孙 瑞 （中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队，黑龙江大庆163514）

水平井地质导向技术 （Geosteering）就是在钻井过程中利用实时随钻测井 （LWD——Logging While Drilling）曲线，测量井眼穿过地层的各种岩石物理参数，结合井眼几何参数，识别所钻遇的地层，从而引导钻头进入油层并保持井眼轨迹在油层中穿行，保证含油砂岩钻遇率［1－2］。

地质导向系统可以实时采集并向地面传输地质、几何参数，并在系统终端上绘制出各种测量的曲线，为导向人员进行工程和地质分析提供了实时、准确的依据。该系统的优点主要包括2个方面，一方面是随钻实时测量，进行地质、工程参数的测量时不影响钻井正常进行；另一方面与完钻后期的综合测井相比，地层暴露的时间短，更接近真实地层情况［1－2］。当地质情况复杂或者在薄储层中进行水平井钻井导向时，井下地质参数及轨迹参数传感器离钻头之间的距离很关键。

1 大庆油田目前主要使用的导向设备

随着大庆油田开发的不断深入，未开发区块具有储量丰度低 （20×104t／km2左右）、渗透率低 （空气渗透率70×10－3μm2左右）、油层厚度薄 （单井1～2m）、且层内夹层发育等特征，这为水平井地质导向带来了新的挑战，而常规导向系统过大的盲区不能及时跟踪调整，因此需要一种能及时发现地下储层变化的导向系统。

大庆油田目前主要使用的导向设备为2002年引进的常规LWD（见表1），仅能测量距离钻头18～20m范围内的井斜、方位参数，以及8～12m左右的地层电阻率、自然伽马等参数，无法得到钻头附近的地层特征和井眼几何参数，无法判断目前井眼的实际储层情况，当地质导向人员识别出目的层的时候，钻头可能已经钻出目的层。在这种情况下，如何确定目的层位置、保证钻头在目的层内钻进就成为开发薄油藏的一个关键问题，也是目前地质导向中一个急需解决的技术难点。

表1 大庆油田目前使用的LWD设备统计表

2 近钻头地质导向系统

目前国内已经开发出了近钻头随钻导向系统（CGDS.NB），近钻头参数包含钻头电阻率、方位电阻率、方位自然伽马和近钻头井斜角、工具面等参数。近钻头传感器可测量到离钻头2.85m内地层井斜、方位和2.5m左右的地层电阻率、自然伽马参数，可以实时测量钻头附近地质参数及工程参数，并能通过钻头电阻率，探测井眼前进方向上地层电阻率。该系统不仅可以精确识别钻头附近地层发育情况，还可以得到钻头处井眼轨迹的几何参数，同时可以预测井眼前进方向地层发育情况，并且可以定向测量井眼上、下、左、右方位电阻率和方位自然伽马等参数。

3 应用实例

太东86－平144井区构造上位于太东斜坡区，构造相对平缓，地面位于3.1×3.8km2的老江身泡。该区域无法采用直井动用，而采用水平井开发则仅在水岸一侧有控制直井参考，一方面，低井控将导致水平井地质导向风险大，另一方面，由于靶前距大 （416m），造成摩阻大，限制了水平段长度。

该井设计为双阶梯型水平井 （见图1），钻井过程中可根据实际情况调整为常规加尾部下扎型水平井。设计为由PⅠ21砂层 （PⅠ指葡萄花油层Ⅰ油组）顶着陆，在PⅠ21砂层内钻进水平投影长度为55.10m时到达入靶点A，由靶点A在PⅠ21砂层内钻进水平投影长度为172.53m到达靶点A1，由靶点A1在PⅠ21砂层内钻进水平投影长度为132.73m到达靶点B，然后下钻至PⅠ7砂层内靶点C，其水平投影长度为250.56m，由靶点C在PⅠ7砂层内钻进水平投影长度为169.06m到达靶点D，过点D后留足40m口袋完钻。

图1 太东86－平144井设计轨迹剖面图

3.1 着陆点确定

密切观察自然伽马及电阻率曲线，对比邻井，确定着陆点。该井由于着陆点位于PⅠ21层，距离PⅠ油组顶面垂深约2m，且PⅠ油组顶面的测井曲线上未见明显标志层，因此只要在进入PⅠ21层后在测井曲线上才能看到明显变化。按照三维地质模型及钻井设计，该井以80°（井深1620m，垂深1463m）进入PⅠ油组顶部，在86°（井深1652.5m，垂深1466.7m）进入PⅠ21层顶面，在1673m（井斜86.9°，垂深1469.7m）测井曲线显示伽马70APl，电阻率7Ω·m，进入第一段油层，与周围直井测井曲线形态对比后，确认为目的层PⅠ21层，该井成功着陆 （见图2），进入水平段控制。

3.2 水平段控制

应用方位自然伽马和方位电阻率测量上下地层电性特征，保证水平段含油砂岩钻遇率。

井深1750m（垂深1471.6）处随钻测井显示第1次出层，相比常规导向系统提前至少8m发现出层，第1段油层钻遇含油砂岩长度77m，垂深1.9m。方位自然伽马显示上部伽马出现低值 （78API）、下部伽马出现高值 （120API），方位电阻率显示上部电阻率出现高值 （12Ω·m）、下部电阻率出现低值（5Ω·m），结合三维地质模型分析，认为储层在井眼上部，水平井轨迹由储层底部钻出，因此上挑井斜至90.5°，上找油层。在井深1830m处 （垂深1470.6），第2次进入油层，损失水平段80m （垂深上挑1.0m）。

图2 太东86－平144井与周围直井测井曲线对比图

在井深1860m处 （垂深1470.4m）第2次出层，在储层中钻遇30m，垂深上走0.2m，根据周围直井分析，认为钻遇小夹层，且方位伽马显示上伽马 （109API）、下伽马 （115API）变化不大，因此轨迹继续上行，钻穿夹层。至井深1920m处 （垂深1470.28）进入第3段油层，计算夹层厚度0.12m，损失水平段60m。

在第3段钻进60m至1980m处 （垂深1470.55，垂深上挑0.27m）储层电测曲线变差，伽马值100API，电阻率6Ω·m。测量上伽马87API、下伽马112API，显示储层上部较好，结合地质模型，认为轨迹钻至储层下边界，上挑轨迹找好油层。至2039m处，伽马值为60API、电阻率14Ω·m，进入好油层，此时井斜角91.03°。保持90.5°左右井斜角，使轨迹钻往油层中部位置。在轨迹上挑过程中，时刻关注上伽马变化，防止轨迹由上部钻出层，在井深2116m处，方位伽马测得上伽马98API、下伽马56API，显示靠近储层上边界，因此决定下扎轨迹，井斜角调整至88～89°，保持在油层中部。

井深至2280m处，井斜89.01°，垂深1471m，随钻测井显示伽马108API，电阻率8Ω·m，集合三维地质模型分析，认为轨迹钻至储层下边界。从1673m处进入油层后，轨迹在PⅠ21钻进607m，含油砂岩463m。考虑钻井近尺、钻井成本及本井目的，决定下扎轨迹，探测剩余PⅠ22到PⅠ7储层发育情况。经过实钻，在2321m到3262m钻遇PⅠ22、在2442.22m到2485.72m钻遇PⅠ33、在2522.64m到2533.62m钻遇PⅠ51、2554.57m到2563.39m钻遇PⅠ6。由于储层厚度薄 （平均有效0.8m），因此多次钻至储层边部，而应用近钻头地质导向系统中的方位伽马和方位电阻率测量数据，保证了该井较高的含油砂岩钻遇率。该井在PⅠ21中钻进692m，钻遇含油砂岩401m。在下扎段过程中成功钻遇PⅠ3、PⅠ52、PⅠ7三个小层。

3.3 效果对比

近2年在4口井应用近钻头导向系统 （见表2），与常规导向系统相比共有3个方面的优势：①在相同地质条件下，采用近钻头导向系统水平井砂岩钻遇率较高。芳9区块部署5口水平井，2口井采用近钻头地质导向系统的平均砂岩钻遇率为47.0%，3口采用常规导向系统的平均砂岩遇率为41.2%，提高5.8%。②在水平段长度较长的情况下，采用近钻头地质导向系统的水平井，平均水平段钻井周期提前6.7d，纯钻井时间缩短2.1d。③近钻头地质导向系统性能稳定。在应用近钻头导向系统的4口水平井中，仅有2口井由于仪器原因各多起下钻一次，而采用常规导向系统的水平井，由于仪器原因一般需起下钻1～2次，芳46－平18井甚至起下钻3次才完成水平段钻井。

表2 应用近钻头地质导向水平井基础数据表

4 结论与认识

（1）近钻头处的井斜、方位控制可以减小钻头处的井斜误差，增强井眼控制的精确性，为更大位移的水平井钻井提供了保证。

（2）近钻头处的电阻率、伽马测点能实时测量钻头附近地层发育情况，能避免因测点滞后较大引起的钻出储层。

（3）方位电阻率及方位伽马测量能定向探测井眼周围储层发育，从而确保井眼朝向储层发育较好的部位钻进。

（4）近钻头地质导向系统相比常规导向系统，能提高砂岩钻遇率、缩短钻井周期，且其性能稳定。

（5）近钻头地质导向系统的方位伽马和方位电阻不能实时测量，在实际应用中建议每钻进30～50m，测量一次方位伽马和方位电阻率。