超深薄储层水平井轨迹控制优化技术及应用

何 莹，刘 璇，方思权，李 勇，贾鹏飞

（1.中国石化西南油气分公司彭州气田（海相）开发项目部，四川彭州 611930；2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；3.西南油气分公司采气二厂，四川南充 637400；4.中国石化经纬西南测控公司，四川绵阳 611330；5.西南油气分公司采气一厂，四川德阳 618099）

中石化川西气田主体位于四川省彭州市境内，构造处于川西坳陷龙门山构造带中段，主体为长轴状断背斜，包含金马、鸭子河两个隆起[1]。雷口坡组气藏是受构造控制的边水气藏，具有高含硫（3.99%）、中含二氧化碳（5.22%）、超深层（埋深5 700～6 200 m）、常压（压力系数1.12）、低孔低渗（平均孔隙度6.01%，平均渗透率0.728 mD）的特点[2]。川西地区PZ1 井在雷口坡组发现油气显示，测试产气量高达331×104m3/d。自此，川西气田的勘探开发工作在雷口坡组储层的特征、性质及成因进行深入研究的基础上全面铺开[3，4]。

通过持续的勘探、评价和开发，2020 年川西气田雷口坡气藏新增天然气探明储量830.15×108m3，累计探明储量1 140.11×108m3。根据储层的展布特征，工程上采用大斜度（井斜角超80°）、长裸眼、分段改造水平井的钻完井方案对优质储层进行开发。然而，国内埋深超过5 000 m 的深层碳酸盐岩储层的水平井钻遇率较低，一般不超过70%[5，6]，且储层的非均质性强、构造及气水关系复杂，给气藏的开发工作带来了挑战。优化水平井的靶点及轨迹、提升水平井优质储层的钻遇率成为了制约雷口坡组气藏高效开发的技术瓶颈。

在钻井实施过程中，地质开发联合攻关团队总结出了一套以深埋藏、潮坪相储层为目的层的水平井轨迹控制及优化技术，并取得了优异的实践成果，对四川盆地海相领域天然气勘探开发及国内外具有类似地质背景的油气勘探开发具有重要的借鉴意义。

1 地质背景

工区内雷口坡组整体处于局限-蒸发台地沉积环境，地层厚度较为稳定。雷四段主要岩性为晶粒白云岩、砂屑白云岩、藻屑白云岩和石膏，自下而上可分为3 个亚段。其中，上部的雷四3亚段（T2l4-3）为一套潮坪相沉积，主要发育砂屑白云岩、泥-粉晶白云岩和微生物白云岩。白云岩横向上分布广泛、连续性强，纵向上小层互相叠置、厚度不均匀，T2l4-3是目前主要的开发层位[7]。一套厚度在25 m 左右的隔层灰岩将T2l4-3储层分为上、下两段。上储层段包含TL43-1、TL43-2两套储层，下储层段包含TL43-3、TL43-4两套储层[3，8]（见图1）。

图1 YaS1 井雷四3 亚段综合柱状图

上储层段为低孔低渗孔隙型白云岩储层，晶间孔、晶间溶孔为主要储集空间，单层储层厚度较薄，累计厚度为0～36 m，上储层段顶部由于不整合抬升遭受削蚀，自西向东逐渐减薄尖灭。

下储层段为中孔低渗孔隙型白云岩储层，具有丰富多样的储集空间，孔、洞、缝均有发育，孔隙结构复杂。下储层段厚度稳定，单层储层厚度相对较厚，累计厚度为35～80 m，其中优质储层平均厚度为18.3 m。

结合储层物性分析测试结果，以孔隙度10%、5%、2%作为界限，将储层由好到差分为四类储层（见表1）。其中，I、II 类储层被认为是优质储层。通过综合评价可以得出：下储层段白云岩储层厚度均匀，储集能力较高，是雷口坡组的主力产气层段。

表1 川西气田雷口坡组储层分类评价表

2 实施难点

钻井实施过程中遇到的难点主要为以下两点：

（1）目的层优质储层厚度薄，导致钻井时难以对目的层进行追踪。

川西气田雷口坡组岩性变化频繁，有效储层埋藏超深、厚度薄，与夹层呈不等厚叠置俗称为“五花肉”储层。目前，通过邻井对比、地震反演、小层地质建模等手段，可以对储层进行基本的识别[5，9]。然而，潮坪相沉积环境的迅速变化，导致地层岩性变化较快，白云岩储层中夹有灰岩薄层；地层剖面上优质储层上、下部岩性无明显差异，长水平段岩性旋回特征不明显[10]。上述的沉积特征导致优质储层纵向展布预测精度不高，钻井轨迹的判断具有一定困难。

（2）地下地层产状复杂，导致钻井时靶点的位置难以掌控。

埋藏深、储层薄的长水平井对地层倾角预测精度要求高。地层倾角预测精度受限于：（1）井控程度；（2）构造断裂复杂程度；（3）是否有厚度分布稳定的标准层。研究区内探井数量少，井控程度不高，影响地震速度场精度；整体长条状背斜呈北东-西南向，南翼陡、北翼缓，受彭县断层和派生断层的影响，局部构造断裂较发育，地层产状受构造影响发生变化[11]；厚度稳定的标志层有利于提升入靶角度的准确度。

3 水平井轨迹优化技术

国内外水平井轨迹优化主要在精细地质建模基础上，从油藏工程的角度出发，对钻井技术、井深结构、钻井工具进行优化[12-14]。针对川西气田开发过程中的地质难点与特点，通过快速储层评价、薄储层高分辨率波形指示反演精细预测、小层地质建模精确导向等技术手段，在川西气田实践形成了“三控三优”的井轨迹优化技术。

3.1 三控技术

三控技术包含控标志层、控入靶角度、控水平轨迹。

3.1.1 控标志层“控标志层”技术是以碳酸盐岩高频层序地层沉积旋回为基础，以测、录井多方法综合运用为手段，通过“标志层逼近控制技术”+“高精度叠前深度实时校正”实现目的层精细卡准、小层及夹层的精确卡层，确保现场精确卡准各小层界面及夹层套数，为井轨迹优化提供可靠基础。

受构造起伏的影响，由洼地向隆起方向，地层厚度逐渐减薄。结合地震剖面、岩性标志、地层厚度趋势、古生物、气测显示、弱暴露面均可以对雷口坡组顶部进行有效识别。

（1）岩性标志：在研究区钻头进入产层之前，将钻遇几套区域标志层，分别为：马鞍塘组二段顶部泥质灰岩、马鞍塘组一段中下部薄层页岩、雷口坡组顶部藻灰岩、隔层段灰岩以及TL43-3中上部灰岩夹层[8]。上述标志层岩性、电性特征区别明显，在区域上分布稳定，现场可根据元素录井、岩屑薄片鉴定、核磁共振录井等手段进行岩性分析判断。岩性变化导致雷四上亚段、马二段及小塘子底部地震剖面图上具有较明显的同相轴，易于分辨（见图2），为通过井震结合精细标定建立地质模型提供基础。

图2 川西气田三叠系中-上统标志层井震标定

（2）生物碎屑：雷口坡组内的生物碎屑类型与数量均与上覆地层有明显差异，可以作为地层识别的依据。具体来说，地层中马鞍塘组生物碎屑含量高，鲕粒及造礁生物丰富，进入雷口坡组后，地层中生物碎屑含量明显下降且藻屑为主。

（3）弱暴露不整合面：雷口坡组顶部发育不整合面，其出现可以作为进入雷口坡组的识别标志[7，15]。不整合面取心和岩石薄片中见钙结壳断块、悬垂胶结、溶洞垮塌的砂砾屑等古喀斯特作用的标志[16]。

（4）气测显示：气测显示的变化在录井和测井解释运用均较为明显。多口井的录井及测试结果对比表明，进入雷四三亚段后油气显示活跃：PZ1 井雷四三亚段录井过程中气测显示较好，在泥浆密度（1.62～1.67 g/cm3）下全烃值0.4%～7.337%（裂缝较发育）；YaS1 井在泥浆密度（1.47～1.56 g/cm3）下全烃值0.1%～3.9%；PZ113 井在泥浆密度（1.45～1.5 g/cm3）下全烃值0.238%～3.917%；PZ4-2D 井在泥浆密度（1.49～1.51 g/cm3）下，全烃值0.278%～14.432%。测井解释表明进入雷口坡组后以气层、含气层为主。

3.1.2 控入靶角度 川西气田地层产状变化大，成为影响井身轨迹设计、实施的关键因素。钻井施工中随钻实时计算、预测地层产状，并据此不断修正地质模型是保证准确入靶的重要措施。一般采用层面海拔深度差计算法和层厚度差计算法来计算地层倾角。根据计算出的地层倾角，结合叠前深度域地震资料预测待钻地层产状，从而达到准确指导定向轨迹施工的目的。地层倾角的计算方法主要为以下两种：

（1）层面海拔深度差计算法：通过同一构造上两口井轨迹，得到入层点的海拔深度和海拔高度（见图3（A）），地层倾角进行测算公式为：

式中：Δh-入层点海拔深度差；h1-两口井的水平位移。

（2）层厚度差计算法：当地层倾角较小时，测得的实钻垂厚与地层的真垂厚的厚度相近。此时可以利用一条轨迹，对地层倾角进行计算（见图3（B））：

图3 地层倾角计算模型

式中：h1－实钻垂厚；h2－虚拟直井钻垂厚；h4－入层点至出层点的水平距离。

3.1.3 控水平井轨迹 在川西地区同类型储层中，选取代表性的井进行分析，表明高角度（网状）缝越发育，产能越高（见表2）。在裂缝不发育情况下，产能与钻遇优质储层段的长度，以及储层长度×孔隙度具有良好的正相关关系（见表3）。

表2 川西气田储层裂缝发育程度与产量统计表

表3 川西气田鸭子河构造测试无阻流量与优质储层长度×孔隙度（L×Φ）关系表

川西气田主力产层TL43-3层中上部发育由3～4 套灰岩薄夹层组成的夹层带，灰岩夹层物性、含气性差，在其之下发育约15 m 优质储层。因此，施工中应控制轨迹快速穿过灰岩夹层带，长穿下部优质储层。由于工区构造复杂，地层产状变化大，施工过程中应针对性优化调整井身轨迹，从而保证长穿优质储层（见图4）。

图4 PZ4-5D 井轨迹优化模型

3.2 三优技术

围绕“地质-工程、地下-地面、技术-经济一体化”，实现储量动用和效益最大化的原则制定水平井的优化方案。

3.2.1 优化靶点 在进入产层前，通过各标志层与区域邻井的对比情况，预测靶点深度，提前对水平段A、B靶点深度进行调整。A 靶的优化调整主要根据上部地层产状动态开展，B 靶的优化调整则需要根据钻井实钻过程中的具体情况进行。

数值模拟表明多数井B 靶点距边水距离越近，气井见水时间越早、产水量越高、稳产期越短、气井累计产量也越低。因此，按照开发指标稳产期6 年对B 靶点优化调整，满足以下条件：（1）垂向高于气水界面100 m 以上（见表4）；（2）平面距离气水界面大于1 000 m；（3）平面距离彭县断裂大于1 000 m。通过薄储层高分辨率波形指示反演精细预测储层展布，在此基础上，根据储层岩性、物性、含气性，对B 靶点的位置进行调整、适当延长，从而提高储量控制程度和单井产能。

表4 实际模型距边水平面距离与垂直高度对应表

3.2.2 优化靶框 雷四段上部TL43-3小层储层横向延展性较好，为保障井眼轨迹平滑，减少钻井施工难度，实施中将B 靶半靶框宽度适当放宽。在满足地质要求的前提下，对B 靶靶框进行优化，由30 m 放宽至60 m。

3.2.3 优化压裂分段 分段压裂技术是提升水平井效果和提高单井产量的重要手段，在国内外的致密储层开发中应用广泛[13，17]。通过调研可知，致密储层分段间距普遍在120～170 m，平均150 m 左右（见表5）。

表5 邻近气田分段间距调研[19-21]

川西气田采用105 MPa 井口压力、88.9+73 mm 油管，低应力、高应力储层的分段能力分别为8～9、6～7级，间距150～230 m。在此前提下，通过渗流模拟的方法得出，川西气田I～II 类储层的最优裂缝间距分别为160～200 m 和130～160 m（见表6）[18]。综合渗流模拟、邻区调研、分段能力，将长度为1 590～2 141 m 的裸眼段，分段为6～9 级，优化滑套间距150～230 m。

表6 川西气田裂缝参数优化结果

4 应用效果

通过“三控三优”轨迹优化技术，对水平井进行适时优化微调轨迹，保证水平段轨迹在靶窗内优快平滑钻进。前期实践水平段长穿潮坪相薄层优质储层，储层平均测井钻遇率由前期83%提高到95.1%（见表7），其中，PZ8-5D 井储层钻遇率高达99.4%，主要目的层油气显示钻遇率100%，创川西气田主要目的层油气显示钻遇率最高纪录。长水平段水平井通过“三控三优”技术可以有效动用储量，具有重大的提升边界气田开发效益的意义。

表7 彭州气田各井雷四3 亚段目的层储层钻遇率统计表

5 结论

（1）裂缝及优质储层长度是水平井产能高低的主控因素。裂缝越发育、优质储层有效长度越长的井产能越高。超深层复杂潮坪相储层具有相对稳定的横向展布，钻井过程中，应以储层展布为基础，水平井轨迹尽可能的长穿优质储层，是气井高产、稳产的基础。

（2）将地质、物探技术手段相结合，在明确储层展布的基础上，形成控标志层、控入靶角度、控水平轨迹，优化靶框、优化靶点、优化压裂分段的“三控三优”水平井轨迹控制优化技术。运用这一集成技术实现了工程-地质一体化的目标，有效提升了深层碳酸盐岩储层水平井的钻井效率和产能规模，在地质背景类似的油气田勘探开发中具有一定程度推广运用效果。