]。受构造和地层控制的储层，追踪储层的方法主要是通过标志层识别小层和解释构造变化。灯影组储层是受岩相和岩溶多重因素控制，储层的分布与地层和构造关系不密切，追踪储层主要利用井震结合寻找缝洞发育位置的方法。

3.1.1 通过随钻电阻率识别储层，结合钻时和气测评价储层

由于震旦系储层电阻率普遍较高，随钻电磁波电阻率对不同类型储层的敏感性不同，缝洞型储层和孔隙度较高的孔洞型储层深浅电阻率均有一定降低，并呈现正差异[17]。分散状孔洞型储层电阻率往往较高，以致电磁波深浅电阻率均限幅，且与硅质层容易混淆，储层识别难度较大，部分高电阻率与沥青充填孔洞有关[4,18]，需要综合随钻测井与岩屑元素录井和气测录井加以识别。而自然伽马在不同储层有些差异，多数储层自然伽马值较低，灯影组风化岩溶储层自然伽马略有增高。

随钻测井与录井结合能较好识别和评价储层[19]。通过对震旦系通过对高石梯区块已钻资料的分析，总结了不同储层条件下的测井、录井、钻井参数基本识别特征（表2），在井眼轨迹进入储层段具有“二高四低”的特征，即高气测值、高深浅电阻率的幅度差异，低钻时、低自然伽马、低电阻率、低硅质含量。

3.1.2 通过综合分析测井与地震资料追踪储层

风化岩溶储层具有纵向分带性和横向非均质性的双重特性[7]，追踪储层首先要找出井轨迹方向储层的发育分布规律。分析对比邻井多井测井资料，划分岩溶相带，解释储层品质和类型，预测出最优储层分布的层位和储层发育度。在井标定的基础上，运用地震资料预测沿井轨迹储层发育变化的情况，找出主要的缝洞层分布位置并剔除硅质条带的影响。利用实钻资料不断验证和修正模型，达到最佳的地质导向效果。

表2 灯四段地质导向储层定性识别表

3.2 优化井眼轨迹的策略

优化井眼轨迹目的是在提高储层钻遇率的基础上，降低工程风险和提高钻井的效率[13]。优化轨迹也是一个系统的工程，需要地质导向与定向工程和钻井工程的充分结合和密切配合。基于风险识别的轨迹优化主要考虑储层埋深变化造成着陆轨迹复杂、储层内轨迹起伏变化大造成后期定向困难以及钻遇硅质层和致密层造成岩石可钻性差并失去目标等风险，需要通过不断优化井轨迹来提升井身质量。

3.2.1 优化灯四段顶部的井斜角，为后续水平井钻进创造良好的条件

由于灯四段水平井的造斜段是分两次完成：上段为寒武系筇竹寺组，下段为震旦系灯四段。因此筇竹寺组造斜段轨迹优化对水平井的着陆有重要影响，合理选择钻达灯影组顶部井斜角既可以降低灯影组内部造斜段井轨迹的复杂程度和定向难度，又能提高钻井的效率。灯四段箱体位置离灯影组顶部的距离不同，灯影组顶部井斜角选取亦不同。通过实钻资料分析，灯影组造斜段以5°/30 m造斜率前提下，灯影组顶部井斜角与储层中部（箱体中部）距灯影组顶部的距离可以按照如下的公式计算：

式中θ表示井斜角，(°)；H表示水平井箱体中部离灯影组顶部垂厚，m。

3.2.2 优化造斜段轨迹，为水平段着陆创造良好的条件

灯四上亚段的造斜段往往要同时实现造斜、下探储层和入靶等功能，当储层纵向发育位置对比设计位置发生变化（提前或延后）的情况下其轨迹优化难度加大，需要通过轨迹着陆方案的优化及地质与工程密切配合来实现。

优化轨迹的方法有多种，比如稳斜探顶法。针对震旦系灯影组有随钻测井和元素录井等丰富资料的情况下，可以通过逐步逼近法更好地实现井轨迹的优化。该方法需要考虑3个因素：风险厚度、极限造斜率和储层厚度。风险厚度就是实钻储层位置距离设计可能增加或减少的最大（垂直）厚度，预测的方法主要是多井地层对比，结合区域地质认识确定，它是轨迹优化的基础，风险厚度越大，轨迹优化的难度越大。极限造斜率就是钻井和井眼稳定性及完井需要的最大安全造斜率，它是轨迹优化的红线。储层厚度就是目的层储层发育的厚度或箱体的厚度，它是轨迹优化的制约因素。如果储层的厚度越厚，井斜角可选择的范围越大，轨迹优化的难度越小；反之，储层越薄，井轨迹优化的难度越大。逐步逼近法就是根据上述3个参数设计井轨迹的安全井斜范围（最大与最小），在安全范围内选择增降斜方案，逼近就是根据实钻情况重新规划安全井斜范围，不断循环往复，直至钻达储层位置。该方案对于钻遇小层划分和识别容易的井段效果更好，也对于构造起伏引起垂深变化的复杂情况同样有效。

3.2.3 避开厚层硅质层和致密层优化轨迹

通常致密层和硅质层对于地质目标的实现和钻井周期的影响较大，一旦钻入该层易造成储层钻遇率降低和钻井工程难度加大，如果井筒与地层夹角较大时需要较长进尺才能返回储层，也容易造成井轨迹和钻井工程的复杂程度加剧。利用岩屑元素分析资料实时解释硅质含量及变化趋势，根据随钻资料识别小层和储层，及时判断小层和储层发育变化趋势。结合录井和地震资料分析储层可能的边界位置。基于风险分析规划好井轨迹与地层的夹角，实现快速穿越硅质层和避开硅质层的最佳井斜角控制。

3.2.4 优选定向方案平滑轨迹

通过优化工具组合和钻井参数、优化轨迹方案、减少定向次数等实现平滑轨迹。选用工具组合要与不同井段造斜率要求相匹配，与不同地层的造斜能力相适应，达到最佳的造斜效果，同时降低井轨迹的复杂程度。充分利用自然增降斜规律减少定向次数，强化实时资料的分析和储层预测，合理规划井轨迹，减少不必要的定向，避免使工程复杂化的定向操作。例如，钻遇大裂缝和洞穴时易造成方位漂移和井斜不稳，主要通过降低钻压和顶驱转速，多采用复合钻进和加密测斜等方法，而定向钻进时，则采用“短定勤定”的方式，复合和定向交替进行来提高井身质量。

4 应用实例

GS110井位于四川盆地乐山—龙女寺古隆起高石梯构造GS19井区西北部，处于低孔隙、低渗透区，是以灯四上亚段储层为目标的第一口水平井。该亚段岩性变化为：顶部为褐灰、灰褐色石灰岩，灰色泥质灰岩；中部夹硅质云岩，向下为深灰、灰色、浅灰色黑灰色溶洞粉晶云岩及溶洞粉晶角砾云岩。受沉积相、表生期和埋藏期岩溶作用共同控制，风化及溶蚀作用形成的孔洞缝是良好的储层。

4.1 地质建模

邻井资料分析表明，灯四上亚段储层主要分布在灯四段的顶部40 m范围内，储层品质纵向和横向变化较大。通过横向对比将灯四上亚段从上至下细化为3个小层（图5左边第一道）：1号小层为差气层，2号小层为气层（水平井目标箱体），3号小层致密层（或硅质层）。其中，2号小层储层厚度介于12.3～32.1 m，平均孔隙度介于2.2%～5.9%。3口井测井解释结果表明，箱体（2号储层）顶界距灯四段顶界垂直厚度介于14.5～20.3 m，储层之下硅质层垂厚介于13.3～25.6 m。

通过对地震剖面解释（图6），GS110井水平段钻进方向呈现3段不同地震响应模式：①1段地震剖面特征为“宽波谷＋亮点反射”，在强反射波峰顶为储层发育段的底部位置，储层底界位置明显上倾；②2段同相轴错乱，为缝洞发育带；③3段为双波谷特征，储层发育位置在第一个波谷下部附近。综合分析认为，预计前中后3段储层底界距离灯四段顶部垂厚分别为35、24和41 m。

由邻井测井资料对比分析、过GS110井钻进方向地震剖面投影图所建立的钻前地质模型见图7。

4.2 井轨迹与定向设计方案

4.2.1 井轨迹设计方案

根据建立的地质模型，钻进方向前段储层厚度为20 m，顶界距离灯四段顶部10 m，底界距离灯四段顶部30 m。中部储层段厚度为12 m，顶界距离灯四段顶部13 m，底界距离灯四段顶部25 m。尾部储层段厚度为15 m，顶界距离灯四段顶部20 m，底界距离灯四段顶部35 m。根据储层中部位置作为井轨迹设计依据，井轨迹设计如图7所示。

图5 GS110井邻井综合成果图

图6 过GS110井钻进方向地震剖面投影图

图7 GS110井地质模型及轨迹设计图

4.2.2 着陆段轨迹优化方案

要同时实现下探和顺层追踪储层，避免钻入下部硅质层。由于灯四段顶部井斜较低（68°）和储层可能发育的纵向深度位置变化范围较大（30 m），因此采用稳斜探顶的方法较为合适。前段需要全力增斜，弥补上段井斜过低的不足，先以6°/30 m增斜率造斜，预计距灯四顶垂深19 m处井斜角便达到85°，保持井眼与地层5°夹角稳斜下探储层，根据离灯四段顶35 m范围内发育多层储层和沿轨迹方向地层先上倾后下倾的特点，找到储层后以4°/30 m增斜率至顺层追踪储层。如果垂深19 m以内提前发现储层，则继续保持6°/30 m增斜率直至井眼达到水平，根据已钻遇储层发育的位置情况调整靶体，增斜追踪储层。

4.2.3 定向方案

由于井斜角偏低，前段需要全力增斜，采用多定向少复合的方式，仪器组合采用单弯螺杆（带扶正器）＋LWD地质导向工具＋101.6 mm钻具，尽量简化井下钻具，利用增斜段的带扶正器螺杆的复合钻增斜效果，在造斜段采用6 t钻压，进入水平段后选用欠尺寸扶正器的单弯螺杆，采用4 t钻压尽量通过调整钻压来控制复合钻的增降斜效果。

4.3 实时导向情况

实时导向情况如图8所示。

4.3.1 第一段 5 534 ～ 5 700 m，优化轨迹钻进，平缓着陆

井深5 534～5 600 m按设计正常钻进，未发现储层。

井深 5 600 ～ 5 680 m 提前进入储 层。钻至5 600 m，电阻率明显降低（深电阻为 1 670 Ω·m，浅电阻为650 Ω·m），钻时明显加快（由15 min/m加快到8～10 min/m），但是气测值较低，伽马较高，综合判断井眼轨迹已进入了缝洞发育带，但被上覆岩层带来的泥质充填严重。5 600 m井斜角为82.3°，距灯四段顶部为17 m，井眼轨迹以10°左右夹角在储层段内下切。按照前述的优化方案，继续以6°/30 m增斜钻进至顺层，同时跟踪储层变化情况。

至井深 5 680 ～ 5 700 m 追踪储层。钻至 5 680 m时井斜为91.8°，井眼轨迹已顺层，井底距离灯四段顶部 20.1 m，随钻电阻率由 1 500 Ω·m 降至 220 Ω·m，且在 5 685 ～ 5 693 m 电阻率出现“刺刀状”，指示裂缝发育，录井5处显示 “气侵”和“溢流”，钻时由10 min/m加快至7 min/m, 实钻资料分析轨迹位于优质储层段中。综合已钻层段资料分析，储层发育井段 5 600 ～ 5 700 m，距灯四段顶部 17 ～ 24 m，与邻井解释的储层位置接近，对应地震剖面上亮点反射的零相位附近，下一步继续以 91°左右井斜角追踪该套储层钻进。

4.3.2 第二段 5 700 ～ 6 130 m，地质工程一体化追踪储层钻进

继续沿强反射顶部的零相位追踪储层。5 700～6 130 m井段电阻率中低值，介于270～1 500 Ω·m，电阻率在多处显示为“尖刺状”特征，分析应为裂缝发育。该段录井见6处油气显示（3处气侵，1处溢流，2处井漏），综合分析中段缝洞发育。至6 130 m处井斜为90.2°，井底距离灯四段顶部14.8 m，井眼轨迹处于储层段的中部略偏上，地震剖面显示在后续钻进方向储层位置靠下呈下倾趋势，灯影组顶部强反射同相轴呈现为扭错特征，尾端轨迹需要下调至双波谷的中下部，并且水平段已钻进600 m，为防止后续定向及轨迹调整困难、降低后续钻进轨迹控制难度，提前降斜88°～89°钻进。

4.3.3 第三段 6 130 ～ 6 586 m，追踪下部储层，探索地震剖面双波谷特征储层发育情况

图8 GS110井完钻地质模型图

钻至6 200 m，波谷下方反射能量减弱，波谷更窄，逐渐过渡至双波谷特征，综合分析储层位置将逐渐下移，降斜至87°左右，缓慢下探双波谷特征储层发育特征。至井深 6 548.89 m （垂深 5 338.07 m），井斜87.3°，距离灯四段顶部垂厚18 m左右，钻时8 ～ 30 min/m，伽马介于 8 ～ 12 AРI，电阻率介于700～1 524 Ω·m，井轨迹位于双波谷下部，储层品质略微变差，决定增斜至90°靠近双波谷中间部位钻进，追踪储层至井深6 586.25 m完钻。

4.4 实钻结果

GS110 井地质导向 5 534.00 ～ 6 586.24 m，地质导向总进尺 1 052.24 m，定向进尺 156.00 m，完井测井灯四段解释有效储层段长702.40 m。从电成像测井结果分析，钻遇井段裂缝和孔洞发育，共拾取117条明显张开缝，基本为中高角度裂缝，完井测试获得65.77×104m3/d高产工业气流，产量是区域邻井直井的8.5倍，有效地提高了单井产能。

5 结论

1）针对川中地区深层非均质碳酸盐岩储层，需结合地震、地质和测井建立相对可靠的硅质岩相模型、储层缝洞模型、储层地震识别模式和储层测井与录井综合判别标准，才能较好建立地质模型，提高缝洞识别效果和储层钻遇率。

2）根据不同地层、储层、钻井液与井下工程状况来制订轨迹优化方案，并通过优选钻井参数与工具组合以及精细定向操作不断提升井身质量。

3）井震结合地质建模、基于风险分析的轨迹优化和适应地层特点的定向操作是实现地质工程一体化地质导向的关键点，3项技术的深度融合也是解决深层碳酸盐岩水平井优质高效钻井的有效手段。