摘 要：四川盆地川中地区磨溪气田中三叠统雷一段为泥质白云岩、膏质白云岩、石膏频繁互层，地质录井分层困难，雷一1中亚段有效储层为针孔白云岩，厚度较薄(仅2～6m)，井眼轨迹在薄储层顶部准确着陆的风险巨大。为此，开展了随钻测井与电缆测井的伽马和深、浅相位电阻率信息相关性分析，建立了能够准确地反映所钻岩性的曲线形态。利用地质构造图、地震剖面、随钻测井信息、岩屑录井等资料，建立钻前井眼轨迹着陆姿态地质模型；实钻中考虑到随钻测井工具的仪器测量点距离钻头有l0～13m距离，将岩屑录井与随钻测井信息进行综合应用，准确地跟踪正钻的标志岩性，及时修正储层垂深，精细调整井眼轨迹，有效地保证了水平井井眼轨迹在储层顶部准确着陆，形成了磨溪气田雷一1中亚段薄储层的地质导向着陆技术。该项技术的现场应用降低了钻穿储层而必须填井侧钻、水平段一开始钻进就进行大幅度的轨迹调整等钻井风险，为该气田水平井高效开发做出了贡献。
关键词：四川盆地 磨溪气田 中三叠世 薄储集层 随钻测井 井眼轨迹 储集层着陆 钻井风险
Geo-steering technology of landing a horizontal well on the middle submember of the Lei11 thin reservoir in the Moxi Gas Field, Middle Sichuan Basin
Abstract：The first mcmber of f the Leikoupo Fm reservoirs in the Middle Sichuan Basin is dominated by argillaceous dolomites，an hydritic dolomites，and gypsums as the frequent interbedding layers，which makes it difficult to identify different layers by mud logging．The pinhole dolomites with the thickness of only 2-6 m are the effective reservoirs in the middle submember of the first member of the Leikoupo Fm(Lei11)，which brings about a high risk in guiding the well trajectory to land on the reservoir top．In view of this，the correlation analysis between the logging while drilling(LWD)and wireline logging(WL)was made of the gamma ray and deep and shallow phase resistivity．On this basis，the LWD curves were established reflecting the rock’s lithology while drilling．Then，by use of the geological structure，seismic profile，LWD data，and the cutting logging in{ormation，etc．，a geological model was buill for the landing of well trajectory．Before this technology was used，such drilling risks were easily encountered，for example，another sidetrack horizontal well would have to be drilled if the pay zone was carelessly drilled through by the previous horizontal well：or the horizontal section would start with high dogleg severity if the landing angle was inappropriate．With this technology．the previous drilling risks are mitigated to a high level．In conclusion，this technology contributes a lot to the high efficiency and cost effective development of this field．
Key words：Sichuan Basin,Moxi Gas Field,Middle Triassic,thin reservoirs, LWD,reservoir top landing,drilling risk,well trajectory, geo-steering
四川盆地川中地区磨溪气田中三叠统雷一11中亚段储层具有有效储层厚度薄(仅2～6m)、孔隙度低(平均5.38％～9.81％)、渗透率低以及横向局部倾角变化的特点[1]，采用常规直井、定向井开发有效储层暴露有限、单井产量低，目前均采用地质导向水平井的方式进行有效开发。
雷一1中亚段储层上部雷二、雷一2和雷一1上亚段地层具有岩性复杂、层薄、互层频繁的特点，地质录井分层困难，采用常规方法进行储层着陆容易出现：①井眼轨迹着陆时已钻穿储层而必须填井侧钻(磨004-H7)；②储层顶部判断失误，在储层上部地层错误着陆，电测发现错误后需重新定向着陆；③井眼轨迹入靶姿态不佳，水平段一开始就必须进行大幅度的轨迹调整，不利于储层跟踪钻进也会给后续施工带来工程困难。
针对上述困难，为实现井眼轨迹在储层顶部的精确着陆，笔者开展了利用FEWD随钻上传的伽马、电阻率测井参数以及岩屑录井等资料进行井眼轨迹储层着陆的技术研究与现场应用，经过多口井的现场施工与技术总结，已逐步摸索形成了磨溪气田雷一1中亚段储层的地质导向着陆技术，为该气田水平井高效开发做出了贡献。
1 随钻测井工具参数及其适应性研究
根据磨溪雷口坡组地层的测井响应特征，选用了哈伯顿FEWD随钻测井与地质导向钻井工具，可随钻测量1条双向自然伽马曲线和8条不同探测深度的感应电阻率曲线（4条相位差电阻率曲线，4条幅度衰减电阻率曲线）。实钻中，综合考虑了雷口坡组碳酸盐岩地层电阻率较高和MWD数据传输速率较慢的特点，选择性的实时上传了双向自然伽马曲线和深、浅相位差感应电阻率曲线，结合综合录井参数能够满足雷一1中亚段储层着陆的需要[2-4]。
1．1 双向自然伽马（DGR）测井技术特点及适应性评价
自然伽马测井是利用各种岩石自然放射性强度不同的原理来区分和评价地层的一种常见测井方法，可用于划分岩性、地层对比和计算地层泥质含量等。DGR传感器的盖革·米勒计数管采用了独立两瓣式的冗余设计，具有高可靠性和高精度的特点。DGR测量范围0～380API、系统测量精度±5﹪、垂直分辨率230mm、探测深度300mm[2]，由于钻井速度较电缆测井速度慢。因此随钻测取的伽马曲线垂直分辨率更高，有利于分辨薄层。雷口坡组地层伽马变化范围主要集中在0～130API，并且不同类型地层幅度变化特征比较明显。因此DGR能够满足雷口坡组地层导向着陆的需要。
1．2 深、浅相位差感应电阻率技术特点及适应性评价
电阻率测井是利用不同的岩性、物性及含流体性质的岩石具有不同的导电特性的方法来确定岩性、划分油气水层和计算含油气饱和度的一类测井方法。随钻电阻率测井一般采用的是感应电阻率测井，FEWD的EWR—PHASE4感应电阻率传感器采用的是四发双收结构具有信息量大、探测深度大的特点，仪器测量范围0.05～2000W·m、测量精度在±1％(地层电阻率10W·m时)、垂直分辨率l52.4mm、探测深度可达1.9m[5]。磨溪气田雷口坡组地层电阻率大部分在2～200W·m，部分超过2000W·m，EWR-PHASE4基本能满足测量的需要。
1．3 FEWD随钻测井曲线与电缆测井曲线对比
图1是磨溪气田磨030-H24井的随钻测井与电缆测井伽马和电阻率曲线的对比图，从图l中可以看出随钻测井与电缆测井伽马和电阻率值均具有良好的相关性，曲线形态相同，对比性好，但电阻值由于标定及测量环境不同的原因，值的大小有一定差异。值得注意的是由于感应电阻率主要应用于低电阻率地层，在电阻率较低时具有较高的测量精度，当地层电阻率超过较高(大于l00W·m)时，测量精度下降，曲线容易发生畸变，如图l中高电阻率地层随钻电阻率较大幅度低于电缆测井电阻率，因此在实际应用时应特别注意其对分层造成的不利影响。
2 地质导向储层着陆技术研究
实现井眼轨迹在储层的精确着陆是一项系统工程，需要综合利用构造研究成果、地震剖面、随钻测井曲线与邻井电缆测井曲线、岩屑录井等资料，随钻对储层的垂深进行修正，并及时精细调整井眼轨迹，才能保汪地质导向储层着陆的成功。
2．1 待钻地层区域的构造形态研究
2．1．1利用前期构造研究成果
开发区块经过前期的地质研究与探井、开发井的钻井实践验证，对构造形态、地层剖面、储集层特征及其展布情况等都已经有了宏观的认识，充分利用这些研究成果，对于深入了解待钻区域的地层细致构造情况具有重要的指导意义。其中构造等高线图是了解构造形态最为重要的图件，通过对构造等高线图的分析可对待钻地层的走向变化、倾角等形成大致的认识[6]。
2．1．2利用地震剖面
地震剖面是地质剖面的地震响应，在地震剖面中蕴藏有大量的地质信息，地震反射所涉及的地质现象，在地震剖面中都应有所反映。通过对地震剖面的精细分析可对地层的局部情况，如褶皱、断层、尖灭、层界面、倾角变化等形成定性的认识，如果工区有高精度的三维地震资料，那么识别的精度会大大提高，可得到半定量甚至定量的研究结果。
2．1．3邻井测井曲线连井对比[7-9]
地下岩层由于岩性、物性及含流体性质的不同，在测井曲线上有不同的响应特征，具有深度可靠、分辨率高的特点，利用测井曲线可沿井身剖面准确地分辨不同类型的地层。通过搜集待钻井周边邻井的测井曲线，将其做深度海拔校正、测井曲线归一化处理，并寻找特征明显的标志层，做出区域的测井曲线连井对比图。根据曲线形态的相似性，进行井与井之间地层的追踪，可对地层的横向展布情况做出大致的预测。
综合利用构造、地震及测井曲线连井对比资料，三者可以优势互补并相互印证，做出较为准确、可信的地层展布情况预测。
2．2 综合利用随钻测录井资料
由于随钻测井工具的仪器测量点距离钻头有一定的距离，在井斜角较小(低于85°)和机械钻速较低的情况下，随钻测井信息具有较大的滞后性，而岩屑录井此时则具有更快的反应速度，将两者进行综合分析，可对正钻地层是否发生变异做出及时、准确的判断，从而提前采取定向轨迹控制措施。
2．2．1随钻测井曲线与邻井测井曲线精细对比
将随钻测取的曲线与邻井的电缆测井曲线进行精细对比，如果随钻测井曲线相比直井电缆测井曲线拉伸，则说明地层加厚或者下倾；如果相比压缩，则说明地层减薄或者上倾；如果对比一致则说明地层对比良好没有倾角和厚度变化，同时参照地震剖面，从而判断井眼轨迹距离下一个标志性地层界面和储层顶的垂深距离。
2．2．2充分利用岩屑录井[2]
由于井眼轨迹着陆段的井斜角与地层的夹角相对较大，因此随钻测井曲线无法预知钻头以F的地层变化，对于比较重要的地层界面应充分利用岩屑录井，对随钻测井曲线前方盲区进行预判，当机械钻速较慢及地层岩性变化比较明显时，其具有较高的判断精度和及时性。
2．3井眼轨迹精细设计与控制
通过上述方法对井眼轨迹距离储层顶界面的距离进行预测和不断的修正过程中，井眼轨迹设计也要随之进行修正，及时地调节升高或者降低增斜率，以保证井眼轨迹最终以较好的姿态在储层顶部着陆，为后续水平段钻进创造良好的条件。
2．3．1定向优化，避开难定向地层[10]
通过曲线对比后，对下部将要钻遇的地层进行预测，并进行轨迹细化设计，尽量避免在石膏层等难定向、易粘卡、托压地层进行定向造斜，从而提高造斜效率、减小定向风险，同时也提高平均机械钻速。
2．3．2分段细化造斜率，降低轨迹控制难度[11-13]
为满足井眼轨迹着陆时对井斜角和靶前位移的控制要求，同时降低在着陆最后阶段的井眼轨迹设计与控制难度，一般采取下述的井眼轨迹控制策略。在井斜75°之前的上部井段适当降低造斜率，从而适当减小此时的靶前位移；78°～83°适当提高造斜率，从而提高井眼轨迹设计应对地层垂深变化的能力，并追平前部减小的靶前位移；之后井段采用复合钻进自然微增斜的方式进行储层探顶，随钻测井与岩屑录井确认快到储层顶时，将井斜增至84°～86°。
3 现场应用实例
3．1 储层分布稳定性分析
磨030-H24井位于磨溪气田西端，设计为一口开发磨溪气田雷一1中亚段气藏天然气资源的水平井。为确保本井轨迹在雷一1中亚段储层顶部顺利着陆，保持钻水平段前的入靶井眼轨迹姿态，进行了钻井轨迹范围内的地层倾角、垂深、储层厚度变化趋势分析。
磨030-H24井井眼轨迹方向上已完钻的磨39、158、147井连线显示，雷一1中亚段气藏的顶面深度在海拔-2370m附近(图2)，磨39井位于构造低点附近。设计井眼方向(近正南方)造斜着陆井段和水平段前段构造较为平缓，但水平段后段构造相对变陡。磨030-H24井井眼方向的三维地震切片剖面(图3)，通过剖面分析看出，着陆井段所处位置地层平缓，倾角近于水平，实钻过程中可能不会出现较大的地层倾角变化。
图4为磨39、158井和l47井的测井曲线解释的云岩储层，有效厚度约6m，储层分布稳定。储层特征主要如下：岩性为针孔白云岩、自然伽马值较低在20～30API、电阻率处于相对低值l0～300W·m。储层上部为泥质云岩、泥质灰岩和膏岩，特别是储层上部有约2m垂厚的石膏，其伽马特征为低值在9API左右，电阻率大于2000W·m，且岩屑录井上也很好区分。综上所述，磨030-H24井连井剖面曲线对比特征及岩性差异明显，追踪性强，这些特征可用于钻井井眼轨迹进入储层顶准确着陆的技术控制。
3．2 井眼轨迹储层着陆及测量监测技术论证
根据本井邻井储层深度、厚度、地层倾角变化分析，地质提出了本井井眼轨迹基本要求：以井口为原点，定向方位178°，靶前位移362m时进入A点，在雷一1中亚段第一储层完成水平段长1000m，设计全井井深(斜深)3890m(图3、5)。
地质及工程设计要求，在井眼轨迹进入储层顶部时井斜需达到86°左右，同时只能进入云岩储层斜深3～5m，避免进入低压储层过多发生井漏(上部泥浆密度偏高达2.02g／cm3，而储层地层压力系数仅0.73左右)，从而出现上喷下漏，难以处理的复杂风险[14]。着陆完成后在储层顶部固井，封隔上部复杂层段，为下一开钻Æ152.4mm井眼水平段安全快速钻进提供有利条件。
由于本井储层厚度约6m，利用FEWD随钻上传的伽马、电阻率测井参数进行井眼轨迹储层着陆监测时，因地质导向的DGR(双向自然伽马)、EWR-Phase4(感应电阻率)、PCD(井斜、方位)传感器测点到钻头距离分别为l0.6m、12.99m、18.45m(图6)，测量工具位置的限制使随钻测井信息具有较大的滞后性，给井眼轨迹在储层顶部精确着陆带来一定风险，因而在机械钻速较慢时，可以利用岩屑录井信息对随钻测井曲线前方盲区的比较重要地层界面信息进行综合预判，在进入储层前斜深l5m左右按随钻测井信息与录井信息共同标定距储层顶距离，对入靶姿态进行最终调整。
3．3 井眼轨迹储层着陆的现场施工
3．3．1随钻测井信息的应用
本井钻进至井深2584.13m、井斜48.79°、垂深2557.93m时，下入FEWD随钻测井工具，随钻实时上传自然伽马和深、浅相位电阻率曲线(图7)。分析对比图发现与邻井磨005-H8井相比，磨030-H24井在垂深2580～2630m中1～6号标志层之间的地层垂厚逐步减薄，最终减薄约6m；2630m之后的7～12号标志层曲线特征及厚度均基本一致。
3．3．2随钻井眼轨迹调整与控制
根据随钻测井曲线与邻井电缆曲线的对比：在垂深2580～2630m中1～6号标志层之间的地层垂厚约减薄了6m，雷一1中亚段储层顶的深度也将减小约6m，实钻中根据实时判断的储层顶垂深进行造斜率调整和井眼轨迹控制措施及方案优化，以保证着陆过程中的井眼轨迹光滑和钻达储层顶时实现准确着陆(图8)。随钻井眼轨迹调整与控制过程如下：
1)钻进过程中当随钻测井曲线测至垂深2568m时，与同井场磨005-H8井曲线对比成功，发现储层着陆点垂深在2673m左右，与设计的储层顶垂深在2675m很接近。因此继续按设计增斜率4.4°／30m左右钻进。
2)当随钻测井曲线测至垂深2590m时，曲线对比发现，本井地层有逐步减薄的趋势，因此适当地提高造斜率至6°／30m～7°／30m，根据测井曲线对比，之后井段的地层减薄速度比较均匀。因此维持6°／30m～7°／30m造斜率继续钻进。
3)当随钻测井曲线测至垂深2635m时，曲线对比发现地层不再继续减薄。因此放缓增斜率至5°／30m～6°／30m进行钻进。
4)钻进至垂深2646m时，岩屑录井发现岩样为较纯的石膏，结合随钻测井曲线对比，确认进入雷一1上亚段地层。此后经曲线对比，雷一1上亚段地层与邻井厚度基本一致，因此继续维持造斜率5°／30m～6°／30m钻进。
5)钻进至斜深2754m(垂深2659.5m)时，根据曲线对比，预计后续地层不会有太大的变化。经过重新进行轨迹优化设计后，考虑到垂深2663～2665m为石膏层，井眼轨迹将需要穿越约20m斜深的石膏层(该石膏层定向容易粘卡，该地区如磨030-H30井等多口井在此层段定向时发生过卡钻事故)，且此时钻井液密度已高达2.02g／cm3。因此经综合考虑，将造斜率提高至7°／30m～8°／30m，提前将井斜增至80°，这样下部井段造斜率要求仅需不到4°／30m，考虑到复合钻进自然增斜率3°／30m～4°／30m。因此下部仅需少量定向增斜即可达到要求，极大地降低了在石膏层中定向造斜所带来的风险。
6)在垂深2663m时，岩屑录井发现砂样中出现较纯的石膏，此时井斜已达到82.5°，根据复合钻造斜率在3°／80 m～4°／80m的趋势，无需进行定向增斜作业，由于此时随钻测井曲线约有l.4m垂深的盲区，根据上部曲线对比，预计在2666m进入针孔云岩储层段。因此通知录井加密捞取砂样。经过上述措施，钻进至斜深2850m时，进入雷一1中亚段储层顶斜深约5m，岩屑中返出针孔云岩，成功实现储层着陆：井底井斜为86°，方位为178°垂深为2666.30m，闭合距为318.60m，闭合方位为177.42°。与工程设计的储层顶垂深(2675m)相比，垂深提前了8.7m。
4 认识与建议
1)在磨溪气田雷口坡复杂岩性地层，FEWD随钻实时上传的自然伽马和深、浅电阻率曲线，与邻井地层电测曲线能有效对比，特征明显，具有良好的适应性，可用于指导该构造水平井进行储层着陆。
2)实现水平井井眼轨迹储层着陆是一项系统任务，须综合利用构造、地震、邻井测井曲线对比、岩屑录井等资料进行综合分析，从而进行井眼轨迹的优化设计与控制，才能保证井眼轨迹在储层顶的准确着陆。
3)在井眼轨迹储层着陆过程中，可利用随钻测井曲线对比，对即将钻遇的地层进行预判，从而进行定向优化，避免在复杂层定向，从而降低工程风险。
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本文作者：陈东 白璩 谢意 张涛 段敏 刘伟
作者单位：中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院
中国石化西南石油局重庆钻井公司
中国石油川庆钻探工程公司川西钻探公司
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