0 前言

苏里格气田于2008年开展水平井试验^[1]，由于储层横向变化快，有效储层钻遇率低^{[1, 2, 3, 4, 5]}，水平井开发效果并不理想。经过近几年水平井地质开发技术逐步完善，储层改造技术不断成熟，水平井单井产量超过直井的3倍以上^[5]，已经成为气田上产及冬季高峰供气的中坚力量。苏里格气田历年投产水平井占总投产气井比例的8.6%，贡献产量占气田总产量比例的30.7%。笔者开展了水平井地质导向现状、储层沉积特征以及水平井地质导向配套技术的研究，以期完善和丰富水平井地质导向技术与方法，实现提高水平井单井产量的目的。

目前水平井地质导向确切地说为二维地质导向，过程相对简单和单一，其地质模型重点考虑了地层垂向属性分布，为二维剖面“线”对比；由于没有充分考虑储层横向变化，不能准确反映井眼轨迹周围储层的非均质性^[6]，致使地质导向具有多解性和不确定性；相比水平井二维地质导向而言，水平井地质三维导向具有较多的优势(表 1)，为此深入开展了水平井地质三维导向研究工作。

水平井地质三维导向指在三维空间内，依据地层形态、岩层性质、储层含气性变化等地质信息，结合随钻参数，进而优化水平井地质模型的一种水平井地质导向方法。目前水平井地质三维导向主要是三维地震和地质三维建模导向^{[7, 8, 9, 10]}。根据苏里格气田勘探开发一体化、产能建设速度快的现状^[5]，笔者仅开展了以储层三维空间对比和沉积微相分析为核心的水平井地质三维导向研究。

盒₈段沉积期，研究区北部蚀源区阴山地块抬升幅度大，物源供给充足，基底平缓，由于水急流浅，呈现出多条网状或交织状辫状河河道沉积特征^[11]。研究区盒₈段分流河道与辫状河沉积模式具有很好的相似性^{[12, 13]}，具有明显的辫状河沉积特征(图 1)。

图 1 苏里格气田盒8段沉积序列与典型辫状河模式对比 Fig. 1 Comparison of typical braided river pattern with He8 sedimentary sequences in Sulige gasfield

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盒₈段辫状河河道砂体分布特点是单支辫状河规模有限，单期河道经过横向反复迁移、纵向多期叠置，使得辫状河河道、心滩相互切割或叠置相连，形成宽度更大、延伸范围更广、大面积分布的大型复合连片状中粗粒砂岩辫状河道砂体^[14]。研究区盒₈段南北向复合条带状砂体延伸一般为4 km，东西向宽度一般为2 km。随着河道的迁移，原河道水体能量减弱，形成的废弃河道以微细粒沉积为主，加之成岩致密层的形成，成为辫状河储层中的渗流屏障，使得心滩砂体在横向上被分割成多个孤立状，储层非均质性进一步加强^[15]。

辨状河形成于坡降大、水动力强的沉积环境^[16]，以垂向加积作用为主，沉积速度快，主要为含砾砂岩和粗中砂岩沉积，局部夹少量粉砂和黏土^[17]，岩石成分复杂，矿物成熟度较低，粒度变化范围宽、分选较差。辫状河虽为多河道沉积，但由于河道宽而浅且稳定性差，具有强烈侵蚀、摆动频繁和快速迁移的特征，水流呈多河道绕心滩不断分叉和重新汇聚，河载推移质与悬浮质比值很大^[16]，砂泥比值高，垂向上形成“砂包泥”的宏观沉积特征。最主要的储集砂岩沉积微相为河道充填和心滩沉积^{[18, 19, 20]}，废弃河道、越岸沉积一般不发育。总体表现出粒度向上变细的正旋回沉积剖面。

物源供给和水动力条件不同，形成的沉积微相砂岩类型、矿物成分和含量、砂岩粒度、结构成熟度、成分成熟度等岩石学特征以及储层沉积韵律特征也不同，这些特征制约了砂岩的成岩演化路径与成岩作用过程，致使砂岩孔喉结构差异，从而间接决定了砂岩储层气井产能的高低。前人对鄂尔多斯盆地上古生界辫状河不同沉积微相所对应的储层物性、中值半径、岩性、电性的统计结果表明，辫状河道充填微相的砂岩粒度粗、孔渗匹配性好、孔喉中值半径大、电性参数与曲线特征明显，产能较高；其次为心滩微相^[21]。

现阶段，水平井地质导向主要分为斜井段、水平段两个层次^{[2, 22, 23, 24, 25, 26]}；在地震、地质建模等方法对储层预测的基础之上，依据岩屑、钻时、气测、随钻伽马(GR)等综合录井参数及随钻测井参数，综合分析地层厚度与倾角、微幅构造变化等特点^[27]，及时调整水平段轨迹，最大限度地实现水平井钻井目的。

而对于开发进程较快、工作量较大且开发区域面积广阔的气田水平井开发，其缺少三维地震数据体、地质建模等关键数据。为了弥补地质认识精度方面的不足,适应水平井钻井的特殊性^[28],开展了标志层控制下的地层三维空间闭合对比关键技术，结合随钻地质导向评价技术。充分发挥了沉积微相分析作用^[4]，加之地质模型优化技术，进行了水平井轨迹综合调整，完善了水平井地质导向技术，同时提升了水平井水平段长度、储层钻遇率、单井产量等指标。

结合邻井储层发育特征，选取多个稳定标志层(地层界线、稳定砂岩、纯泥岩段，测井曲线异常段及其组合等)^{[4, 24, 28, 29]}，通过沉积旋回控制，地层厚度辅助，进行多井区域闭合对比。

①石千峰组底界

二叠系石千峰组底部(千₅)发育细砂岩、中砂岩(图 2)，而石盒子组顶部为砂泥岩互层，砂层厚度较薄。二者岩性变化大，测井曲线上响应明显，作为水平井入靶调整的第一个标志层，应用范围极其广泛。

a.直井； b.水平井。 图 2 典型井标志层对比图 Fig. 2 Comparison of the marker beds in two typical wells

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②盒₄段砂岩底界

研究区范围内，盒₄段发育一套相对稳定的正旋回砂岩，底部岩性较纯，多数情况下有气测显示，盒₄段砂岩底纵向上距盒₈段地层顶界70 m左右；其下盒₅段发育大段泥岩，岩屑变化很明显。

③岩性组合及旋回特征

接近盒₈段目标层时，标志层往往不明显，必须借助于岩性组合及旋回特征来预测目标层顶部深度，具体可选择砂泥岩组合、薄层致密砂岩、纯泥岩等作为辅助标志层进行入靶地质导向。

二维地质导向地层对比较为局限，求取的地层倾角为视倾角(小于地层真倾角)^{[30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37]}，不能充分体现储层空间的展布特征。而充分利用能够控制该局部区域储层分布与变化情况的邻井资料，进行地层三维空间闭合对比(图 3)，求取统一目的层地层倾角(公式(1))^[38]，减小入靶误差，指导水平井入靶及水平段地质导向。目前，水平井三维钻井技术逐步完善，结合入靶过程中求取的地层倾角数据，对水平井设计轨迹加以修正，可对原设计水平井方位进行针对性调整，进一步提升水平段储层钻遇率和单井产量。地层倾角(λ)及走向(ω)具体计算公式为：

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图 3 地层三维空间对比示意图 Fig. 3 Schematic diagram of the three-dimensional space formation

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根据水平井常规二维剖面对比，计算S62-66H1所在区域盒₈地层倾角为-0.226°；而通过水平井三维地层空间对比，计算得出地层走向105.4°，地层倾角0.204°(表 2)，较为平缓。该井于3 110 m处气测值由0.5%升高至5.6%，由灰色细砂岩变为灰白色含气中砂岩，自然伽马明显降低(图 4)，钻遇辫状河道心滩微相砂体，并于储层中上部入靶；水平井目的段砂层厚度约20.9 m，有效厚度16.7 m，该期河道长度超过2 000 m，宽度超过1 200 m。

图 4 S62-66H1水平井入靶示意图 Fig. 4 Schematic diagram of S62-66H1 horizontal well into the target

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受鄂尔多斯盆地北部物源充足影响，二叠系石盒子组盒₈段自北向南依次发育冲积扇、辫状河、辫状河三角洲沉积相；苏里格气田大部分区域处于辫状河三角洲平原沉积环境，主要发育河道充填、心滩沉积微相，而越岸沉积、废弃河道较少，或不发育(图 5)。

图 5 苏里格气田沉积模式图 Fig. 5 The sedientary pattern in Sulige gasfield

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高能河道主要集中于河道充填微相，成分成熟度、结构成熟度高，物性、含气性较好；相比心滩微相而言，产能更高，稳产能力更强^[21](表 3、表 4)。

根据Z30区块丛式井整体开发区砂体精细解剖结果统计及砂体空间赋存形态的描述，发现河道充填微相砂体主要以切割叠置状为主，心滩微相砂体多以堆积叠置状为主，而越岸沉积则以孤立状存在(表 4)。

坚持地质、工程参数紧密结合，跟踪岩屑、气测、伽马值、钻时等参数变化情况(表 5)，充分分析沉积微相变化，以沉积微相特征及砂体展布规律为单元，进行针对性预判，并多方面综合求证。

水平井水平段钻进过程中钻遇泥岩情况很普遍，主要有：井身轨迹穿出目的层顶界进入盖层;或钻遇目的层内部夹层;或从目的层底部穿出钻遇泥岩;侧向穿出河道钻遇河道间泥岩或砂质泥岩。这些导致了井壁垮塌，下钻遇阻、遇卡和泵压升高等情况，不得不提前完钻或填井侧钻，严重影响了工程进度及施工成本。据文献^[39]修改。

正确、有效地进行水平井水平段地质导向，必须以区域地质背景、区块砂体展布规律为基础，结合辫状河道、心滩、越岸沉积、废弃河道发育特征，以沉积微相及砂体赋存模型(图 6)、规模(表 4)和特征(表 3)为核心。根据大量统计分析，苏里格气田砂体赋存模型主要有厚层块状孤立型、垂向叠置干层型、垂向叠置物性夹层型、垂向叠置泥质隔层型,主要分布在辫状河叠置砂带内; 而横向切割连通型、横向串糖葫芦型主要分布在过渡带内及叠置砂带和过渡带的衔接部位^{[5, 39]}。

图 6 苏里格气田盒8段砂体赋存模型图 Fig. 6 Sand body occurrence model of He8 in Sulige gasfield

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分析沉积微相在三维空间内的展布形态及规模，修正地质模型，开展沉积微相主导的水平井地质三维导向，从而保证水平井储层钻遇率和有效储层钻遇率。对于水平井水平段钻遇泥质夹层现象，垂向厚度及横向延伸范围有限，不需要频繁调整水平井轨迹，进一步缩短水平井钻井周期，避免出现井筒复杂情况或事故。S62-66H1入靶后认为其钻遇砂体模型为厚层块状孤立型，而依据水平井水平段轨迹钻遇参数分析，并对其地质模型进行充分优化(图 7)，分析认为是垂向叠置物性夹层型地质模型；水平井钻遇砂体地质模型整体认识进一步深化，更能有效地指导水平井后续钻进，并提高开发效果。

a.优化前； b.优化后。 图 7 水平井三维地质导向模型优化对比 Fig. 7 Comparison of horizontal well three-dimensional geosteering before and after optimization model

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S37-54H2(图 8)入靶后钻遇河道充填砂岩，低伽马、高气测值、钻时较快；砂体厚度6～7m，宽度至少达到1 000 m。

图 8 S37-54H2水平井地质三维导向 Fig. 8 Three-dimensional geosteering of S37-54H2 horizontal well

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水平段钻至A点(水平段长200 m)，伽马值升高，无气测显示，灰白色细砂岩逐渐变为灰色粉砂岩、灰色泥岩，结合辫状河河道曲度较曲流河曲度小特征，分析认为因河道侧向迁移致使水平井轨迹侧向钻出河道，且砂体由北东向南西方向延伸，按照水平段方位205°继续钻进60 m后重新钻遇河道砂体，砂体模型实际为厚层块状独立型，但是表现为串糖葫芦型，并向河道中央靠近。根据砂体展布规律及河道充填微相规模分析，该支河道宽带800 m，厚度6～8 m。钻至B点时，井斜角89.1°过小，致使水平井轨迹钻穿河道底部，调整井斜至90.5°重新钻入有效储层；分析认为，该套砂体厚度至少8 m，长度超过2 000 m。

该井采用裸眼封隔器，配合超低浓度胍胶体系进行体积压裂改造，试气获无阻流量42.0×10⁴ m³/d，相当于10～15口直井效果，已累计生产天然气4 240×10⁴ m³。

1)地质三维导向依据地质体规模、特征及其变化规律和相互间的依存关系，充分发挥地质分析在导向过程中的作用，将地层对比由二维剖面拓展至三维空间，能够准确刻画储层的空间立体展布规律及其特征；依据区块砂体解剖，对沉积微相规模进行统计，结果应用于水平井地质导向分析，实现了定性的地质导向向定量、半定量地质导向转变。

2)以真倾角为基础的地层对比，实现了储层由二维平面对比至三维空间闭合的升华，实现了精细对比区域地层及储层展布情况，有效保证了水平井的入靶成功率。

3)以区域地质背景、区块砂体展布规律为基础，水平井井眼轨迹结合辫状河河道、心滩、越岸沉积、废弃河道等各沉积微相及其发育特征，以沉积微相空间赋存规律、砂体地质规模及特征分析为核心的水平井地质三维导向技术的应用有效提高了储层钻遇率以及单井产量等各项指标，完善了水平井地质导向方法，进一步推动了油气田水平井规模化开发和应用。