引言

近年来，川渝地区多选择水平井作为提高产量的主要方式，并且在水平井的钻井中采用了多种随钻测井技术来解决储层的复杂性^[1-3]。围绕提高复杂储层钻遇率，以斯伦贝谢为代表的国内外公司使用了先进的随钻测量工具，包括MicroScope、adnVision、EcoScope、ImPulse、geoVision等，先后在不同地区和层位进行了大量作业，取得了丰富的资料和作业经验，也遇到了很多挑战。近年来，出于安全和成本的考虑，川渝地区随钻测井项目通常只有自然伽马和电磁波电阻率测井，所取随钻资料较少，获取的地层信息极其有限，这对川渝高陡、断层、褶皱等复杂构造或者诸如低孔渗、薄层、缝洞等复杂储层地质导向带来了一定的难度，极具挑战性。鉴于此，川庆测井公司率先开展随钻测井项目在不同地层的适应性研究，并探索利用简单随钻测井项目解决复杂储层地质导向的技术方法，先后在川东北、川中、蜀南等各多个区块复杂地层成功地进行了地质导向作业，积累了一定的经验。另外，笔者从查新的近10年文献资料发现：在地质研究方面鲜有测井、地震、地质资料综合运用到地质导向上，在工程方面也少有地质目标靶体与轨迹控制相结合的研究。本文在总结川渝地区常见的3种复杂储层类型的特点、导向难点基础上，提炼出地质导向过程中需要把握和注意的技术要点与对策，指出了测井、地质、地震多学科联合进行导向钻前建模的重要性，同时也强调了在实钻过程中轨迹优化控制的重要性。

1 复杂储层特征、导向难点与对策

川渝地区常见的复杂储层主要包括薄储层、低孔低渗储层和缝洞储层等3类。

1.1 薄储层或薄互层储层

这类储层总体厚度薄，部分海相碳酸盐岩储层横向分布相对稳定，部分受岩相的控制横向变化较大，而大多数陆相碎屑岩薄储层横向分布往往既不稳定也无规律性。这类储层的地质导向难点主要有：着陆点的选择和井斜角度把握比较困难；在水平段导向井轨迹控制困难；随钻仪器“零长”带来的数据滞后性。针对这类储层的地质导向对策主要是：找准“标志层”及时修正导向模型，控制垂深计算好入靶点的深度和角度，及时判断前方地层产状提前做好轨迹调整方案。

1.2 低孔低渗储层

这类储层孔隙度较低，多数小于5%，由于孔隙度较低，储层表现出更为强烈的非均质性，储层厚度和孔隙度在横向展布上也具有非均质的特点。这类地层的地质导向难点主要是优质储层难以识别和追踪，从而带来储层钻遇率低。针对这类储层的地质导向对策主要是做好地震储层物性预测反演，密切关注岩屑录井和气测录井。

1.3 缝洞储层

这类储层以裂缝和溶洞为主要的储集空间，其发育和分布规律受构造、岩溶、岩相等多种因素控制，在纵横向上的分布规律具有更强的非均质性和不确定性。这类地层的地质导向难点主要是储层跟踪困难。针对这类储层的地质导向对策主要是做好地震储层裂缝和溶洞预测，充分挖掘随钻测井资料的信息，加强钻时、录井气测等资料的实时跟踪。

2 复杂储层地质导向的关键技术

针对随钻地质导向这一综合性极强的技术，既要考虑地质方面所涉及的诸多内容，又要兼顾工程上的方方面面；既要全盘考虑，又要抓住重点。因此，要做好以下4个方面的技术研究。

2.1 基于多学科联合的地质导向建模技术

“好的建模设计是成功地质导向的一半”，要想顺利完成一口井地质导向工作，离不开对该井区邻井测井、录井、地质、钻井等资料充分认识，对这些资料的认识越深越全面，地质导向施工越得心应手。因此，要想做好复杂储层地质导向工作，首要的任务是联合测井、钻井、录井、地震等多个学科建立准确的地质导向模型。重点要构建好3个模型：地层模型、构造模型和储层模型。

（1）地层模型

包括岩相模型和电相模型。岩相模型指地层岩石的颜色、岩性、岩石结构与沉积构造，纵向上岩相组合，以及横向变化特征等。电相模型指反映和区分岩相的各种电性特征的组合，包括幅度特征和纵向变化特征。在地层模型中选好标志层很重要，标志层指横向上分布稳定、其特征与邻层差别大且易于识别的岩性标志、颜色标志、岩石结构和沉积构造标志，及与之相对应的电性标志等。在地质导向过程中，地层模型主要用于地层的识别与对比、地层层序（新老关系）的判断、断层的解释、地层倾角的计算等。

（2）构造模型

根据地震资料结合测井和录井资料建立三维构造模型，可以通过井约束下的三维地震资料建模、多井测井资料建模、二维地震资料建模等。其中，利用三维地震资料建立的模型相对可靠，模型的精确与否取决于地震资料的处理解释精度、井下构造的复杂程度、资料的品质和解释的经验。图 1是XX工区构造模型图，从该模型图上可以大体看出整个工区构造情况及工区各井在构造上位置，为地质导向钻井设计提供依据。

（3）储层模型

可以根据多井测井资料建立储层模型，依据井约束下地震资料反演建立属性模型，参考气藏描述成果建立储层模型等。对于部分非常复杂的缝洞性储层，由于裂缝、溶洞发育分布规律差，难以建立有效的储层模型指导水平井钻井，还需要根据地质综合研究结果判断。

2.2 基于井震结合的构造和储层精细预测技术

预测技术就是要在实钻过程中根据实钻的结果预测钻头前方地层、储层和构造的变化情况，不断修正地层、储层和构造模型，为下步决策提供依据^[4-8]。

基于井震结合的储层预测技术，就是以地质规律为基础、以测井为桥梁、以地质测井研究结果为约束条件、以地球物理分析方法和计算机处理技术为手段、通过多学科技术的有机结合，充分发挥测井数据精度高、地震数据覆盖广的优势，使预测效果更加突出，最终正确、精细地描述储层特征、预测储层分布规律的一项综合技术。这一技术在复杂储层地质导向方面作用尤为重要。其主要思路是收集工区三维地震资料，包括时间数据体、深度数据体、地震分层数据和地震基准面海拔数据等，对地震资料进行再处理，精细解释构造和储集层流体展布，提取属性特征值，明确靶体特征^[9-10]。对储集层进行精细描述，结合地质研究、邻井测录井资料建立精细三维地质模型（沉积相、储集层、流体），优化地质靶体。图 2是XX井自然伽马反演切片剖面图，该图提供了工区内储层发育分布情况，为地质导向寻找最优储层提供了手段，而图 3是XX井轨迹在地震剖面上投影图。通过该图，可以大致预测当前井底距离地层界面（目标层段）距离，预判前方地层变化情况，为准确实施地质导向提供了依据。

针对复杂储层的地质导向，利用测井、地震所建立的构造和储层预测模型可以提高模型的精度，在复杂油藏水平井的部署设计中显得更为重要。综合应用测井、录井、地震资料，精细研究地震资料的细微变化所表象的地质特征，准确识别三维地震资料提供的油藏储层开发信息，提高储层空间展布、裂缝发育位置、微小断层识别等的刻画精度，提高水平井储层钻遇率和钻井成功率，是成功设计和实施水平井地质导向钻井的关键。

一般来说，基于构造和储层精细预测的水平井导向需要开展以下几方面的工作：地层层位精细解释、构造参数计算（构造高点、转折点、地层对称点、断点、井轨迹与地层夹角计算等）、储层品质与流体分析、地震反演、钻头前构造与储层预测，井轨迹重新设计等。

2.3 井眼轨迹优化调整与控制技术

整个水平井地质导向工作流程是建立在精细化的地质模型与储层模型基础上，对水平井轨迹与靶点位置不断进行优选，在优化的基础上建立水平井轨迹设计模型以及实钻调整模型^[11-13]，其目的就是降低井眼轨迹控制的难度，充分发挥动力钻具和转盘钻具各自的优势提高钻速，为钻出平滑规则的井眼提供保障，其最终目的是实现水平井的最高效开发，既要考虑到地质及油藏工程的要求，又要考虑到钻井及完井作业的风险。因此，合理设计井斜角、井身剖面、曲率半径、造斜点、着陆点、井眼方位等井眼轨迹参数就显得尤为重要。最优轨迹包括以下几点：（1）必须满足现场施工条件的限制；（2）设计出来的轨迹具有最小的井斜变化率和方位变化率、最短的井身长度即满足各种要求下的最短轨迹；（3）必须具有最小的扭矩和摩阻力等。可见，实现定向井井身轨迹最优化不仅可以缩短钻井周期、降低钻井成本，还可以达到最优井身质量，为后续完井作业创造良好的井筒环境。

图 4是川东XX实钻地质导向模型图，利用轨迹优化控制与调整技术后，在实现钻遇地质目标体的基础上，通过设计最优的着陆点，造斜点，狗腿度等钻井井眼参数，最终使得在长达1 000 m水平段上狗腿最大不超过2.1°（/ 30 m），在高质量完成地质任务的同时，高质量地实现了钻井工程目标。

2.4 地质导向风险分析与控制技术

风险分析是提高导向成功率、降低工程复杂度和减少工程事故的有效方法，重视风险才能保证质量。风险分析贯穿整个钻井过程，在前期设计过程中尤为重要。风险分析包括地质目标和工程目标风险分析^[14-17]。

地质目标风险包括地层、储层、构造、流体等风险。地层风险包括地层厚度、岩性以及电性特征的横向变化；储层风险包括储层厚度、孔隙度、裂缝、溶洞发育程度和分布的横向变化；构造风险包括断层、局部变形、构造的波状起伏、随方位的构造变化大等；流体风险包括气水界面不确定、气水界面不稳定、局部构造含水等。控制风险的措施：加强地质、地震、测井综合研究，对研究区的地层、储层和流体的发育分布规律进行精细评价，在设计阶段强化对风险进行评级，坚持整体优化设计，根据不同的风险大小采取不同的对策，包括随钻工具的选型和工艺的选择；在钻进阶段进行重点跟踪和实时控制，在不同水平段采用不同的导向策略^[18-21]。

工程目标风险包括钻井、定向、地层温度、地层压力、仪器特性等风险。钻井风险包括泥浆安全窗小、地层压力大、产量高、井漏、井塌、泥浆密度高、泥浆性能差等。定向风险包括定向结果与设计出现偏差，造斜能力不足，井下情况复杂无法实施定向等。仪器风险包括零长较长导致测量信号滞后，随钻测量与电缆测量存在响应有差异，马达增斜能力不够导致造斜效果差，钻井液及泥浆泵引起的信号不稳、仪器耐温压引起工作不稳定等。其控制措施主要有：根据井况和井轨迹设计在不同井段优选随钻测量工具组合，地质导向与钻井工程和定向紧密配合优化设计、优选工具、优化工序。

3 应用实例 3.1 云安XX井概况与邻井小层细分

云安XX井位于川东断褶带，钻探目的层位为石炭系。该区域储集空间包括孔隙、洞穴及裂缝3大类，但以孔隙类占绝大多数。据该区域取芯井岩芯资料统计，孔隙度平均值为4.63%；岩样实测渗透率统计平均0.51 mD；储集岩以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，属于低孔隙度、低渗透储层。目标井位于川东高陡构造带潜伏构造主高点轴部附近，冯家湾潜伏构造是云②号断层东翼断下盘的潜伏构造，西北翼陡、东南翼缓的不对称背斜，轴向呈北东向，圈闭主要受背斜及断层控制，圈闭类型为典型的断层背斜圈闭。

测井相又名电相，是从测井资料中提取与岩相有关的地质信息，并将测井曲线划分为若干个不同特点的小单元，明确各单元所反映的岩相，即是测井相^[22-23]。将“测井相”概念引入到导向钻前建模，给水平井地质导向模型的建立带来了科学性和合理性。应用它建立测井电性参数与岩性之间的映射关系，充分挖掘测井、录井、地质等学科的信息，将导向模型细分，实现了更加精细的地质导向，这也是“测井相”在导向钻前建模中的重要作用。其关键步骤包括邻井各小层特征层对比、“电性、物性、含油气性、岩性”四性分析、岩石组合分析、区域上厚度分析等。据此建立比较准确的钻前模型。

本文选取云安YY井进行岩性、电性特征分析，将石炭系划分为5个小层，图 5是云安XX井邻井小层划分图，各小层岩性和电性特征如下。

（1）1号小层

岩性主要为细粉晶云岩、角砾云岩夹薄层亮晶灰岩，厚度为3.2 m。电性特征为自然伽马中低值，电阻率中值。

（2）2号小层

优质储层段。岩性以角砾云岩、粒屑云岩、细粉晶藻迹云岩为主，厚度14.5 m。储层孔隙度3.0%，渗透率0.16 mD，电性特征为自然伽马中——高值，电阻率中——低值。为水平井钻探的目的层位。

（3）3号小层

灰质夹层。灰岩及云质灰岩，厚度8.1 m。电性特征为自然伽马低值，电阻率高值。

（4）4号小层

较好储层段。岩性以角砾云岩、粒屑云岩、细粉晶藻迹云岩为主，厚度11.8 m。储层孔隙度3.0%~7.5%，渗透率0.53 mD，电性特征为自然伽马中——高值，电阻率中——低值。

（5）5号小层

灰岩致密层。以细粉晶、中晶灰岩为主，夹少量细粉晶云岩，岩性较为致密，厚度为1.7 m。电性表现为高伽马，高电阻率。

3.2 云安XX井地质导向模型建立

根据电成像测井资料处理成果图（图 6），其石炭系顶界（以下简称P点）地层倾角为9.2°，地层倾向为314°，计算的钻进方向地层视倾角为-8.5°，实钻结果与地震资料解释结果相反，井轨迹并未穿过构造高点，而是位于北西翼。重新建立地质模型及设计井眼轨迹时，需要考虑P点至轴部高点位置的距离，由上部地层倾角变化趋势结合地震资料估算P点至轴部高点位置水平位移约100~120 m，重新处理地震资料，分析构造和储层变化情况。由此，建立地质导向钻前模型，见图 7（图 7中绿色的轨迹线表示依据地质建模建立的优化轨迹，蓝色轨迹线是原地质设计轨迹）。

3.3 云安XX井导向风险与对策、导向关键点分析

本井影响储层钻遇率的地质导向风险主要是：

（1）储层孔隙度较低，电阻率幅度值与非储层的云岩电阻率接近，干扰储层判断；

（2）储层非均质性造成横向上电性特征变化，给储层的对比和定位造成困难；

（3）泥浆密度较高（1.75 g/cm³），气测显示不活跃，影响储层识别；

（4）随钻测井项目少，缺孔隙度测井，只有伽马和电磁波电阻率，孔洞缝识别较难。

针对本井地质导向风险的对策，主要是做好“对比→计算→预测→调整”等4个关键步骤。根据实时测井、录井及工程参数资料，分析钻遇地层的岩性、物性及含气性；与邻井进行精细小层对比，计算钻头所处储层的位置、距离储层顶底界的距离；预测钻进方向地层、储层情况及钻进可能出现的风险；通过实钻资料分析结果，调整地质模型，制定钻进措施。

实钻中，本井在地质导向钻进过程分为4个阶段：快速增斜阶段、追踪4号储层阶段、穿过夹层阶段、跟踪2储层顺层钻进阶段。

（1）快速增斜阶段

井眼轨迹进入P点时井斜角仅为60°，而地层视倾角为?8.5°，井眼轨迹与地层的夹角为38.5°。需要以合理的定向策略实现井轨迹控制在4号层的中上部优质储层穿行，同时，要避免进入5号致密层、甚至穿出石炭系的风险。由于构造高点位置的不确定，4号储层的横向位置也不确定。模型模拟结果表明，快速增斜是实现地质和工程目标的关键，设计以13°（/ 30 m）的狗腿度增斜，预计在6 450 m左右进入4号储层。

通过随钻测井曲线、岩屑碳酸盐岩分析和气测录井综合解释，井深6 387 m时电阻率由580Ω·m降低至290Ω·m，云岩增加，气测全烃及C₁值略有增加，钻时由15 min/m降至11 min/m，判断已进入2号储层位置。继续以13°（/ 30 m）狗腿度增斜钻进，预计井深6 416 m时进入3号层，6 439 m时进入4号储层。

（2）追踪4号储层阶段

6 464 m时进入4号储层，计算的地层视倾角为-3.3°，而井底井斜已增至85°，井眼轨迹相对地层以12°左右的夹角下切地层，此时，定向钻进托压严重，摩阻、扭矩增加，继续保持大狗腿度增斜困难，模拟计算以6°（/ 30 m）狗腿度增斜率增斜至91°，穿越4号储层最深5 m左右，位于4号储层中部位置，钻进措施为以6°（/ 30 m）狗腿度增斜率增斜钻进。

至6 450~6 500 m，电阻率缓慢增加至450Ω·m，碳酸盐分析为云岩，全烃及C₁值逐渐降低，钻时略有增加，井眼轨迹仍在4号储层，但是下切的速度较慢，储层品质相对于刚进入4号储层时变差。至6 520 m时，测井曲线明显出现镜像特征，电阻率值又缓慢降低至300Ω·m，录井资料、钻时参数无变化，分析判断井眼轨迹开始上切储层，此时距离4号储层顶部5.5 m，为轴部高点位置，穿过高点继续钻进就能回到2号储层。

结合地震资料综合分析，此段地层视倾角为南东下倾3°，当前井斜角91°，有利于快速穿过夹层。综合考虑到穿过夹层后井斜角需要降低到87°，设计利用复合钻进时每30 m井斜角增加0.3°左右，则进入3号夹层后井斜角为93°，以93°可以保证井眼轨迹在2号储层中钻进150 m，完成设计水平段。

（3）上切地层穿过夹层阶段

井深6 656 m时进入3号地层，电阻率开始增高，录井岩屑为云质灰岩、灰岩，碳酸盐分析表明灰质含量增加，录井无显示。此时地层视倾角为2°，利用复合钻进自然增斜原理，快速通过夹层而无需定向增斜，到井深6 700 m时井斜达到94.7°，井眼轨迹已在夹层钻进44 m，垂厚为5.5 m，即将进入2号储层，开始降斜，钻进措施为以3° /30 m狗腿度逐渐降斜上探2号储层。

井深6 740 m时电阻率由700Ω·m降低至200Ω·m，碳酸盐分析表明云质含量增加，气测全烃及C₁值略有增加，钻时由14 min/m降低至10 min/m，井眼轨迹在井深6 740 m进入2号层。

（4）进入2号储层顺层钻进阶段

钻至6 778 m时井斜已降至87.2°，综合判断为顺层钻井，伽马值由75 API降低至16 API，电阻率从650Ω·m降低至230Ω·m，进入优质储层，稳斜钻进至6 900 m完钻，完成了本低孔低渗复杂储层地质导向钻井施工，图 8是最终完钻地质导向模型图，图 9是沿井眼轨迹测井曲线及成果图。

完钻电测资料显示，地质导向分析过程精准，水平段井眼轨迹较好地控制在有利储层中，井眼轨迹平滑，水平段钻进515 m，两次钻遇3号夹层厚度为98 m，有效储层厚度401.9 m（孔隙度大于2.5%），储层钻遇率78.04%，扣除中间夹层，储层钻遇率100%。试油产气55×10⁴ m³/d，达到了钻探目的，为该区域产量最高的井。

4 结语

（1）随钻测井地质导向技术是一门综合学科，既要充分发挥挖掘测井、地震、地质在钻前模型和实时导向中的信息，也要兼顾钻井工程的应用。

（2）地质导向钻井前和钻进过程中，应充分吸收邻井测井、录井、地震和钻井资料，充分运用随钻测井资料对地层和储层进行精确的判断，确保对地质目标有正确认识，指导钻头在优质储层中穿行。

（3）三维地震资料在储层预测和构造解释可以发挥重要作用，地震资料能较好地展示地质体在“宏观”上的分布规律，而随钻测井资料则是“微观”上的反映，两者应有机结合、协同应用。