伊拉克南部X油田水平井地质导向技术应用

张银聪 王跃昆 秦榜伟 付明顺 张 俊 王 磊 郭青松 李松波

(①中国石油集团渤海钻探第一录井公司；②中国石油集团渤海钻探工程有限公司企管法规处)

0 引 言

伊拉克南部X油田的主力目的层为白垩系Mishrif组，该组储集层主要为开阔台地相沉积，储集层空间类型主要为原生粒间孔、次生粒间溶孔、铸模孔、基质微孔及少量小型溶蚀孔洞和微裂缝。受沉积作用和成岩作用控制，储集层横向分布相对稳定，但纵向物性变化较大、层内非均质性强，严重制约了后期开发中原油采出程度[1]。为此，建设方在优选目的层位广泛实施水平井，力求实现提高储集层钻遇率，以达到快速增产的目的。在水平井钻进过程中，如何确保井眼轨迹并提高储集层钻遇率是现场面临的最大难题。水平井地质导向技术的应用有效地解决了该难题，提高了储集层钻遇率，确保了后期开发收益，为实现油田增储上产起到了积极的作用。

1 水平井地质导向技术

随着油气勘探开发的深入，水平井的数量迅猛增加，水平井已成为高效开发油气的最重要手段之一，因而水平井地质导向技术也发展成为目前钻井施工的核心技术之一。水平井地质导向技术是指在水平井钻进过程中，基于钻前建立的地质模型，结合随钻LWD测井资料和综合录井资料，通过对地质构造、地层产状及储集层的综合分析判断，实现控制钻头在储集层内有效穿行，从而提高油层钻遇率的目标，达到增储上产的目的。

水平井地质导向技术的工作流程主要包括钻前地质建模，钻中实时导向和钻后完井分析三部分。钻前地质建模主要为确认目的层，根据地质情况进行地质导向的可行性分析，构建地质模型；钻中实时导向主要为实时数据传输、解释和模型分析，预测地层倾角，从而调整井眼轨迹，该过程分为着陆段准确入窗和水平段轨迹调整两个阶段；钻后完井分析主要为应用完钻后的复测数据和解释结论更新随钻地质导向模型，为同区块其他导向作业提供参考。

1.1 钻前地质建模

在已有地质资料的基础上结合区域已钻井资料，通过对地层产状、岩性、钻时、烃组分含量、泥质含量、电阻率、孔隙度和层厚等参数的综合分析[2]，得出储集层的发育及分布特征，利用导向软件对各参数进行模拟，建立地质导向模型，并应用于之后的地质导向全过程中。在地质导向过程中，根据随钻资料(自然伽马、电阻率、岩性、气测等)实时更新地质导向模型，可保证模型与实钻结果一致,从而得到真实的地层产状。

1.2 着陆段准确入窗

1.2.1 着陆段靶点预测

在钻井过程中，标志层是地层划分和地层对比的重要依据，因此在实钻过程中寻找标志层是一项十分重要的工作。选择标志层应该遵循由浅及深、由远及近、平面分布稳定、厚度和物性都较稳定的原则。在确定标志层之后，以确定的标志层作为起始点，再根据邻井的厚度以及考虑区域性高程差等综合因素来预测靶点的深度，随着井深的增加，逐个标志层进行对比分析预测，进而最终准确预测着陆段靶点。

1.2.2 着陆段轨迹控制与调整

在着陆段轨迹控制过程中，实时跟踪实钻轨迹，利用标志层进行邻井对比，分析构造的变化，再依据靶点的预测深度进行轨迹调整。设计轨迹时根据地层对比情况，预留调整空间，一般要求提前3 m垂深达到探顶井斜；特殊情况也可以在造斜过程中设计一定长度的稳斜段，便于后期调整。为灵活控制探顶井斜，根据目的层厚度、地层倾角等情况，遵循既可以增加垂深，又容易增斜上挑(宜上宜下)的原则，目前一般按84°～86°井斜角探顶。 在着陆过程中，根据气测和钻时变化，初步判断入窗，采用控制钻压的方式控制增斜率，实现微增效果平稳着陆。

1.3 水平段轨迹调整

在水平段钻进过程中，应用随钻自然伽马和电阻率测井资料及录井资料可综合分析判断钻头在储集层中的位置，计算出钻头距储集层顶底界面的距离，提前进行井斜角的调整，优化井眼轨迹，保证井眼轨迹在储集层中穿行[3-4]。

水平段导向应遵循的原则：一是为达到甲方增储上产的钻探目的，要确保井眼轨迹沿油层顶部3 m左右物性较好的优质储集层内穿行；二是在钻进过程中确保井眼轨迹相对平滑，避免高起高落，确保施工安全。

水平段地质导向过程中，依据随钻LWD电阻率和自然伽马曲线的形态与模拟曲线的对比、录井实时录取的岩性、荧光显示、气测显示等特征来判断钻头在储集层中的位置，并判断钻头是否出层。

1.4 钻后完井分析

完钻后通过复测电阻率、自然伽马以及声波时差等资料，计算出地层孔隙度和地层渗透率，旨在进一步落实在随钻过程中认识到的地层岩性、地层走向以及油气分布，分析并总结出地层的真实变化趋势，加深对地层的认识，同时通过后期试采结果再次验证地层中的含油气分布及导向的随钻效果，为后期井位部署和钻井提供更加精确的地层资料，并为同区域其他井的地质导向作业提供参考。

2 应用实例

以伊拉克南部X油田A井为例，X油田主要目的层白垩系Mishrif组分为MA、MB 11、MB 12、MB 21、MB 22、MC 1、MC 2共7个产层，其中主要产油层为MB 21层。根据周围邻井对比显示，MB 21层顶部3～4 m范围孔隙发育，电阻率约20 Ω·m，自然伽马值介于4～8 API，油气显示较好，为主要目的层，其岩性主要为粒状灰岩。A井位于区块北部北西-南东向轴背斜的构造高部位，井眼轨迹由高部位向低部位穿行，地层向东南方向倾斜。A井的地质导向作业主要存在如下难点：

(1)地质导向工具无近钻头测量系统，测量盲区较长，距钻头10～15 m，不能及时反映钻头位置的地层情况。

(2)储集层是一整套厚层灰岩，其自然伽马曲线的变化幅度非常小，仅能以随钻LWD电阻率值变化作为唯一的地质导向参考依据。

(3)据已有井资料分析，虽然整体上与邻井对比关系较理想，但自MB 12层底部至MB 21盖层段厚度变化较大，特别是靠近目的层的变化较大，给顺利入窗造成了较大困难。

2.1 钻前地质建模

钻前地质建模，先收集整理所需要的井位坐标、设计井斜数据、邻井测井曲线、地质分层以及区域油气解释成果等大量基础数据，加载到地质导向软件(StarSteer)中，通过软件处理并模拟出所需要的地层框架结构，利用软件的建模可视化功能显示出地层框架与设计井的接触关系，再根据软件的属性设置体现出模型中地层间接触关系、地层厚度以及标志层，这样可以更加直观地反映井下的真实情况(图1)。

2.2 导向前标志层的分析确定

通过与邻井对比分析，认为MA层至MB 21层厚度相对比较稳定，平均厚度为147 m，利用MA-MB 21层可以对靶点深度进行整体控制，并确定两个标志层：第一标志层，进入MB 12层后，位于入窗点前约18 m处有一层低电阻率小层，厚度4～5 m，电阻率基本为5～10 Ω·m，易识别，可作为入窗前的一个标志层；第二标志层位于入窗点前约7 m处的一高自然伽马小层，厚度3～4 m，自然伽马值为50～60 API，电阻率为50 Ω·m左右，较易识别，可作为距入窗点最近的标志层。

2.3 着陆段地质导向

2.3.1 着陆段靶点预测及构造图校正

通过区域多井实钻发现，各井MA层至MB 21层厚度相对比较稳定(140～150 m)，利用MA-MB 21厚层可以对靶点深度进行整体控制。靶点预测需准确确定设计井轨迹上MA-MB 21层构造幅度差，首先在实钻MA层坐标点处建立虚拟井，然后根据邻井(直井)地层厚度预测虚拟井MB 21层深度，在地质软件里利用虚拟井作为控制点对构造图进行校正，若设计井轨迹附近还有可以参考的MA层深度，可以利用此方法获得多个控制点，以达到对构造图的精确校正；同时参考经过时深校正的地震剖面，最终可以精准确定目的层的预测深度。

图1 钻前导向模型

A井原设计轨迹从构造图上看相对较平坦，MA-MB 21层的高程差为2 m，MB 21层的海拔为-3 823.6 m。经过区域井资料及地震资料对构造面进行校正，从校正后的构造面看出，该井轨迹线上MA-MB 21层呈下倾，高程差约为6 m，预计MB 21层顶的海拔为-3 829 m。

实钻结果显示，MA-MB 21段地层呈1°～2°下倾，MA-MB 21层高程差为5.9 m(图2)，MB 21层顶海拔为-3 827.5 m，说明经过时深校正的地震剖面，可以较精确地得出目的层的预测深度，为后期轨迹调整提供依据。

图2 A井两个标志层高程差示意

2.3.2 着陆段轨迹跟踪及调整

该井从3 776.0 m(井斜45.2°，垂深3 728.7 m)开始地质导向，结合LWD曲线与现场录井参数分析，确认MA层顶垂深3 712.3 m，根据邻井MA层至MB 21层平均厚度147 m，结合构造上的高程差6 m ，预测该井入窗点(MB 21层顶)垂深约为3 865.3 m，比设计垂深3 871.0 m提前5.7 m，如果仍按原设计轨迹钻进，有可能会造成入窗时井斜角不够，从而导致钻进地层较深。于是更新入窗点垂深为3 866.0 m，并根据新的入窗点，按井斜在入窗点前提前垂深3 m达到85°稳斜探顶的设计原则更新设计井眼轨迹。

钻进至井深4 021.0 m(预测井斜73.5 °，垂深3 847.4 m)，第一个标志层出现，其垂深为3 845.76 m。综合对比分析可知，该标志层距入窗点为17.33 m，高程差约2.1 m(图2)，预测入窗点深度为3 865.19 m(3 845.76 m+17.33 m+2.1 m)，比更新后的深度略微变浅，据此建议定向工程师控制轨迹在设计线上1 m内穿行。

继续钻进至井深4 075.0 m(预测井斜81.3°，垂深 3 858.4 m)，第二个标志层出现，其垂深为3 857.25 m，该标志层距入窗点为6.95 m，高程差约1.8 m(图2)，预测入窗点深度为3 866.0 m(3 857.25 m+6.95 m+1.8 m)，与更新后的深度相吻合，于是按设计轨迹增斜钻进至85°探顶(图3)。钻进至井深4 210.0 m(预测井斜86.5°，垂深3 867.5 m)，自然伽马基值由25 API左右降至8 API左右，电阻率基值由60 Ω·m左右升至120 Ω·m，同时现场录井气测全烃值由0.2%升至1%，荧光显示较好，符合钻入油层特征，确定本井于垂深3 867.2 m顺利入窗。

2.4 水平段地质导向

水平段钻进期间由于原设计轨迹主要基于地震资料，受到三维地震的精度及覆盖区范围的影响，构造形态及预测深度常存在误差，且岩性局部变化增加，地层及油水系统在水平方向变化频繁。因此，现场钻进过程中依照LWD曲线及录井数据实时更新地质导向模型、调整实钻轨迹、增加水平方向构造变化的认知。该井通过复测声波时差准确确定入窗点，并根据实际入窗点重新设计了水平段轨迹。

图3 A井着陆段地质导向模型

按更新后的轨迹钻进至井深4 285.0 m(预测井斜88.3°，垂深3 871.1 m)，电阻率值由60 Ω·m降至15 Ω·m，自然伽马值升至8～9 API，岩屑中泥质含量略微增多，岩屑中含油气显示偏弱。综合分析该段地层呈0.7°左右下倾，此时钻头位置距目的储集层底部0.7 m，为防止钻头穿出目的储集层，要求定向工程师尽快将井斜调整为89.5°～90°之间钻进。

按更新后的轨迹继续钻进至井深4 455.0 m(预测井斜90.2°，垂深3 872.7 m)，电阻率为15 Ω·m左右，较为平稳，自然伽马值为稳定低值4～5 API，气测全烃值20%左右，油气显示较好，与邻井对应较好，地层依然呈0.7°左右下倾。为保证钻头持续在好油层中穿行，要求定向工程师在一柱之内调整井斜并控制在89°～89.5°之间钻进。

继续钻进至井深4 540.0 m(预测井斜89.8°，垂深3 872.6 m)，电阻率升高至20 Ω·m左右，自然伽马为稳定低值3～4 API，气测全烃值10%～20%，油气显示较好，综合邻井对比及导向模型分析认为，目前钻头位于储集层中部，该段地层趋于水平，于是建议定向工程师以89.8°井斜稳斜钻进。

钻进至井深4 650.0 m(预测井斜90°，垂深3 872.8 m)，自然伽马稳定低值3～4 API，电阻率升高至60～70 Ω·m，气测全烃值10%左右，根据电阻率曲线特征对比及气测值显示分析认为，目前钻头位置在地层中向上回穿，在慢慢接近储集层顶部，距储集层顶约1 m。地层呈1°左右下倾，为防止钻头从层顶穿出，将井斜调整到89.5°钻进，随后电阻率值有下降趋势，说明之前分析判断正确。

钻至井深4 735.0 m(预测井斜88.7°，垂深3 873.6 m)，电阻率由70 Ω·m降至35 Ω·m，自然伽马为稳定低值4 API，但气测全烃值降至3%，地层呈1.5°左右下倾，此时钻头距储集层顶约0.5 m，决定将井斜调整至88°～88.5°稳斜钻至完井。完钻井深4 820.0 m(井斜88°，垂深3 876.1 m)，水平段长度600 m，储集层钻遇率100%(图4)。

2.5 钻后完井分析

钻后经LWD曲线与模拟曲线及邻井曲线对比分析认为，在着陆段时，虽然MA-MB 21段整体厚度较为稳定，但标志层距入窗点较远，越接近入窗点，地层厚度变化越大，对准确预测入窗点深度带来极大困难；水平段所钻遇地层相对稳定，地层整体呈1°～2°下倾。在钻进过程中，由于地层倾角或井眼摩阻等多方面原因，造成调整井斜时未能及时达到预期效果，应在同区块之后的其他水平井地质导向中予以克服。

本井最终随钻测井解释油层599 m/3层(孔隙度≥9%)，差油层1 m/1层 (7%≤孔隙度<9%)，投产证实该井产量较理想，平均产油642 t/d以上。

图4 A井水平段地质导向模型图

3 结论及建议

建立油藏地质模型是水平井地质导向的基础，在实钻过程中，根据邻井的测井资料，对随钻测井曲线及可能钻遇的地层岩性进行预测并实时验证，不断修正地质模型，及时调整靶点，保证水平井精准着陆并达到在储集层中有效穿行的目的。因此地质导向方法的研究与应用对提高勘探开发总体效益具有十分重要的意义。

伊拉克南部X油田Mishrif组地层中不同小层间的自然伽马差异较小，仅靠电阻率曲线的变化来判断钻头位置及估算地层倾角的难度较大，并且常规导向工具零长距离较长，对地层情况变化的反应迟缓。建议在以后的水平井钻探中考虑使用近钻头旋转导向工具，可大幅缩短零长距离，不仅能及时反映出钻头在地层中的相应位置，尽早分析出地层产状，达到及时调整轨迹的目的，同时由于采用旋转导向的模式，避免了马达滑动钻进过程中的托压问题，可以提高钻井的安全性、有效缩短钻井周期。