CN103958829A - 采用钻井声波信号实时地对钻头进行地质导向的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了在横向油井中的油层内对钻头进行导向的设备、方法和程序产品。该方法包括从井下处理器组件接收声波特征数据。该声波特征数据包括根据声波信号估计出的振幅谱和一个或多个声波特性，该声波信号由安置于钻头附近的传感器提供并且作为钻井过程中钻头与横向井内所遇岩层的旋转接触的结果而实时产生。该方法还包括将所接收到的实时声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行比较，基于比较结果鉴定钻头所遇岩层的岩性类型。此外，该方法包括基于所鉴定的岩层的岩性类型在预定方向上实时地对钻头进行导向以将钻头维持在横向井的油层内。

Description

采用钻井声波信号实时地对钻头进行地质导向的方法

技术领域

本发明的实施例一般来说涉及油气开采，更具体地说涉及利用测井和测量技术的钻井操作，用于通过采用钻头钻入岩层产生的声波信号来在横向井中的产油层内对钻头进行导向。

背景技术

为了增加油井的油/气产量，一个有效的方法是在石油储层内以大致横向的轨迹进行钻井(例如，水平井或横向井)以增加储层内的引流面积。从而，需要在水平或横向钻井过程中将钻头维持在目标储层的地层或油层内。

如果已准确地知道油层的空间几何结构和分布，则容易在横向钻井过程中将钻头维持在油层内。但是，这种情况比较少见。通常从地震勘测、邻井(offset wells)、以及当地的地层信息所得出的钻井前的油层的几何结构和分布具有明显误差。因此，如果仅采用预定的油层的几何结构和分布来引导钻头穿过采油层，那么很难在横向井内获得好的接触(即，油层内横向部分的高度部分)，这种情况在产油层较薄时尤其明显。

为了实现在油层内更好的接触，可以采用地质导向。传统上，已在钻井过程中采用了地质导向来确定相对于油层和其周围岩层(例如，上覆盖层、下层和横向层)之间的边界的钻头或钻柱的位置。此钻头的相对位置被用于对油层内的钻头进行导向，以在横向井的油层内产生与其具有最大程度接触的横向部分。

例如，在钻井过程中测量岩层属性可以为操作者提供在期望油气浓度方向上对钻头进行导向的能力。这些类型的系统通常采用位于钻柱内部或附近处的声波传感器来传输与遇到井下岩层地层(例如，上覆盖层、下层和横向层)的钻头相关的声波信号。声波传感器数据可以被传输至钻井时测量(MWD)或钻井时测井(LWD)工具，所述工具的任意一个都将数据通过钻柱内走线的电缆传输至表面的MWD/LWD工具、或通过钻孔声波遥测系统经过钻柱或附近的地层来传输声波信号。每种方法均存在缺陷。

电缆技术虽然提供了较高的数据率，但同时此技术也需要连接至MWD/LWD工具的电缆，该电缆必须与MWD/LWD工具同时部署。声波遥感方法虽然实施起来最为便宜，但其对数据率有限制，并且因此不能支持原始数据的传输，而需要某些形式的有损数据缩减。

许多常见的MWD/LWD地质导向工具(其中一些被配置为具有允许提供原始数据所足够的比特率能力)仅提供在钻头后方的用于对钻头进行导向的描述了所接触岩层的数据。例如，如图1所示，常见地质导向系统的测量传感器101位于钻头102后方的数十英尺(例如，30至50英尺)处。因此，油层103与上覆盖层岩层104之间的边界(即，上边界)、以及油层103与下层岩层105之间的边界(即，下边界)的位置均在钻头102后方的测量传感器101的位置处确定。通过将钻柱106保持在油层103的上边界104与下边界105之间的中部或某个位置中的传感器位置101处，从而在油层103内引导或将钻头102维持在油层103内。由于测量传感器101位于钻头102后方，如图1所示，常见的地质导向系统不能立即通知操作者钻头102已经离开油层103。因此，这些工具并非实时工具。

在其他常见的地质导向系统中，钻井工具在水平或横向钻井过程中采用电阻或声波测量来引导钻头。当采用电阻测量时，采用反演技术来根据地质模型计算出上边界和下边界。地质模型可以包括预定的环绕层、预定的油层和环绕层的电阻率、以及假定的油层和环绕层的厚度。在反演计算中，可以根据预定的地质模型计算得到预计工具响应。可以计算出预计工具响应和实测工具响应之间的差异。如果此差异小于预选阈值，则假定的油层和环绕层的厚度被视为“正确”的，从而得到上边界和下边界。因此，在此过程中，搜索不同的层厚度组合，直至找到正确的组合为止。由于源自反演技术，因此答案并非唯一(即，具有不同电阻率的油层和环绕层的不同厚度组合可以导致相同或相似的电阻率模式)。因此，对于相同的测量的电阻率模式，可以确定出不同的上边界和下边界。

当采用声波测量时，可以根据反射声波的传播时间以及地层岩层中的声速计算出上边界和下边界。地层岩层中的声速可以原位测量或在钻井之前确定。

因此，上述常见的地质导向系统限于在位于钻头后方几十英尺的测量传感器的位置处得到用于对钻头进行导向的地层。因此，有可能尽管测量传感器的位置在油层内，而钻头也能钻出油层。当确定钻头在测量传感器的位置处跟随了错误的路径时，可能已经钻出油层的横向部分一段明显的长度。当此情况发生时，可能需要将钻头调回油层显著的距离，导致油井的横向部分存在一些非生产部分，从而降低了油气生产的生产率。如上描述，常用的地质导向系统还受采用电阻率技术而产生非唯一解的限制，从而降低了油气生产的生产率。

一些新型的地质导向系统采用由位于钻管内的加固钢缆保护的专用电子单元和分段宽带电缆来提供高速通信能力。这种地质导向系统已用于常见的LWD工具中来增加测井信息的分辨率。但是，这种地质导向系统需要提供分段电缆，从而每一段连接至每个独立钻管尾端的感应线圈，并且必须可以承受在连接/运行钻管段时遇到的外力和环境。

其他更新型的地质导向系统试图在仍然采用常见的钻孔遥测系统(即具有相对较慢的比特率)的同时提供至少近实时的用于对钻头进行导向的数据。例如，这些地质导向系统可以包括井内处理器，该井内处理器被配置为通过对钻头在钻井过程中产生的声能和预定的通过旋转与已知岩层类型接触的钻头所产生的钻头特性进行比较，从而提供声波数据的井内原位处理，以解释钻头所遇到的岩层的岩性(lithology)属性。此通过比较而解释出的岩性属性随后通过常见的钻孔遥测系统传输至表面。虽然提供缩减形式的数据仅对比特率速度有要求，但这些常见的地质导向系统不能提供能用于进一步分析的实时原始数据。几乎不可能建立额外的解释模型或修改任何由此类型的井内处理器产生的解释模型。此外，它们还需要额外的和潜在的必须处于钻头和钻井机之间的昂贵硬件。

为了提高在钻井过程中钻头穿过横向井的油层的接触以提高油气生产过程的生产率，需要一种设备、计算机程序、和方法以实时地对穿过油层的钻头进行导向。并且，所需的方法包括：采用/安装具有声波传感器的设备，此声波传感器的位置邻近于钻头(即，在钻头前部的附近)以在钻井操作中检测钻井声波；采用/安装井内计算机/处理器，以将其定位来接收声波传感器数据和处理原始声波传感器数据，以确定所钻岩层的声波特性；采用/安装遥测系统，以将声波特征数据推送给表面计算机；以及采用/安装计算机/处理器，以将其定位来接收声波特性数据，以得到岩层类型、评估岩层属性(例如，作为非限制性示例的岩性类型或其他岩层物理属性)、并且基于所得岩层类型和属性产生指令以实时地引导钻头穿过油层。

发明内容

本发明的实施例针对在石油和天然气工业中用于油井生产的实时引导钻头穿过纵向和横向油层的设备、计算机程序产品、和方法。特别地，根据本发明的实施例，提供了用于在横向井中的油层内对钻头进行导向的设备。该设备包括:钻头，被配置为在横向油井内钻穿所遇岩层；安置于钻头附近的传感器，被配置为实时接收表明钻头所遇岩层的声波特征的声波特征数据。该设备还包括处理器，被配置为将实时接收到的表明钻头所遇岩层的声波特征的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行对比。该处理器进一步被配置为基于上述比较结果鉴定钻头所遇岩层的岩性类型，并且基于所鉴定的岩层的岩性类型来在预定方向上实时地对钻头进行导向以将钻头维持在横向井的油层内。

根据本发明的另一个实施例，提供了一种在横向油井中的油层内对钻头进行导向的方法。该方法包括从井下处理器组件接收声波特征数据。该声波特征数据包括根据声波信号所评估的振幅谱和一个或多个声波特性，该声波信号由安置于钻头附近的传感器提供并且作为钻井过程中钻头与在横向井中所遇岩层的旋转接触的结果而实时产生。该方法还包括将所接收到的实时的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行对比，并基于比较结果鉴定钻头所遇岩层的岩性类型。此外，该方法包括基于所鉴定的岩层的岩性类型在预定方向上实时地对钻头进行导向以将钻头维持在横向井的油层内。

根据本发明的另一个实施例，提供了一种在计算机可读存储介质上实现的计算机程序产品。该计算机程序产品被配置为控制处理器执行程序。该程序包括从井下处理器组件接收声波特征数据。该声波特征数据包括根据声波信号所评估的振幅谱和一个或多个声波特性，该声波信号由安置于钻头附近的传感器提供并且作为钻井过程中钻头与横向井内所遇岩层的旋转接触的结果而实时产生。该程序还包括将所接收到的实时的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行比较，并基于比较结果鉴定钻头所遇岩层的岩性类型。此外，该程序包括基于所鉴定的岩层的岩性类型来在预定方向上实时地对钻头进行导向以将钻头维持在横向井的油层内。

附图说明

为了更详细地理解实现本发明的特征和优点以及其它将变得显而易见的方式，以上已参照在附图中所示的实施方案简要地概述了本发明的更具体的说明，这些附图构成本说明书的一部分。但是，要注意的是，附图只示出了本发明的不同实施方案，不应该被认为是对本发明的范围进行限制，因为本发明的范围还可以包括其它具有等同效果的实施方案。

图1示出了传感器位于钻头后数十英尺的传统地质导向系统的示意图。

图2示出了根据本发明的实施例的采用钻头钻入岩层而产生的声波信号而在油层内对钻头进行导向的地质导向系统的示意图。

图3示出了根据本发明的实施例的采用钻头钻入岩层而产生的声波信号而在横向油层内对钻头进行导向的地质导向系统(如图2所示)的部分示意图和部分透视图。

图4为根据本发明的实施例的分别示出了钻头钻入岩层的盖岩层、产油层、和基岩层的振幅谱的一组曲线图。

图5(a)和图5(b)为根据本发明的一个实施例的上下引导钻头穿过横向油层的地质导向系统(如图2和图3所示)所执行的方法的流程图。

图6为根据本发明的实施例的岩性在上边界处急剧变化并在过渡区中逐渐向下变化的横向油层的横截区域。

图7为根据本发明的一个实施例的钻头利用其钻入岩层产生的声波信号穿过通道油层时所采用的路径的透视图。

图8(a)至图8(c)为根据本发明的一个实施例的左右引导钻头穿过通道油层的地质导向系统(如图2所示)所执行的方法的流程图。

图9为根据本发明的一个实施例的具有在通道内朝通道边坡逐渐泥质化的材料的通道油层的横截区域。

图10为根据本发明的一个实施例的通道的预定、初始和实际边坡边界的示意图。

具体实施方式

以下将参照示出了本发明的实施例的附图，对本发明进行更详细的描述。但是，本发明可以以许多不同形式实施并且不应理解为受限于此处所示实施例。更确切地说，提供这些实施例是为了使得本公开彻底和完整，并且将本发明的范围充分地传达给本领域技术人员。相同的数字指代相似的元件。如果采用了撇上标符号，则表示替换实施例中的相似元件。

总体而言，本发明的实施例针对用于对钻头进行竖直和横向导向的钻头声波测井工具。具体而言，所采用的工具利用钻头钻入岩层产生的钻头声音(即下文中所称的“钻井声波信号”)来获得声波属性、岩性或岩层种类、和岩层物理属性(例如孔隙率、断裂密度、水饱和度、渗透率、以及油气出现率)(即下文统一所称的“岩层物理属性”)，从而实时引导钻头。此根据钻井声波信号得到的油层和环绕岩层的岩层物理属性可以首先从正在被钻井的井的纵向部分或从邻井获得。

当钻入不同岩性岩层或具有不同属性(例如孔隙率、水饱和度、渗透率、断裂出现率等)的相同岩性的岩层时，由钻头产生并发出的钻井声波信号明显不同。根据本发明的多个实施例，钻井声波信号沿钻柱向上传输。包含声波传感器的井内传感器组件位于钻头上方并连接至钻柱。钻头将钻井声波信号传输至井内传感器组件并且被声波传感器接收。由声波传感器接收到的钻井声波信号(通常已被放大)可以传输至处理器/处理器组件(下文中称为“处理器”)，其能够通过采用快速傅里叶变换(FFT)对钻井声波信号进行变换从而产生FFT数据(即振幅谱)。该处理器可以利用振幅谱进一步评估钻井声波信号的附加声波特性(例如平均频率、频率的归一化偏差、平均振幅等)。下文中，钻井声波信号的振幅谱和附加声波特性统一被称为“声波特征”。根据本发明的特定实施例，每个岩层地层的声波特征可以采用钻孔遥测系统传输至表面，钻孔遥测系统可以包含诸如井内数据接口、电子/声波/无线媒介、表面数据接口等的各种组件。在表面上，可以根据声波特征得到正在被钻进的岩层的岩性类型和岩层物理属性，以实时地在水平井内水平地和横向地引导钻头钻穿油层。

根据本发明的特定实施例，例如图4中所示，通过持续将实时观测到的钻进过程中的声波特征与已知的油层和环绕岩层的声波特征进行对比，来将钻头保持在油层内或在油层内对其进行导向，此过程将在之后进行更详细的描述。由于油层的声波特征和环绕岩层的声波特征不同，当钻头钻出了油层时钻机能够即时调节钻头的钻进方向，从而允许钻机钻出与生产层接触更好的更平滑的横向或水平井，地层边界的探测和断裂带的探测有助于提高井内油气产量。

根据本发明的多个实施例，可以通过三种方法得到油层和环绕岩层的声波特征。第一，可以通过钻穿油层并且在横向钻穿油层前进行钻头声波测井来得到声波特征。第二，可以从邻井得到来自相同岩层地层的声波特征。第三，可以从积聚了各种岩层在不同深度下的声波特征的数据库中获取所需声波特征。

根据本发明的多个实施例，还可以在引导钻头时预估油层边界。例如，如果可以获取上边界(即油层与其盖岩层地层之间的边界)、下边界(即油层与其下岩层地层之间的边界)、和通道油层的横向分布，则可将其用于粗略引导钻头的钻进方向。此边界还可以从地震勘测、邻井、和当地地质信息得到。

油层、环绕岩层、以及边界的声波特征在下文中统一称为“先验信息”。根据本发明的多个实施例，可以在横向钻进期间采用钻头声波测井工具输出的声波特征来更新此先验信息，将在随后详细描述。

此处使用的术语“油层”包括“横向油层”和“通道油层”。术语“横向油层”被用于描述在不同地点具有变化的纵向位置的沿横向延伸的岩层地层。根据本发明的特定实施例，地质导向穿过横向油层的目的在于维持钻头的纵向变化。术语“通道油层”被用于描述具有非常有限的横向延伸但具有很长的轴向延伸的岩层地层。这种类型的岩层地层的位置同时在横向和纵向两个方向上变化。根据本发明的特定实施例，地质导向穿过通道油层的目的在于维持钻头的纵向和横向两个方向的变化。术语“上下引导”用于描述维持钻头的纵向变化的地质导向。术语“左右引导”用于描述维持钻头的横向变化的地质导向。

图2和图3示出了根据本发明的不同实施例的采用钻井声波信号在横向井内地质导向钻头穿过油层的设备的安装。例如，图2为根据本发明的一个实施例的使用钻头钻入岩层而产生的声波信号在油层内对钻头进行引导的地质导向系统的示意图。图3为根据本发明的一个实施例的使用钻头钻入岩层而产生的声波信号在横向油层内对钻头进行引导的地质导向系统(如图2所示)的部分示意图和部分透视图。

特别地，图2示出了根据本发明的一个实施例的环绕钻头声波测井工具安置的顶部驱动钻机。根据本发明的一个实施例，系统200包括顶部驱动钻机210，该顶部驱动钻机210包括作为其核心组件的顶部驱动211。该顶部驱动211可以通过游动滑车213而悬浮于井架212内部。在顶部驱动211的中心，驱动轴214通过诸如螺纹等方式耦合至钻柱215的顶端管。顶部驱动211可以旋转驱动轴214，以使得钻柱215和钻头声波测井工具220在钻孔216的底部切割岩层，将在下文中详细描述。为顶部驱动211提供电力的电力电缆217被保护在一个或多个服务线圈218内。根据本发明的特定实施例，钻孔泥浆通过泥浆线、驱动轴214和钻柱215被泵入钻孔216。

如图2进一步所示，为了提供井下钻孔声波信号记录，声波传感器221可以耦接至处理器/处理器组件222(下文中称为“处理器222”)。根据本发明的一个实施例，声波传感器221和处理器222均包含于井下传感器子组件223中，该井下传感器子组件223位于钻头224附近(上方位置)并且耦接至钻柱215。操作时，在钻进过程中，当钻头224紧咬钻孔216的底部处的岩层时，产生钻井声波信号。

根据本发明的多个实施例，可以采用不同的声波传感器221(例如加速度计、测量麦克风、接触式麦克风、和水听器)。根据本发明的特定实施例，至少一个(通常为每个)声波传感器221具有嵌入的放大器或直接连接至一个放大器(未示出)。通过声波传感器221接收到的钻井声波信号在被传输至处理器222之前首先通过放大器进行放大，并且随后传输至处理器222。

根据本发明的一个实施例，处理器222包括可编程电子处理器。但是，本发明的范围内也包括其他配置。例如，处理器222可以包括各种不同组件，例如，模拟-数字转换器230，处理部分231，可以被处理部分231包含、或由其承载、或可操作地与其连接的存储器232，以及存储于存储器232中的声波特性分析程序产品/固件233，该声波特性分析程序产品/固件233可以使处理器222适合执行上下引导和左右引导钻头224穿过井的程序功能，这将在下文中详细描述。

如图2中进一步所示，根据本发明的一个实施例的系统包括通过一根或多根服务线圈218耦接至顶部驱动钻机210和钻头声波测井工具220的计算机240、数据库250、以及解码器260。计算机240可以包括安装在诸如存储器241之中的计算机程序产品242。计算机程序产品242可以分析正在被钻头声波测井工具220的钻头224钻进的岩层的声波特征，以实时地引导钻头224穿过油层。

根据本发明的特定实施例，计算机240可以为个人计算机形式或为服务器或服务器群模式，以提供多用户接口或相关领域技术人员熟知的其他配置(即非暂时计算机可读存储介质)。计算机程序产品242可以被实施为硬件、软件、或混合实施方式。例如，如相关领域技术人员所知并且理解的，计算机程序产品242可以为微代码、程序、模块、例程、和相互进行有效通信的符号语言的形式，并且它提供了特定的一组或多组有序的操作以控制硬件的运作并指导其操作。根据本发明的一个实施例，计算机程序产品242不需要全部存在于易失性存储器中，相关领域技术人员可以根据所知的和理解的各种方法根据需要选择性地加载计算机程序产品242。更进一步地，这样配置时，计算机程序产品242的至少部分可以存储在处理器222的存储器中。上下引导钻头穿过横向油层：

图3、图4、图5(a)和图5(b)示出了根据本发明的一个实施例的采用如图2所示的地质导向系统引导钻头穿过横向油层的流程。特别地，图3为根据本发明的一个实施例的使用钻头钻入岩层产生的声波信号在油层内对钻头进行导向的地质导向系统(如图2所示)的部分示意图和部分透视图。图4为根据本发明一个实施例的分别示出了被钻头声波测井工具钻入的岩层的盖岩层、产油层、和基岩层的振幅谱的一组曲线图。图5(a)和图5(b)为根据本发明的一个实施例的上下引导钻头穿过横向油层的地质导向系统(如图2和图3所示)所执行的方法的流程图。

根据本发明的多个实施例，油层340与其上层岩层(以下称为“盖岩层330”)或下层岩层(以下称为“基岩层350”)的声波特征之间的差别存在两种情形，如图3所示。例如，盖岩层330、油层340、和基岩层350之间的声波特征可以逐渐或突然地变化。如图3、图4、图5(a)和图5(b)所示，下文描述的流程应该被理解为同时覆盖了上述两种情形，例如，油层340的岩性可以被假定为朝基岩层350逐渐向下改变并且在越过边界进入盖岩层330时突然变化。由于盖岩层330和油层340之间的岩性的突然变化，使得油层340的振幅谱420(下文中可替换地被称为“声波特征420”)会完全不同于盖岩层330的振幅谱410(下文中可替换地被称为“声波特征410”)，如图4所示。如图4所示，根据本发明的特定实施例，当钻头钻出油层340并钻入盖岩层330时，观察到的振幅谱由振幅谱420(下文中可与“声波特征420”互换使用)突然变化至振幅谱410。相反，如图4进一步所示，当钻头从油层340向下钻入至基岩层350时，振幅谱从振幅谱420逐渐变化至振幅谱430(下文中可与“声波特征430”互换使用)，其中由星号标记的峰位逐渐降低并且新出现的由箭头标记的峰位逐渐升高。

如图5所示，根据本发明的一个实施例，可以通过以下两个步骤获得井的盖岩层330、油层340、基岩层350各自的声波特征410、420、430(AS)：(1)步骤501-1，在钻出井的纵向部分310(见图3)时，进行钻头声波测井，即，使用设备获得声波特征；(2)步骤501-2，从邻井或数据库中得到声波特征410、420、430。由如图5(a)中所示的步骤501-1或步骤501-2获得的振幅谱410、420、430(如图4中所示)分别代表盖岩层330、油层340、基岩层350。

在步骤502中，从地质物理勘探和/或邻井得到关于油井的初始的上下边界和油层厚度(BT)。如果井的纵向部分310(如图3所示)被钻出，则可以确定并记录纵向部分310的实际上下边界A、A′以及油层厚度(即A-A′)。基于此信息，操作者可以采用下述流程实时地引导钻头穿过横向部分320(见图3)。

根据本发明的一个实施例，在步骤503中，可以从高于油层340的中间深度的位置开始沿预定路径钻出井的横向部分320。只要钻进操作正在进行，即可进行钻头声波测井(即，使用设备获得声波特征)。在步骤504中，由钻头声波测井工具220输出的被钻进岩层的声波特征可以分别与已知的盖岩层330和油层340的声波特征410、420比较(AS)。如在步骤505中所决定的，如果观察到的被钻进岩层的声波特征与已知的盖岩层330的声波特征410相同，但与已知的油层340的声波特征420不同，则钻头224并未进入油层340而仍然在盖岩层330中钻进。该情形下，钻头224在步骤506-1中可以继续沿着预定路径进行钻进。另一方面，如果观察到的被钻进岩层的声波特征与已知的盖岩层330的声波特征410不同，但与已知的油层340的声波特征420相同，则钻头224已经进入油层340并在其中进行钻进。在此情况下，在步骤506-2中，钻头224可以继续沿预定路径钻进，直至其到达油层340的中间或优选位置为止。

根据本发明的一个实施例，当钻头224到达油层340的中间或优选位置时，可以控制钻头224在横向方向上钻穿油井。在步骤507中，如果可以得到油层340的上层和/或下层的预定的、初始的边界，则可以引导钻头224沿平行于某一边界的方向钻进(步骤508-1)。另一方面，如果不能得到油层340的预定的、初始的边界，则可以操作钻头224沿水平方向钻穿油井(步骤508-2)。例如，如图3所示，假定不能得到A和B之间部分的预定的、初始的边界。根据本发明的一个实施例，在A和B之间的部分中水平钻井。

如图3和图6(图6为横向油层的横截区域，该油层在其上边界处具有很大的岩性变化，而在过渡区域610内(虚线和下边界之间的区域)其岩性向下逐渐改变)所示，如果油层340的声波特征420向上或向下逐渐改变(步骤509)，则在步骤510中，如图5(b)所示，可以通过比较所观察到的被钻进岩层的声波特征和已知的油层340的特征420，来持续调节钻头224，以保持钻头224沿最优化路径(高产)钻进。例如，如图6所示，由于油层340的岩性从某个深度开始逐渐向下改变，油层340的振幅谱420可以逐渐改变至振幅谱430，其中由星号标记的峰位逐渐降低并且新出现的由箭头标记的峰位逐渐升高。

根据本发明的一个实施例，当钻机确定所观察到的被钻进岩层的声波特征的振幅谱正在从油层340的振幅谱420逐渐改变为基岩层350的振幅谱430时，钻机可以得知钻头224正在逐渐向下(即，相对于油层340的上边界和下边界)向基岩层350钻进。因此，钻机可以调节钻头224向上钻进以跟随最高产区域。

在横向钻井过程中，可以进行钻头声波测井(即，使用设备获得声波特征)，并且如图5(b)所示，在步骤511中，所观察到的被钻进岩层的声波特征可以分别与已知的盖岩层330、油层340、以及基岩层350的声波特征410、420、430连续比较(AS)。如果所观察到的被钻进岩层的声波特征与油层340的声波特征420相同或相似，则钻头224依然在油层340中钻进。在此情况下，在步骤513-1中，可以操作钻头224继续沿当前路径钻进。如果所观察到的被钻进岩层的声波特征和已知的盖岩层330或基岩层350各自的声波特征410、430相同或相似，如在步骤512中确定的，则钻机可以确定钻头224正钻出油层340，并且钻入油层340的上边界或下边界。此时，在步骤513-2，可以确定此井内横向位置处的上和/或下边界的纵向位置，并且可以更新油层340的上边界或下边界(BT)(例如，见图3中位置B和C)。根据本发明的一个实施例，可以基于油层340的预定厚度估算出相对边界的纵向位置，如位置B′和C′。例如，如果不能得到图3中位置A和C之间的预定的、初始的边界，则可以通过连接已知位置(例如，A、A′、B和C)和估计位置(例如，B′和C′)来绘出油层340的上边界和下边界。例如，如图3所示，可以通过连接位置A-B′-C绘出油层340的上边界，并且通过连接位置A′-B-C′绘出油层340的下边界。

如图3进一步所示，如果钻头224从油层340的一个边界钻穿油层340而钻至相对边界(例如，从位置A至B至C)，在纵向方向上油层340的声波特征420的波谱虽然并不处于同一地点，但可以在步骤513-2中，如图5(b)所示，确定并且更新油层340的声波特征420的波谱(AS)。

根据本发明的一个实施例，当钻头224在一个边界(即,油层340的上边界或下边界)处钻进时，在步骤514中，可以引导钻头224沿最短可能路径朝向油层340的中间或优选位置钻进。此步骤存在两种情形。如果盖岩层330和基岩层350的声波特征410、430之间差异明显，如图4所示，钻机可以从声波特征得知钻头224正在哪个边界处钻进。钻机随后可以据此引导钻头224沿最短可能路径朝向油层340的中间或优选位置钻进。另一方面，如果盖岩层330和基岩层350的声波特征410、430之间差异不明显，则可以采用试错的方式确定钻头224的钻孔方向。首先，钻机需要基于其他信息预先判断钻头224钻至的边界的相对位置。随后钻机引导钻头224钻往油层340的“中间”。在钻头224向“中间”钻进一段合理的距离后，如果被钻进岩层的声波特征示出钻头224正进入油层340，则钻机需要继续将钻头224钻进至油层340的中间或优选位置。另一方面，在钻头224向“中间”钻进一段合理的距离后，如果被钻进岩层的声波特征示出钻头224仍在钻边界岩层，则表明钻头224的钻进已被引导至错误方向。钻机需要引导钻头224向相反方向钻进，并且向油层340的中间或优选位置钻进。

在步骤515中，只要有可能，则可以更新油层340的厚度(BT)。例如，当将钻头224从油层340的上边界向油层340的中间引导时，如果钻头224在其达到油层340的预计中间深度之前钻入过渡区610，则过高地估计了油层340的假设厚度并且随后可以对其进行调整和更新。在钻头到达油层的中间或优选位置之后，可以通过重复上述从步骤507开始的流程来引导钻头224钻穿油井的油层340，直至钻头224到达油井的期望井底深度为止。

根据本发明的一个实施例，当如图5(a)和图5(b)所示，过程在第一次重复之后到达步骤507时，基于钻井前预计边界的可获得性，存在两种引导钻头224钻进的情形。如果可以获得预计边界，例如位置C后油层340的横向部分，可以操作钻头224与预计边界之一平行地钻进，以此引导钻头224的钻进。另一方面，如果不可以获得预计边界，例如图3中位置A和C之间的部分，可以保持钻头224的钻进方向平行于边界之一(即油层340的上边界或下边界)的延长线。例如，如图3所示，当钻头224钻至位置B之后的油层340的中间或优选深度时，可以保持钻头224的钻井方向平行于线BB"，该线BB′′为最新建立的边界A′B的延长线。但是，如果确定在所建立的边界之后(即，图3中位置B之后)边界有改变的趋势，钻头224的钻进可以沿新建立的边界的修正延长线方向。根据本发明的一个实施例，还可以在钻头224的操作中采用其他地质导向工具来更新边界(即，油层340的上边界和下边界)。

左右引导钻头穿过通道油层：

图7、图8(a)至图8(c)、图9和图10示出了根据本发明的一个实施例的采用图2所示的地质导向系统引导钻头穿过通道油层的过程。特别地，图7为根据本发明的一个实施例的钻头利用其钻入岩层产生的声波信号穿过通道油层时所采用的路径的透视图。图8(a)至图8(c)为根据本发明的一个实施例的左右引导钻头穿过通道油层的地质导向系统(如图2所示)所执行的方法的流程图。图9为根据本发明的一个实施例的具有在通道内朝通道边坡逐渐泥质化的材料的通道油层的横截区域。图10为根据本发明的一个实施例的通道的预先确定的、初始的和实际的边坡边界的示意图。

如图7所示，为了示出图8(a)至图8(c)所示的流程，根据本发明一个实施例，河道710可以沿其航道蜿蜒流过(即，其并非直线)。如图7进一步所示，河道710的纵向位置还可以沿其路线逐渐变化。在地质史上被埋藏后，由于构造运动引起的改变，河道710的纵向位置可能变化更大。因此，埋藏于地下的地质古沙通道的位置可能在纵向和横向上变化。例如，图7示出了这样一个河道710(即，沙道)，其位置在横向上变化。根据本发明的一个实施例，如图7所示，地质导向钻头224穿过河道710的油层(下文中称为“通道油层710”)的目的在于同时在纵向和横向上维持钻头224跟随通道油层710。

通常而言，被埋藏的沙道的包含诸如泥岩或页岩等的上层沉积岩和下层沉积岩(即，盖岩层330和基岩层350)具有明显的岩性差别。如图9所示，沙道(即，通道油层710)的横截区域的岩性可能朝沙道边坡从沙/砂岩逐渐变化为泥岩或页岩。这些岩性在纵向和水平方向上变化的特性可以通过采用钻头声波测井工具220(如上图2所示)用于引导钻头224。

根据本发明的多个实施例，钻穿通道油层710的钻头224可以同时在上-下和左-右方向被引导。采用上述图3、图4、图5(a)和图5(b)所示的流程执行上-下引导。

根据本发明的一个实施例，图7示出了具有盖岩层330和基岩层350的被埋藏的河道710。通道油层710的横向部分320可以从纵向部分310开始进行侧钻得到。在图7中，横向部分320可以通过沿通道油层710的中间钻进得到(即，井眼轨迹离每个边坡的距离均为0.5w，w为沟道宽度)。根据本发明的特定实施例，通道油层710的横向部分320可以沿不同的路径，例如，沿着距左边坡0.4w或距右边坡0.6w的路径，其仅作为非限制性示例。

根据本发明的一个实施例，如图8(a)所示，可以通过下述两种方法得到盖岩层330、通道油层710、基岩层350和井边坡720、730的声波特征410、420、430、440(未示出)(AS)：(1)在步骤801-1中，在钻出井的纵向部分310(见图7)和横截部分(未示出)时，进行钻头声波测井，即，使用设备获得声波特征；或(2)在步骤801-2中，从邻井或数据库中得到声波特征410、420、430、440。

如图8(a)进一步所示，在步骤802中，可以根据在步骤801-1或801-2中收集到的信息得到通道油层710和其环绕岩层(即，盖岩层330、基岩层350、以及边坡720和730)之间的初始边界以及得到通道油层710沿其航道的横向分布。在步骤801-1中，如果钻出纵向部分310(见图7)，可以确定并更新纵向部分310的边界位置A、A′和通道油层710的厚度(BT)。在步骤801-1中，如果钻出横截部分，可以确定并更新横截部分处通道油层710和边坡720、730之间的边界以及通道油层710的宽度。因此，根据本发明的一个实施例，步骤801-1和801-2可以用于确定先验信息AS、BT，从而可以通过采用下述流程引导钻头224钻穿横向部分320(见图7)。

根据本发明的一个实施例，在步骤803中，可以从高于通道油层710的中间深度的位置开始沿预定路径(见图7)钻出的横向部分320(见图7)。只要钻进操作正在进行，即可进行钻头声波测井(即，使用设备获得声波特征)。在步骤804中，钻头声波测井工具220输出的被钻进岩层的声波特征可以分别与已知的盖岩层330、通道油层710的声波特征410、420比较(AS)。如在步骤805中所决定的，如果观察到的被钻进岩层的声波特征与已知的盖岩层330的声波特征410相同，但与已知的通道油层710的声波特征420不同，则钻头224并未进入通道油层710而仍然在盖岩层330中钻进。该情况下，在步骤806-1，钻头224可以继续沿着预定路径钻进。另一方面，如果观察到的被钻进岩层的声波特征与已知的盖岩层330的声波特征410不同，但与已知的通道油层710的声波特征420相同，则钻头224已经进入通道油层710并正在其中进行钻进。在此情况下，在步骤806-2中，钻头224可以继续沿预定路径钻进，直至其到达通道油层710的中间或优选位置为止。

根据本发明的一个实施例，当钻头224到达通道油层710的中间或优选位置时，可以开始控制钻头224在横向方向上钻穿油井。基于通道油层710的声波特征420是否朝边坡720、730逐渐变化，在步骤807中，可以以两种不同方法引导钻头224的钻进。例如，如图8(a)所示，如果通道油层710的声波特征420未朝边坡720、730逐渐变化，在步骤808-1中，则可以继续引导钻头224沿平行于某一边界(即，通道油层710的左或右边坡)的预定路径继续横向钻进。另一方面，在步骤808-2中，如图8(a)所示，通过比较所观察到的被钻进岩层的声波特征和已知的通道油层的声波特征420来持续地调节钻头224，以保持钻头224沿最优化路径(高产)钻进。例如，如图9所示，如果通道油层710的岩性从某个位置朝边坡720、730中的一个逐渐改变，通道油层710的振幅谱420可能从良好的砂岩图案逐渐改变为泥质砂岩的图案，并且随后改变为泥岩的图案。

根据本发明的一个实施例，当钻机确定所观察的被钻进岩层的声波特征的振幅谱正在从良好的砂岩图案逐渐改变为泥岩的图案时，钻机可以得知钻头224可能正逐渐从最高产区域漂走。因此，钻机可以立即采取行动以使钻头224的钻进方向向最好的区域恢复(即，留在通道油层710内)，使得在横向井中在通道油层710内具有最大的接触面积。

如图8(b)所示，在横向钻井过程中，可以进行钻头声波测井，即，使用设备获得声波特征，在步骤809中，所观察到的被钻进岩层的声波特征可以分别与已知的盖岩层330、通道油层710、基岩层350、以及边坡720和730的声波特征410、420、430、440连续比较(AS)，从而在步骤810中确定钻头224是否正在通道油层710中钻进。如果所观察到的被钻进岩层的声波特征与通道油层710的声波特征420相同或相似，则钻头224依然在通道油层710中钻进。在此情况下，在步骤811-1中，可以操作钻头224继续沿当前路径钻进。如果确定钻头224正钻出通道油层710，可以对钻头224正沿哪个方向钻出通道油层710进行判定。例如，根据本发明的一个实施例，如果所观察到的被钻进岩层的声波特征和已知的盖岩层的声波特征410相同或相似，则在步骤811-2中可以判定钻头224正钻出通道油层710的顶部而钻入盖岩层330；因此在步骤812-1中可以采用如图5(a)和图5(b)中所示的上下引导方法将钻头224引导回通道油层710。

如图8(b)进一步所示，如果判定钻头224并没有钻出通道油层710的顶部，则随后钻头224可以向边坡720、730或基岩层350中的任意一个钻进。为了区分这些不同的可能性，在步骤812-2中必须判定基岩层350和边坡720、730处的岩层的声波特征之间是否存在可区分的差异。如果存在可区分的差异，则可以基于此差异通过比较所观察到的被钻进岩层的声波特征和已知的基岩层350和边坡720、730的声波特征430、440来判定钻头224正向哪个方向钻进。如果所观察到的被钻进岩层的声波特征与基岩层350的声波特征相同或相似，则在步骤813-2中钻机可以判定钻头224正钻出通道油层710的底部而钻入基岩层350。在此情况下，可以跟随步骤812-1将钻头224引导回通道油层710。如果所观察到的被钻进岩层的声波特征与边坡720、730处的岩层的声波特征440相同或相似，则钻机可以判定钻头224正从边坡720、730钻出通道油层710，因此可以跟随步骤815将钻头224引导回通道油层710的中间或高产位置。

在步骤812-2中，如果判定基岩层350和边坡720、730的声波特征之间不存在可区分的差异，则可以采用试错方法判定钻头224的钻进方向。根据本发明的一个实施例，试错方法包括操作钻头224向上钻进一小段距离(步骤813-1)，并且随后将所观察到的被钻进岩层的声波特征与通道油层710和基岩层350的声波特征420、430进行比较以判定钻头224是否重新进入通道油层710。在步骤814中，如果判定钻头224重新进入通道油层710，则钻头224曾钻出通道油层710的底部，因此可以跟随步骤812-1将钻头224引导回通道油层710。在步骤814中，如果判定钻头224未重新进入通道油层710，则钻头224曾从边坡720、730中的一个处钻出通道油层710，因此可以跟随步骤815将钻头224引导回通道油层710的中间或高产位置。

根据本发明的一个实施例，当钻头224从边坡720、730重新指向进入通道油层710的中心时，钻机可以认定钻头224正从通道油层710的哪一边(即，左或右边坡720、730)(见图9)钻离。根据本发明的一个实施例，如果诸如通道横向分布(BT)、左和右边坡的声波特征440(AS)等信息不同，则其可以有助于钻机在步骤815中得到预判断的钻头的相对位置。此时钻机可以在预判断的钻头的相对位置的相反方向上引导钻头224钻进通道油层710的中心(步骤816)。例如，如果钻机判定钻头224正钻入左边坡720(见图10)，则钻机可以向右朝向通道油层710的中心引导钻头224。

如图8(c)所示，当向通道油层710的“中心”钻进时，将所观察到的被钻进岩层的声波特征分别与通道油层710和边坡720、730的声波特征420、440进行比较(步骤817)，以判定钻头224是否重新进入通道油层710(步骤818)。如果判定钻头224即刻进入通道油层710，则钻机可以判定预判断的钻头224的相对位置是正确的。在步骤819-1中，基于此钻头224的预判断的相对位置是正确的判定，所确认的边界位置和边坡720、730处岩层的声波特征可以被更新。例如，在图7中，如果钻机采用上述流程判定钻头224正在边界位置B处钻出通道油层710，则可以将在横向钻井前得到的初始边界位置精确地确定在位置B处。此时也可以更准确地估计在相对位置B′处的边界位置(即，假定通道油层710的宽度已知)。如果钻头224的预判断的相对位置是正确的，操作钻头224沿尽可能短的路径继续钻进，直至到达通道油层710的中心或优选位置为止(步骤820-1)。

根据本发明的一个实施例，在朝通道油层710的中心钻进一个合理的距离后，如果被钻岩层的声波特征示出钻头224正进入边坡720、730(步骤817)，可以判定预判断的钻头224的相对位置是错误的。例如，如图10，当钻头224在P点处并且到达边坡720、730中的一个时，如果钻头224的相对位置已被错误地预判断为位于右边坡730处，则钻机可以向左朝向通道油层710的“中心”引导钻头224(如图10中P点处虚线箭头所示)。如果钻头224实际处于左边坡720处，根据钻进的方向，钻头224将会进入而并非离开左边坡720。在此情况下，在步骤819-2中可以修正预判断的钻头的相对位置。例如在图10中，点P处的钻头相对位置可以位于左边坡720处而并非右边坡破730处。因此，在步骤819-2中，可以更新点P处的绝对边界位置和边坡720、730处岩层的声波特征440。因此，在步骤820-2中，钻头224的钻进可以重新定向为沿尽可能短的路径朝向通道油层710的中心或优选位置钻进。

如果钻头224已经从一个边界钻进至对侧(例如图7所示的从B至C和从C至D)而钻穿通道油层710，则在步骤821中，可以确定并更新在横向方向上(虽然并非处于同一地点)通道油层710的声波特征420的波谱(AS)。

根据本发明的一个实施例，在步骤821中，可以在钻进过程中估计并更新通道油层710的宽度(BT)。例如，在步骤821中，当将钻头224从边坡720或730的边界向通道油层710的中心引导时，如果钻头224在其到达预计的通道油层710的中心之前钻入过渡区，则通道油层710的宽度被过高估计，可以调整并且更新此已被高估的宽度(BT)。

根据本发明的一个实施例，在步骤821中，还可以在钻进过程中估计并更新通道油层710的厚度(BT)。例如，在步骤821中，当将钻头224从上边界向通道油层710的中心引导时，如果钻头224在其到达预计的通道油层710的中心之前钻入下边界，则通道油层710的厚度被过高估计，可以调整并且更新此已被高估的厚度(BT)。

在钻头224到达通道油层710的中心或优选位置后，可以跟随从步骤807开始的重复过程，以对钻头224进行导向，直至钻头224钻穿通道油层710的距离超过通道油层710的计划长度。

根据本发明的一个实施例，在钻井过程中，在某些点上(例如图7中的B、C和D)的边坡边界可以被精确确定，而处于相对边界上的对应的点(例如B′、C′、D′)也可以基于已确定的边坡边界点和已知的通道油层710的宽度被精确地估算。

因此，相对于常见地质导向系统，本发明的实施例提供了非显而易见的优点。常见地质导向系统采用位于钻头之后30-50英尺位置处的信息来引导钻头，因此并非实时技术。本发明的实施例采用钻头处的信息对钻头进行引导，因此提供了真实的实时技术，相对于常见地质导向系统，本发明的实施例提供的技术提供了非显而易见的优点。

本发明可以适当地包含、包括或本质上包括所公开的元素，并且可以在不存在未公开元素的情况下实施。例如，本领域技术人员可以意识到某些步骤可以合并为单个步骤。

除非另有定义，所使用的所有技术和科学术语的含义与本发明所属领域的普通技术人员通常所理解的含义相同。

单数形式的“一”、“一个”和“该”包括复数指代，除非该内容清楚地表示其他含义。

如本文和所附权利要求中所使用的，词语“包含”，“具有”和“包括”以及其所有语法变化中的每一个的原意均具有开放的、非限制性的意思，其并不排除其他附加元素或步骤。

“选择性地”是指随后描述的事件或情形可能会发生或可能不会发生。该描述包括事件或情况发生的实例和事件或情况不发生的实例。

范围在本文中可以表示为从大约的某一特定值开始，和/或到大约的另一特定值为止。当表示这种范围时，应当理解的是，另一实施例是从某一特定值和/或到另一个特定值，伴随着所述范围内的所有组合。

虽然已经详细描述了本发明，但需要理解的是，在不脱离本发明的原则和范围的情况下可对其进行各种变化、替换、和修改。因此，本发明的范围应由所附权利要求书及其适当的法律等同物所限制。

Claims (18)

1.一种在横向油井中的油层内对钻头进行导向的方法，所述方法包括步骤：

从井下处理器组件接收声波特征数据，其中所述声波特征数据包括根据声波信号估计出的振幅谱和一个或多个声波特性，所述声波信号由安置于所述钻头附近的传感器提供并且作为钻井过程中所述钻头与在横向井中所遇岩层的旋转接触的结果而实时产生；

将所接收到的实时的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行比较；

基于比较结果鉴定所述钻头所遇岩层的岩性类型；以及

基于所鉴定的所述岩层的所述岩性类型，在预定方向上实时地对所述钻头进行导向，以将所述钻头维持在所述横向井的所述油层内。

2.如权利要求1所述的方法，还包括:

通过在开钻横向井的纵向部分时进行测井或通过从邻井或数据库获得所述预定声波特征来确定针对所述多个岩层样本的所述预定声波特征，其中所述多个岩层样本包括所遇岩层的盖岩层、油层、基岩层、以及边坡。

3.如权利要求1或2所述的方法，还包括:

确定钻井过程中所遇岩层的所述油层的地层边界的位置，其中所述地层边界包括所遇岩层的上边界和下边界中的一个，其中上边界为盖岩层与所述油层之间的边界，而下边界为所述油层与基岩层或边坡之间的边界。

4.如权利要求1至3中任一项所述的方法，其中所述比较步骤包括将所遇岩层的声波特征与所遇岩层的盖岩层、油层、基岩层、以及边坡的预定声波特征进行比较。

5.如权利要求1至4中任一项所述的方法，其中所述鉴定步骤包括基于所述比较来确定所遇岩层的岩性为所遇岩层的盖岩层、油层、基岩层、或边坡中的一种。

6.如权利要求1至5中任一项所述的方法，其中所述导向步骤包括在所述油层的中间深度处沿预定路径使钻头横向钻穿所遇岩层。

7.如权利要求1至6中任一项所述的方法，其中所述导向步骤包括持续地从所述井下处理器组件接收声波特征数据，将接收到的实时的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行比较，并基于所述比较结果实时地鉴定所述钻头所遇岩层的岩性种类。

8.如权利要求6或7所述的方法，其中所述导向步骤还包括沿所述预定路径引导所述钻头穿过所遇岩层，直到所述钻头到达所遇岩层的油层的中间或预定位置为止。

9.如权利要求8所述的方法，其中所述导向步骤还包括当所述钻头到达所述油层的中间或预定位置时，若所遇岩层的油层的地层边界是未知的，则在横向方向上对所述钻头进行导向以使其穿过所遇岩层的所述油层。

10.如权利要求8所述的方法，其中所述导向步骤还包括当所述钻头到达所述油层的中间或预定位置时，在与所遇岩层的所述油层的已知地层边界平行的方向上对所述钻头进行导向。

11.如权利要求1至10中任一项所述的方法，其中所示导向步骤包括当所遇岩层的岩性种类被鉴定为所遇岩层的基岩层时，引导所述钻头向上钻进，并且当所遇岩层的岩性种类被鉴定为所遇岩层的盖岩层时，引导所述钻头向下钻进。

12.如权利要求4至7中任一项所述的方法，其中所述导向步骤包括当所遇岩层的声波特征开始改变为所遇岩层的基岩层的所述预定声波特征时，引导所述钻头向上钻进，并且当所遇岩层的声波特征开始改变为所遇岩层的盖岩层的所述预定声波特征时，引导所述钻头向下钻进。

13.如权利要求4至7中任一项所述的方法，还包括：

确定所遇岩层的所述基岩层的所述预定声波特征与所述边坡的声波特征是相同还是不同。

14.如权利要求13所述的方法，其中，当所遇岩层的所述基岩层的预定声波特征与所述边坡的预定声波特征不同时，所述导向步骤包括当所遇岩层的声波特征开始改变为所遇岩层的所述基岩层的所述预定声波特征时，引导所述钻头向上钻进，并且当所遇岩层的岩性种类被鉴定为所遇岩层的边坡时，引导所述钻头向左或向右钻进。

15.如权利要求13所述的方法，其中，当所遇岩层的所述基岩层和所述边坡的所述预定声波特征相同时，所述导向步骤包括引导所述钻头沿包含向上、向左或向右方向中的一种的第二路径钻进，并且实时地将所遇岩层的声波特征与所遇岩层的油层、基岩层、和边坡的所述预定声波特征进行比较，以鉴定所遇岩层的岩性种类并且确定所述钻头的钻进方向。

16.如权利要求15所述的方法，还包括：

基于所鉴定的所遇岩层的岩性种类将所述钻头的钻进方向调整为朝着所遇岩层的所述油层，其中当所遇岩层的岩性种类为所述基岩层时，将所述钻进方向调整为向上，当所遇岩层的岩性种类为右边坡时将所述钻进方向调整为向左，并且当所遇岩层的岩性种类为左边坡时将所述钻进方向调整为向右。

17.一种在横向油井中的油层内对钻头进行导向的设备，所述设备包括：

钻头，被配置为在横向井内钻穿所遇岩层；

安置于所述钻头附近的传感器，被配置为实时地接收表明所述钻头所遇岩层的声波特征的声波特征数据；以及

处理器，被配置为

将实时接收到表明所述钻头所遇岩层的声波特征的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行比较；

基于上述比较结果鉴定所述钻头所遇岩层的岩性类型；以及

基于所鉴定的岩层的岩性类型来在预定方向上实时地对所述钻头进行导向，以将所述钻头维持在所述横向井的所述油层内。

18.一种在计算机可读存储介质上实施的计算机程序产品，该计算机程序产品被配置为控制处理器执行以下步骤：

从井下处理器组件接收声波特征数据，其中所述声波特征数据包括根据声波信号估计出的振幅谱和一个或多个声波特性，所述声波信号由安置于钻头附近的传感器提供并且作为钻井过程中所述钻头与横向井内所遇岩层的旋转接触的结果而实时产生；

将所接收到的实时的声波特征数据与针对多个岩层样本确定的预定声波特征进行比较；

基于所述比较结果鉴定所述钻头所遇岩层的岩性类型；

基于所鉴定的岩层的岩性类型来在预定方向上实时地对所述钻头进行导向，以将所述钻头维持在横向井的油层内。