四川盆地页岩油水平井“测定导”一体化技术应用

柏爱川 吉 人 张 宇 赵占钊 侯玉文 刘雨烟 丁海琨

（1.中国石油集团测井有限公司物资装备公司；2.中国石油西南油气田公司勘探事业部；3.中国石油集团测井有限公司国际合作处）

全球页岩油资源丰富，页岩油革命方兴未艾，产量持续增长。中国页岩油资源潜力大，近年来加大理论、技术攻关力度，在细粒沉积与纳米油气连续型聚集规律与富集理论、致密储层体积改造与“工厂化”作业模式等方面取得重要进展，在准噶尔、鄂尔多斯和松辽等多个盆地开发试验及示范区建设获战略性突破，成为国内原油稳产增产的关键领域[1]。

四川盆地侏罗系湖相页岩油气具有埋藏浅、保存条件好、地层压力系数高等优越条件，发育层系多，具备立体勘探优势。暗色页岩主要发育在东岳庙段、大安寨段和凉高山组。按照总有机碳含量大于1.5%标准计算，侏罗系大安寨段页岩油资源量为70×108t[2-3]。该地区页岩油气形成主要受岩相和燕山期古构造控制，大安寨段和凉高山组的烃源岩上下紧邻厚层致密岩石，形成封闭系统。燕山期油气生成后以吸附和游离方式赋存在烃源岩地层中，不受局部构造控制，背斜、向斜和单斜都产油气[4-6]。主要为特低孔隙度、特低渗透率的致密储层，常规手段难以进行经济有效开发[7-10]。为了提高页岩油优质储层钻遇率，有效降低施工风险，本文围绕水平井地质导向钻井作业，开展“测定导”一体化技术创新与实践。

1 四川盆地页岩油勘探开发现状

自1958年以来，四川盆地侏罗系油区相继发现凉高山组、大安寨段和东岳庙段油层。勘探初期，研究对象主要为大安寨段一亚段（简称大一亚段）、大安寨段三亚段（简称大三亚段）介壳灰岩。介壳灰岩非常致密（孔隙度为0.97%，渗透率为0.07mD），厚度薄（5～20m），储集能力有限。页岩主要发育在大安寨段二亚段（简称大二亚段），页岩有机碳含量较高、物性好、分布稳定、含油气性好。针对四川盆地陆相页岩油气，中国石油西南油气田公司和中国石油勘探开发研究院自 2017 年始开展前期评价，提出川中地区大安寨段具备湖相页岩油气成藏条件。

2020—2021年，侏罗系页岩储层勘探采用“水平井+体积压裂”工艺取得重大进展，页岩油气实现产量突破。中国石化在泰页1井测试产油9.84t/d，产气7.5×104m3/d；中国石油在平安1井测试产油112.8t/d，产气11.45×104m3/d，展现了四川盆地侏罗系页岩油气的生产潜力和勘探前景。

2 “测定导”一体化技术

2.1 基本概念

地质导向钻井将地质要求与工程目标相结合，既保证优质储层钻遇率，又给后续完井作业提供良好的井筒环境。“测定导”一体化技术是以地质综合分析为基础，结合随钻测井、定向井工程等专业，利用钻井过程测量的地质、工程参数，实时识别地层与流体性质，通过定向钻井工艺，引导钻头向地质目标钻进。

（1）“测”的关键是仪器优选。可靠的仪器作为作业人员的“眼睛”，可及时准确掌握井下地质、工程情况，为了确保“看得清”，需要依据地质目标结合仪器测量原理及其适用性开展仪器选型，并确保仪器刻度符合相关规范。（2）“定”的要点是工程设计。主要内容包括轨迹优化设计、钻具组合选型、钻井参数优化、工程风险识别等，通过工程控制，确保钻头抵达目标位置。（3）“导”的核心是地质评价。涵盖多个环节：前期主要是收集已有地质综合研究成果，包括地震、钻井、录井、测井等资料，识别区域地质特征，建立地质模型；中期主要是在实钻过程中进行随钻资料解释，对井下地质情况进行再认识，尤其是动态修正地质模型，为钻头走向提供决策；后期完钻对比分析，通过翔实的电缆测井资料、完钻试油成果，对随钻资料实施再认识，为后续井的钻遇率、钻井时效提升及风险控制积累经验（图1）。

图1 “测定导”一体化实施框图

实施过程中，地质导向人员根据储层类型与地质工程特点，基于区域地震、测井、录井、测试相关数据建立地质模型；仪器操作人员根据所钻井眼地层伽马、电阻率等参数选择适应的随钻测井仪器，为地质导向决策提供数据支撑；定向人员依据地质决策优化井眼轨迹。各专业之间有机融合，在最大限度保证优质储层钻遇率的情况下，兼顾井身质量和后续施工环节。

2.2 关键技术

2.2.1 地质建模与“甜点”确定

地质建模是通过地震资料、区域实钻井资料、地质认识成果建立地质模型，利用地震资料的横向约束，测井资料的垂向控制，最大可能逼近目的层的真实情况。实际操作中，需根据富油气段的纵向分布（甜点段）及地质、工程特征，选择合适的甜点区域（甜点区），建立相应的地质模型，以满足地质导向作业需要[11-12]。

页岩油气“甜点段”是具有连续厚度、高TOC、高孔隙度、高脆性矿物含量、高含油气特征的富有机质页岩发育段。四川盆地陆相黑色页岩分布广泛，“甜点段”发育，横向连续性较好。侏罗系页岩累计厚度为160～260m，“甜点段”厚度为50～90m。以自流井组大二亚段页岩油为例，储层孔隙度较高（总孔隙度为4%～6%），成熟度高（Ro主体介于1.0%～1.4%之间，处于正常原油—凝析油气阶段），脆性矿物含量高（长英质、钙质脆性矿物含量为51%～73%，平均为65%），页理裂缝发育（构造缝、页理缝、生烃超压缝发育），保存条件好（上下均为致密介壳灰岩，顶底板条件良好），埋深适中，非常利于页岩油气源内聚集[7，13-16]。

根据“甜点段”地质特征和平面变化，在资源有利区中优选厚度大、品质好、保存条件优的地区作为页岩油气“甜点区”。现实“甜点区”应测井和地震可识别、工程可作业、经济有效益。借鉴北美Eagle Ford、Permian等海相页岩油气“甜点区”评价经验，结合四川盆地侏罗系页岩油气地质要素，优选黑色页岩热演化程度高(Ro大于1.0%)、富有机质页岩成规模（TOC大于1%的黑色页岩，厚度大于20m）、埋藏深度小于4000m作为大安寨段页岩油气“甜点区”评价的3个最重要参数[17-19]。经评价，大二亚段页岩油气“甜点区”富有机质页岩厚度为20～50m，面积超过2×104km2，目的层埋深为4000m以浅[20-21]。

2.2.2 轨迹优化设计与钻具组合

轨迹优化设计时需对地质风险与工程风险进行筛选和综合分析，并量化评估。其中，地质风险包括地层厚度变化、地层倾角变化、地层识别标志特征不清和储层位置变化等，工程风险包括井壁稳定性、岩石可钻性和仪器安全性等。根据目的层埋深、地层倾角及优质储层横向展布规律，选择钻进方位，设计合适的造斜点、着陆点、着陆井斜角及靶前位移。

确定井眼钻进方位，需考虑两个条件：一是井壁稳定性较好，减少井下复杂情况发生；二是与最大主应力夹角较大，最大概率钻遇天然裂缝，有利于后续压裂改造。造斜点应避开岩石破碎带和裂缝发育带等易漏失层段，尽量选择在井壁稳定性较好层段。造斜段要选取合适的全角变化率，全角变化率较大会给后续完井施工作业带来困难。造斜段与水平段由于工程目标不同，对钻具组合的要求也不同。造斜段主要目标是增斜，使钻头到达目的层时，井眼轨迹与地层走向保持一致，钻具组合需具有较强的造斜能力。水平段主要目标是追踪优质储层，要求钻具组合在复合钻进时稳斜稳方位，减少定向井段。

螺杆与旋转导向是目前应用最多的井眼轨迹控制工具。影响轨迹控制能力的因素主要包括螺杆弯角及螺杆扶正器直径、旋转导向工具类型、地层软硬程度等。为了降低井下施工风险，提高钻井时效，施工过程中应根据岩屑返出情况、钻具摩阻等参数，优化设计下部钻具组合，必要时增加旋流清砂器、水力振荡器等钻井辅助工具。

2.2.3 实钻跟踪与轨迹调整

水平井导向以确保优质储层钻遇率为目标，准确着陆和水平井轨迹精细控制是关键。着陆阶段主要采用逐层逼近的方法进行轨迹控制，标志层设定由“宏观”到“微观”，越接近目的层，选取点越密集。水平段精细跟踪的关键在于沿井轨迹方向地层倾角计算，依据实钻的岩屑录井、气测、钻时、随钻测井等信息实时分析对比。例如采用等时旋回对比技术解释钻进层位、地层倾角、轨迹状态，明确井斜角与地层上切、下切关系，实时微调井斜角，把轨迹控制在设定箱体内。依据地震资料，从整体构造识别变化趋势，提前微调井斜，避免滞后调整导致狗腿度偏大。

实钻地质导向时，随钻测井数据及录井资料是跟踪钻头在地层中所处位置的主要依据。随钻测井仪器选型必须满足两个特征：一是测量参数能敏感地识别甜点，准确判断储层顶、底界面及钻头在储层中的位置；二是测量参数能识别储层流体，钻进过程中通过判断储层流体性质的变化及时调整钻头走向，保证储层钻遇率。随钻测井作为实时判断地层钻遇情况的重要手段之一，常用参数主要有自然伽马和电阻率。随着技术进步，测量方式不断丰富，已从常规随钻测井仪器发展形成了方位伽马成像、方位电磁波电阻率探边、方位侧向电阻率成像等多类型随钻测井仪器，能够更加清楚地判断地层界面[10]。

3 “测定导”一体化应用实例

本文以LA1井为例，阐述四川盆地页岩油水平井“测定导”一体化实施方案。通过导眼井分析进行箱体优选，设计轨迹控制方案；结合导眼井和水平段储层工程地质特点，完成地质导向施工方案、钻具组合方案及随钻仪器选型方案的设计与实施。

3.1 箱体优选

LA1井大安寨段岩心分析：地层以页岩为主，页岩与石灰岩互层，脆性矿物发育（含量为35%～77%），均值为57.2%，膨胀性矿物少。页岩厚50m，灰黑色页岩总孔隙度为4.89%～7.13%（均值为5.54%），灰黑色含介壳页岩孔隙度为2.37%～6.13%（均值为4.06%），介壳灰质页岩与泥质灰岩互层孔隙度为3.57%～4.7%（均值为3.99%），介壳灰岩孔隙度为1.19%～2.65%（均值为1.92%）（图2）。

图2 大安寨段不同岩性孔隙度直方图

LA1井大安寨段页岩储集空间以溶蚀孔为主，其次为黏土矿物晶间孔、有机孔和微裂缝（图3）。孔径分布范围较广，微孔孔径主要分布于20～100nm，核磁共振和氮气吸附实验测试的两个样品孔隙均以介孔为主，2～10nm孔隙占比最高，10～20nm次之；同时存在一定的微米孔。

图3 LA1井大安寨段页岩显微照片

大安寨段页岩有机质Ro主要分布于0.9%～1.5%，处于成熟—高成熟阶段。LA1导眼井8个岩屑样品（井段3633～3675m）洗油后进行Ro测定（表1），Ro分布在1.36%～1.95%之间，平均值为1.5%，与区域认识一致。

表1 LA1井岩屑样品镜质组反射率

LA1导眼井侏罗系钻进过程中共见12次油气显示，其中7次位于大安寨段。3511.2～3514m井段持续后效19次，TG峰值为98.9%，组分峰值C1为63.5%，槽面气泡含量为5%～10%。岩心分析表明页岩含油饱和度较高，3482～3522m井段为含油饱和度高值区（图4）。

图4 LA1井大安寨段含油饱和度纵向分布

基于核磁共振T2谱，结合常规测井资料分析，LA1井大二亚段3503～3513.5m处孔隙度最高（图5），均值为5.0%～5.9%，最高可达8.2%，TOC均值为1.0%～1.6%，最高可达3.7%，含油孔隙度均值为0.7%～0.8%，有效含水饱和度均值为48.5%～51.3%，计算RPI油气可采指数均值为0.03～0.032，储层品质较好。交叉偶极声波测井及电成像测井分析显示，快横波方位大部分稳定在110°～120°之间，电成像有明显崩落现象，走向为20°左右，综合判断LA1井最大主应力方向为110°～120°。井轨迹钻进方向选择中，原则上要与最大主应力方向保持较大夹角，朝大安寨段湖盆中心方向，水平段尽可能兼顾天然裂缝。结合最大主应力方向、大安寨段湖盆沉积特征及平面TOC反演分析，钻进方位确定为200°，井轨迹方向与最大主应力方向接近垂直。

图5 LA1井综合解释成果图

综合分析含油气性、储集性、可压性等，认为水平钻进箱体为导眼井大二亚段a小层—大二亚段b小层测井解释油气层段（3505～3515m），箱体厚10m，岩性为灰黑色页岩、介壳灰岩，钻进方位为200°。

3.2 “测定导”一体化施工

3.2.1 地质导向建模

地质导向建模过程中，利用导眼井测井资料合成地震记录，以此标定地震记录，显示具有较好的匹配关系：大安寨段顶界为较连续弱波峰下零值点；大二亚段a小层为强波峰反射；大二亚段b小层为强波峰下零值点；大安寨段底界为连续强波峰（图6），导眼井实钻大安寨段各亚段底界和厚度与地震剖面层位误差在-3～2m之间，基本吻合；页岩储层纵向主要发育在大二亚段a小层，横向连续稳定分布，箱体页岩段呈连续强反射特征，箱体顶界为波谷底部，箱体底界位于强反射波峰极大值处，页岩储层预测剖面与导眼井测井评价较为一致。地震剖面显示沿井轨迹方向地层基本水平。

图6 导眼井合成地震记录

分析导眼井实钻测井资料，设置导向标志层，建立轨迹关键控制点。从侧钻造斜点至箱体，自然伽马变化特征标志明显（图7），能够满足层位识别，通过与导眼井及地震剖面结合，计算地层视倾角。利用导向软件，结合导眼井自然伽马特征，从造斜点开始对地层随钻测井曲线进行预测，建立先导地质模型，并结合井壁稳定性、靶前距要求，设计钻进轨迹方案（图8）。

图7 地层自然伽马变化特征

图8 先导地质模型及轨迹设计方案

3.2.2 地质导向轨迹控制措施

（1）造斜段控制措施。通过标志层跟踪，逐步标定地层垂深变化，优化调整轨迹，确保以最优井斜入靶（图8）。针对钻时慢、井壁稳定性差、井径扩径段（沙溪庙组一段、凉高山组下段泥岩段），为防止垮塌，确保工程顺利实施，以复合钻方式钻进。

（2）水平段控制措施。参考地震剖面提取地层倾角，钻进方向水平段前段地层倾角基本水平，水平段后段地层以1.5°左右下倾。在实钻过程中，根据随钻数据求出实际地层倾角，将轨迹控制在箱体中上部。

3.2.3 优化钻具组合方案（1）侧钻段及造斜段钻具组合方案。造斜段钻具选用复合增斜效果好的钻具组合，减少定向进尺，提升轨迹平滑程度。LA1井侧钻点位于沙一段，岩性为砂泥岩互层，井眼尺寸为311.2mm，比215.9mm井眼尺寸大，在螺杆输出扭矩相差不大的情况下，钻头破岩体积大，效率低；钻具刚性较强、弯接头支点力度不够，易导致侧钻起砂慢；井下螺杆振动会破坏刚形成的划槽，因此钻头使用侧向切屑能力较强的复合钻头。钻具组合：φ311.2mm复合钻头+φ216mm单弯螺杆1.5°×8.64m+φ203mm回压阀+φ203mm MWD循环短节×0.83m+φ203mm无磁钻铤×9.36m+φ203mm钻铤×3根+转换接头+φ139.7mm加重钻杆×30根+随钻震击器+φ139.7mm钻杆。侧钻成功后，井斜增至10°左右时，根据钻头使用情况提钻更换PDC钻头。

（2）水平段钻具组合方案。进入页岩箱体后，钻进以小幅度井斜调整为主，钻具选用复合稳斜效果好的组合。钻具组合：φ215.9mm PDC钻头+螺杆1.25°+回压阀+无磁承压钻杆×1根+随钻测井仪器+悬挂+φ127mm加重钻杆×4根+φ168mm随钻震击器+φ127mm加重钻杆×1根+φ127mm钻杆×3柱+水力振荡器+φ127mm普通钻杆×4柱+φ127mm加重钻杆×4柱+φ127mm普通钻杆×50柱+φ139.7mm加重钻杆×12柱+φ139.7mm普通钻杆。

3.2.4 优选随钻测井仪器

导眼井测井曲线分析可见，从造斜点至箱体，地层岩性变化明显，自然伽马区分度高，可满足层位识别。水平段箱体内，自然伽马值从上到下呈降低趋势，与地质导向软件配合可以准确求出地层倾角；底部为介壳灰岩，标志层明显，利用自然伽马可以准确区分储层。页岩水平段钻井容易发生垮塌、卡钻等复杂情况，区域内NC2H井大安寨段发生卡钻回填侧钻，在区域施工认识较少的情况下宜简化钻具组合。LA1井随钻测井工具组合为常规MWD+GR随钻仪器组合。

3.3 “测定导”一体化施工成果

（1）LA1井完钻井深4700m，“测定导”一体化作业总进尺1718m，水平段长1000m。钻井过程中动态更新地质模型（图9），大一亚段较导眼井地层浅4.1m，计算地层倾角为上倾0.6°。根据自然伽马变化特征，结合录井岩屑及气测显示、实钻地震跟踪，将水平段轨迹控制在箱体中下部优质页岩段。

图9 完钻地质模型图

（2）水平段测井资料与导眼井对应关系较好，综合解释A点到B点Ⅱ—Ⅲ类页岩油层1000m，箱体钻遇率达100%。3666～3873m、3913～4085m、4305～4366m井段，斯通利波能量衰减较明显，测井计算TOC平均含量为1.3%，孔隙度平均值为5.6%，含油饱和度为49%，脆性矿物含量平均值为39%，与导眼井结果基本一致。排液试油获油2m3/d、气3000m3/d，大安寨段页岩突破出油关。

（3）根据实钻情况，及时优选钻头，造斜段机械钻速由0.49m/h提升至2.02m/h，时效提高4倍。水平段滑动与复合段长度比例为1∶2.8，作业时长比例为1.1∶1，提高了钻井时效。实际钻进过程中，仪器操作工程师发现自然伽马值升高后，立即反馈至地质导向工程师，根据曲线变化对比分析，提前4.1m钻遇设计地层，定向工程师重新规划后期入窗轨迹，造斜率由4.4°/30m提升至5.8°/30m，地质导向工程师向业主方汇报新的入窗方案，获得同意后按新方案钻进施工，整个过程在30min内完成，“测定导”一体化施工显著提高了决策时效。

（4）造斜段全角变化率最大为5.3°/30m，水平段全角变化率最大为2.2°/30m，井眼轨迹平滑，后续施工顺利。

4 结论

（1）箱体选取目标为地质与工程甜点，即具连续厚度、高TOC、高孔隙度、高脆性矿物含量、高含油气量的富有机质页岩集中段。井轨迹钻进选择与最大主应力方向成较大夹角的方向，尽可能兼顾天然裂缝。

（2）井震结合建立钻前地质模型，以识别甜点段、控制井下风险为目标优选随钻测井仪器组合，结合导眼井实钻岩性特征、井壁稳定性、靶前距要求等，优化设计钻进轨迹与下部钻具组合。

（3）四川盆地页岩油水平井勘探开发前景广阔，“测定导”一体化技术可有效降低施工风险，保证箱体钻遇率和井眼质量，有利于储层改造，有助于页岩油高效经济开发。