徐 博，曾文倩，宋剛祥

（中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200335）

水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)基于地質(zhì)導(dǎo)向模型，與隨鉆測(cè)井、錄井、鉆井參數(shù)等信息相結(jié)合，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和控制井眼軌跡[1]。實(shí)施過(guò)程中，隨鉆人員根據(jù)實(shí)鉆資料分析井點(diǎn)構(gòu)造、儲(chǔ)層，與鉆前設(shè)計(jì)對(duì)比變化關(guān)系，實(shí)時(shí)預(yù)測(cè)鉆頭前方地層巖性。若實(shí)鉆與預(yù)測(cè)有變化，及時(shí)判斷是否調(diào)整作業(yè)指令，是維持原軌跡設(shè)計(jì)方案不變，還是增斜或降斜進(jìn)行軌跡調(diào)整[2]，確保水平段軌跡部署在儲(chǔ)層動(dòng)用的有利位置，提高目標(biāo)儲(chǔ)層鉆遇率，擴(kuò)大泄油（ 氣）面積，從而提升水平井的開(kāi)發(fā)效果。

東海陸架盆地以陸相沉積為主，儲(chǔ)層厚度薄、橫向變化較快，且儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜[3]。薄而不穩(wěn)定的儲(chǔ)層發(fā)育特征，加上邊底水氣藏避水要求，增大了水平井地質(zhì)導(dǎo)向難度。2006年水平井在東海首次應(yīng)用，之后在各油氣田中得到廣泛應(yīng)用，水平井?dāng)?shù)量和質(zhì)量均有了很大的提高，在地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的指導(dǎo)下，單井水平段砂巖鉆遇率由最初的50%提高到目前的100%，取得了良好的應(yīng)用效果。

本文針對(duì)東海水平井實(shí)施面臨的主要地質(zhì)問(wèn)題，總結(jié)了一套適合東海油氣田水平井實(shí)施的地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，形成了“一核心、兩階段、三結(jié)合、四分析、五調(diào)整”的導(dǎo)向思路，經(jīng)實(shí)踐歸納出了著陸段、水平段導(dǎo)向的技術(shù)要點(diǎn)，在東海水平井實(shí)施過(guò)程中取得了較好的實(shí)踐效果。

1 水平井實(shí)施面臨的主要地質(zhì)問(wèn)題

水平井在東海油氣田開(kāi)發(fā)中發(fā)揮了重要作用，但目前存在的一些地質(zhì)問(wèn)題制約了水平井實(shí)施效益最大化，存在的主要地質(zhì)問(wèn)題如下：

（1）油氣藏埋深大（集中在2 500～4 200 m），地震資料分辨率低、地震速度變化大，導(dǎo)致構(gòu)造深度預(yù)測(cè)精度低，難以滿足精準(zhǔn)入靶要求，增加了水平段控制在儲(chǔ)層有利部位的難度；

（2）儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、橫向變化快、內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜、隔夾層發(fā)育，以中低孔中低滲的邊底水氣藏為主，軌跡優(yōu)化調(diào)整窗口小，在實(shí)施過(guò)程中會(huì)遇到砂泥巖互層甚至相變現(xiàn)象；

（3）隨鉆伽馬測(cè)井零長(zhǎng)一般為8～12 m，儀器探測(cè)點(diǎn)與井底這段資料“盲區(qū)”增加了井底地層的預(yù)判難度，對(duì)軌跡控制尤其是著陸段帶來(lái)挑戰(zhàn)[4]。

這些因素加大了水平井實(shí)施難度，因此針對(duì)不同情況采取相應(yīng)的隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向策略和方法意義重大。

2 水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

水平井地質(zhì)導(dǎo)向的關(guān)鍵是利用隨鉆過(guò)程中獲得的測(cè)井、錄井、工程參數(shù)等資料，在地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行預(yù)測(cè)和導(dǎo)向，并結(jié)合新錄取資料不斷修正地質(zhì)模型。其中，預(yù)測(cè)是對(duì)當(dāng)前井底前方的儲(chǔ)層空間展布特征進(jìn)行預(yù)測(cè)；導(dǎo)向是根據(jù)預(yù)測(cè)結(jié)果，對(duì)井眼軌跡進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，確保軌跡位于儲(chǔ)層中，且最大程度位于有利儲(chǔ)層位置，保障水平井的開(kāi)發(fā)效果。

經(jīng)過(guò)多年的探索和實(shí)踐，東海水平井地質(zhì)導(dǎo)向形成了“一核心、兩階段、三結(jié)合、四分析、五調(diào)整”的導(dǎo)向思路，即以提高有效儲(chǔ)層鉆遇率這一目標(biāo)為核心，重視水平井著陸和水平段鉆進(jìn)兩個(gè)階段的導(dǎo)向，隨鉆過(guò)程中緊密結(jié)合測(cè)井、錄井和工程參數(shù)等三個(gè)專業(yè)的實(shí)時(shí)資料，開(kāi)展地層對(duì)比、沉積相分析、單砂體刻畫(huà)、儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型等四方面的實(shí)時(shí)分析研究，針對(duì)構(gòu)造變淺、構(gòu)造變深、沉積相變化、鉆遇頂?shù)讎鷰r、鉆遇夾層等五種常見(jiàn)問(wèn)題制定相應(yīng)的調(diào)整策略（圖1）。

圖1 水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)流程圖Fig. 1 Flow chart of geological steering technology for horizontal wells

2.1 著陸導(dǎo)向技術(shù)要點(diǎn)

水平井能否成功高效著陸直接影響到后續(xù)水平段能否實(shí)施，以及水平井投產(chǎn)后的產(chǎn)能和見(jiàn)水時(shí)間，因此水平井實(shí)施的關(guān)鍵是著陸段的地質(zhì)導(dǎo)向[5-6]。鉆前結(jié)合區(qū)域地質(zhì)特征優(yōu)選出有利標(biāo)志層，隨鉆過(guò)程中根據(jù)LWD測(cè)井響應(yīng)特征、綜合錄井信息開(kāi)展精細(xì)地層對(duì)比，驗(yàn)證鉆前預(yù)測(cè)的目標(biāo)砂體頂?shù)讟?gòu)造及其厚度，以實(shí)時(shí)校正的地質(zhì)導(dǎo)向模型提前預(yù)判目的層砂頂構(gòu)造，從而指導(dǎo)下步井眼軌跡的優(yōu)化調(diào)整，確保實(shí)現(xiàn)水平井順利著陸。

2.1.1 標(biāo)志層的選取

著陸段地質(zhì)導(dǎo)向的主要手段是通過(guò)地層對(duì)比進(jìn)行目的層深度預(yù)判，結(jié)合區(qū)域地層沉積特征，選取厚度穩(wěn)定泥巖、雜色泥巖、煤層等作為標(biāo)志層，在標(biāo)志層控制下，結(jié)合沉積旋回、地層厚度、巖性組合、電性等地質(zhì)特征以及地震反射層位等開(kāi)展地層對(duì)比和劃分。以K氣田平湖組為例（圖2），典型標(biāo)志層是P3層頂部發(fā)育的一套較厚的灰色泥巖，厚度穩(wěn)定，厚度一般大于20 m，巖性和電性都很穩(wěn)定，在自然伽馬曲線上呈高幅“齒形”；其次是平湖組廣泛發(fā)育的煤層，可作為輔助標(biāo)志層。

圖2 K氣田地層對(duì)比剖面圖Fig. 2 Stratigraphic correlation section of K gas field

2.1.2 建立地質(zhì)導(dǎo)向模型

一般地，海上油氣田井?dāng)?shù)較少，井間距離大，需結(jié)合高分辨率三維地震反演體開(kāi)展可能鉆遇砂巖的頂?shù)讟?gòu)造深度預(yù)測(cè)，在此基礎(chǔ)上，綜合已有井信息，建立地質(zhì)導(dǎo)向模型的構(gòu)造格架，直觀預(yù)測(cè)目的層及其以上地層構(gòu)造深度、地層傾角等信息。在隨鉆過(guò)程中，根據(jù)錄取的LWD測(cè)井曲線和錄井信息等資料與鄰井進(jìn)行實(shí)時(shí)對(duì)比，若實(shí)鉆結(jié)果與模型模擬情況有出入，及時(shí)更新模型參數(shù)，并及時(shí)更新對(duì)下部層位深度和巖性預(yù)測(cè)，以便更好地指導(dǎo)著陸段井眼軌跡的實(shí)施。

2.1.3 目的層判斷

水平井著陸是水平井水平段實(shí)施的前提[7]，若沒(méi)有領(lǐng)眼井，更增加了地質(zhì)導(dǎo)向的難度，因此需要綜合多種方法進(jìn)行目的層精準(zhǔn)預(yù)判，在實(shí)鉆中進(jìn)行方法有效性驗(yàn)證。目前采取的主要方法有旋回對(duì)比法、海拔預(yù)測(cè)法、地層厚度對(duì)比法、特殊巖性對(duì)比法和油氣顯示情況對(duì)比法等[8]。

2.1.3.1 旋回對(duì)比法

以穩(wěn)定或雜色泥巖、煤層等“標(biāo)志層”作為參考，“巖性或巖性組合”為地層格架單元，采用“旋回對(duì)比、分級(jí)控制”開(kāi)展地層旋回對(duì)比。以K氣田為例，P4～P2砂組縱向上整體表現(xiàn)為 “粗～細(xì)～粗”的完整旋回，地層格架內(nèi)部可以進(jìn)一步細(xì)分為4個(gè)“下粗上細(xì)”的正旋回。其中P4砂組為2個(gè)正旋回，P3砂組為1個(gè)完整的正旋回，P2砂組為2個(gè)旋回，每個(gè)次級(jí)旋回上部都發(fā)育有相對(duì)穩(wěn)定的泥巖段（圖3）。

2.1.3.2 海拔預(yù)測(cè)法

東海部分油氣田砂組頂部構(gòu)造相對(duì)平緩，鄰井同一層位頂部構(gòu)造相差不大，利用這一特征可較為準(zhǔn)確定位目的層著陸位置。若水平井靶區(qū)已鉆井揭示砂體頂部構(gòu)造有一定變化，則砂體可能屬于不同期次，砂體之間很可能不連通，導(dǎo)致水平井實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)較大。以X油田中塊YQ1層為例，該層頂部構(gòu)造相對(duì)平緩，砂體發(fā)育較為穩(wěn)定，實(shí)施X10H井前，已有4口開(kāi)發(fā)井過(guò)路鉆遇YQ1油氣層，井網(wǎng)1.8口井/km2，設(shè)計(jì)著陸靶點(diǎn)距離已有開(kāi)發(fā)井X4H井僅140 m，X10H井鉆后目的層著陸位置與設(shè)計(jì)基本一致。

2.1.3.3 地層厚度對(duì)比法

東海部分區(qū)域沉積相對(duì)穩(wěn)定，地層厚度分布基本穩(wěn)定，地層厚度對(duì)比法可作為地層對(duì)比的方法之一。以西湖區(qū)域K氣田為例，含油氣層位主要為上-中始新統(tǒng)平湖組，根據(jù)旋回對(duì)比和沉積特征進(jìn)一步劃分為12個(gè)小層，每個(gè)小層厚度40～300 m，這種傳統(tǒng)的地層厚度對(duì)比法作為水平井目的層準(zhǔn)確卡層精度不夠，只能作為大致位置的初步判斷。

2.1.3.4 特殊巖性對(duì)比法

結(jié)合區(qū)域地層沉積特征，局部地區(qū)分布的特殊巖性，在橫向上具有一定的展布連續(xù)性，可作為地層對(duì)比的標(biāo)志層，如煤層、鈣質(zhì)砂巖、凝灰?guī)r層等。參考鄰井的特殊巖性層與設(shè)計(jì)目的層的垂向距離可更為精確地校準(zhǔn)目的層位置，有助于預(yù)判著陸位置與原設(shè)計(jì)的差距，以利于井眼軌跡的優(yōu)化調(diào)整。

2.1.3.5 油氣顯示情況對(duì)比法

多數(shù)情況下，目的層上部往往發(fā)育多套薄砂層，對(duì)于這種情況，一般結(jié)合鄰井同一位置油氣顯示情況來(lái)綜合判斷。如果鄰井在鉆遇該套地層時(shí)砂體出現(xiàn)油氣顯示，氣測(cè)全烴值和背景值接近，且?guī)r性組合形態(tài)特征一致，表明上部砂體為有效儲(chǔ)集層且為同一套油氣藏，應(yīng)放棄該層繼續(xù)追蹤下方的目的層，確保著陸位置為目的層位。

2.1.4 著陸前井斜角設(shè)定

為了確保水平井著陸，在無(wú)明顯標(biāo)志層控制的情況下，可考慮提前將井斜增至某一角度穩(wěn)斜探測(cè)氣頂，在進(jìn)入目的層后，逐步增斜至著陸。一般地，水平井目的層探頂角度設(shè)定在84°左右，以便增加調(diào)整空間。對(duì)于薄層以及反韻律儲(chǔ)層采用水平井軌跡部署在儲(chǔ)層頂部的思路[9]，確保井眼軌跡盡量與下部水層保持一定距離以延緩見(jiàn)水時(shí)間。在即將進(jìn)入目的砂體時(shí)以井斜84°探頂，若目的層頂面構(gòu)造變淺，則增斜著陸，垂深下降2～3 m （表1）即可將井斜轉(zhuǎn)平；若目的層頂面構(gòu)造變深，這種方式則有利于控制靶前距，以便盡快著陸；若儲(chǔ)層發(fā)生相變，砂體尖滅，則可以采取適當(dāng)降斜，快速落實(shí)目的層下方儲(chǔ)層發(fā)育情況，避免因井斜過(guò)大浪費(fèi)進(jìn)尺。

表1 不同穩(wěn)斜角度與增加垂深深度的對(duì)應(yīng)關(guān)系Table 1 Corresponding relationship between different stabilizing angles and increasing vertical depths

2.2 水平段導(dǎo)向技術(shù)要點(diǎn)

水平段直接關(guān)系到投產(chǎn)后生產(chǎn)效果，提高水平段有效砂體鉆遇率是其地質(zhì)導(dǎo)向的重點(diǎn)。為保障實(shí)施效果，水平段軌跡應(yīng)盡可能穿越儲(chǔ)層，尤其是物性相對(duì)較好的“甜點(diǎn)”區(qū)域。水平段隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向原則為“先追蹤砂體，后參考構(gòu)造”，利用地質(zhì)導(dǎo)向模型對(duì)水平段可能鉆遇地層的巖性、軌跡與目的砂體空間相對(duì)位置關(guān)系進(jìn)行預(yù)測(cè)，最大程度提高有效砂巖鉆遇率。

2.2.1 建立著陸后水平段儲(chǔ)集層、地質(zhì)導(dǎo)向模型

準(zhǔn)確的地質(zhì)模型對(duì)水平井導(dǎo)向具有重要意義，在已有井鉆后認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，結(jié)合區(qū)域沉積背景、單井相分析、泥質(zhì)含量以及反演成果，建立儲(chǔ)層巖相模型（圖4），預(yù)測(cè)儲(chǔ)集層隔夾層展布規(guī)律。水平井定向段著陸后，利用已錄取的測(cè)井曲線、分層信息等對(duì)儲(chǔ)集層、地質(zhì)導(dǎo)向模型進(jìn)行及時(shí)校正，預(yù)測(cè)水平段可能鉆遇夾層的起始深度，提前制定相應(yīng)對(duì)策。

圖4 S氣田儲(chǔ)層屬性模型Fig. 4 Reservoir attribute model of S gas field

2.2.2 水平段的導(dǎo)向原則

目的層油氣柱高度、油氣藏性質(zhì)（邊水、底水、巖性）等地質(zhì)油藏特征，以及著陸風(fēng)險(xiǎn)大小的不同，對(duì)水平段軌跡的實(shí)施要求也不相同，需制定不同的導(dǎo)向原則。東海以邊底水氣藏為主，對(duì)于氣柱較大的邊底水氣藏，為延緩邊底水的錐進(jìn)，水平段軌跡需距離氣水界面一定距離，需設(shè)置軌跡下限；對(duì)于氣柱高度較小的邊底水氣藏，鑒于氣井避水要求，水平段盡量在砂體上部穿越，考慮到東海大多儲(chǔ)層以下粗上細(xì)的正韻律為主，為保障產(chǎn)能，水平段軌跡也不能靠氣藏頂部太近，需結(jié)合巖性特征和氣水界面綜合考慮，并利用油藏?cái)?shù)值模擬開(kāi)展敏感性分析，合理設(shè)置水平段與氣水界面間的距離。水平段實(shí)施過(guò)程中，導(dǎo)向原則應(yīng)堅(jiān)持“先追蹤砂體，后參考構(gòu)造”，以提高砂巖鉆遇率。

以S氣田S5H井為例，目的層M12層為構(gòu)造塊狀底水凝析氣藏，氣柱高度較大，達(dá)到61 m，但目的層北塊存在構(gòu)造降低、氣層厚度變薄的風(fēng)險(xiǎn)，鑒于避水需求，鉆前要求水平段軌跡控制在氣水界面20 m以上。

2.2.3 實(shí)際地層傾角的估算

地層頂面構(gòu)造橫向上并不是均勻不變，往往是起伏不平的，這加大了水平段軌跡穿越儲(chǔ)層的難度，因此需要及時(shí)判斷鉆頭鉆出儲(chǔ)層的可能性，有針對(duì)性地制定調(diào)整措施。總體來(lái)說(shuō)，井眼軌跡偏離儲(chǔ)層后，鉆頭與儲(chǔ)層的相對(duì)位置關(guān)系主要有以下4種情形，相應(yīng)地進(jìn)行地層傾角的計(jì)算（圖5）。

圖5 鉆頭出層后的實(shí)際地層傾角的估算Fig. 5 Estimation of actual dip Angle after bit out

（1）鉆頭沿油氣層下傾方向底部穿出時(shí)，α=arctan [(H2-H1-h0)/(L1-L2)]

（2）鉆頭沿油氣層上傾方向底部穿出時(shí)，α=arctan {[h0-(H2-H1)] /(L1-L2)}

（3）鉆頭沿油氣層下傾方向頂部挑出時(shí)，α=arctan [(H2-H1)/(L1-L2)]

（4）鉆頭沿油氣層上傾方向頂部挑出時(shí)，α=arctan [(H1-H2)/(L1-L2)]

式中：α為地層傾角，°；H1為著陸點(diǎn)海拔，m；H2為出層點(diǎn)海拔，m；h0為氣層視垂厚度，m；L1為出層點(diǎn)水平位移，m；L2為著陸點(diǎn)水平位移，m。

2.2.4 “盲區(qū)”巖性的實(shí)時(shí)預(yù)測(cè)

隨鉆測(cè)井儀器測(cè)點(diǎn)距離井底鉆頭有一定距離，無(wú)法反映零長(zhǎng)井段的測(cè)井信息，且錄井上受遲到時(shí)間的客觀存在，也不能實(shí)時(shí)有效反應(yīng)井底地層信息，導(dǎo)致了這個(gè)區(qū)間的“盲區(qū)”[10]，因此，“盲區(qū)”巖性的實(shí)時(shí)預(yù)測(cè)對(duì)于地質(zhì)導(dǎo)向尤其重要。

水平井地質(zhì)導(dǎo)向過(guò)程中，可參考機(jī)械鉆速、扭矩、立管壓力等工程參數(shù)，實(shí)時(shí)判斷井底的巖性變化，從而快速判別井底地層巖性。在機(jī)械鉆速較慢的情況下，單位時(shí)間進(jìn)尺較短，可通過(guò)返出巖屑和錄取的氣測(cè)數(shù)據(jù)來(lái)輔助快速判斷井底巖性。

3 導(dǎo)向?qū)嵗皯?yīng)用效果

水平井隨鉆跟蹤調(diào)整主要包括定向段調(diào)整和水平段調(diào)整兩個(gè)階段，其中定向段調(diào)整的目的是確保準(zhǔn)確著陸，水平段調(diào)整的目的是最大程度提高有效砂巖鉆遇率。水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)在東海油氣田開(kāi)發(fā)中取得了良好的應(yīng)用效果。

3.1 著陸前調(diào)整實(shí)例

以B氣田B2H井為例。B2H井設(shè)計(jì)為開(kāi)發(fā)H6氣層的一口水平井，鉆探目的是開(kāi)發(fā)動(dòng)用H6層中部及東部地質(zhì)儲(chǔ)量；B2HP為B2H井領(lǐng)眼段，B2HP井的鉆探目的是落實(shí)東部構(gòu)造及儲(chǔ)層發(fā)育情況，也為后續(xù)B1H井實(shí)施提供參考。

領(lǐng)眼B2HP井鉆后表明東部微高點(diǎn)較鉆前預(yù)測(cè)變深，H5、H6層構(gòu)造頂面深度分別較鉆前預(yù)測(cè)變深20 m、21 m，H6砂頂較探井BX3井變深10 m，目的層H6頂部發(fā)育近20 m泥巖（圖6），且儲(chǔ)層厚度減薄，砂體展布關(guān)系有待再認(rèn)識(shí)。根據(jù)領(lǐng)眼B2HP井的實(shí)鉆情況結(jié)合反演預(yù)測(cè)，以提高砂體鉆遇率為目的對(duì)B2H井著陸段軌跡進(jìn)行了第一次優(yōu)化，優(yōu)化后的井軌跡較原設(shè)計(jì)向北偏移，末端靠近BX3井。

圖6 領(lǐng)眼B2HP井與鄰井BX3井地層對(duì)比剖面圖Fig. 6 Stratigraphic correlation section of Well B2HP in the lead hole and Well BX3 in the adjacent hole

B2H井自斜深3 047 m開(kāi)窗側(cè)鉆，水平井著陸過(guò)程中，以井斜85.8°穩(wěn)斜鉆至預(yù)計(jì)斜深4 110.5 m/垂深3 340.2 m仍未鉆遇目標(biāo)砂體，考慮到地質(zhì)油藏及工程風(fēng)險(xiǎn)，結(jié)合地震反演剖面，決定中完，轉(zhuǎn)入另一口井B1H井作業(yè)，為B2H井水平段軌跡優(yōu)化提供了調(diào)整空間。B1H井實(shí)鉆表明H6層儲(chǔ)層厚度較厚，與反演Vp/Vs屬性吻合，驗(yàn)證了疊前反演資料的可靠性，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了B2H井軌跡的第二次優(yōu)化，較第一次優(yōu)化的井軌跡再向北偏移，從河道邊緣優(yōu)化到河道主體部位，避開(kāi)著陸長(zhǎng)泥巖段。按照優(yōu)化調(diào)整后的軌跡實(shí)施，在斜深4 150 m/垂深3 341.8 m/井斜88.2°實(shí)現(xiàn)一次著陸，僅鉆遇40 m泥巖實(shí)現(xiàn)著陸，較原軌跡（預(yù)計(jì)鉆遇300 m泥巖）減少進(jìn)尺260 m（圖7），取得了不錯(cuò)的實(shí)施效果。

圖7 B2H井軌跡優(yōu)化示意圖Fig. 7 Schematic diagram of the trajectory optimization of Well B2H

該井鉆后水平段進(jìn)尺1 077 m，鉆遇氣層1 017 m，氣層鉆遇率近95%，實(shí)施效果良好，并創(chuàng)造了兩項(xiàng)東海新紀(jì)錄：?jiǎn)沃蕉伍L(zhǎng)度首次超過(guò)1 000 m，氣層段長(zhǎng)度首次超過(guò)1 000 m。投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣約23×104m3，產(chǎn)能達(dá)到設(shè)計(jì)要求。

3.2 水平段調(diào)整實(shí)例

以K氣田A2H井為例，A2H井設(shè)計(jì)為開(kāi)發(fā)P3c低滲氣藏的一口水平井，目的層埋深大 （4 360 m），且縱向上薄煤層頻繁發(fā)育，嚴(yán)重影響了儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度，給水平井實(shí)施帶來(lái)了挑戰(zhàn)。

A2H井于斜深4 950 m成功著陸，之后增斜轉(zhuǎn)平，保持90.5°～91.5°鉆進(jìn)，平均機(jī)械鉆速10.6 m/h，GR值約57 API，氣全量23%，巖屑為灰色細(xì)砂巖。在斜深5 635 m時(shí)GR值突然變大，綜合錄井表明鉆遇一薄煤層，繼續(xù)以91°穩(wěn)斜鉆進(jìn)；穿過(guò)煤層后機(jī)械鉆速變慢（降至8.7 m/h），GR值增加（增至65 API），氣測(cè)顯示變差（由23%降至13%），錄井上巖屑仍為細(xì)砂巖，但泥質(zhì)含量變重，判斷位于儲(chǔ)層物性相對(duì)較差部位，因此調(diào)整軌跡指令增斜至92°，以盡快回到上部?jī)?chǔ)層物性較好部位。鉆進(jìn)至斜深5 850 m處出現(xiàn)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，GR值大幅增加至110 API，氣測(cè)降至1%，持續(xù)鉆進(jìn)30 m（約1柱）仍無(wú)改善，判斷可能已從主力砂體頂部穿出，參考地質(zhì)導(dǎo)向模型（圖8），軌跡即將進(jìn)入地層由上傾變?yōu)橄聝A的拐點(diǎn)位置。因此，從斜深5 905 m開(kāi)始從92°以2°狗腿降斜尋找P3c主力砂體；鉆進(jìn)至斜深5 950 m，機(jī)械鉆速變快 （10 m/h），GR值大幅降低至50 API，氣測(cè)值增大至30%，經(jīng)下調(diào)井眼軌跡，水平段重新回到主力砂體，隨后繼續(xù)鉆進(jìn)，根據(jù)鉆探情況實(shí)時(shí)調(diào)整軌跡。

圖8 A2H井地質(zhì)導(dǎo)向預(yù)測(cè)模型Fig. 8 Geological steering prediction model of well A2H

該井水平段實(shí)際進(jìn)尺1 470 m，砂巖段長(zhǎng)度1 350 m，砂巖鉆遇率92%，創(chuàng)下東海最深水平井、最長(zhǎng)水平井、最長(zhǎng)有效段等多項(xiàng)紀(jì)錄。鑒于水平段P3c氣測(cè)值、電阻率均較探井變好、GR值變低、巖屑錄井顯示為細(xì)砂巖，取消了原計(jì)劃的酸化增產(chǎn)作業(yè)，節(jié)約作業(yè)費(fèi)500萬(wàn)元。該井投產(chǎn)初期產(chǎn)能超過(guò)了預(yù)期，日產(chǎn)氣約16×104m3。

3.3 應(yīng)用效果

水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)有效指導(dǎo)了東海20口水平井（包括水平分支井）的實(shí)施，水平井施工出現(xiàn)復(fù)雜情況頻次明顯減少，平均砂巖鉆遇率80.3%，平均有效儲(chǔ)層鉆遇率74.9%，實(shí)施效果良好。

4 結(jié)論

（1）形成了“一核心、兩階段、三結(jié)合、四分析、五調(diào)整”的水平井地質(zhì)導(dǎo)向思路。隨鉆過(guò)程中，在標(biāo)志層基礎(chǔ)上勤于地層對(duì)比，對(duì)目的層預(yù)測(cè)適時(shí)更正，根據(jù)實(shí)鉆情況靈活調(diào)整著陸位置；對(duì)于無(wú)標(biāo)志層控制、著陸風(fēng)險(xiǎn)較大的情況，可采用大井斜穩(wěn)斜探頂?shù)牟呗裕瑸樗骄戭A(yù)留調(diào)整空間。

（2）水平段地質(zhì)導(dǎo)向應(yīng)以“先追蹤砂體，后參考構(gòu)造”為原則，有利于提高砂層鉆遇率，結(jié)合水平段鉆探情況實(shí)時(shí)校正地質(zhì)模型，及時(shí)更新鉆頭前方地層情況的預(yù)測(cè)，為水平段實(shí)施提供參考。

（3）應(yīng)用該地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)成功指導(dǎo)了20口水平井的實(shí)施，取得了較好的實(shí)施效果，對(duì)東海后續(xù)開(kāi)發(fā)井實(shí)施提供了較好的技術(shù)支持。