一种页岩气水平井快速精细地质导向方法与流程

本发明属于页岩气勘探开发水平井钻井技术领域，具体涉及一种页岩气水平井快速精细地质导向方法。

背景技术：

目前流行的地质导向方法主要是依据已钻井资料和待导向井对比结果，引导钻头在目标层段中穿行，地质建模多为二维，导向方法适用于特定区块或是特定地层，普适性差，不利于在其它工区复制推广，国内现场急需研究一种操作简便、易于现场普通推广应用的地质导向方法。

CN105464592A公开了一种页岩气水平井地质导向方法，包括以下步骤：根据目的层岩性和电性特征，对目的层进行地层划分，并确定对比标志层；以三维叠后时间偏移和叠前时间偏移资料为基础，在工作站利用Geoframe解释系统进行人机联作解释，对目的层进行精细的追踪对比，落实了各层构造形态；A靶轨迹调整；水平段地质导向：水平段实钻过程中沿轨迹方向的地层倾角经常是在变化的，需要及时收集随钻资料，进行气层标志层的对比，确认目前实钻位置，实时监控轨迹，提前预测，引导定向施工，确保钻井轨迹在设计的地层范围内穿行。

技术实现要素：

本发明的目的是针对上述技术现状，旨在提供一种利用工区二维地震剖面图，井设计信息建立三维地质模型，采用录井综合柱状图、多井垂深地层对比图、地质模型与井眼轨迹跟踪导向图和地层跟踪导向表能快速导向；且适用范围广，具有普适性，易于在其它页岩气探区复制推广应用的页岩气水平井快速精细地质导向方法。

本发明目的的实现方式为，一种页岩气水平井快速精细地质导向方法，具体步骤与工作流程如下：

第一步：收集资料，确定导向对比标准井、参考井

1)钻前资料收集，包括井区地质构造图、邻井已钻井测录井数据、井区地震剖面图、待导向井的钻井设计书，

所述邻井已钻井测井和录井数据包括自然伽马、岩性、全烃、甲烷、TOC、含气性评价结果；

2)待导向井的实时资料收集，包括待导向井的随钻实时岩性数据、气测数据、井斜数据、随钻伽马数据；

3)依据钻前资料，确定导向标准井、参考井；

第二步：确定导向标志层和靶点预测方案

1)确定待导向井水平段对应邻井位置，预测第一步确定的待导向井目的层厚度和横向变化，依据标准井、参考井对应目的层之上、垂厚150m范围以内的岩性、钻时、全烃、近钻头随钻伽马数据突变特征、找出井区导向标志层、控制点；

2)根据等厚原则、井眼轨迹走向制定靶点预测方案；

第三步：建立和调整井区的二维、三维地质导向模型

1)依据第一步1)收集的钻前资料，建立待导向井区的初始二维垂直剖面、三维地质导向模型，并包含钻井设计书中所设计的待导向井井眼轨迹和实钻井轨迹；

2)依据第一步2)收集的待导向井的实时资料，确定待导向井区的初始地质导向模型，

初始地质模型包括初始二维垂直剖面、三维地质导向模型；根据待导向井实时取得的岩性、钻时、气测、井斜、随钻伽马数据，对比层位、厚度变化，及时修正待导向井的二维垂直剖面、三维地质导向模型；

第四步：精细地层对比，

利用第一、三步的待导向井与标准井、参考井的岩性、钻时、气测、井斜、随钻伽马数据突变特征，进行地层对比，采用录井综合柱状图、邻井垂深地层对比图、地质模型与井眼轨迹跟踪导向图和地层跟踪导向表，对比井区导向标志层、控制点变化，判断钻头所处位置；

第五步：判断初始地质模型是否适用

1)随钻评价钻头所处位置是否处于优质页岩气层层段，

利用待导向井实时取得的岩性、钻时、气测、井斜、随钻伽马数据，随钻评价页岩气层，判断钻头是否处于优质页岩气层层段；

2)判断第三步建立和调整的初始二维垂直剖面、三维地质导向模型和修正后的二维垂直剖面、三维地质导向模型是否适用；

适用的进入第六步，不适用的返回第三步；

第六步：确定和调整A靶点，预测B靶点

1)确定和调整A靶点采用等厚对比法，

等厚对比法，是在确定地层对比标志的基础上，选取对比标准井的厚度，预测待导向井优质页岩气层顶、底界位置，确定和调整A靶点；

2)预测B靶点，

在优质页岩气层段中，沿着待导向井的钻井设计书中规定的方位，在A靶点井深的基础上，加上水平段设计长度，即为B靶点；

第七步：控制水平段井眼轨迹

1)控制钻头所在位置距离顶板、底板距离小于2m，误差不超过±0.5m；

2)控制轨迹与地层夹角小于±1°；

3)单斜型优质页岩气层和复杂型优质页岩气层的水平段井眼轨迹控制；

第八步：根据统计页岩储层、优质页岩储层钻遇厚度计算优质页岩气层穿行率，确定控制轨迹到达B靶点否，到达，进入第九步，未到达返回第七步；

第九步：评价快速地质导向效果

根据统计页岩储层、优质页岩储层钻遇厚度计算优质页岩气层穿行率，由穿行率判断地质导向效果。

本发明在涪陵页岩气田平桥、江东等区块应用12口井，页岩气水平段垂深在2900～3600m之间，页岩气井水平段长在1500～2100m之间，单井页岩气层平均穿行率99.5％，优质页岩气层平均穿行率93.8％，单井完井试气无阻流量均在10×10⁴m³/d以上，地质导向效果明显。其中，J188-2HF井采用本发明引导钻头在志留系龙马溪组—奥陶系五峰组钻水平段长2065.0m，含气页岩层占比达到100％，优质页岩气层占比99.3％，完井压裂试气获产能超过20×10⁴m³/d，成为工区地质导向服务的样板和标杆。

附图说明

图1为本发明工作流程框图；

图2为确定和调整A靶点及预测B靶点详细工作流程图；

图3为控制水平段井眼轨迹详细工作流程图；

图4为待导向井区的初始二维垂直剖面样式；

图5为三维地质模型样式；

图6为录井综合柱状图样式；

图7为邻井垂深对比图样表；

图8为地质模型与井眼轨迹导向图样式；

图9为上倾地层等厚法计算靶点模型图；

图10为下倾地层等厚法计算靶点模型图；

图11为计算地层视倾角原理图。

具体实施方式

本发明先收集资料，确定导向对比标准井、参考井，确定导向标志层和预测靶点，再将整个导向实时跟踪过程分为地质建模、地层对比、确定和调整靶点、控制水平段井眼轨迹四个部分，导向完成后进行效果评价，

下面参照附图详述本发明。

参照图1、图2、图3，本发明的具体步骤与工作流程如下：

第一步：收集资料，确定导向对比标准井、参考井

1)钻前资料收集，包括井区地质构造图、邻井已钻井测井和录井数据、井区地震剖面图、待导向井的钻井设计书。

邻井已钻井测井和录井数据包括自然伽马、岩性、全烃、甲烷、TOC、含气性评价结果。

2)待导向井的实时资料收集，包括待导向井的随钻实时岩性数据、气测数据、井斜数据、随钻伽马数据。

所述气测数据包括钻时、全烃、甲烷。

所述井斜数据包括井深、井斜角、方位角、垂深、投影位移、南北分量、东西分量、闭合距、全角变化率。

3)依据钻前资料，确定导向标准井、参考井；

标准井、参考井的对比层位应齐全，目的层段不能缺失，标准井一般选1个，参考井可选1个以上。

标准井选择原则：区域内的邻近探井(包括参数井)，试气获得高产的开发井，优先选用导眼井、对比层段分布稳定、水平段轨迹方位与待导向井一致的井，

参考井应为待导向井邻井，优先选择导眼井，井距不宜超过水平段长度的5倍。

第二步：确定导向标志层和靶点预测方案

1)确定目标井水平段对应邻井位置，预测待导向井目的层厚度和横向变化。依据标准井、参考井对应目的层之上、垂厚150m范围以内的岩性、钻时、全烃、近钻头随钻伽马数据突变特征、找出井区导向标志层、控制点。近钻头伽马测量要求使用盲区小于3m。

所述标志层主要用于指导待导向井的地层对比。所述控制点主要用于靶点深度和地层倾角计算。近钻头伽马测量仪器推荐选用pathfinder iPZIG测量仪器及同类仪器。

2)根据等厚原则、井眼轨迹走向制定靶点预测方案；

例如，在四川盆地川南地区，目的层是志留系龙马溪组—奥陶系五峰组地层，井区导向标志层一般选浊积砂顶(底)、五峰组顶(底)，控制点一般选⑧小层灰尖、⑧小层底、⑥小层顶高碳尖、⑤小层优质页岩气层顶、④小层伽马小山峰、②小层伽马极高尖等。

第三步：建立和调整井区的二维、三维地质导向模型

1)依据第一步1)收集的钻前资料，建立待导向井区的初始二维垂直剖面(见图4)。依据钻前资料中所收集的井区地质构造图，建立待导向井区的三维地质导向模型(见图5)。模型中包含钻井设计书中所设计的待导向井井眼轨迹和实钻井轨迹，借用计算机绘图软件能提高手工作图工作效率，达到快速成图目的。计算机绘图软件选用江汉油田开发的SGA-850页岩气水平地质导向软件系统。

图5中的斜线1代表焦页A井，斜线2代表焦页B井，斜线3代表焦页C井，斜线4代表焦页D井。

2)依据第一步2)收集的待导向井的实时资料，确定待导向井区的初始地质导向模型，

初始地质模型包括初始二维垂直剖面、三维地质导向模型；根据待导向井实时取得的岩性、钻时、气测、井斜、随钻伽马数据，对比层位、厚度变化，及时修正待导向井的二维垂直剖面、三维地质导向模型。

第四步：精细地层对比

利用第一、三步的待导向井与标准井、参考井的岩性、钻时、气测、井斜、随钻伽马数据突变特征，进行地层对比，采用录井综合柱状图(见图6)、邻井垂深地层对比图(见图7)、地质模型与井眼轨迹跟踪导向图(见图8)和地层跟踪导向表，对比井区导向标志层、控制点变化，判断钻头所处位置。

所述录井综合柱状图包括层位、钻时、随钻伽马、岩性、全烃、甲烷、含气性评价结果，钻时和随钻伽马绘制在左边的同一图道上，全烃和甲烷绘制在右边的同一图道上。

所述多井垂深地层对比图包括标准井、参考井和待导向井的柱状图。同层界面和标志点用实线连接，用不同颜色充填以示区别邻层，多井垂深地层对比图柱状图包括自然伽马、全烃、岩性剖面。图7中标准井选1口，参考井选1口。标准井柱状图排在多井垂深地层对比图左侧，参考井和待导向井的柱状图依据井位由上至下、由左至右的相对位置依序排列。

所述地质模型与井眼轨迹跟踪导向图包括垂向投影随钻伽马、水平投影随钻伽马、垂向投影全烃、水平投影全烃、井眼轨迹曲线和二维地质模型。

垂向投影随钻伽马、水平投影随钻伽马、垂向投影全烃、水平投影全烃分别是随钻伽马的垂直深度和水平位移对应的随钻伽马值、全烃值。

地层跟踪导向表(见下表)内容包括井深、垂深、闭合距、对应标准井位置、距气层顶距离、气层顶对应垂深、气层底对应垂深、对应的控制点层位、地层倾角。

第五步：判断初始地质模型是否适用

1)随钻评价钻头所处位置是否处于优质页岩气层层段，

页岩气水平井水平段地层中，钻井工程参数、钻井液性能参数相对稳定，包括钻头在内工程因素影响少，有利于利用录井资料和随钻测量资料识别和评价页岩储层及优质页岩气层。

利用待导向井实时取得的岩性、钻时、气测、井斜、随钻伽马数据，随钻评价页岩气层，判断钻头是否处于优质页岩气层层段。

所述水平井水平段优质页岩气层段判别标准：岩性为灰黑、黑灰色页岩，钻时相对低值，全烃相对高值，伽马中高值，TOC≥2％，全烃对比系数≥10，全烃对比系数为全烃异常值与基值之比。

2)判断第三步建立和调整的初始二维垂直剖面、三维地质导向模型和修正后的二维垂直剖面、三维地质导向模型是否适用；

适用的进入第六步，不适用的返回第三步按照第三步中的“依据待导向井的实时资料，确定待导向井区的初始地质模型，”方法进行修正。

第六步：确定和调整A靶点，预测B靶点

1)确定和调整A靶点采用等厚对比法，

等厚对比法，是在确定地层对比标志的基础上，选取对比标准井的厚度，预测待导向井优质页岩气层顶、底界位置，确定和调整A靶点，具体的是：

(1)根据待导向井实时出现的控制点，找到标准井柱状图上对应的位置，计算标准井对应点距A靶点的垂厚；

(2)计算待导向井控制点距钻井设计书所设计的A靶点处由于地层产状引起的厚度变化量；

(3)待导向井控制点的垂深+标准井对应点距A靶点的垂厚+地层产状引起的厚度变化量即A靶点预测垂深。

地层产状引起的厚度变化量计算方法分为上倾地层和下倾地层两种。

上倾地层(见图9)、下倾地层(见图10)，厚度变化量计算方法为：H＝h0+h+h3+h2，h3＝L×tanα，

式中：H—待导向井的A靶点垂深，m；

h0—控制点垂深，m；

h—标准井控制点到优质页岩气层顶部垂厚，m；

h2—待导向钻井设计书中设计的A靶点距优质页岩气层顶的垂深，m；

h3—地层上倾时产生上移距，取负值，下倾时产生下移距，取正值，m；

L—待导向钻井设计书中设计的A靶点到控制点的闭合距离，m；

α—地层视倾角，°；

(4)计算地层视倾角，

在水平段穿越时，井斜角分为大于90°、小于90°或等于90°三种情况，井眼轨迹与地层夹角构成不同组合形态，地层倾角计算依据见图5；

地层倾角计算公式(见图11)：

α＝arctan(H-h)/L

式中：h——选取的待导向井的标志层视垂厚度，m；

Η——钻穿待导向的标志层的视垂深差，m；

γ——钻穿待导向标志层所使用的井斜角，°；

L——钻穿待导向井标志层的闭合距差，m；

α——地层视倾角，°；

2)预测B靶点，

在优质页岩气层段中，沿着待导向井的钻井设计书中规定的方位，在A靶点井深的基础上，加上水平段设计长度，即为B靶点。

第七步：控制水平段井眼轨迹

1)控制钻头所在位置距离顶板、底板距离小于2m，误差不超过±0.5m，

2)控制轨迹与地层夹角小于±1°，保证不同地层倾角条件下与井斜的合理匹配；

3)单斜型优质页岩气层和复杂型优质页岩气层的水平段井眼轨迹控制；

(1)单斜型优质页岩气层，

钻进中对比标志层和控制点，当出现标志层和控制点下方的地层时，超出前2)项控制条件时应增斜；相反应降斜。

(2)复杂型优质页岩气层，

构造边缘地层产状往往变化较大，对于局部突变的复杂地层，水平段地层产状有时会出现或高、或低、或断等复杂情况，应在地层拐点处分多个单斜型优质页岩气层段，分别处理。

第八步：根据统计页岩储层、优质页岩储层钻遇厚度计算优质页岩气层穿行率，确定控制轨迹到达B靶点否，到达，进入第九步，未到达返回第七步。

第九步：评价快速地质导向效果

根据统计页岩储层、优质页岩储层钻遇厚度计算优质页岩气层穿行率，由穿行率判断地质导向效果。

1)导向后的井眼轨迹在优质页岩气层段中的穿行率≥85％，且井眼轨迹全角变化率≤3°/30m为地质导向效果优，

2)导向后的井眼轨迹在优质页岩气层段中的穿行率≥75％且＜85％,为地质导向效果良好，

3)导向后的井眼轨迹在优质页岩气层段中的穿行率≥60％且＜75％为地质导向效果合格，

4)导向后的井眼轨迹在优质页岩气层段中的穿行率＜60％为地质导向效果不合格。

本发明在涪陵页岩气田平桥、江东等区块应用12口井，页岩气水平段垂深在2900～3600m之间，页岩气井水平段长在1500～2100m之间，单井页岩气层平均穿行率99.5％，优质页岩气层平均穿行率93.8％，单井完井试气无阻流量均在10×10⁴m³/d以上，地质导向效果明显。其中，J188-2HF井采用该方法引导钻头在志留系龙马溪组—奥陶系五峰组钻水平段长2065.0m，含气页岩层占比达到100％，优质页岩气层占比99.3％，完井压裂试气获产能超过20×10⁴m³/d，成为工区地质导向服务的样板和标杆。