不同地层产状下页岩气水平井地质导向策略研究

陈学辉，蔡进，刘莉，李加玉，舒志恒

中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院（湖北 武汉 430223）

地质导向钻井技术是在勘探开发形势面临复杂地质条件的背景和随钻测量技术日趋成熟的基础上发展起来的[1-2]。地质导向钻井是国际钻井界近15年发展起来的一项高新技术，其定义是“用近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最佳位置”[3-4]，体现了现代钻井技术与测井、油藏工程技术的结合，现已广泛用于水平井的钻井中。随着先进随钻测井仪器引进，水平井地质导向在国内迅速发展。地质导向技术是水平井钻井的一项重大发展，标志着水平井钻井技术上升到更高的层次[5]。

近10年，国内地质导向关键技术和装备水平发展十分迅速，但整体相较于国外而言处于技术追赶阶段[6]，地质导向技术具体如何实施，实施效果是否对单井产能有较大的影响，水平段穿行该如何设计是本文探索的主要问题。

1 页岩气水平井地质导向技术

目前国内页岩气水平井地质导向主要依据目的层岩性、电性特征对目的层进行不同小层特征划分，其中自然伽马测井应用最为广泛[7]；本次研究工区重庆涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井通常采用三层套管钻完井方式[8]，其中二开中完后，三开钻进开始进入造斜段，此时水平井地质导向工作进入入靶前地质导向阶段，在钻至目的层标志层后进入水平段地质导向阶段，下面就这两个阶段的地质导向技术进行详细阐述。

1.1 标志层确定

地质导向的基础就是储层的精细对比，精细对比的关键是对标志层（点）的确定。涪陵地区页岩气开发的主要目的层为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组，纵向上岩性、电性呈现三个较为明显变化阶段。结合勘探开发生产井的钻、测、录井资料及取芯观察，将重点评价井焦页A井龙马溪组-五峰组目的层进一步细分为9个小层[9]，并据此井划分结果作为焦石坝区块水平井地质导向参考井，其中①-③小层为本区块页岩气开发的最优层段。

1.2 下倾地层导向策略

1.2.1 对比参照点出现下部地层

下倾地层水平段钻进中对比参照点出现下部地层时，是因为钻井井斜角过小，与水平面的差大于地层视倾角造成的（图1）。

此时应先选定参照点，确定标志层位对比线，地层对比确认实钻点在气层中以上的位置，得出实钻钻头位置距标志参照点地层垂厚h，再用坐标计算出参照点与实钻位置的平面坐标距离L，此时可以计算出水平段钻进过程中下切地层的角度α，即为：

而根据已知的钻井井斜角x可计算出水平面与井斜角的差β，即为：

通过（1）、（2）式结果可计算出实际地层视倾角γ，即为：

式中：α为标志层与钻井轨迹的夹角，（°）；x为已知钻井井斜角，（°）；γ为β与α的角度差值，（°）。

此种情况表现为钻井出现下部地层，说明β是大于地层视倾角γ，若不及时更改井斜角，随着水平段不断钻进，井轨迹将会钻穿气层底(图1)。这时需要建议增加井斜角，降低β，调整在β小于γ时，钻头的位置会逐步上返地层，到合适层位，再调整β与γ趋于相等，为沿合适层位的平行钻进。

图1 下倾地层钻进下切的地层倾角计算与钻穿气底的预测计算示意图

1.2.2 对比参照点出现上部地层

下倾地层水平段钻进中出现上部地层时，是因为钻井井斜角过大，与水平面夹角小于地层视倾角造成（图2）。

图2 下倾地层钻进上切的地层倾角计算与钻穿气底的预测计算示意图

选定参照标志层位对比线后，地层对比确认实钻点在气层中以下的位置，得出距参照点地层垂厚h，再用坐标计算出参照点与实钻位置的平面坐标距离L，利用公式（1）、（2）计算出钻井过程中下切地层角度α和水平面与井斜角差值β，而此时由于实钻轨迹位于标志对比线下方，因此实际地层视倾角γ为：

此种情况表现为钻井出现上部地层，说明β是小于地层视倾角γ，若不及时更改井斜角，随着水平段不断钻进，井轨迹将会钻穿气层顶。这时要建议降低井斜角，增加β，调整在β大于γ时，钻头的位置会逐步下切地层，到适当层位，再调整β与γ趋于相等，则为沿合适层位的平行钻进。

1.3 上倾地层导向策略

1.3.1 对比参照点出现下部地层

上倾地层钻进中出现下部地层，为井斜角过小，与水平面夹角小于地层视倾角造成（图3）。

图3 上倾地层钻进下切的地层倾角计算与钻穿气底的预测计算示意图

此时标志层位对比线地层对比确认，实钻点在标志层位对比线以上的位置，得出距参照点地层垂厚h，再用坐标计算出参照点与实钻位置的平面坐标距离L，利用公式（1）计算出钻井过程中下切地层角度α，由于钻井地层产状上倾，此时水平井井斜角也往往随地层产状进行调整，此时水平面与井斜角差值β计算公式为

式中：x为钻井井斜角。再利用公式（4）计算出实际地层视倾角γ。

此种情况表现为钻井出现下部地层，说明β是小于实际地层视倾角γ，若不及时更改井斜角，随着水平段不断钻进，井轨迹将会钻穿气层底。这时需要建议增加井斜角，增加β，调整在β大于γ时，钻头的位置会逐步上返地层，到合适层位，再调整β与γ趋于相等，则为沿合适层位的平行钻进。

1.3.2 对比参照点出现上部地层

上倾地层钻进中出现返回上部地层，为井斜角过大，与水平面夹角β大于地层视倾角γ造成（图4）。

图4 上倾地层钻进上切的地层倾角计算与钻穿气底的预测计算示意图

此时标志层位对比线地层对比确认，实钻点在标志层位对比线以上的位置，得出距参照点地层垂厚h，再用坐标计算出参照点与实钻位置的平面坐标距离L，利用公式（1）、（5）计算出钻井过程中下切地层角度α和水平面与井斜角差值β，利用公式（3）计算出出实际地层视倾角γ。

此种情况表现为钻进中出现上部地层，说明β是大于实际地层视倾角γ，若不及时更改井斜角，随着水平段不断钻进，井轨迹将会钻穿气层顶。这时需要建议降低井斜角，降低β，调整在β小于γ时，钻头的位置会逐步下切地层，到合适层位，再调整β与γ趋于相等，则为沿合适层位的平行钻进。

1.4 复杂地层导向策略

水平段地层有时会出现或高、或低、或断等复杂情况（图5），需要在地层拐点处增加控制点，将复杂地层分解为多个简单段，再按上述方法进行判断和计算，及时发现问题，推测结果，提出调整方案，为了便于后期施工作业，钻井水平段轨迹尽量保持平整，合理设计靶点和控制点[10]。

图5 复杂地层水平钻进控制点间地层倾角计算示意图

2 水平井轨迹优化设计

通过水平井穿行轨迹与无阻流量的关系分析，获得高产一般是多穿行图6中①、③的井，对于后期的页岩气水平井在水平段轨迹穿行方面，基本原则是建议以多穿行①、③小层为主，推荐两种水平段穿行模式：

1）模式一：为“二段式”模型（图6），水平段按1 500 m设计，A靶点设置在③小层中下部，距离气层底界10 m左右，在③小层穿700 m完成前段穿行，后段800 m则以①小层顶入层，B靶点则靠①小层中下部。

图6 二段式水平井井眼轨迹穿行示意图

2）模式二：为“三段式”模型（图7），水平段按1 500 m设计，A靶点设置在①小层顶界面，距离气层底界5 m左右，在①小层穿500 m完成前段穿行，中段建议在③小层穿行500 m的，穿行部位以③小层中下部为主，后段500 m则以①小层顶入层，B靶点则靠①小层中下部，距底2.0 m左右。

图7 三段式水平井井眼轨迹穿行示意图

对比两个穿行模式，各有优缺点，“三段式”穿行主要最富集的页岩气层段，从目前压裂试气井的情况来看可获较高的产量，但由于太靠近气层底部，容易钻出气层底界，轨迹控制难度大，后期压裂存在压穿页岩层底板风险，造成压裂液滤失，对压裂改造不利；“二段式”穿行层位易于把握，井眼轨迹调控回旋余地大，但对主要的高产层①小层的穿行长度少，在一定程度会影响单井产能。

综合上述分析，建议在构造简单的地区，井眼控制难度不大的情况下采用“三段式”，尽可能靠近主力气层部位，提高单井产量；对于构造复杂，井眼控制难度大的情况下采用“二段式”，保证井眼轨迹安全可行和实施。

3 结论

1）针对不同的井形和地层产状及地层复杂情况，利用针对性地质导向措施，及时调整钻井井斜角度，可有效提高穿行优质地层效率。

2）针对不同区块采取不同的轨迹优化设计方案，在构造简单的地区，井眼控制难度不大的情况下采用“三段式”，尽可能靠近主力气层部位，提高单井产量；对于构造复杂，井眼控制难度大的情况下采用“二段式”，保证井眼轨迹安全可行。