文 鑫， 戴 宗， 唐 辉， 王 华， 夷晓伟

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518054)



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珠江口盆地XJ油田薄油层水平井三维地质导向技术

文 鑫， 戴 宗， 唐 辉， 王 华， 夷晓伟

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518054)

针对XJ油田薄油层厚度小、砂体展布特征不确定、岩性变化快和井眼轨迹出层风险大等问题，开展了薄油层水平井三维地质导向技术研究。通过沉积微相精细描述明确砂体展布特征，深入研究储层岩性特征，建立精细地质模型，并充分应用地层边界探测仪、结合其他测录井资料，准确判断井眼轨迹在目的层中的位置，预测地层变化情况。研究表明，XJ油田薄油层中浊积砂体多呈条带状分布，厚度大于前缘席状砂体，是水平井部署的有利相带；沉积微相分布对储层岩性有重要影响，沉积微相约束下建立的岩相模型能准确预测水平井所钻遇地层岩性；地层边界探测仪能获得井眼轨迹周围较大范围内的地质特征，可有效指导油层中的水平井钻进。该技术在XJ油田油层厚度小于5.00 m的3口薄油层水平井进行了应用，储层钻遇率均高于90%。研究与应用表明，XJ油田薄油层水平井三维地质导向技术应用效果良好，对其他地区的薄油层地质导向钻井具有很好的借鉴作用。

薄油层；水平井；三维地质导向；沉积微相描述；地质模型；地层边界探测；A22ST井；珠江口盆地

随着海上油田开发的深入，采用水平井开发薄油层成为老油田挖潜的重要方向[1]。地质导向钻井技术能保证水平井段在有限的长度内钻遇更多油气层从而提高油气产量[2-7]，其核心是在地质研究的基础上，根据随钻测井曲线、综合录井等资料对水平井井眼轨迹进行实时监测和控制，实现薄油层、复杂断块油藏和油水关系复杂油藏的高效开发[8-9]。

目前，水平井地质导向的地质模型主要考虑地层垂向变化，没有充分考虑储层横向变化，不能准确反映井眼轨迹周围储层的展布特征和非均质性[10]。水平井三维地质导向是在三维空间内根据地层形态、岩层性质、储层含油性变化等地质信息，并结合随钻参数优化地质导向模型的一种水平井地质导向技术，主要包括三维地震和地质三维建模导向[11]。笔者针对珠江口盆地XJ油田薄油层水平井地质导向难点，开展了以沉积微相分析和地层边界探测为核心的水平井三维地质导向技术研究，并在该油田3口薄油层水平井钻井中进行了应用，一次钻探成功率和地质导向成功率均达到100%，水平井有效储层钻遇率均高于90%。

1 薄油层水平井钻井主要技术难点

XJ油田位于珠江口盆地北部坳陷带惠州凹陷南部，构造为低幅度披覆背斜，轴向近东西向，在背斜构造主体部位发育2条相向而倾的北西—南东向正断层。储层主体为三角洲前缘的水下分流河道、河口坝和远砂坝砂体，岩性为细—中粒石英砂岩、岩屑长石石英砂岩，储集空间以原生粒间孔为主。XJ油田共17个油藏，绝大多数油藏为有效厚度小于5.00 m的薄油藏，仅3个主力油藏储层有效厚度大于5.00 m。该油田薄油层水平井钻井主要面临以下技术难点：

1) 砂体厚度薄，展布特征不确定。砂体厚度薄，对水平井井眼轨迹的控制精度提出了很高的要求，砂体横向展布的不确定给地质导向带来极大困难。海上油田单井资料有限，且薄油层的厚度基本都小于地震的极限识别能力，掌握砂体的分布规律难度大。

2) 岩性变化快，不均匀发育钙质硬夹层。薄油层砂体规模小，岩性变化快，井眼轨迹出层风险大，而且油层中常不均匀发育钙质砂岩，形成软硬交互岩石层，导致井眼轨迹频繁出现自然(突然)增斜或自然降斜，井眼轨迹控制难度大。

2 三维地质导向关键技术研究

2.1 沉积微相精细描述

薄油层中水平井地质导向的主要挑战在于砂体厚度变化和展布特征[12]，而这两者都受控于砂体的沉积环境。惠州凹陷受河流、波浪、潮汐和化学沉积等共同作用，沉积体系的发育和展布特征复杂。XJ油田薄油层主要发育在新近系珠江组三角洲沉积体系内，物源方向为南东—北西向，沉积微相主要由前缘席状砂、沿岸砂体及浊积体构成，主要有2种沉积微相分布形式：一种是大片前缘席状砂中局部发育条带状沿岸沙坝或浊积体，另一种是前三角洲泥中局部出现条带状浊积体，浊积砂体厚度约2.00～4.00 m。在薄油层中，前缘席状砂由河口坝、远沙坝、沿岸沙坝和浊积体经过波浪作用改造而形成，砂体厚度薄，向前三角洲方向减薄，沿岸沙坝多呈单独条带出现或多条沿岸沙坝相互连接；浊积体由河口坝、远沙坝、沿岸沙坝向前方滑塌形成，延伸方向多呈长条状或朵状，宽度为400.00～2 000.00 m。XJ油田薄油层砂体分布形式为大片薄砂层背景上局部呈条带状和团块状分布厚砂体。

不同沉积微相的物源供给和水动力条件不同，形成的砂体规模、储层沉积韵律以及砂岩岩石学特征都不同，这在很大程度上影响了油井的产能和含水率等开发特征[9]。XJ油田5口井早期PLT测试资料表明,薄油层中局部发育的沿岸沙坝和浊积体厚度大、物性好，具有较强的产油和产液能力，是开发后期水平井挖潜的潜力砂体(见图1)。

图1 XJ油田薄油层不同微相砂体PLT测试结果Fig.1 PLT results of different sedimentary microfacies in thin reservoir of XJ oilfield

2.2 储层岩性特征分析

XJ油田薄油层中前缘席状砂的岩性主要为灰色细砂岩、粉砂岩夹含泥粉砂岩，沿岸沙坝则由中砂岩、细砂岩及粉砂岩组成，浊积砂体岩性主要为细砾岩、粗砂岩和含泥砂岩。沿岸沙坝和浊积砂体岩石相对前缘席状砂岩石更疏松，颗粒更粗，泥质含量低，物性更好。

XJ油田地层常常不均匀发育有硬度高、胶结强的钙质砂岩，主要是成岩过程中碳酸盐胶结物从孔隙流体中沉淀形成的，与前缘席状砂相比，沿岸沙坝和浊积砂体的泥质含量低，沉积水动力较强，溶解作用更易于进行，碳酸盐胶结物也更易沉淀而形成钙质砂岩[13-14]。

基于沉积微相对XJ油田储层岩性的控制作用，利用参考井钻遇地层的岩性数据，在沉积微相约束下建立精细岩相模型(见图2)，刻画了不同岩性在水平井井眼轨迹周围的三维空间分布，以指导水平井的井位部署及地质导向。

图2 XJ油田储层岩性分布栅状图Fig.2 Fence diagram of the lithological distribution of reservoirs in XJ oilfield

2.3 地层边界探测技术

普通随钻测井数据对井眼轨迹与地层间的切割关系缺乏方向性指示，地层物性的横向变化对导向决策的准确性影响很大[15]。地层边界探测技术应用随钻定向电磁测量技术，通过集成电阻率测量和方向性边界测量，除了提供相位移和衰减电阻率曲线外，能全方位、深探测地识别岩性边界，反演出边界的产状，从而采取针对性的措施以控制砂体的三维变化对地质导向的影响[16-17]。在薄油层水平井地质导向中应用地层边界探测工具，可以掌握井眼轨迹周围一定范围内的地质特征，将其与沉积微相描述的砂体分布规律相结合，可以降低地质导向的不确定性，控制井眼轨迹在目的层内钻进，有效规避地质和工程风险。

3 三维地质导向技术现场应用

XJ油田薄油层构造、储层和砂体的分布规律不确定性大，很大程度上增加了水平井地质导向的难度。近年来，XJ油田应用三维地质导向技术，完成了3口油层厚度小于5.00 m的薄油层水平井，一次钻探成功率和地质导向成功率均达到100%，水平井有效储层钻遇率均高于90%。单井投产初期产能高于500 m3/d，个别高产井产油量达到1 000 m3/d以上，解决了薄油层水平井开发难题，保障了老油田开发后期的挖潜效果。

XJ油田H_2油层由上、下2套分布较稳定的泥岩夹层分隔厚油层而形成，平均厚度约1.50 m，利用水平井A22ST井进行开发。A22ST井是在A22井的井眼上侧钻的水平井，井深2 700.00 m，采用水平井三维地质导向技术进行钻进施工。

3.1 砂体展布特征与井位部署

H_2油层物源主要来自北西方向，油区主要发育前缘席状砂和浊积砂体沉积微相，浊积砂体沿北西—南东向呈3个条带状分布，宽度100.00～400.00 m，厚度2.00～4.00 m，岩石颗粒较粗，储层物性较好。前缘席状砂体充填于浊积水道砂体间，厚度1.00～2.00 m，泥质含量较高，物性较差。

XJ油田薄油层水平井部署遵循以下原则：由于薄油层整体物性较差，非均质性强，应结合沉积微相类型、砂体展布特征，在有效厚度大、物性好、横向展布特征相对稳定的砂体中部署水平井；考虑构造位置和构造走向，要求水平段尽量位于构造高部位且钻进方向与构造走向保持一致；分析邻井的含油情况，保证水平段部署范围内具有一定的可采储量。

H_2油藏为边水油藏，地质储量约41.6×104t，最新钻井显示该油藏未动用(见图3)，将该井水平段部署在砂体厚度较大、物性较好的浊积砂体中，并选择构造位置高且平缓的西南高点，设计水平段钻进方向与构造走向基本一致，以尽可能提高储层钻遇率。在产能评估和经济评价的基础上，为了在工程施工能力范围内尽可能增大可采储量动用程度，设计水平段长为250.00 m。

图3 H_2油层构造与沉积微相叠合图Fig.3 Overlapping of sedimentary microfacies and structure of H_2 reservoir

3.2 岩相模型的建立

在水平段靶点附近选取距离较近的4口井作为参考井，对目的层储层特征进行了研究，结果表明：4口邻井钻遇砂体平均垂直厚度仅1.24 m，其中B井厚度1.06 m，上下2套泥岩层平均厚度分别为1.70和1.12 m；B井和D井砂岩中泥质含量较高，向A井和C井方向降低，4口井均不同程度发育钙质砂岩夹层，B井、C井和D井的钙质砂岩含量较高，A井仅砂层中部发育很薄的钙质砂岩层。

综合目的层沉积微相、构造和储层研究成果，利用参考井的地层岩性数据，在沉积微相约束下建立了A22ST井的岩相模型(见图4)。由图4可知，该井水平段前段储层中泥质含量较高，砂层中发育泥质夹层，水平段中段储层中泥质含量降低，钙质砂岩夹层发育，厚度最大；尾段储层中钙质夹层减少，以纯砂岩为主。

图4 A22ST井目的层岩性预测剖面Fig.4 Lithologic profile prediction of the target formation in Well A22ST

3.3 地质导向工具的适应性评价

地层边界探测仪是利用围岩电阻率和储层电阻率的差异进行边界探测，而岩石电阻率的影响因素复杂，因此有必要对探边工具的适应性进行评价。利用4口参考井的测井资料，计算得到水平段附近目的层上下2套泥岩层的平均电阻率分别为4.68和4.05 Ω·m，目的层平均电阻率为13.13 Ω·m。可见，储层与围岩电阻率差异大，边界明显，具备应用地层边界探测仪的基础。以B井电阻率曲线为基础进行电阻率边界探测适应性分析，结果表明，地层边界探测仪能较清晰地反演出砂岩顶底边界，但部分井段受泥质或钙质夹层影响，反演的边界较为模糊。

针对目的层砂岩疏松、钙质硬夹层发育和造斜难度大的问题，优选了复合式旋转导向工具。该工具是推靠式和指向式旋转导向工具的结合，依靠其工具内部的推靠系统伸向钻铤内壁(而非地层)、改变钻头驱动轴与上部钻铤的倾角以达到定向效果，其造斜能力高达17°/30m，且受地层岩性影响小。

3.4 水平段地质导向实践

目的层水平段地质导向原则：满足地质要求的同时，应以提高储层钻遇率为最终目标，钻遇夹层时应及时增斜或降斜绕过，并保证井眼轨迹平滑；尽量控制井眼轨迹纵向上位于砂体中部，防止井眼轨迹进入上下泥岩层，尤其避免向上钻穿泥岩层沟通上部水淹层。

随钻地层边界探测仪能有效识别砂泥岩边界、拾取地层倾角，实现了地质导向三维可视化和井眼轨迹的精确控制，但其探边效果容易受泥岩和钙质砂岩影响，因此，钻井过程中仍需综合分析密度、自然伽马等其他随钻测井曲线和随钻测量、综合录井等资料，实时判断钻头位置及钻遇储层的岩性、物性及含油性变化，控制井眼轨迹在有效储层中穿行。

A22ST井水平段地质导向主要施工情况如下：

1) 井深2 450.00和2 478.00 m处均出现探边工具反演边界模糊、自然伽马与方位密度中的上密度增大、电阻率降低的现象，综合分析认为井眼轨迹向上进入泥岩层，下指令降斜钻进。

2) 井深2 610.00 m处，探边工具反演边界与井眼轨迹距离突然增大，方位密度中的上密度增大，井眼轨迹自然(突然)降斜严重，随后录井岩屑中钙质含量增加。分析认为，井眼轨迹钻遇中部钙质夹层导致自然降斜，钙质夹层电阻高影响了探边工具对砂层边界的探测，根据地质导向工具特点，调整钻井参数，全力增斜钻进至井深2 620.00 m，井斜增至90.5°。

3) 井深2 640.00 m处，方位密度中的上密度大于下密度，钻时增长，录井岩屑中钙质含量增加，分析认为井眼轨迹在钙质夹层下方穿行，控制井眼轨迹向上紧贴钙质夹层钻进。

4) 井深 2 703.00 m处，为了判断钙质夹层纵向上的分布情况，全力增斜探顶，钻过一段高密度、长钻时、高电阻的地层后，钻时缩短，电阻率降低，岩屑中钙质含量减少，分析认为井眼轨迹向上钻穿中部钙质夹层，进入上部砂岩层。

A22ST井水平段随钻测井曲线及反演地层剖面如图5所示，可以看出水平段储层主要分为2部分，前半段(井深2 550.00 m以浅)储层的自然伽马和密度值较高、电阻率值较低，反演地层边界显示砂岩厚度较薄，分析认为此段为前沿席状砂体，部分发育泥岩夹层；后半段储层的整体物性和含油性较好，厚度相对较大，在储层中部发育钙质硬夹层，分析认为主要为浊积水道砂体。由此可见，钻前建立的地质模型与实钻情况基本一致，对地质导向起到了很好的指导作用。

图5 A22ST井水平段随钻测井曲线及反演地层剖面Fig.5 LWD and inversion of stratigraphic profile for horizontal intervals in Well A22ST

A22ST井应用水平井三维地质导向技术，在目的砂层平均厚度小于1.50 m的情况下，实现储层钻遇率100%，平均孔隙度22.4%，投产初期产能高达550 m3/d，开发效果良好。

4 结 论

1) 通过沉积微相精细描述了解砂体三维展布规律，综合储层、构造研究成果建立合理的精细地质模型是水平井三维地质导向的关键，利用三维地质模型进行水平井部署与设计，可以从设计层面提高水平井的储层钻遇率。

2) 三维地质建模技术能刻画储层整体的空间分布规律和特征，但其精度和准确性有限，给地质导向带来一定的不确定性；地层边界探测技术能提供井眼轨迹周围较准确的地层信息，但其探测范围有限。将三维地质建模技术和地层边界探测技术有机结合，实现了砂体展布规律的宏观预测和井眼周围地质特征的精确表征，解决了薄油层水平井地质导向难题。

3) 以前的边界探测技术大多仅能提供井眼轨迹与单一边界的距离变化，具备“多边界”探测能力的地层边界探测技术已经研究成功，它能探测井眼轨迹周围更大范围和更丰富的地层特征，将它与三维地质建模技术结合能够改善薄油层三维地质导向技术应用效果，也是下一步的主要研究方向。

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[编辑 滕春鸣]

Three-Dimensional Geosteering Horizontal Drilling Technique in Thin Reservoirs in the XJ Oilfield, Pearl River Mouth Basin

WEN Xin, DAI Zong, TANG Hui, WANG Hua, YI Xiaowei

(ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong，518054,China)

Thin reservoirs in the XJ Oilfield are characterized by minor thicknesses, uncertainty in distribution, fast changes in lithologic features and a high risk of drilling out of the target formation. Accordingly, 3D geosteering horizontal drilling technique has been developed. Through in-depth study over lithologic features of the reservoir formations, a detailed geological model has been constructed. At the same time, by taking full advantage of a formation boundary detector and other logging and well logging data, positions of borehole trajectory in target formation could be predicted accurately to predict changes in formation properties. Research results showed that turbidite sand bodies were mostly distributed in strips with thicknesses higher than the frontal sheet sand. Consequently, these formations were favorable for deployment of horizontal wells. Since the distribution of sedimentary microfacies might greatly affect lithologic features of reservoir formations, the lithologic model constructed under the constraint of sedimentary microfacies could effectively predict lithologic features penetrated by horizontal drilling. At the same time, the formation boundary detector could be used to acquire geologic features over large areas around the borehole trajectory, and accordingly, could effectively guide the drilling of horizontal wells in pay zones. The newly developed technology was deployed in three horizontal wells drilled in thin reservoirs with thickness no more than 5.00 m in the XJ Oilfield. The average penetration rate achieved was 90%。Research results and application performances showed the 3D geosteering horizontal drilling technology of in thin reservoirs of XJ Oilfield had outstanding performances and might provide valuable guidance for geosteering drilling operations in thin reservoirs of other areas.

thin reservoir；horizontal well；three-dimensional geosteering；description of sedimentary microfacies；geological model；stratigraphic-boundary detection；Well A22ST；Pearl River Mouth Basin

2016-04-28；改回日期：2016-08-09。

文鑫(1988—)，男，四川青神人，2010年毕业于西南石油大学资源勘查工程专业，2013年获西南石油大学矿产普查与勘探专业硕士学位，工程师，主要从事油田开发地质与储量评价方面的研究。E-mail：wenxin2@cnooc.com.cn。

中海石油(中国)有限公司综合科研课题“珠江口盆地海相砂岩油田水驱极限采收率”(编号：YXKY-2013-SZ-01)资助。

10.11911/syztjs.201606007

TE243

A

1001-0890(2016)06-0042-06