0 引言

在全球范围内，非常规油气资源已经是当今石油工业的重要贡献者，而致密砂岩油是非常规油气资源中的重要成员之一。中国鄂尔多斯盆地中生界储层发育良好的致密砂岩，是迄今中国石油工业最重要的前沿区域，仅延长组长7储层的资源量就约为40×10⁸t^[1]。然而，薄层中细砂岩分布特征复杂多变，并且含油性也受后期成岩作用和油气运移等多方面控制，加上泥岩夹层和超出地震分辨率的微断层/裂缝进一步加大了该层系致密油的开发难度。

鄂尔多斯盆地长7储层致密油的开发是在复杂薄储层高效生产非常规油气，是世界级的难题，需要一个世界级的思路和技术来应对该挑战。地质工程一体化解决方案是针对非常规储层的有效并且科学的方法体系。本文以工场化井平台设计(包括合理井间距)和高效钻井实施为切入点，对在鄂尔多斯盆地陇东地区长7储层致密油进行的地质工程一体化开发工作实践进行阐述。

1 地质研究 1.1 地质概况

鄂尔多斯盆地是一个整体沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通叠合盆地，横跨陕、甘、宁、蒙及晋5个省区，构造区划分为西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起6个单元^[2]。晚三叠世延长组沉积期主要发育一套内陆坳陷湖盆重力流沉积，自上而下可分为10期(长1—长10)，其中长7段沉积期为最大湖泛期，在研究区内发育多套重力流的细粒砂岩和泥页岩的交互沉积。长7段发育的致密油储层主要分布在长7₁亚段和长7₂亚段，渗透率一般小于0.3mD ^[2-3]。研究区内长7₁、长7₂砂体厚度有所减薄，I类和II类层地层垂直厚度为2.4m左右，总孔隙度为4%~10%，有效孔隙度为5.0%左右，渗透率为0.1~1mD。

陇东地区是鄂尔多斯盆地致密油的主要富集区(图 1)，其中延长组长7段是一套内陆坳陷湖盆碎屑流、浊流和深湖湘泥页岩交互不等厚沉积，具有良好的生储油条件，油气资源潜力巨大。

鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层为富有机质页岩互层共生的致密砂岩储层，平均渗透率低，为欠压地层，必须通过工艺改造才能有工业产能。后期许多生产井存在“初产低、递减快”的问题，反映了研究区块的复杂性、特殊性及开发的艰巨性。因此，必须对储层品质和完井品质进行深入的地质工程一体化研究和筛选，提高钻井效率(包括钻遇率)和改造效果，才能实现该地区致密油的效益开发。

1.2 地质研究思路和方法

地质工程一体化的工作实践就是要把研究和实践过程中的关键节点前后联系起来全盘考虑，这也是能用最经济和科学的手段应对非常规油气资源勘探开发的挑战，避免决策失误和成本高昂的有效途径。整个环节中，前期的地质研究成为重要的基础一环。

在综合地质研究基础之上的三维地质建模用于支持井位优选和部署工作以及水平井随钻支持。基于三维地质模型的油藏数值模拟工作在布井阶段展开，用以支持井间距设计。

综合地质研究从岩心观察开始，用于支持综合地质研究工作。岩心资料是石油钻探过程中的第一手资料，全面仔细的岩心观察不仅对沉积相研究至关重要，而且对水平井钻井中遇到的地层倾角提取的准确性有很大的帮助。

利用层序地层学旋回对比方法对小层进行对比是一项不可或缺的综合地质研究工作, 是平面沉积相研究和地质建模工作的基础。

沉积相研究分单井沉积相分析和平面沉积相分析两个过程。单井沉积相分析主要通过数据分析和神经网络的方法对岩相进行识别; 平面沉积相分析通过结合前面的地质研究认识和地质建模的手段来实现。

地质工程一体化地质模型包括构造模型、储层品质和完井品质(地质力学)模型的各种属性，用于支持井位部署和井轨迹设计以及压裂设计和优化。

1.3 沉积相研究

不同尺度和方法多角度综合地质研究尤为重要。从岩心观察中注意到，块状细砂岩段中可观察到泥质撕裂屑和泥砾。泥质撕裂屑有棱角，保持原始沉积层理，通常较泥砾大，尺寸为1~5cm。泥砾磨圆较泥质撕裂屑好，通常较小，尺寸为0.5~1cm。研究区的块状细砂岩—粉砂岩同邹才能等(2009)^[4]在白豹地区描述的碎屑流沉积极其相似。碎屑流和浊流共生的现象，可用深水重力流沉积的过程很好地进行解释^[5-6]，浅水沉积的砂岩—粉砂岩—泥岩互层在重力或者古地质事件的触发下沿斜坡，发生再次搬运和沉积。泥岩层由于抗剪切作用较弱，容易形成泥质撕裂屑和泥砾，而粉砂岩和中细砂岩层抗剪切作用较强而形成粉砂碎屑沉积和中细砂碎屑沉积。随着再次搬运不断推向更深水沉积环境，位于搬运体顶部和前部的沉积物容易被湖水稀释，并在其头部形成紊流团(浊流)，最终与砂质碎屑流分离，在深湖平原处形成浊积岩。

块状中细砂岩通常被具有水平层理和平行层理的泥页岩/泥质粉砂岩覆盖，体现出碎屑流和浊流的交替沉积现象(图 2);从常规测井和成像测井数据上进行的综合测井相分析得出，厚度较大的砂体通常具有较好的孔渗条件，通常粒度也较大，为块状层理; 优质储层为厚度较大的碎屑流沉积的块状中细砂岩，细砂岩为主，孔隙度在8%左右(图 3和图 4)。

在局部地区可见细砂岩与粉砂岩互层，细砂岩中发育块状构造和低角度斜层理，粉砂岩中发育平行层理; 也可见主要为细砂岩，中部夹多层薄泥岩或粉砂岩条带，细砂岩中沉积构造主要为块状构造和低角度斜层理，偶见砂泥混杂构造，泥岩和粉砂岩中见水平层理(图 4)，浊流沉积的可能性极大。

1.4 地层对比和综合分析

传统的等厚地层对比方法有诸多的弊端，要深化对砂体连通性和展布规律的认识，需要从层序地层学的理论出发来指导地层旋回对比。从连井对比可以看到，该地区存在多个物源和多期次沉积事件共同影响和作用的可能性(图 5)，砂体垂向和横向上多变，存在多期砂体叠置和侵蚀的现象。此外可以看出，个别好砂体展布规模可延伸1~2km，但是这并不意味着1~2km的砂岩段均为水平井着陆的理想位置，同时还需要考虑砂体厚度和物性在三维空间中的变化。有些时候多个砂体的叠置体可能是更好的着陆选择。

从综合录井和测井资料可以认识到研究区砂体在横向上的变化情况。图 6中测深3930m和3940m储层段均为某水平井钻遇的同一套砂岩地层，但是录井中的荧光显示和岩屑录井结果均说明其物性和含油性的变化。从较为可靠的测井解释结果中看到，3930m储层段为含有一定碳酸钙的差储层，而3940m储层段为优质储层。这个观察也体现了鄂尔多斯盆地致密油储层横向上岩相和含油性变化的复杂性：单纯的高砂体钻遇率并不意味着绝对的高单井产量。因为岩性、物性和含油性等关键参数，不仅受沉积和后期成岩作用控制，而且还在很大程度上受到油气充注历史的影响，或者是多方共同控制。换言之，有些砂体可能从来就没有被油气充注过，或者油气充注后没有被存留下来。

2 地质工程一体化建模和油藏数值模拟

本文认为，地质工程一体化建模和数值模拟要耦合在一起进行早期油藏数值模拟的工作，用以指导工厂化井平台的设计。地质建模是综合利用地震、测井、钻井、录井、压裂和生产数据，通过数学算法把数据和地质认识进行三维方式可视化的过程。地质工程一体化油藏数值模拟是在地质模型的基础上，结合压裂数据和生产数据，对压裂产生的水力裂缝的展布及其对油气生产的影响。通过这一过程，可以进行科学合理的井轨迹设计和井间距设计。

2.1 地质建模和工厂化平台设计

建模区域根据实际情况而定，通常来讲要覆盖几个平台，一个模型同时支持几个平台的钻完井作业。本文项目建模范围为50km²，覆盖2~3个主要钻井平台。用到20口井常规测井和1口井全套特殊测井的资料。网格精度：10m×10m×1m，网格单元总数为3.2×10⁸个。

岩性建模采用序贯指示岩性建模，属性建模采用序贯高斯属性建模。建模过程中有很多参数具有不确定性，比如变程和物源方向等。在合理区间变化的情形下，这些不确定参数的变化会得到多种不同实现，然后找到可能性最大的那个实现，同时也可得到该实现的可能性概率分布图(图 7)。这些成果模型即可作为布井和后续工作的基础模型(图 8)。砂体概率分布、砂体厚度和孔隙度等重要储层参数可以作为布井的主要依据。

2.2 地质力学建模和井轨迹设计及优化

地质力学研究是完井品质参数优选和压裂改造的重要基础工作。陇东致密油储层为富有机质页岩互层共生的致密砂岩储层，平均渗透率低，压力系数一般为0.8左右^[7-8]，必须通过工艺改造才能有工业产能。通过充分利用已有的钻井、录井、压裂、测试等动静态数据，进行了研究区内的单井各向异性地质力学建模^[9]，以充分刻画页岩地层在竖直方向和水平方向上的力学性质差异，反映地下真实应力分布。

某直井的各向异性一维地质力学成果如图 9所示，第一道为测深，第二道为地质分层，第三道为岩性剖面，第四道包括孔隙压力、上覆应力、最大水平主应力和最小水平主应力，第五道包括最小水平主应力、小型压裂测试的闭合压力、加砂压裂的井底瞬时停泵压力。闭合压力作为最小水平主应力的校核，瞬时停泵压力作为最小水平主应力上限的校核，反映了模型的准确性。此外，模型还采用了多种校正方式确保模型的可靠性，例如，采用声波垂化方法确保水平井与相邻直井在相同层位的声波数据具有一致性，采用神经网络方法构建横波数据以确保输入数据完整性^[10]，采用双井径、井壁崩落、诱导缝等反映水平地应力方向，采用扩径、井壁崩落等数据校核井壁稳定性计算成果。

建立三维地质模型后，与一维地质力学研究结合，建立三维各向异性地质力学模型。图 10展示了某直井和水平井剖面的岩性及最小水平主应力分布情况。最小水平主应力主要介于25~35MPa。水平井着陆在长7₁²小层。目的层向下，在长7₂¹顶部有较薄的小层隔挡，应力差约为5MPa，在长7₃层是区域性的烃源岩层，有较好的应力隔挡; 目的层向上，在长7₁¹的泥岩层不连续，应力隔挡较弱，为2~3MPa。从图 10中可见，三维地质力学模型展示了地应力等完井品质参数的三维空间分布情况，对水平井压裂设计和优化具有重要的作用。

2.3 油藏数值模拟和井距优化

对于非常规储层采用水平井多级压裂进行开发，那么井距是开发方案中最关键的参数之一。小井距可以保证储层在平面上得到充分的动用，但是太小又可能产生压窜问题，影响单井产能和井筒完整性，因此井距需要匹配储层的孔渗条件才是优化的^[11-13]。

北美Midland盆地Wolfcamp统主体孔隙度在4%~10%，主体渗透率在0.001~0.1mD(地下) ^[14-15]。而长7致密油储层孔隙度为6%~10%，渗透率为0.1~1mD(地表)，根据当地生产经验，地表渗透率通常是地下渗透率的5~10倍，也就是说长庆油田当地的物性条件与北美的致密储层存在一定差异。目前北美致密油的井距普遍在200m左右，对于长7致密油储层的井距不能简单套用，需要根据自身孔渗条件来优化。

本次研究通过对研究区块内所有井的相关参数的分析，建立理论模型(表 1)，并根据研究区块的流体高压物性(表 2)和相对渗透率数据(图 11)建立了油藏模型，开展了不同井距条件下的钻前油藏数值模拟和单井产量预测(以1500m水平段作为模拟水平段长)，以中长期产量为导向来优化井距。表中统计的渗透率是地面空气渗透率，本研究中模拟所用渗透率取地面空气渗透率的0.1倍(参考上文论述)。

模型中水平井的1500m水平段，采用20m簇间距布缝，裂缝半长为200~250m，分别对300m、400m、500m、600m、700m和800m井距进行了模拟(图 12)。

方案根据实际井的生产情况在模型中采用井底流压5MPa进行预测，预测时间长度为5年，从结果显示井距在400~500m附近出现拐点(图 13和图 14)，并且在一年后就开始出现井间干扰(图 15)。因此根据该研究长7致密油最优井距为400~500m。

3 钻井实施和地质导向

针对研究区块地质导向的难点及不确定性，决策团队在钻前和实钻过程中密切沟通、认真详细分析地层变化，确定了基于地质导向工具IPZIG的导向策略。近钻头伽马成像随钻测量仪IPZIG能提供距离钻头约0.6m的伽马成像以及距离钻头约1.1m的动态井斜测量，而且无论定向钻进还是复合钻进时该仪器均可自旋转，实现全程不间断成像^[16-17]。IPZIG近钻头测量的应用不仅能明确地层构造特征，而且可以保证决策团队能够在第一时间对地层变化做出准确、及时的判断及调整。

利用上述选定的地质导向工具及对应策略，成功实施了两口水平井。两口水平井轨迹均平滑地控制在有效的目标靶体附近，在构造倾角频繁变化、层内夹层发育且钻遇储层横向物性变化和断层的情况下(图 16)，达到了良好效果。两口井水平段长度分别达到1943m和1802m，砂体钻遇率(92.7%和84.2%)均高于区块内同类别井平均水平。

从地层模型中可以看出，由于构造微幅变化或者微小小断层(垂向断距为2~6m)的存在，在钻井过程的确存在进入不同砂体的情形。如图 16中，在钻遇第一条断层后，经过一小段高伽马泥岩层后钻头进入主力储层上方的一个薄砂层，随钻数据显示砂体变差。在确定钻头在沉积旋回的实际位置后，现场导向团队决定下调井轨迹，最终在钻遇第二条断层前回到主力砂层(图中红线为实钻井轨迹)。

近钻头伽马成像随钻测量仪IPZIG在研究区块的首次应用体现了较大的价值，研究结果证实其是追踪复杂砂体经济有效的工具，尤其在时效性和精确性方面优势明显。IPZIG提供的近钻头伽马和井斜测量有助于快速反应，能及时反应井底情况，可以做到及时调整，使轨迹较为平滑地位于目的层内; 伽马成像和方位伽马曲线反映的轨迹与地层之间的切割关系，有效地帮助判断了地层倾角变化和轨迹位置，对追踪砂体起着至关重要的作用，为后续的轨迹调整提供了可靠的方案。在实钻跟踪过程中，负责地质、钻井、录井和定向的部门需密切配合，保证指令实施的及时性和有效性。

在实钻过程中，近钻头伽马成像数据可实时导入到成像处理软件中，在伽马成像数据有变化的界面处可提取倾角信息，包括界面地层的真倾角、真倾向等信息。这些信息可以通过Petrel平台导入到地质导向软件中，会自动显示沿轨迹方向的地层视倾角(图 17)，据此可更新导向模型并实时做出轨迹的调整。地层倾角和倾向信息可以用来更新和细化三维地质模型。

在实钻过程中，可参考的三维地质模型、钻时、IPZIG近钻头伽马成像、岩屑录井和气测录井以及邻井对比分析等多种资料均存在各自的优点和局限性，因此，应该参考多种资料的优点来综合分析判断^[18-20]。同时，需要参考实时更新的三维地质模型才能获得更多、更精细的井间地质信息，指导无井控区的导向工作。

在钻井和随钻地质导向过程中，综合研究团队与地质导向、随钻工具、第三方钻井和录井组成的现场决策和实施团队，共同实时协作和监测，以确保井眼轨迹保持在6m的导向窗口以内。研究团队主导的钻井过程中实施7/24工作模式，多学科和多部门一体化团队实时支持水平段着陆和水平段钻进整个过程。

通过这种新的以结果为导向的一体化研究和工作模式，钻完的两口水平井钻井均落在有效的目标靶体内，实际着陆点与地质设计误差控制在0.5m以内，两口井水平段长度分别达到1943m和1802m，砂体钻遇率高于区块同类别井平均水平。钻遇储层段内录井气测最小值为4%，最大值为90%，平均值为23% (图 18)。

目前勘探与开发钻井存在的主要问题是一靶点中靶率较低，为71%，低于水平井段79%的钻遇率。主要原因是长水平段井造斜井段钻井工程要求高与局部地质变化大的矛盾。现有技术只能通过钻头调整重新寻找复杂多变的目的层系，影响了钻遇率。采用上文所述的地质工程一体化建模和钻井思路，大大地提高了钻井效率和砂体钻遇率。地质模型作为一体化工作的载体和平台，在整个项目中发挥了重大作用。地质模型的准确性成为整个项目过程中重要工作环节中的其中之一。本文用新钻水平井实测孔隙度来展示地质模型的预测准确性。如图 19所示，上部为新钻水平井在模型中预测的孔隙度(颜色充填)和实测孔隙度(黑色虚线)的对比情况。图中下部水平井钻完后，地质模型根据实钻数据更新后，对上部新井进行指导钻进。可以看出，在趋势预测上模型预测已经达到了非常好的预测结果，只是在具体绝对数值上的预测相对较低，统计的预测绝对值准确率为70%，其原因主要在于模型的平面分辨率和千变万化的实际地质情况。本文认为，指导实际钻井的地质模型对趋势的预测比其绝对准确性更有指导意义，在研究区钻完的两口井砂体钻遇率即是此观点的很好佐证。

4 结论和展望

多尺度扎实的地质综合研究为优选井位和实施地质导向提供坚实基础，是控制碎屑流沉积环境下砂体发育特征不确定性的基础，在预测砂体连续性、形态和物性等特征的基础上可以很好地指导导向决策，有效追踪目标砂体。

综合利用钻时、IPZIG近钻头伽马成像、岩屑录井和气测录井以及邻井对比分析等资料，确认沿钻进方向砂体发育的复杂性和非均质性，同时保证轨迹尽可能沿着有限的好砂体钻进; 地质、钻井、录井、导向、随钻仪器多部门一体化协同全天候24h监控是钻井高效运行的保障。

研究区整体构造简单，但地下微幅构造、地层倾角微幅多变、小断层和薄砂体(0~3m)同时存在，并且薄砂体横向上相变较大, 砂体分布规律性弱，多个因素的同时存在构成了研究区致密油钻井的巨大挑战。通过研究，得到一些初步结论：总体上砂体沿北东—南西方向发育，砂体发育长度通常在几百米到2000m左右，宽度为300~400m。在普遍缺乏三维地震的情形下，全面扎实的地质分析和精确的三维地质模型地质导向是突破研究区挑战的关键点。同时，高质量的地质导向工具和随钻测量工具能从工程实施角度提高钻井效率和储层钻遇率。

本文强调地质工程一体化的项目实施，也就是基于扎实有效的地质研究，采用一系列先进工程技术，紧紧围绕单井提产及效益开发来优化井位部署、着陆地层、地质导向、完井设计及水力压裂。目前已经看到了明显的优势及好处。从笔者经验来讲，一个多学科、专业化团队和管理层是保证先进工程技术合理配套和高效实施的关键。

基于一体化研究、建模、设计平台的多尺度扎实的综合研究为优选井位和实施地质导向提供坚实基础，探索出在少打井的条件下，通过在甜点区布井、提升钻遇率及优化水力压裂来提升单井产能，在给定井区实现预定建产目标的思路。高效布井的总体思路应该是基于前期钻井和生产经验的早期油藏数值模拟，考虑单井EUR最大化的原则。

在项目研究和实践中，还发现一些其他方面的挑战，需要多学科团队在今后的工作中不断研究，取得更经济、快捷的钻完井以及生产效果：

(1) 鄂尔多斯盆地致密油巨大的横向岩相和含油性变化：单纯的高钻遇率并不意味绝对的高单井产量。因为岩性、物性和含油性等关键参数不仅受沉积和后期成岩作用控制，而且还在很大程度上受到油气充注历史的影响。换言之，有些砂体可能从来就没有被油气充注过，或者油气充注后没有被存留下来。在研究区开展相关的油气充注研究和模拟，挖掘真正的地质甜点，可能是今后继续深挖地质甜点的一个方向。

(2) 在实际地质导向过程中对地层倾角的判读，存在一定的不确定性，不同经验的人对地层倾角的判断可能不同，会造成地层模型解释和最终钻遇率的差异。

致谢:

感谢中国石油长庆油田公司批准发表此文。此外在项目实施阶段得到长庆油田公司吴志宇、张矿生、雷启鸿、屈雪峰等相关领导和专家的大力支持和指导，同时也得到斯伦贝谢中国公司赵先然、王玉喜、王清、赵海鹏、仇凯宾、王飞、杜超等专家和领导的协助。最后对川庆钻井公司和录井公司的李秀明、马晓文、葛涛、张生奇等专家和领导的大力配合和指导表示感谢。