随钻方位伽马成像测井在鄂尔多斯盆地H井区水平井地质导向中的应用

张鹏云，孙建孟*，成志刚，王志勇，罗少成，吴有彬

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，青岛 266580；2.中国石油集团测井有限公司，西安 710077)

经过几十年的发展，中国多数油气田进入了开发的中后期，油气勘探开发从常规油气向非常规、复杂油气跨越已是石油工业发展的必然趋势，这类储层具有构造变化快、储层特征和流体性质复杂等特点，对井眼轨迹控制和地层界面预测带来了特殊的挑战[1-2]。作为实现非常规油气高效勘探开发的关键，水平井技术及与之配套的地质导向技术应用越来越广泛，相应的测井技术随之迅速发展，随钻方位伽马测井成为地质导向中的必测项目。前人的研究主要集中在数值模拟分析和实际应用两方面:袁超等[3]模拟了井眼与地层相对倾角、地层厚度、井眼条件等因素对随钻方位伽马成像图的影响。秦臻等[4]提出了针对随钻方位伽马测井的混合快速数值模拟方法，模拟了井轨迹与地层不同空间关系时的测井响应。于华伟等[5]结合数值模拟和实验结果提出了方位灵敏度计算方法。Qin等[6]采用蒙特卡罗算法模拟了多探头随钻方位伽马测井仪(multi-probe azimuthal gamma ray logging，MPAGR)在层状地层、断层、尖灭和透镜体中的测井响应，提出了描述测井响应与边界距离关系的快速预测方法，在松辽盆地的两口水平井中取得了较好的应用效果。杜志强等[7]利用随钻方位伽马成像资料实时计算地层倾角。李安宗等[8]在仪器响应特征分析的基础上，利用实时测井资料对水平井钻探进行追踪，较好地实现了地质导向目标。Thwaites等[9]、Wheeler等[10]将随钻方位伽马成像测井应用于煤层气水平井的地质导向过程中，降低了薄层造成的决策风险。石晶穗萃等[11]应用地质导向技术实现了页岩气水平井轨迹的精确控制。前人的研究加深了人们对随钻方位伽马成像测井探测特性的认识，扩展了方法在复杂储层和非常规储层水平井地质导向中的应用。然而，针对仪器在不同井轨迹与地层空间关系时的响应特征分析多基于模拟结果，对井眼轨迹与地层接触关系的系统分析和模式分类鲜有提及。另外，由伽马曲线计算地层视倾角的公式中参数意义不明，导致计算结果相对误差较大，给实际应用带来不便。

针对上述问题，以鄂尔多斯盆地H井区低渗透岩性油藏为例，以水平井随钻方位伽马成像实测资料为基础，从仪器响应特征分析出发，对井眼轨迹与地层接触关系进行了系统分析和归类。为准确预测地层沿钻进方向的变化趋势，首先明确了由实时上传的上下伽马曲线计算地层视倾角公式中各参数的意义，然后给出了井眼轨迹与地层不同接触关系下地层视倾角的计算方法。研究成果可望为现场快速判断井眼轨迹在地层中的位置和姿态以及尽早采取准确的调整措施提供参考。

1 仪器测量原理

随钻方位伽马成像仪的测量原理与传统随钻伽马测井仪相同，都是在随钻测量工具内安装伽马探测器，通过探测器内的计数管获取周围地层中的自然伽马射线，经过刻度后传输至地面，进而得到钻遇地层的平均伽马值[7, 12]。由于测量的是地层总的放射性强度，常规随钻伽马仪器不具备方位分辨能力，当由测量结果判断轨迹已经钻出目的层时，不能确定钻头从顶面还是底面出层，此外，计算轨迹与界面相对夹角需满足的条件亦过于苛刻[7]，无法给出准确的参数指导轨迹重返目的层。方位伽马成像仪的不同之处主要体现在其结构和测量方式上:通常将多个伽马探测器安装于钻铤中，钻铤本体作为探测器的屏蔽体，同时在外侧开窗，使探测器只接收来自其对应方位地层的伽马射线(图1)。根据需要，将井周划分为8或16个扇区，随着井下钻具的旋转，仪器可扫描井周不同方位地层获取相应扇区的伽马值，得到随轨迹钻遇地层的伽马成像图[13]，进而拾取地层倾角进行构造分析。实际施工时，随钻测井仪通过泥浆脉冲将数据实时传送到地面用作地质导向，受限于钻井过程中泥浆脉冲较低的传输速率(1～12 bit/s)[14-15]，为减少上传数据量只将仪器最上方和最下方扇区的数据进行编码上传，即上伽马和下伽马，现场的地质导向就是根据上下伽马值判断轨迹在地层中的位置和二者的相互关系，及时调整钻头钻进方向，使轨迹最大限度保持在油藏的有利部位。全部扇区的测量数据则存储在仪器中，待仪器升至地面后取出用配套软件进行处理生成伽马成像图，用作钻后精细解释。

据文献[12]修改

2 井眼轨迹与地层接触关系分析

水平段控制是决定水平井是否成功的关键，而如何快速判断井眼轨迹与地层的接触关系，是水平段控制的一项主要任务，也是保证水平段储层钻遇率的关键。随钻方位伽马成像测井技术的应用很好地解决了上述问题，相较于传统无方位随钻仪器，不仅能确定钻遇地层的岩性，指示仪器是否处于储层中，还具有判断轨迹从什么位置、以何种姿态穿出目的层的能力，为调整井眼轨迹提供了实时决策依据。

2.1 仪器响应特征

分别从仪器实时上传的上下伽马曲线和存储的成像数据两方面分析不同井眼轨迹与地层接触关系下的响应特征:当仪器在地层中穿行时，测量的上下伽马值大小相等，两条曲线基本重合，成像图无异常；当仪器靠近直至穿过地层界面时，两条曲线发生分离，成像图颜色发生变化，并在交界处呈现弧线特征，仪器和界面相对夹角越大，两条曲线分离越快，弧线幅度越小；界面两侧地层伽马值差别越大，上下伽马曲线分离越显著，图像对比度越大；当仪器完全穿过界面进入相邻地层时，两条曲线逐渐靠近并再次重合，图像与穿过界面前相比除颜色不同外无其他异常。应用仪器实时上传的上下伽马数据，现场工程师可直观、快速地进行井眼轨迹与地层接触关系分析和实时轨迹解释，得出钻具进出层情况，为下一步钻进方向的调整提供依据。

2.2 模式分析与归类

为方便对比和分析，采用如下设置的绘图模板:①采用横向绘图方式；②自下而上分别为井斜垂深曲线道、上下伽马曲线道和伽马成像道；③缩小井斜和垂深曲线刻度范围，突出曲线变化；④上下伽马刻度范围相同，同时对两条曲线包络区域进行分色填充，当上伽马较大时用蓝色填充，反之用黄色填充。最上面一道为伽马成像图，由于二维图像由圆柱形井壁图像在仪器高边处展开得到，所以图像中部为下伽马，两侧为上伽马。图像数据由各扇区伽马测量值插值得到，然后按照一定规则将伽马值刻度成对应颜色的色标数据，一般亮色表示低伽马值，暗色表示高伽马值。

进行井眼轨迹与地层接触关系分析从以下几个方面入手。

(1)井斜垂深曲线的变化。两条曲线联动，井斜小于90°时，垂深增大，轨迹下穿地层；井斜大于90°时，垂深减小，轨迹上穿地层。结合上下伽马曲线或伽马成像图可判断轨迹和地层的空间位置关系及地层产状等基本信息。假设井斜角I>90°，即轨迹上挑，同时由上下伽马曲线推知轨迹由上界面钻入某一地层，说明该套地层向上倾斜，且视倾角α>I-90°。

(2)上下伽马曲线的包络。包络的存在及形态是进行轨迹与地层接触关系分析的重要指标。当上下伽马曲线呈现包络时，表明在仪器探测范围内上下地层的天然放射性强度存在差异，指示轨迹处于界面附近或正在穿越界面；否则，表明轨迹在层内穿行，探测范围内没有岩性变化。

(3)包络区颜色。按照绘图模板的设置，蓝色表示上伽马较大，黄色表示下伽马较大，即岩性变化带有方位信息，克服了普通伽马测量只记录平均值，不能判断方位的缺点。

(4)包络区幅度。特指两条曲线差值的大小，在砂泥岩地层中反映仪器上下介质泥质含量的差异。

(5)包络区长度。即包络区沿测深方向的长度，同为下穿界面，如长度较小，说明轨迹与界面间夹角较大；反之则夹角较小，需经过较长距离才能摆脱界面的影响。

(6)包络消失位置的伽马值。即上下伽马曲线再次重合时的数值大小，结合包络颜色可判断井眼进入相邻地层、返回原先地层或其他更复杂的情况。

(7)成像图中弧线的朝向。以井轨迹接近并进入泥岩层为例说明，如果从上界面进入泥岩层，则下伽马先增大，上伽马后增大，成像图中呈现一弧线，且弧线呈“<”状，同时上下伽马包络为黄色；反之如果从下界面进入泥岩层，则上伽马先增大，下伽马后增大，图像中弧线呈“>”状，同时包络为蓝色。

(8)成像图中弧线的幅度。弧线幅度与包络长度相对应，弧度大则包络长，轨迹与界面夹角较小。

根据上述8个指标将常见的井眼轨迹与地层接触关系划分为简单模式和复合模式，简单模式细分为5大类8种模式(表1)，对应的成果图实例如图2(a)～图2(h)所示。

井眼轨迹钻入目的层前，井斜角和垂深逐渐增大，仪器连续向下穿越多套地层，由于井眼与层界面间的夹角逐渐减小，所以在伽马成像图中弧线幅度呈现逐渐增大的趋势[图2(a)]。当井眼在目的层中穿行时，上下伽马曲线保持在某一数值附近微小波动，二者相差很小，两条曲线基本重合，成像图颜色均匀无异常[图2(b)]。当井轨迹在目的层中穿行，但在某一深度段内泥岩层进入下(或上)伽马探测器的探测范围内时，下(或上)伽马值明显增大，而由于仪器并未进入泥岩层中，另一侧曲线变化很小，包络幅度一般也较小，成像图上呈现中间变暗或两侧变暗特征[图2(c)、图2(d)]。需要指出的是，表1中图例仅作简单示意并不与真实情况严格对应，例如模式3中下方泥岩进入仪器探测范围可能是由井斜减小、泥岩层凸起或局部泥质含量增大等原因造成。向上(或下)穿过泥岩层在实际施工中是常见的模式，包络的颜色特征和成像图中弧线的朝向是判断井眼如何穿层的重要依据，当随钻测井仪完全进入泥岩层时，两条伽马曲线基本重合且均为高值[图2(e)、图2(f)]。当井眼连续穿过多个泥岩夹层时，可以看作是模式5或模式6的重复，与模式1不同，此时井斜可能并无太大变化，地层产状和岩性变化更可能是出现该类模式的原因[图2(g)]。当根据上传资料判断井眼已经进入泥岩层中时，地质导向师及时下发指令调整导向角使钻头重新钻入目的层中，从井斜曲线可以观察到这一调整过程，此时上下伽马和成像图呈现左右对称的模式[图2(h)]。

表1 井眼轨迹与地层接触关系模式分类

图2 井眼轨迹与地层接触关系实例

在实际施工的过程中地层特征复杂多变，测井曲线及成像图呈现出的状态也远超8种，但大都可以分解为其中某两种或几种简单模式的组合。例如，根据前述模式特征判断图2(i)所示井段井眼轨迹先靠近上方泥岩，而后穿过该夹层，二者距离并未持续增大，泥岩层仍在底部探测器的探测范围内，随着包络颜色的变化，井眼再一次向下穿过该夹层，成像图整体呈现中间拉长的“><”状，可以看作是模式4、5、3、6的组合。由于在整个过程中井斜曲线几乎没有变化，所以出现这种模式组合的原因归结为地层本身的变化。图2(j)中上下伽马曲线形成的包络区域黄、蓝交替出现，成像图为麻花状，可分解为模式6和模式5的重复，目标井区更多的模式组合在此不一一列出。需要指出的是，由于该井区断层不发育，实际施工中未见钻遇断层的情况，表现在成果图中为上下伽马曲线极速变化呈台阶状，成像图中颜色突变，弧度很小，相应的曲线形态和图像模式可参考文献[6]和文献[8]中的模拟结果和示意图。

通过上述对井眼轨迹与地层接触关系模式的分析与归纳可知鄂尔多斯盆地H井区目的层平面非均质性较强，横向连续性差，如果没有随钻方位伽马成像资料为地质导向团队提供决策依据，将很难保证在长水平段水平井中有较高的储层钻遇率。

3 地层倾角计算

实时计算地层视倾角是水平段控制的另一项主要任务。利用常规随钻伽马资料计算地层倾角的适用条件较为苛刻，即同一界面被穿越两次或在地层厚度已知的情况下仪器先后穿越地层的顶底界面[7]。这一先天的劣势导致在施工时只能判断仪器所处地层的岩性而较难确定地层的产状，不能为调整井斜角提供及时、准确的信息。相比之下，利用方位伽马成像仪实时上传的曲线计算地层视倾角要容易得多，只要仪器穿过一个界面就可获得其在当前位置的视倾角(图3)。

图3 地层视倾角计算示意图

同时，结合井眼轨迹与地层接触关系模式分析，可以确定井眼从储层的什么位置穿出，指导水平井施工，实现真正的地质导向。利用上下伽马曲线计算地层视倾角的公式为

(1)

式(1)中：α为地层视倾角，(°)；β为井眼轨迹与地层的相对夹角，(°)；D为仪器外径，m，De为仪器探测深度，m；Dm为上下伽马曲线分离点和重合点间的测深，即上下探测边界与地层交点a、d沿仪器轴线的距离，m；I为井斜角，(°)。需要注意的是公式中D+2De不能简单替换为井径，因为当上下伽马曲线分离时，表示不同岩性的地层介质已经进入了某个探测器的探测范围内，界面与仪器仍有一定距离，并非与井筒直接相交，所以此处为仪器外径与探测深度之和。相应的Dm为a、d点而非b、c点沿井轴方向的距离。

图3给出的是井眼向下钻进(I< 90°)地层向上倾斜的情况，实际施工中会遇到各种情形，图4列出了不同井眼轨迹与地层相互关系下地层视倾角计算的示意图和计算公式，供读者查阅。图4(a)～图4(c)、图4(d)～图4(f)分别表示井轨迹向下和向上钻进的情形。可以看到图4(a)与图4(b)、图4(d)与图4(e)的结果互为相反数，分别对应地层上倾和下倾的情况。应用时首先根据井斜角确定井筒向上或向下钻进，其次由上下伽马确定井筒上穿或下穿界面，如计算结果为负值，则为图4(a)、图4(b)或图4(d)、图4(e)中的另一种情形。

图4 不同井眼轨迹与地层接触关系下地层视倾角计算示意图

在井场用上下伽马曲线计算得到的是地层的视倾角，可以满足地质导向的需要，而进行构造分析多数情况下需获得地层的真倾角。与微电阻率成像类似，利用从仪器存储器中取出的全部数据生成的方位伽马成像图可以通过人机交互模式将地层界面拾取出来，然后计算地层的真倾角，不同之处在于电成像图一般沿正北方向展开，而在水平井中的伽马成像图沿仪器高边展开为二维平面图。此外，由于图像中颜色变化一般是渐变的，没有清晰的边界，导致界面拾取不准确，在地层倾角本身较小的情况下计算结果的相对误差较大，钻后解释中应结合上下伽马曲线进行处理，要求解释人员具有一定的处理经验。

4 应用实例

H井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，其油气勘探目的层三叠系延长组是一套由砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成的河流—湖泊沉积体系，具有砂层比例大、含油层次多的特点[16]。地层平缓，构造形态为一西倾单斜，倾角不足1°。其中长7段深湖相暗色泥岩是主要的烃源岩，油气未经大规模长距离运移，而是在异常高压作用下沿裂缝向储集层充注进而形成现今油藏[17]。目前探明致密油主要赋存于与油页岩互层共生的长6～长8段中[18]。综合分析认为本井区目的层以灰绿色、褐灰色细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，碎屑成分占82.3%，填隙物含量为16.5%，黏土矿物主要以伊利石、绿泥石为主。该区岩性致密，由岩心分析资料统计知平均孔隙度为9.1%，渗透率为0.22 mD，为典型超低渗岩性油藏[19]。

图5所示为H1井4 850～4 980 m地质导向图，图5中自下而上分别为测深、井斜垂深、上下伽马曲线、电缆三孔隙度曲线、电缆深浅侧向电阻率曲线以及伽马成像图。钻至井深4 860 m处，上下伽马曲线呈黄色包络，成像图上下浅、中间深，对应表1为模式3，即下方泥岩层进入底部探测器的探测范围内。从4 880 m开始，上下伽马曲线“黄-蓝”模式重复出现，数值由90 API增大到120 API，成像图中呈现多条近乎平行“<”状弧线，对应表1为模式7，再由弧线朝向确定轨迹连续向下穿越多个泥岩薄夹层，由式(1)计算地层视倾角为下倾0.46°。对比最近的参考井知此时轨迹处于储层上部，距顶界面约1 m，继续维持井斜角不变向前钻进有触顶出层的风险，因此由地面向仪器下发指令，将井斜角由89.74°逐渐调整为88.65°，让轨迹快速下穿上部泥岩夹层回到中部较好的储层中，图中井斜曲线逐渐减小，垂深由2 137.47 m增大到2 138.33 m。可以看到60 m后上下伽马曲线再次重合，数值减小到70 API左右，成像图颜色均匀无异常(模式2)，在4 960 m处下穿一泥岩夹层(模式6)后伽马值继续减小为64 API左右，成像图颜色更浅、更均匀，表示轨迹重新回到岩性较好的储层中(模式2)。整个过程从发现风险到下发指令再到下穿多个夹层最终回到目的层中的有利部位钻头仅前进不到100 m，水平段在原设计基础上加长了260 m，扣除泥岩夹层后储层钻遇率达94.39%，随钻方位伽马成像测井应用效果显著。投产后H1井日产油27.94 t，含水率25.6%，累计产油4 211.12 t，取得了较好的经济效益，完成了设计目标。

图5 H1井地质导向图

H2井是研究区另一口水平井，目的层与H1井相同，设计水平段2 500 m，由于多次调整井斜未脱离泥岩层导致提前完钻，实际完钻井深4 617 m，其中水平段2 277 m。图6为H2井3 040～3 270 m地质导向图，在3 045～3 075 m和3 150～3 193 m处，上下伽马曲线呈黄色包络，成像图上下浅、中间深，对应表1为模式3，即井眼轨迹多次下碰泥岩层，下伽马120 API左右，上伽马基本稳定在80 API左右，判断轨迹一直在泥岩薄夹层上方穿行。对比距离最近的参考井知储层上部显示较好，又因地层本身沿水平段总体呈下倾趋势，故下发指令将井斜角由89.5°微调至89.82°，让轨迹脱离下部泥岩层。图中井斜曲线在3 160 m后略微增大，垂深由2 126.8 m缓慢增大到2 127.17 m，至3 200 m处轨迹进入上部优质储层中(模式2)。通过分析随钻方位伽马成像资料，地质导向师和钻井工程师及时发现并避开了储层下部的泥岩层，消除了出层的风险，最终H2井储层钻遇率达94.7%。投产后H2井日产油19.56 t，含水率20.4%，累计产油2 824.49 t，完成了设计目标。

图6 H2井地质导向图

由图5和图6可以看出，该井区水平井井眼轨迹控制的重点和难点体现在两方面:一是根据参考井和本井测量数据准确预测目的层总体变化趋势，包括厚度和倾角，防止轨迹钻出目的层；二是在砂泥互层、非均质性强的目的层中尽力避开泥岩夹层或缩短轨迹穿行于泥岩层中的长度，追踪有利储层，提高地质甜点钻遇率。表2列出了两口井关键位置的地质导向过程，其中第三列是井眼轨迹和地层接触关系的简单描述，第四列是采取的调整措施，即如何调整井斜角，最后一列是采取相应调整措施后的效果。可以看到在两口井共15个关键位置中，有9处采取调整措施的目的是为了脱离附近的泥岩夹层，两处是防止出层，可见该井区地质导向成功的关键是解决泥岩夹层带来的风险。

表2 H1井和H2井关键点地质导向过程表

随钻方位伽马成像测井在H井区的应用实践充分发挥了随钻测井和地质导向及时发现、及时调整的优势，优化了钻井轨迹、节约了钻井成本。同时，也克服了本井区参考邻井距离远资料少、地层非均质性强、连片性差以及水平段长等难题，将轨迹处在薄夹层中的长度减小到最短，提高了水平井的储层钻遇率和单井产量。

5 结论与认识

(1)在地质导向过程中，利用实时随钻方位伽马成像测井资料可以对水平井施工进行实时追踪，及时判断钻遇地层的岩性，分析井眼轨迹与地层接触关系，为钻头方向调整提供依据，实现了真正的地质导向。

(2)对井眼轨迹与地层接触关系的系统分析和归类，极大方便了对实际资料的分析，提高了现场决策效率。给出的井眼轨迹与地层各种相对位置关系下地层视倾角计算方法提高了计算结果的准确度，为井斜角的精确调整奠定了的基础。

(3)随钻方位伽马成像测井仪已经在鄂尔多斯盆地H井区的水平井施工中推广使用，解决了在非均质性较强的储层中部署长水平段水平井钻遇率较低的问题，同时丰富的曲线及图像资料也有助于深化对储层展布规律的认识，为后续水平井的综合评价、分段压裂等提供决策依据。