超深薄儲層水平井軌跡控制優化技術及應用

何 瑩，劉 璇，方思權，李 勇，賈鵬飛

（1.中國石化西南油氣分公司彭州氣田（海相）開發項目部，四川彭州 611930；2.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610041；3.西南油氣分公司采氣二廠，四川南充 637400；4.中國石化經緯西南測控公司，四川綿陽 611330；5.西南油氣分公司采氣一廠，四川德陽 618099）

中石化川西氣田主體位于四川省彭州市境內，構造處于川西坳陷龍門山構造帶中段，主體為長軸狀斷背斜，包含金馬、鴨子河兩個隆起[1]。雷口坡組氣藏是受構造控制的邊水氣藏，具有高含硫（3.99%）、中含二氧化碳（5.22%）、超深層（埋深5 700～6 200 m）、常壓（壓力系數1.12）、低孔低滲（平均孔隙度6.01%，平均滲透率0.728 mD）的特點[2]。川西地區PZ1 井在雷口坡組發現油氣顯示，測試產氣量高達331×104m3/d。自此，川西氣田的勘探開發工作在雷口坡組儲層的特征、性質及成因進行深入研究的基礎上全面鋪開[3，4]。

通過持續的勘探、評價和開發，2020 年川西氣田雷口坡氣藏新增天然氣探明儲量830.15×108m3，累計探明儲量1 140.11×108m3。根據儲層的展布特征，工程上采用大斜度（井斜角超80°）、長裸眼、分段改造水平井的鉆完井方案對優質儲層進行開發。然而，國內埋深超過5 000 m 的深層碳酸鹽巖儲層的水平井鉆遇率較低，一般不超過70%[5，6]，且儲層的非均質性強、構造及氣水關系復雜，給氣藏的開發工作帶來了挑戰。優化水平井的靶點及軌跡、提升水平井優質儲層的鉆遇率成為了制約雷口坡組氣藏高效開發的技術瓶頸。

在鉆井實施過程中，地質開發聯合攻關團隊總結出了一套以深埋藏、潮坪相儲層為目的層的水平井軌跡控制及優化技術，并取得了優異的實踐成果，對四川盆地海相領域天然氣勘探開發及國內外具有類似地質背景的油氣勘探開發具有重要的借鑒意義。

1 地質背景

工區內雷口坡組整體處于局限-蒸發臺地沉積環境，地層厚度較為穩定。雷四段主要巖性為晶粒白云巖、砂屑白云巖、藻屑白云巖和石膏，自下而上可分為3 個亞段。其中，上部的雷四3亞段（T2l4-3）為一套潮坪相沉積，主要發育砂屑白云巖、泥-粉晶白云巖和微生物白云巖。白云巖橫向上分布廣泛、連續性強，縱向上小層互相疊置、厚度不均勻，T2l4-3是目前主要的開發層位[7]。一套厚度在25 m 左右的隔層灰巖將T2l4-3儲層分為上、下兩段。上儲層段包含TL43-1、TL43-2兩套儲層，下儲層段包含TL43-3、TL43-4兩套儲層[3，8]（見圖1）。

圖1 YaS1 井雷四3 亞段綜合柱狀圖

上儲層段為低孔低滲孔隙型白云巖儲層，晶間孔、晶間溶孔為主要儲集空間，單層儲層厚度較薄，累計厚度為0～36 m，上儲層段頂部由于不整合抬升遭受削蝕，自西向東逐漸減薄尖滅。

下儲層段為中孔低滲孔隙型白云巖儲層，具有豐富多樣的儲集空間，孔、洞、縫均有發育，孔隙結構復雜。下儲層段厚度穩定，單層儲層厚度相對較厚，累計厚度為35～80 m，其中優質儲層平均厚度為18.3 m。

結合儲層物性分析測試結果，以孔隙度10%、5%、2%作為界限，將儲層由好到差分為四類儲層（見表1）。其中，I、II 類儲層被認為是優質儲層。通過綜合評價可以得出：下儲層段白云巖儲層厚度均勻，儲集能力較高，是雷口坡組的主力產氣層段。

表1 川西氣田雷口坡組儲層分類評價表

2 實施難點

鉆井實施過程中遇到的難點主要為以下兩點：

（1）目的層優質儲層厚度薄，導致鉆井時難以對目的層進行追蹤。

川西氣田雷口坡組巖性變化頻繁，有效儲層埋藏超深、厚度薄，與夾層呈不等厚疊置俗稱為“五花肉”儲層。目前，通過鄰井對比、地震反演、小層地質建模等手段，可以對儲層進行基本的識別[5，9]。然而，潮坪相沉積環境的迅速變化，導致地層巖性變化較快，白云巖儲層中夾有灰巖薄層；地層剖面上優質儲層上、下部巖性無明顯差異，長水平段巖性旋回特征不明顯[10]。上述的沉積特征導致優質儲層縱向展布預測精度不高，鉆井軌跡的判斷具有一定困難。

（2）地下地層產狀復雜，導致鉆井時靶點的位置難以掌控。

埋藏深、儲層薄的長水平井對地層傾角預測精度要求高。地層傾角預測精度受限于：（1）井控程度；（2）構造斷裂復雜程度；（3）是否有厚度分布穩定的標準層。研究區內探井數量少，井控程度不高，影響地震速度場精度；整體長條狀背斜呈北東-西南向，南翼陡、北翼緩，受彭縣斷層和派生斷層的影響，局部構造斷裂較發育，地層產狀受構造影響發生變化[11]；厚度穩定的標志層有利于提升入靶角度的準確度。

3 水平井軌跡優化技術

國內外水平井軌跡優化主要在精細地質建模基礎上，從油藏工程的角度出發，對鉆井技術、井深結構、鉆井工具進行優化[12-14]。針對川西氣田開發過程中的地質難點與特點，通過快速儲層評價、薄儲層高分辨率波形指示反演精細預測、小層地質建模精確導向等技術手段，在川西氣田實踐形成了“三控三優”的井軌跡優化技術。

3.1 三控技術

三控技術包含控標志層、控入靶角度、控水平軌跡。

3.1.1 控標志層“控標志層”技術是以碳酸鹽巖高頻層序地層沉積旋回為基礎，以測、錄井多方法綜合運用為手段，通過“標志層逼近控制技術”+“高精度疊前深度實時校正”實現目的層精細卡準、小層及夾層的精確卡層，確保現場精確卡準各小層界面及夾層套數，為井軌跡優化提供可靠基礎。

受構造起伏的影響，由洼地向隆起方向，地層厚度逐漸減薄。結合地震剖面、巖性標志、地層厚度趨勢、古生物、氣測顯示、弱暴露面均可以對雷口坡組頂部進行有效識別。

（1）巖性標志：在研究區鉆頭進入產層之前，將鉆遇幾套區域標志層，分別為：馬鞍塘組二段頂部泥質灰巖、馬鞍塘組一段中下部薄層頁巖、雷口坡組頂部藻灰巖、隔層段灰巖以及TL43-3中上部灰巖夾層[8]。上述標志層巖性、電性特征區別明顯，在區域上分布穩定，現場可根據元素錄井、巖屑薄片鑒定、核磁共振錄井等手段進行巖性分析判斷。巖性變化導致雷四上亞段、馬二段及小塘子底部地震剖面圖上具有較明顯的同相軸，易于分辨（見圖2），為通過井震結合精細標定建立地質模型提供基礎。

圖2 川西氣田三疊系中-上統標志層井震標定

（2）生物碎屑：雷口坡組內的生物碎屑類型與數量均與上覆地層有明顯差異，可以作為地層識別的依據。具體來說，地層中馬鞍塘組生物碎屑含量高，鮞粒及造礁生物豐富，進入雷口坡組后，地層中生物碎屑含量明顯下降且藻屑為主。

（3）弱暴露不整合面：雷口坡組頂部發育不整合面，其出現可以作為進入雷口坡組的識別標志[7，15]。不整合面取心和巖石薄片中見鈣結殼斷塊、懸垂膠結、溶洞垮塌的砂礫屑等古喀斯特作用的標志[16]。

（4）氣測顯示：氣測顯示的變化在錄井和測井解釋運用均較為明顯。多口井的錄井及測試結果對比表明，進入雷四三亞段后油氣顯示活躍：PZ1 井雷四三亞段錄井過程中氣測顯示較好，在泥漿密度（1.62～1.67 g/cm3）下全烴值0.4%～7.337%（裂縫較發育）；YaS1 井在泥漿密度（1.47～1.56 g/cm3）下全烴值0.1%～3.9%；PZ113 井在泥漿密度（1.45～1.5 g/cm3）下全烴值0.238%～3.917%；PZ4-2D 井在泥漿密度（1.49～1.51 g/cm3）下，全烴值0.278%～14.432%。測井解釋表明進入雷口坡組后以氣層、含氣層為主。

3.1.2 控入靶角度 川西氣田地層產狀變化大，成為影響井身軌跡設計、實施的關鍵因素。鉆井施工中隨鉆實時計算、預測地層產狀，并據此不斷修正地質模型是保證準確入靶的重要措施。一般采用層面海拔深度差計算法和層厚度差計算法來計算地層傾角。根據計算出的地層傾角，結合疊前深度域地震資料預測待鉆地層產狀，從而達到準確指導定向軌跡施工的目的。地層傾角的計算方法主要為以下兩種：

（1）層面海拔深度差計算法：通過同一構造上兩口井軌跡，得到入層點的海拔深度和海拔高度（見圖3（A）），地層傾角進行測算公式為：

式中：Δh-入層點海拔深度差；h1-兩口井的水平位移。

（2）層厚度差計算法：當地層傾角較小時，測得的實鉆垂厚與地層的真垂厚的厚度相近。此時可以利用一條軌跡，對地層傾角進行計算（見圖3（B））：

圖3 地層傾角計算模型

式中：h1－實鉆垂厚；h2－虛擬直井鉆垂厚；h4－入層點至出層點的水平距離。

3.1.3 控水平井軌跡 在川西地區同類型儲層中，選取代表性的井進行分析，表明高角度（網狀）縫越發育，產能越高（見表2）。在裂縫不發育情況下，產能與鉆遇優質儲層段的長度，以及儲層長度×孔隙度具有良好的正相關關系（見表3）。

表2 川西氣田儲層裂縫發育程度與產量統計表

表3 川西氣田鴨子河構造測試無阻流量與優質儲層長度×孔隙度（L×Φ）關系表

川西氣田主力產層TL43-3層中上部發育由3～4 套灰巖薄夾層組成的夾層帶，灰巖夾層物性、含氣性差，在其之下發育約15 m 優質儲層。因此，施工中應控制軌跡快速穿過灰巖夾層帶，長穿下部優質儲層。由于工區構造復雜，地層產狀變化大，施工過程中應針對性優化調整井身軌跡，從而保證長穿優質儲層（見圖4）。

圖4 PZ4-5D 井軌跡優化模型

3.2 三優技術

圍繞“地質-工程、地下-地面、技術-經濟一體化”，實現儲量動用和效益最大化的原則制定水平井的優化方案。

3.2.1 優化靶點 在進入產層前，通過各標志層與區域鄰井的對比情況，預測靶點深度，提前對水平段A、B靶點深度進行調整。A 靶的優化調整主要根據上部地層產狀動態開展，B 靶的優化調整則需要根據鉆井實鉆過程中的具體情況進行。

數值模擬表明多數井B 靶點距邊水距離越近，氣井見水時間越早、產水量越高、穩產期越短、氣井累計產量也越低。因此，按照開發指標穩產期6 年對B 靶點優化調整，滿足以下條件：（1）垂向高于氣水界面100 m 以上（見表4）；（2）平面距離氣水界面大于1 000 m；（3）平面距離彭縣斷裂大于1 000 m。通過薄儲層高分辨率波形指示反演精細預測儲層展布，在此基礎上，根據儲層巖性、物性、含氣性，對B 靶點的位置進行調整、適當延長，從而提高儲量控制程度和單井產能。

表4 實際模型距邊水平面距離與垂直高度對應表

3.2.2 優化靶框 雷四段上部TL43-3小層儲層橫向延展性較好，為保障井眼軌跡平滑，減少鉆井施工難度，實施中將B 靶半靶框寬度適當放寬。在滿足地質要求的前提下，對B 靶靶框進行優化，由30 m 放寬至60 m。

3.2.3 優化壓裂分段 分段壓裂技術是提升水平井效果和提高單井產量的重要手段，在國內外的致密儲層開發中應用廣泛[13，17]。通過調研可知，致密儲層分段間距普遍在120～170 m，平均150 m 左右（見表5）。

表5 鄰近氣田分段間距調研[19-21]

川西氣田采用105 MPa 井口壓力、88.9+73 mm 油管，低應力、高應力儲層的分段能力分別為8～9、6～7級，間距150～230 m。在此前提下，通過滲流模擬的方法得出，川西氣田I～II 類儲層的最優裂縫間距分別為160～200 m 和130～160 m（見表6）[18]。綜合滲流模擬、鄰區調研、分段能力，將長度為1 590～2 141 m 的裸眼段，分段為6～9 級，優化滑套間距150～230 m。

表6 川西氣田裂縫參數優化結果

4 應用效果

通過“三控三優”軌跡優化技術，對水平井進行適時優化微調軌跡，保證水平段軌跡在靶窗內優快平滑鉆進。前期實踐水平段長穿潮坪相薄層優質儲層，儲層平均測井鉆遇率由前期83%提高到95.1%（見表7），其中，PZ8-5D 井儲層鉆遇率高達99.4%，主要目的層油氣顯示鉆遇率100%，創川西氣田主要目的層油氣顯示鉆遇率最高紀錄。長水平段水平井通過“三控三優”技術可以有效動用儲量，具有重大的提升邊界氣田開發效益的意義。

表7 彭州氣田各井雷四3 亞段目的層儲層鉆遇率統計表

5 結論

（1）裂縫及優質儲層長度是水平井產能高低的主控因素。裂縫越發育、優質儲層有效長度越長的井產能越高。超深層復雜潮坪相儲層具有相對穩定的橫向展布，鉆井過程中，應以儲層展布為基礎，水平井軌跡盡可能的長穿優質儲層，是氣井高產、穩產的基礎。

（2）將地質、物探技術手段相結合，在明確儲層展布的基礎上，形成控標志層、控入靶角度、控水平軌跡，優化靶框、優化靶點、優化壓裂分段的“三控三優”水平井軌跡控制優化技術。運用這一集成技術實現了工程-地質一體化的目標，有效提升了深層碳酸鹽巖儲層水平井的鉆井效率和產能規模，在地質背景類似的油氣田勘探開發中具有一定程度推廣運用效果。