吴 越

(长庆油田分公司第十一采油厂地质研究所，甘肃 庆阳 745100)

1 研究区地质概况

1.1 构造特征

区域上镇北油田属陕北斜坡西南段，局部构造位于庆阳鼻褶带，长8层构造对油气没有明显的控制作用，为典型的岩性油藏，构造坡度平缓，地层倾角约0.5°～0.7°。根据区域标志层K1(张家滩页岩高阻段底部发育1～3 m的凝灰岩层，其电性为低电阻、高伽马、高时差，自然电位偏正，)并结合沉积旋回将镇北油田延长组地层自下而上分为10个(长10～长1)油层组。

1.2 油藏特征

镇北地区长8油层组属于典型的三角洲沉积环境，其沉积相可划分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲3个亚相，进一步细分为分流河道、分流间洼地、沿岸砂坝、水下分流河道、分流间湾等微相类型。长8油层组分为长81、长82两个小层。主要含油层系为长81。

1.3 储层特征

长81时期三角洲发育的鼎盛时期，西南方向物源，河道砂体呈西南-北东方向展布，覆盖全区。从长81砂层组砂体厚度图分析，工区西部砂体厚度较大，东部砂体厚度相对西部较薄，厚度在5.0～12.5 m，其中R212井～R236井砂体较发育，厚度分别为23.3、30.3 m。

2 地质导向难点分析

(1)三角洲前缘水下分流河道砂体呈条带状分布，横向变化快，由于地震资料横、纵向分辨率有限性及泥质砂岩与砂岩存在相似的地震响应特征，砂岩空间展布范围不能准确预测，存在不能准确入靶的地质风险。

(2)井网的布置水平段与主砂带走向基本一致，横向上，切砂带钻进的可能性不大，但储层纵向上多期砂体叠置，且隔、夹层发育，水平段有钻遇泥岩的风险。

(3)对于长水平段的水平井，由于井控程度低，缺少预测点，局部微构造变化(小褶皱)不能事先识别，存在水平井设计参数与地下实际情况差异较大的风险，需要现场跟踪及时调整。

3 地质导向配套技术

3.1 地质导向建模

3.1.1 地层对比

主要标志层划分：第一：全区用K1标志层进行系统对比。其电性上表现为高电阻、高时差、高伽马、自然电位偏正的特点。在张家滩页岩高阻段底部发育1-3m的凝灰岩层，其电性为低电阻、高伽马、高时差，自然电位偏正，第二：与邻井对比，全区K1底部的凝灰岩都有发育且沉积较稳定，横向上将具有岩电特征相似的夹层进行对比，在实钻过程中可根据此及时调整轨迹。

综合运用实施井钻井地质设计中地层倾角信息、邻井主要标志层、目的层特征、厚度等建立施工井主要标志层、目的层模型图。通过软件定位实现井震结合、最大限度实现测井、录井、实钻信息与地震信息的充分挖掘。

3.1.2 着陆轨迹控制

1)横向上，各标准层虽然比较稳定，但标志层及标志层之间的地层厚度还是有一定差异，在施工过程中，地质录井人员及地质导向师加强地层对比和小层对比，注意着陆段倾角对于目的层顶垂深的影响，同时根据实钻情况运用导向软件实时跟踪地层变化，确保成功入靶。

2)着陆点控制是水平井的重点，实钻过程对于岩性、小层划分与对比存在的不确定性，轨迹控制过程中留足余量、机动对待，为了后期施工考虑，建议在探目的层顶面时维持井斜角在84.5°左右探顶，这样如果实钻地层提前钻遇，也可以在3～4个单根左右将井斜挑起来匹配地层倾角，在优质油层内穿行，若实钻地层推后，则可以稳斜或略降斜快速下吃地层达到探油层顶的目的，避免过多钻遇无效进尺。待探到目的层油层顶后，可以逐步增斜至调整井斜角至89.6°，垂深下切目的层油层顶1.1～1.4 m，保障成功着陆和后期精准入窗。

3)在调整井眼轨迹过程中应充分考虑影响井身质量的相关参数(如狗腿度变化等)，确保井身资料合格，同时对于煤层造斜段工程复杂和造斜困难及时提示，做好钻井液性能监测，防止粘卡、脱压等复杂出现。

3.2 水平段导向方案

3.2.1 地层视倾角计算

1)利用同一地层重复钻遇计算视地层倾角

同一地层不同钻遇点A、B点的垂深差、位移差与地层界面组成的△ABC，通过井斜数据计算出三角形的两个直角边垂深差h1和位移差h2，反正切计算出的∠α，即为地层倾角9(见图1)。

图1 地层界面重复钻遇计算地层视倾角示意图

2)利用回切点的轨迹与地层平行这一特性计算视地层倾角

在重复钻遇同一地层时，轨迹必存在一个回切点，查出此回切点对应井深的井斜，则可计算出此井段地层的倾角。

总之：以地质设计层位为主要目的，以工程技术为主要支持手段，保证井眼轨迹平滑，保证轨迹在目的层内穿行。

利用目的层顶底GR值及其他“导向参数” 变化差异，对比总结钻头上行和下行参数变化特征、设上报警界面、下报警界面，正常情况下,轨迹以近水平运行，避免小于2°狗腿形绕“优选储层”穿行，确保水平轨迹在油层中穿行。

宏观上井震结合、大层对比，微观上小层细化结合岩性组合对比，近钻头LWD导向(带上、下GR)、常规、综合录井等。

3.2.2 地层视倾角计算与钻头位置判断

1)利用随钻方位GR实时计算地层倾角(图2)

图2 随钻方位伽马测量值计算地层视倾角示意图

α=χ+β-90°

式中：χ为地层视倾角与井眼轨迹夹角，(°)；D为井径，(cm)；Δd为同一地层GRU、GRD之间位移，(m)；α为地层视倾角，(°)；β为井斜角，(°)。

实时监控地层视倾角与井斜角相对关系、及时判断钻头位置

同一测量点GRU、GRD值变化情况，可判断井斜角与地层视倾角相对关系及钻头在地层中的相对位置：在波峰时，当GRUGRD时，井轨迹相对地层下行；反之亦然(见图3)。

图3 同一测量点GRU和GRD变化示意图

3.3 水平段跟踪原则、思路及技术手段

3.3.1 整体原则

以地质目的为主要目的，以工程技术为主要支持手段，保证井眼轨迹平滑，保证轨迹在目标层内穿行。

3.3.2 技术思路

利用目的层GR值及其他“导向参数” 变化差异，对比总结钻头上行和下行参数变化特征、设上报警界面、下报警界面；正常情况下,轨迹以近水平运行，避免小于2°狗腿形绕“优选储层”穿行，确保水平轨迹在优质储层中穿行。

3.3.3 技术手段

宏观上井震结合、大层对比，微观上小层细化结合岩性组合对比，近钻头LWD导向(带上、下GR)、常规、综合录井等。

3.4 地质导向措施

1)根据前期实钻数据选取控制点，建立模型图优化轨迹；

2)螺杆零长较长，导向期间综合利用岩性特征、气测数据和随钻伽马预测调整轨迹；

3)后期根据实钻导向参数、储层界面情况，更新目的层地质和构造认识、修正模型，及时对轨迹做出调整。

4 结语

镇北油田长8油藏油层厚度小，砂体横向变化快，储层物性差，定向井开发单井产量低，稳产难度大，储量难以动用。基于油气富集成藏理论和方法，系统研究各油藏成藏条件，并掌握其油藏富集规律及控制因素，通过精准地质导向，预测油气有利富集区，精确卡取目标油层的着陆点，确定进出油层的深度及界面，最终可提高油层钻遇率，最大限度的实现了难动用储量的有效开发。