摘要：随钻地质导向技术实现了以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，达到了提高有效储层钻遇率的目的，对于高效开发复杂气藏具有重要意义。为此，简述了地震、测井联合反演和三维可视化建模在地质导向储层预测中的作用，然后结合四川盆地中部磨溪气田MM1水平井等多口井的产层导向钻进情况，总结出采用随钻测井(LWD)资料确定中靶点和钻头在目的层的位置，以及井眼轨迹、地层岩性剖面和随钻测井曲线综合成图与调整井眼轨迹等方法，并以此来指导磨溪气田三叠系嘉陵江组白云岩储层的地质导向钻井施工，明显提高了水平井目的层的钻遇率和地质导向钻井的成功率，效果良好，值得推广应用。
关键词：随钻测井；地质导向；储集层预测；井眼轨迹；四川盆地中部；磨溪气田；三叠纪；提高成功率
川渝气区大多数气田都处于开发中后期，为满足开发薄层和高倾斜产层的要求，大斜度井和水平井钻测井作业量日益增多，积极发展随钻测井(LWD)地质导向技术，及时检测地层变化以便及时对钻井设计做必要修改，使钻头最大限度地在气藏中的最佳位置钻进，对于高效开发复杂气藏具有重要意义[1～2]。目前，川中磨溪、广安等气田都已经进行过随钻测井作业，而且作业量呈每年增多的趋势。川中磨溪气田三叠系嘉陵江组嘉二段地层岩性复杂、储层薄、地层倾角变化快，利用常规的水平井钻井技术很难准确判断井眼轨迹与地层钻遇关系，中靶难度大、钻遇率低。因此，将上述目的层作为基于随钻测井技术完成水平井钻井的研究对象。
1 随钻储层预测及三维可视化技术在随钻测井中的作用
随钻地质导向据地质、地震、测井等资料，确定钻进目标层的岩性、地层产状及地层厚度等变化规律，建立井眼地层剖面模型以及目标层的岩性、孔隙度和电阻率、钻时等预测模型。三维可视化地质建模技术则直观地显示水平井井眼如何穿越地层，基于水平井钻井和随钻测井解释，借助于计算机技术实现井眼轨迹与地层三维关系可视化，可赋予测井曲线和井眼轨迹丰富的地质意义[3]，对于LWD具有现实意义。
1.1 测井-地震联合反演在储层预测中的作用
通常意义上的地震反演指波阻抗反演，测井地震联合反演由地震成果数据、测井曲线组成地震合成记录，通过子波提取、时深转换得到原始反演地震波阻抗剖面，进行地质层位标定。用测井、钻井、岩心实验等测量得到的井孔物性参数及各种地质信息，建立初始模型，以井孔数据作约束条件，做残余误差迭代运算，直到误差足够小，得到最终波阻抗剖面，由最终波阻抗剖面可预测储层岩性、分布、厚度和物性参数等。
1.2 三维可视化地质建模在随钻测井中的应用
三维地质建模是运用计算机技术，利用测井资料、录井资料和钻井资料，形成工程参数和地质参数的三维数据体，建立一套集地质、地震、钻井、测井、油气藏开发等学科为一体的三维可视化系统[4～5]。随钻地质导向钻井的三维地质建模以地质和地震资料为基础，以随钻测井技术为主体，可以进行钻前设计、地质导向、实时轨迹调整、三维地层显示、实时流体识别等关键技术为特色的立体化、多手段的高时效的新的随钻测井解释技术。绘制相应的三维井眼轨迹，逐渐成为随钻地质导向钻井技术的一个热点。利用VC++与OpenGL混合编程实现井眼轨迹(图1)和地层三维可视化(图2)。
2 应用实例分析
利用地震、测井和地质资料设计的川中磨溪气田MM1水平井目的层是嘉二2B针孔白云岩储层，上部盖层是嘉二2C石膏层，地层视倾角0.45°。地质导向仪是斯伦贝谢EcoScope系列，主要由LWD(可以测量方位伽马、方位密度、补偿中子和5条不同源距的电阻率)与MWD(无线随钻测斜仪)、地面数据处理系统和钻井液脉冲遥测系统3部分组成，共同完成地质参数和工程参数的实时测量。实践表明，该套系统可以很好地对地层变化做出准确及时的判断和预报，配合工程施工，对井身轨迹进行及时调整，确保井眼准确命中储层并穿行于储层有利于油气开采的最佳位置。
2.1 中靶点的确定与钻头在目的层位置的确定
为避免钻进石膏层时发生卡钻，设计开始以4°狗腿造斜并在3300m把井斜增加到84°，之后保持井斜向目的层接近，并以旋转钻进的方式来通过目的层上方的石膏层。在3440m钻速由4.8m/h增加到8.4m/h，密度由2.99g/cm3减小到2.84g/cm3，中子增加到5.4%，电阻率也由1000Ω·m下降到200Ω·m，用校正后的中子和密度交会得到孔隙度为6%～10%，岩性为白云岩。结合邻井测井资料和区域地质资料，通过地层对比地层，综合判断3440m已进入目的层，其后井斜逐渐增至88°并保持稳斜(图3)。
由于地震剖面显示3560m处地层明显上倾，考虑到靶体高只有4m，为避免仪器碰底，增斜至94°。钻至3596m时，发现钻速由5.8m/h减到2.4m/h，密度由2.80g/cm3增到2.97g/cm3，补偿中子减到1.7%，电阻率也由170Ω增加到1000Ω以上，同时岩屑中带有石膏，表明仪器已经钻入石膏层。为了确定仪器是从储层顶部钻出还是从储层底部钻出而进入导向标志(围岩)层，可用上下自然伽马值和方位密度值来判断(图4)。3573m随钻所测上、下自然伽马开始分开，直到3590m左右两条自然伽马曲线重合，并且上自然伽马先于下自然伽马开始减少，说明上自然伽马先于下自然伽马探测到顶部储层特征。并且从3572m开始，随钻顶、底方位密度开始分开，顶部密度开始由2.90g/cm3增加到2.99g/cm3，底部密度基本保持在2.82g/cm3，直到3590m两条密度曲线重合。据此，判断仪器是从储层顶部出界，调整井轨后的实钻情况证实判断完全正确。
2.2 井眼轨迹调整及随钻测井综合分析
为调整钻头使其回到目的层，现场决定以7。狗腿减小井斜。经过降斜到90°，钻至3664m发现钻速由3.8m/h增加到7.4m/h，密度由2.95g/cm3减小到2.80g/cm3，补偿中子增加到7.7%，电阻率也由1800Ω·m降到200Ω·m，用校正后的中子和密度交会得到孔隙度为6%～10%，岩性为白云岩。表明仪器已经由上部石膏层钻回目的层。
由于靶体只有4m高，钻进过程容易钻出目的层，为了优化井眼轨迹，使钻头在目的层最有利位置钻进。现场根据LWD仪器探测深度、传感器到钻头距离、钻头到层界面距离关系来计算仪器钻进的最佳井斜角(图5)[9]。其计算公式为：
式中LCD表示钻头到层界面距离，m；LAB表示随钻测井仪器探测深度，m；LAC表示随钻测井传感器到钻头距离，m；α表示地层倾角，当地层为下倾时，β=90°-γ-α，当地层上倾时，β=90-γ+α(γ是井斜角)，(°)。
由地震剖面和随钻实测资料，3665m以后该井α为上倾2°，为避免仪器再次碰顶，尽量使井眼轨迹保持在靶体中间，亦即假定钻头到层界面距离LCD是2m，本井随钻电阻率的探测深度为1.5m，随钻测井仪器距离钻头LAC=15m，由式(1)计算的γ为：
因此，只要保持86.95°稳斜钻进，在地层倾角不发生变化情况下，钻头始终在距离新的地层界面钻头中心距离界面2m钻进，可以保证钻头基本在4m高的靶体中部钻进。最终该井以87°井斜稳斜到4020m顺利完钻。该井设计在目的层总进尺为577m，由测井解释统计结果实钻目的层540m，钻遇率为94%。
将井眼轨迹与地层剖面、LWD曲线综合成图，通过分析三者关系，可以提高随钻地层评价的准确性。图6-a、b是该井地层岩性剖面、LWD测井曲线与井眼轨迹综合成图。从图6可以看出，在3590m处出现钻进了石膏层，调整井斜后在3665m重新回到白云岩目的层。
3 结论
1) 川中斯伦贝谢EcoScope随钻测井系统测量项目全、信息量大，可以满足工区地质导向钻井的要求。
2) 充分发掘和综合利用随钻测井资料蕴含的地质多参数特性，及时分析井眼轨迹所钻穿的地层的岩性、物性、电性和含油气性的变化情况，做到实时调整井眼轨迹，方能提高有效储层的钻遇率。此外，做好钻前储层预测和井眼轨迹优化设计也是提高随钻地质导向钻井的成功率的关键技术之一。
3) 针对地质导向的复杂性，随钻作业现场应利用区域地质、地震、测井资料，再结合实际情况，对比分析、综合判断，才能成功实施随钻地质导向钻井。
参考文献
[1] 张贤辉.水平井钻井的测井地质导向方法与技术研究[D].成都：西南石油学院，2002.
[2] 夏宏泉.水平井导向钻井工艺技术及应用研究[R].成都：西南石油大学，2008.
[3] 汪中浩，章成广.低渗砂岩储层测井评价方法研究[M].北京：石油工业出版社，2004.
[4] 丁娟.海上三维地震资料储层预测应用研究[D].西安：长安大学，2008.
[5] 时鹏程，许磊.面向地质导向应用的前导地质建模研究[J].河南石油，2003，17(1)：20-23.
[6] 郭昭学，陈平，周开吉.三维可视化技术在石油钻井中的应用[J].天然气工业，2004，24(1)：60-63.
[7] 王绍刚.三维地质体模型的建立与可视化系统研究[D].阜新：辽宁工程技术大学，2005.
[8] 宋帆.用方位密度成像资料计算水平井地层倾角的方法[J].测井技术，2006，30(2)：30-35.
[9] 陈云峰，魏中文.水平井测井响应及其在地质导向中的应用[G]∥第三届测井新技术交流会论文集.北京：石油工业出版社，2007.
(本文作者：吴宝玉1 罗利1 张树东1 夏宏泉2 1.川庆钻探工程有限公司测井公司；2.西南石油大学)
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