随钻地质导向技术在当今水平井施工中，特别是在复杂油藏水平井施工中得到了广泛的应用，并在提高油层钻遇率及采收率方面发挥着越来越重要的作用。迄今，除了长足地发展边界探测等新技术，成像技术仍是地质导向技术中较为实用的技术之一。本文针对南海西部涠洲油田，以实例分析高分辨率伽马成像技术在水平井施工中的成功应用，并希望该技术在类似复杂区块能够得到广泛应用。

1 地质油藏背景 1.1 油田概况

涠洲油田位于南海北部湾海域，该油田距离涠洲岛约40 km，平均水深约40 m。该油田构造被断层分为3 个区块，分别是C1、M1、M2 区块。2012 年全油田落实地质储量362.61×10⁴ m³，2013年新建一座4 腿8 槽口平台，2015 年油田开始建产，采用水平井开发，预测年产油量17.60×10⁴ m³，预测采油速度30.4%。

1.2 区域地质油藏特征

北部湾盆地是在前古近系基岩基础上发育起来的沉积盆地，相继经历了张裂、断陷和坳陷三大发育阶段^[1]。

涠洲XX 油田C1 井区构造相对简单，从新近系到古近系断裂都不发育，是一个以岩性圈闭为主的构造。M、S2 井区古近系中多条东西向北掉大断层，最大断距约200 m，最长延伸长度达到3 km。此外发育北东-南西向小断层，尽管断距较小，但也起到控油的作用，各个圈闭的形成都和断层有密切关系，断层控制了含油的范围和油气分布，由于断层的发育使S1、S2 井区构造复杂。

涠洲12-1W油田主力油藏主要是受断层控制的构造-岩性油藏，纵向上含油层位多，形成具有多套不同油水系统的油藏（图 1）。

1.3 作业难点 1.3.1 该区域储层以构造岩性圈闭为主，地层厚度横向变化大。

油田内储层主要为扇三角洲前缘滑塌浊积扇沉积，地层物性及层厚横向变化大，隔夹层分布不稳定。

1.3.2 井控程度低，断层发育，沿水平段方向地层倾角变化大。

该区块勘探面积3.5×10³ km²，仅有探井4 口，区块井控程度较低；区块内古近系中发育多条东西向北掉大断层，最大断距约200 m，最长延伸长度达到3 km，此外还发育北西-南东向小断层数条。井控程度低、断层发育及地震数据精度局限都导致区块地质构造不确定增加。

1.3.3 钻井风险高，密度成像工具在工程上的适用性降低。

涠洲组地层易坍塌，传统密度成像工具，虽然可以降低构造不确定性，但是增加了工程风险，因为密度成像工具需要装化学源-伽马源入井，如果发生卡钻事故，需要花大量时间处理卡钻事故，如果不成功还有可能要将伽马源埋在地层，对环境产生污染。

1.3.4 电阻率差异小，电阻率探边工具适用性差。

该区块地层储层电阻率10~16 Ω · m，泥岩层电阻率5~8 Ω · m，电阻率差异相对较小，电阻率探边工具应用效果有限。

2 解决方案（随钻地质导向技术） 2.1 高分辨率伽马成像

由于本区块构造不确定性大，地层物性与厚度横向变化大，且储层内电阻率变化大，电阻率探边工具效果有限，随钻成像测井技术成为本区块降低钻井风险的有效手段。

随钻成像测井工具在旋转钻进过程中可以测到井壁四周的属性，若工具正好穿过物性变化的地层，就会测出如图 2 所示的正弦曲线，并通过计算得到地层倾角信息。随钻成像工具在旋转过程中，可以以1/4、1/8、1/16 圆周为单位对全井壁进行扫描测量并存储数据，然后将存储的数据实时传至地面，扫描越细致，成像数据分辨率越高。常规随钻伽马成像工具一般以1/4 圆周为单位进行扫描测量，密度成像则以1/16 圆周为单位进行扫描，所以密度成像的分辨率较高，一般利用密度成像数据来进行地层倾角测量计算^[2]。

但是密度成像测井工具需要用放射源，增加了工程风险，斯伦贝谢新一代全能测量工具 EcoScope 及NeoScope 对伽马成像部分进行改进，提高了伽马成像分辨率，可以按1/16 圆周为单位进行成像测量^[3]。高分辨率伽马成像与密度成像测井效果对比如图 2。利用高分辨率伽马成像技术，不但可以进行准确的地层倾角计算，也杜绝卡钻埋源事故的发生。

2.2 NeoScope 无源中子密度测量

无源中子密度随钻测量工具可以实时测量所有基本的地层评价参数，该工具所有的测量都集中在一个钻铤内，比起其他的井底钻具组合，该工具测井记录点距离钻头较近；除此之外，该工具最大的优点是无化学源，该工具利用电激发产生的脉冲中子来测量地层密度，在脉冲中子激发装置关闭时无辐射，外观如图 3 所示。

3 现场应用实例及效果

X-A4H水平开发井，设计目的层为XXX 油组，该井位于构造相对高部位，考虑到动用高部位储量，设计完钻点靠近北部大断层，水平段设计长度550 m，井位见图 4。导向工具应用NeoScope与PD Xceed 及数据传输工具组合（图 5）。

3.1 钻前分析

X-A4H井水平段前方发育一条东西向大断层，平行水平段方向发育北西-南东向小断层，且断块内只有一口探井，靠近着陆点部位。井区控制井非常少，构造探明程度低，钻前主要是依据地震解释进行构造解释、分析。同时，地震解释精度有限，故不能分析微断层发育情况。整体上，该区块构造不确定性较高，施工风险高。

对设计井来讲，着陆时，因着陆附近有一口探井控制，相对能较好的把握储层大概深度进行着陆。着陆后由低部位向高部位钻进进行水平段施工^[4]。根据地震反映水平段构造沿钻井方向整体呈断背斜构造。由于靠近断层，特别是越靠近断层的地层倾角变化越剧烈，甚至可能发育伴生断层^[5]。因此，需要及时地识别地层倾角变化，以及时调整、优化钻井轨迹。

通过邻井资料对比（图 6）和深入的分析可知，井区目的层较好的油藏厚度约30 m，具底水。测井曲线反映在层内存在一定的伽马变化，有利于应用伽马成像进行地层倾角提取识别。

3.2 实时施工

施工井自井深3 258 m开始进行水平段施工，且轨迹已经在目的层中。

水平段施工在一开始进尺较短的情况下便识别、提取了准确的地层倾角，反映地层约4°（视倾角）上倾，并分析判断轨迹处在目的层上部。此时，实钻轨迹处在设计之上，继续往设计轨迹靠近钻进。

钻到3 320 m附近时，穿过了两层泥质含量较高的夹层，伽马成像清晰地反映出地层倾角变陡，约6°（视倾角）上倾（图 7）。分析判断，轨迹仍可继续按设计的93° 钻进。

轨迹到达中部时，轨迹穿过了两层相对较厚的泥质含量较高的夹层，并清楚地反映了轨迹下切地层的响应，提取地层倾角在模型中反映的视倾角进一步变陡约8° 上倾。对轨迹进行预测模拟分析，如果继续按设计的93° 钻进，则从目的层底部穿的风险非常高。因此，调整轨迹到95~96° 钻进，从而避免了出层。

钻到3 600~3 650 m井段，因伽马变化非常缓慢，成像不是很清楚，较难进行地层倾角提取，但至少反映了轨迹与地层的交角关系。因此，对轨迹进行有效的控制。

水平段末端，伽马成像反映上切地层，提取地层视倾角近于水平。综合分析判断，地层变平缓，且轨迹向上回切到了之前向下切穿的中部泥质含量较高的夹层。至此，基本达到了预期的地质目的，按要求完钻。

3.3 施工效果及评价

实时高分辨率伽马成像及时地提供了有效的、准确的地层倾角识别^[6]，为分析、落实构造及轨迹所处在目的层中的位置判断提供了有力的证据，从而为实时决策、及时调整轨迹提供了关健性的依据。

完成了515 m水平段施工，且始终保持在目的层内，目的层钻遇率100%。达到了预期的施工目的。投产后无水生产200 m³/d，完成了配产要求，达到了增产目的。

4 结论

南海西部涠洲油田区块项目应用实例表明，应用高分辨率伽马成像技术在实钻过程中可以较好地控制风险并高效地完成地质导向目标。基于高分辨率伽马成像技术，对在构造不确定性较高、横向变化大的区块，能够清晰地反映轨迹切割地层的关系，并提取准确的地层倾角，从而有效地落实构造，以达到指导调整轨迹的目的。最终，可以提高在构造复杂区块水平井施工的储层钻遇率及采收率，为产能建设作贡献。