CN104975808A - 一种深层水平井钻井轨迹调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层水平井钻井轨迹调整方法。该方法包括在正钻井开钻之前，采用邻井速度场预测正钻井的主要地层界限深度；钻井进入目的层之前，将正钻井虚拟为导眼井；随钻获取正钻井的实际的地层界限深度和四开测井曲线；根据得到的实际的地层界限深度对开钻前得到的主要地层界限深度的深部地层界限进行修正，得到修正后的标志层深度；根据得到的四开测井曲线依据标志层投放到地震剖面中，从而反演正钻井的速度场；根据正钻井的速度场预测正钻井目的层的深度；若当前预测的目的层的深度与上一次预测的目的层的深度之差大于预定偏差阈值，则调整上一次设定的钻井轨迹。本发明的方法有效地指导了元坝水平井轨迹优化调整，提高了有效储层钻遇率。

Description

一种深层水平井钻井轨迹调整方法

技术领域

本发明涉及一种水平井钻井轨迹控制方法，尤其涉及一种深层水平井钻井轨迹调整方法。

背景技术

元坝气田长兴组气藏为超深层、局部存在边(底)水、受礁、滩体控制的岩性气藏。研究表明：长兴组礁、滩体小而分散，储层整体较薄，纵、横向非均质性强，连通性差，厚度平面变化大；气藏气水关系复杂，不同礁、滩体无统一的气水界面，为相对独立的气水系统；直井产量和井控储量普遍达不到经济极限要求，气田开发方案设计开发井以水平井和大斜度井为主，设计井深7500-8000m、水平段长度600-1000m。而超深水平井不仅储层预测和井位部署困难，而且随钻地质跟踪导向难度大，气井达产风险高。

对于如此复杂的气藏，开发建设成功的关键在于确保开发井钻井成功率及气井的全面达产。

围绕水平段如何有效避开水层和长穿优质储层以及提高单井产量和井控储量以实现开发井全面达产的目的，近几年来开展了一系列的研究工作，从做好储层精细刻画描述入手，以“实现水平段长穿优质储层、井控储量和单井产量最大化”为目标，着力攻克超深水平井地质精确导向和轨迹随钻调整等难题，应用录井新技术，结合地质、测井和地球物理研究成果，部署并实施了二十余口水平井，其中元坝103H、元坝272H、元坝204-1H、元坝27-1H、元坝27-3H及元坝272-1H等井顺利完钻并取得了很好的效果。通过这些井的部署论证、优化实施及技术集成，提出了具有元坝特色的复杂礁滩体超深水平井轨迹随钻调整技术。

在水平井实施过程中，确保钻井成功需要把握两个重要环节：钻井地质设计和现场地质跟踪。在现场地质跟踪过程中，必须把握入靶前的轨迹控制 和入靶后即目的层的轨迹控制，前者确保水平段在设计的位置着陆，后者确保提高气层钻遇率。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种在地质深层钻水平井时通过钻到目的层之前随钻预测目的层的深度提高预测精度的深层水平井钻井轨迹调整方法。

为解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：

一种深层水平井钻井轨迹调整方法，钻井进入目的层之前，该方法包括：

在正钻井开钻之前采用邻井速度场分布预测正钻井的主要地层界限深度；

将正钻井虚拟为导眼井；

随钻获取正钻井的实际的地层界限深度和四开测井曲线；

根据得到的实际的地层界限深度对开钻前得到的主要地层界限深度的深部地层界限进行修正，得到修正后的标志层深度；

根据得到的四开测井曲线依据标志层投放到地震剖面中，从而反演正钻井的速度场分布；

根据正钻井的速度场分布预测正钻井的目的层的深度；

如果当前预测的目的层的深度与上一次预测的目的层的深度之差大于预定的偏差阈值，则调整上一次设定的钻井轨迹。

对于上述深层水平井钻井轨迹调整方法，如果钻入点到目的层之间的距离大于预定值，则通过标志层逼近控制对目的层的深度进行预测。

对于上述深层水平井钻井轨迹调整方法还包括：正钻井开钻前，通过邻井的速度场分布预测正钻井的目的层的深度。

对于上述深层水平井钻井轨迹调整方法，调整钻井轨迹包括调整如下参数中的一项或任意多项：井斜角、闭合距、以及靶点深度。

对于上述深层水平井钻井轨迹调整方法还包括：钻井进入目的层之后， 随钻检测岩屑并进行分析，根据分析结果调整钻井轨迹位于白云岩内。

对于上述深层水平井钻井轨迹调整方法，钻井进入目的层之后，随钻分析目的层周围的地质情况，根据分析结果调整钻井轨迹位于优质储层内。

对于具底水储层类型的目的层，调整钻井轨迹沿着构造高部位。

对于台阶式储层类型的目的层，多设控制点对钻井轨迹进行调整。

对于多礁体储层类型的目的层，使钻井轨迹沿礁带方向穿越多个礁体，并且在不同礁体之间增设控制点对钻井轨迹进行调整。

对于上述深层水平井钻井轨迹调整方法，控制迟到井深与钻头井深之差为5米至8米。

与现有技术相比，本发明技术方案主要的优点如下：

本发明的深层水平井钻井轨迹调整方法有效地指导了元坝水平井轨迹优化调整，提高了有效储层钻遇率。成果推广应用前完成了4口水平井，平均钻遇率仅为44.3％，最高也仅为54.9％；发明成果在10口水平井应用取得了良好的地质成果，成功实现了“蛇行”长穿2-3个礁盖优质储层，有8口井有效储层钻遇率达到70％以上，平均有效储层长度和钻遇率分别达到682.5m和74.2％，平均钻遇率较推广应用前提高了29.9％，最高达92％。项目成果在元坝气田10口礁滩体超深水平井均实现了长穿优质储层，其地质导向和轨迹优化获得成功应用、成效显著，为气田开发建设目标的实现提供了技术保障和支撑，为地方经济建设起到了建设性的作用，取得了显著经济效益和社会效益。本发明成果为复杂油气藏降低投资、提高开发效益，实施水平井提供了新的思路和方法，推广应用意义重大。

附图说明

图1是本发明一个实施例所述的深层水平井钻井轨迹调整方法的流程图；

图2是长兴组岩石类型及储层物性的关系图；

图3是元坝27井不同类型储层产能贡献统计直方图；

图4示出长兴组测试段无阻流量与I+II类气层厚度关系曲线；

图5A和图5B分别是长兴组水平井和大斜度井产能与I和II类储层加起来的厚度的关系图以及长兴组水平井和大斜度井产能与储层总有效厚度的关系图；

图6是元坝272-1H井长兴组水平段轨迹剖面跟踪评价图。

具体实施方式

水平井的水平段由第一靶点和第二靶点限定。钻入目的层即到达第一靶点之前称为入靶前，到达第一靶点之后称为入靶后。本发明所述的深层水平井钻井轨迹调整方法大体上包括如下过程：

①通过储层埋深随钻预测进行入靶前的水平井轨迹优化调整。当然，储层埋深随钻预测也可以与标志层逼近控制相结合。标志层是指一层或一组具有明显而独特特征、可作为地层追踪或对比的岩层。

②通过“找寻白云岩、长穿优质储层、控制迟到井深与钻头井深差、精细微调井斜确保中靶”进行入靶后的水平井轨迹优化调整。

一、入靶前轨迹优化调整

在第一实施例中，以元坝地区为例，长兴组是目的层。钻入点越接近目的层则目的层埋深随钻预测的预测精度越高，因此在钻入点距离目的层较远预测精度较低时，可以先通过标志层逼近控制来预测目的层的埋深，后面将对标志层逼近控制的具体过程进行说明。

前期对海相超深水平井进行部署论证，在实钻中与设计具有一定的差距，在进入目的层之前，需要调整好井斜，防止进入目的层时井斜过大或偏小，导致钻不到储层或钻穿储层。在地质跟踪过程中，通过地层的对比和随钻标定预测技术的结合，在入靶前对轨迹进行优化调整。掌握钻井区域目的层的分布、走向、厚度、深度等基本情况，选取控制对比井，建立起邻井海拔垂深岩性和电性对比图。通过区域上的构造和地层情况，选取水平井井区横向上分布稳定的标志层来作对比分析，随钻预测目的层的垂深。

根据《中华人民共和国石油天然气行业标准》SY/T5934-2000中地震勘探构造成果钻井符合性检验的要求，“有地震测井或全井段声波测井资料的 详查或三维地震勘探构造解释成果，要求在山区深度误差不能大于3％，平原及其他地区深度误差不能大于2％”。以元坝气田钻井为例，对于一口预测目的层埋深为6000m的井，实钻目的层的深度与设计深度的误差在2％以内即为合格，即目的层实钻深度在6000±120m范围内均满足规范要求。然而元坝长兴生物礁滩体储层埋深普遍超过6500m，而储层厚度在20-80m范围内，为了提高井控储量和单井产能，普遍采用水平井进行开发，且为了降低投资成本绝大部分井不打导眼井。对于如此超深且储层薄的地质情况，2％的深度预测误差显然远远不能满足生产要求，难以准确定位储层位置，引导钻井准确入靶、实现水平段在设计的位置着陆的目的。

为了更准确地预测目的层的深度，本发明提出将正钻井虚拟为导眼井，随钻获取正钻井的四开测井曲线，根据正钻井随钻得到的四开测井曲线依据标志层投放到地震剖面中，从而反演地震速度场。

由于沉积相带的横向变化而引起地层岩性平面分布、纵向岩性组合均有较大差异，这些差异则会导致地震波在地层中的传播速度在不同区域不同。即使在相同的相带内，由于沉积微相不同、储层横向的非均值性的影响，速度也有细微的差异，在全区没有统一的速度场，这也为储层埋深的精确预测带来了较大的困难。

针对元坝气田储层埋深普遍超过6500m的地质情况，为了准确预测储层的埋深，为水平井的设计提供准确参数，通过对钻井与地震匹配关系的深入研究，提出了通过超深礁滩体储层深度随钻预测进行入靶前的水平井轨迹调整。如图1所示，通过超深礁滩体储层深度随钻预测进行入靶前的水平井轨迹调整主要包括如下步骤：步骤1，在正钻井开钻前采用邻井速度场粗略预测正钻井的主要地层界限深度；步骤2，将正钻井虚拟为导眼井；步骤3，随钻获取正钻井的实际的地层界限深度和四开测井曲线；步骤4，根据得到的实际的地层界限深度对步骤1中得到的主要地层界限深度的深部地层界限进行修正，得到修正后的标志层深度；步骤5，根据得到的四开测井曲线依据标志层投放到地震剖面中，从而反演地震速度；步骤6，利用正钻井的速度场来精确预测目的层的埋深；步骤7，判断当前预测到的目的层的埋深与上一次预测到的目的层的埋深之差是否超过预定的偏差阈值，如果超过了 预定的偏差阈值则流程进入步骤8，否则返回步骤3；步骤8，调整上一次设定的钻井轨迹。

以元坝27-3H井为例进一步说明通过储层深度随钻预测进行入靶前的水平井轨迹调整。元坝27-3H井位于④号礁带上元坝27井与元坝271井之间，距离元坝27井约3km，距离元坝271井约1.8km。由于该井不钻导眼直接采用水平井进行开发，为了保证该井的水平段在设计的位置着陆，对该井的储层埋深预测采用了两步法：第一步，采用与元坝27-3H井最靠近的已完钻井元坝271井的速度场对元坝27-3H井长兴组顶界埋深进行了初步预测，预测在顺轨迹走向方向上元坝27-3H井长兴组顶界垂深在6503m左右，根据储层的纵向展布特征设定第一靶点垂深为6560m以及第二靶点垂深为6560m；第二步，将正钻井虚拟为导眼井，随钻获取27-3H井的四开曲线合成记录，根据27-3H井随钻得到的四开测井曲线依据标志层投放到地震剖面中，标定建立起27-3H井的准确速度场，从而预测在顺轨迹走向方向上长兴组顶界垂深在6470-6490m之间，并根据储层的埋深预测建议将第一靶点的垂深调整到6538-6542m之间，增大井斜角，将第二靶点的垂深调整到6526-6530m之间。经实钻证实长兴组顶界垂深为6478.70m，实钻第一靶点垂深为6541.08m。通过目的层深度随钻预测，准确地预测了元坝27-3H井的储层埋深，以此为依据指导钻井轨迹的优化调整，最终取得了在922m的水平段中钻遇有效气层厚度779.4m的新纪录，有效气层钻遇率达到84.53％。

经钻井检验，入靶前储层深度随钻预测有效地提高了储层埋深的预测精度，在目的层埋深超过6500m的地质条件下，将储层埋深预测的误差控制在了0.2％以内，预测储层埋深与实钻深度差在13m范围内，多数井的预测与实钻深度差小于10m，有效地降低了水平井因深度预测不准而造成的风险，为水平井钻井轨迹设计奠定了坚实的基础，为随钻轨迹优化调整提供了可靠的依据，大大地提高了水平井钻井成功率，实际效果可以由如下的元坝气田钻井地层预测深度与实钻深度统计表中的例子体现出来。

表1

由于飞仙关组二段与飞仙关组一段加起来的厚度不稳定(130-200m)，而飞仙关组三段底部发育一套泥(泥灰)岩分布稳定、电性特征明显，因此飞仙关组三段可作为标志层。钻井到该标志层时，现场卡准飞仙关组三段的底深，与邻井进行对比分析，预测长兴组的顶界深度，根据井区飞仙关组二段至长兴组这段区间内纵向、横向上的岩性、岩相组合以及特殊岩性段的特征，再结合钻井区地质构造情况，确认目的层横向展布情况，钻井过程中再通过标志层的变化情况，对已预测的目的层深度进行适当的修正，如果当前预测的目的层深度与前一次预测的目的层的深度之差大于预定的偏差阈值则对钻井轨迹进行优化调整，确定第一靶点的深度。如元坝272-1H井实钻飞仙关组三段底界垂深为6342.5m(比钻井前预计的深度深37.5m)，根据邻井飞仙关组二段与飞仙关组一段加起来的厚度为135-155m，预测沿轨迹走向长兴组顶界垂深介于6480-6500m(比钻井前预计的垂深6434m偏深46-66m)。实钻飞仙关组二段与飞仙关组一段加起来的厚度为136m，长兴组顶界垂深6478.5m(比钻井前预计的垂深6434m偏深44.5m)，因此为保证水平段在设计的位置准确着陆需要降低钻井的井斜角。

二、入靶后的轨迹优化调整

要提高优质储层钻遇率，加强现场地质跟踪及时发现问题并进行轨迹优化调整最为关键。一方面安排经验丰富的地质研究人员驻守现场，应用录井新技术，结合岩屑、气测录井和薄片鉴定，确定入靶时储层变化情况，及时准确了解水平段钻遇地层岩性、物性和含气性的细微变化。另一方面，根据实钻资料的变化，及时修正地质模型，并结合邻井剖面和测井成果进行精细对比分析，预测优质储层纵、横向展布，提出优化轨迹方案，然后及时与钻井工程结合，指导调整实钻轨迹，使钻头尽可能在优质储层中穿行。

针对长兴组气藏储层纵、横向非均质性强、局部存在边(底)水、受礁、滩体控制的特征，同时考虑气藏地质特征与钻井工程工艺的结合，建立了“找寻白云岩、长穿优质储层、控制迟到井深与钻头井深差、精细微调井斜确保中靶”(简称为“找云岩、穿优质、控迟深、调靶点”)的水平井目的层轨迹优化调整模式。

第一、元坝地区长兴组气藏最好的储层岩石类型为各类白云岩，确保水 平井全面达产的基础是探寻各类型白云岩储层，并确保目的层轨迹位于白云岩之内。

从元坝地区礁滩相储层岩性特征来看，礁相储层岩性主要为残余生屑(粒屑)溶孔白云岩，中粗晶(溶孔)白云岩，含生屑溶孔白云岩，灰色藻粘结(溶孔)微粉晶云岩，生物礁白云岩，灰质白云岩，生物碎屑灰岩，生物礁灰岩等，其中残余生屑(粒屑)溶孔白云岩、中粗晶(溶孔)白云岩、含生屑溶孔白云岩、藻粘结(溶孔)微粉晶云岩、生物礁白云岩物性最好，是重要的几种储层岩石类型；滩相储层岩性主要为灰色溶孔白云岩，灰色生屑、含生屑粉细晶白云岩，灰色灰质白云岩，残余生屑白云质灰岩，灰色生屑、砂屑、砾屑灰岩等，其中溶孔白云岩和生屑、含生屑粉细晶白云岩物性最好，是重要的两种储层岩石类型。

通过小岩心分析资料统计，白云岩类孔隙度(样品数N＝203)介于0.82％～24.65％之间，平均为6.38％，渗透率(样品数N＝180)在0.0045～1720.7871×10^-3μm²之间，渗透率级差大。其中，溶孔白云岩(样品数N＝124)平均孔隙度为8.31％，灰质白云岩(样品数N＝56)平均孔隙度为3.23％，颗粒白云岩(样品数N＝12)平均孔隙度为4.73％，晶粒白云岩(样品数N＝11)平均孔隙度为2.42％，如下面的长兴组白云岩类与储层物性关系统计表所示。

表2

灰岩类孔隙度(样品数N＝436)介于0.23％～8.44％之间，平均为2.8％，渗透率(样品数N＝354)在0.0034～1069.1996×10^-3μm²之间，渗透率级差大。 其中，白云质灰岩(N＝212)平均孔隙度为3.42％，晶粒灰岩(N＝21)平均孔隙度为2.05％，颗粒灰岩(N＝192)平均孔隙度为2.15％，礁灰岩(N＝11)平均孔隙度为3.7％，如下面的长兴组灰岩类与储层物性关系统计表所示。

表3

从表2、表3及图2可以看出储层岩石类型和物性之间是有密切联系的。对于长兴组储层来说，溶孔白云岩、颗粒白云岩是最好的储集岩类，其次是灰质白云岩、白云质灰岩、颗粒灰岩和礁灰岩。依据川东北地区碳酸盐岩储层分类标准，溶孔白云岩、颗粒白云岩以I、II类储层为主；灰质白云岩、白云质灰岩、颗粒灰岩和海绵礁灰岩主要为III类储层；晶粒白云岩和微晶灰岩大部分表现为低孔、高渗特征，大多数为III类储层或非储层。

第二、长穿优质储层是目标。

从图3和图4可以看出，测试井无阻流量与I类储层和II类储层加起来的厚度具有较好的正相关性，而数值模拟研究结果表明，开发初期I、II类储层对产能贡献至少达到85％以上。

目前，长兴组气藏已有元坝103H、204-1H、205-1、27-3H、10侧1、10-1H、29-2、102-2H等水平井或大斜度井完成试气并达产，根据各井测井解释储层发育状况及试气结果，建立各类储层长度与气井产能关系如图5A和图5B所示，可以看出水平井或大斜度井产能也主要和I、II类储层长度有关。因此为实现单井产量最大化，水平段长穿I、II类优质储层是关键。

对礁滩相优质储层分布进行规律研究，表明礁相优质储层主要分布于礁 盖(顶)，滩相优质储层主要发育于高能滩的滩核，因此为实现长穿优质储层的目的，首先位于礁相区的水平井目的层轨迹应控制在礁盖(顶)储层之内，位于滩相区的水平井目的层轨迹应控制在高能滩的滩核之内；其次，由于长兴组气藏为受礁、滩体控制的岩性气藏，单礁体或滩体规模小，水平井目的层轨迹宜沿礁、滩体长轴走向穿越多个小礁、滩体；此外，鉴于长兴组气藏为局部存在边(底)水、不同礁滩体气水界面不统一的复杂情况，为了有效避开水层，还应控制水平井目的层轨迹沿构造高部位或礁、滩体相对高部位穿行，以保证水平段轨迹距下部水层顶部有一定的距离，有足够大的避水厚度。

第三、控制迟到井深与钻头井深差是重要手段。

迟到井深是钻头破碎的岩屑由钻井液带到地面后该岩屑所代表其在地下的实际深度，它比钻头井深滞后。井钻得越深，滞后时间越长。钻速越快，迟到井深与钻头井深差越大，控制迟到井深与钻头井深差也就是控制钻速，减少因钻速过快岩屑还未返出地面而无法判断地层岩石情况，也就是尽量减少钻头钻遇的岩石与返出岩屑的深度差，好在地下目的层发生变化时为井身轨迹调整提供足够的调整空间。

由于元坝气田水平段钻井井深达到7500m左右，钻井迟到时间较长，例如200分钟左右、迟到井深与钻头井深相差20m左右，为实时分析与落实岩性、物性、相带类型等储层特性的细微变化、及时为轨迹优化调整提供准确的资料依据，以及更好地进行轨迹优化调整，控制钻进过程中迟到井深与钻头井深差是关键，当二者井深差达到一定时采取地质循环、采样分析，预测可能储层有变化时控制二者井深相差5～8m左右。

第四、精细微调井斜确保中靶是关键。

跟踪研究过程中，进入主要目的层后，派遣经验丰富的地质研究人员现场驻井，根据邻井小层划分、储层特征与对比研究，结合实钻录井等资料分析及近井约束反演与井轨迹标定等工作，同时与工程施工队伍紧密结合，提出增加或降低井斜角等优化调整建议，确保快速钻进、准确入靶，水平轨迹多穿优质储层，实现开发井高产高效。

水平段的地质跟踪主要目的一是以中第一和第二靶点或重新校正的靶 点为主要目标；二是尽量避免钻穿气层，以在储层中长穿为目标。

下面以元坝272-1H井为例进行说明分析，该井构造位置位于元坝区块长兴组④号礁带，期间共进行了5次轨迹优化调整工作，如图6所示，实施过程中控时钻进，井筒内的岩屑控制在6-8m，有利于及时发现、分析、调整，保证了下一步长穿优质储层。

第一次：调整第一靶点目标

2012年9月对试采区9口开发井轨迹优化调整讨论，鉴于元坝272-1H井原设计第一靶点位于第二个礁盖，水平段轨迹有钻遇较长灰岩段风险，进一步优化调整为长穿礁顶礁盖储层，第一靶点的垂深维持在6505m、闭合距由561.4m缩短至517.7m，第二靶点维持原设计不变，即第二靶点的垂深为6575m。

第二次：第一和第二靶点微细调整

2013年11月22日，钻入井深6630m/垂深6480.4m，已进入长兴组(长兴组顶界斜深6624m/垂深6478.3m)，综合预测第一靶点可能位于礁盖优质储层底部，同时鉴于实钻轨迹位于设计轨迹之后，具有一定增斜空间，将原设计第一靶点垂深6505m优化为6500-6505m(井斜角由85.7°调至86.2°)、第二靶点垂深由原设计6575m上调至6565m(上调10m)。实钻第一靶点尚在优质储层中(垂深为6502.5m，井斜角为86.4°)。

第三次：增斜钻进

调整原因：自井深6989m开始出现含生物灰岩，研究认为可能为礁间灰岩，预测灰岩段长60m左右，继续稳斜87°左右钻进；当钻至7093m时已钻灰岩段长为104m，并出现较为明显的礁核相灰岩，地震预测礁体倾角为3°左右；为了回穿礁盖储层，自斜深7093m开始增斜钻进，至斜深7150m井斜角达到88°，然后稳斜钻进直到回穿礁盖白云岩优质储层。

实施过程：自井深7093m开始增斜，至井深7160m(垂深6524.98m)时井斜角由86.1°升至88.1°。

调整效果：自井深6989m钻出礁盖储层，至井深7265m进入礁盖优质白云岩储层共钻遇灰岩段长276.00m。

第四次：稳斜钻进

调整原因：自井深7265m进入优质白云岩储层，至井深7280m时已钻优质储层15m，为了保证钻遇更多优质储层而避免在礁盖储层底部钻进，因此，自斜深7280m稳斜88°钻进至7350m左右，视情况再讨论下一步水平轨迹优化调整方案。

实施过程：自井深7280m开始微增斜，井深7285-7350m井斜角为88.3-88.5°。

调整效果：在稳斜钻进过程中，所钻井段7280-7351m均为优质白云岩储层，累计段长66m，储层岩性为细-中晶白云岩为主，微裂缝发育且局部见针孔，含气性较好(全烃10-28％)。

第五次：降斜钻进

调整原因：钻至井深7351m时，已钻优质白云岩储层86m，实钻轨迹从井深6980m左右开始存在方位南偏现象(较设计方位245.71度低1.4-2.2度)，加上礁体自然下倾，根据当前轨迹趋势(按井斜角88.5°)至第二靶点时将可能钻穿物探预测的礁盖优质储层顶界，且可能偏离有利储层分布区域，因此，自井深7350m开始微降斜，至7450m达到87度，并且在下一步定向施工尽量控制井轨迹偏移，至第二靶点方位不能低于240度，若储层无变换钻至7450m后继续稳斜钻进至完钻。

实施过程：自井深7351m开始降斜，至井深7391m(垂深6531.86m)时井斜角由88.2°降至87.1°，7351-7515m井斜角为86.5-87.1°。

调整效果：在降斜钻进过程中，在井段7351-7514m钻遇优质白云岩储层，累计段长163m，储层岩性为细-中晶白云岩为主，晶间孔、晶间缝较发育，局部见溶孔，部分井段返出岩屑中见次生方解石裂缝发育，含气性较好(全烃10-29％)。

第六次：增斜钻进

调整原因：钻至井深7515m，钻遇1m微晶生物灰岩(井深7514-7515m)，分析认为井轨迹可能在礁盖储层底部穿行，为了后续轨迹多穿优质白云岩储层。因此，自井深7515m开始增斜钻进达到88°，然后稳斜(87.5°-88.5 °)钻进直到回穿礁盖白云岩优质储层直至完钻。

实施过程：自井深7515m开始增斜，至井深7622m(垂深6543.78m)时井斜角由86.5°升至88°，7622-7788m井斜角为87.8-88.3°。

调整效果：自井深7514m钻遇灰岩开始，共钻遇灰岩段长18.00m(井深7514-7532m)；自井深7532m进入，至井深7753m共钻遇优质储层段长221m；自井深7753m后为生物灰岩(井深7753-7788m)。

通过以上多次轨迹优化调整，该井成功钻遇礁盖优质白云岩储层，水平段长1073m，优质白云岩储层主要分布在井深6624.00-7036.00m、7265.00-7753.00m；整个长兴水平段共钻遇一、二类优质储层520.1m，占长兴段长的44.68％；储层岩性主要为灰色针孔粉晶白云岩、细晶白云岩、溶孔中-粗晶白云岩，部分井段微裂缝发育、部分溶孔充填沥青；具有较好的孔渗性，测井孔隙度2.1-11.9％，渗透率0.06-3022.08×10^-3μm²，并创造了元坝工区水平位移最大、水平段最长两项纪录。

下面，进一步以不同类型的储层组合为例进一步说明本发明的深层水平井钻井轨迹调整方法。

长兴组气藏不同礁带、不同井区具有不同的储层组合特征，针对不同的特征，水平井轨迹优化调整方法的具体步骤略有不同。研究及实钻表明，元坝地区长兴组气藏主要发育以下三种类型的储层组合，在室内地质、地球物理研究与现场跟踪评价的基础上，以前述普遍适用的目的层轨迹优化调整方法为指导，针对不同的储层组合，形成了相应的水平井轨迹优化调整方法，为不同类型储层水平井开发提供了技术保障。

第二实施例是针对具底水储层水平井的钻井轨迹调整方案。具底水储层的合理高效开发，最重要的就是有效避开水层，以避免钻采过程中的底水突进。针对此类型气藏，水平井轨迹优化调整首要为沿构造高部位，控制轨迹位于礁盖储层顶部，以保证足够大的避水厚度。开发评价井元坝103H长兴组储层为典型的具底水储层组合，其成功实施为“具底水储层”气藏开发提供了思路与模式。

元坝10-1H井在斜导眼仅钻遇12.5m有效储层的不利情况下，调整水平 段轨迹沿构造高部位、控制在礁盖储层顶部(距气水界面垂深约31.68-37.56m)，实钻水平段长度802m，成功钻遇有效储层长度512.4m。

第三实施例是针对台阶式储层水平井的钻井轨迹调整方案。元坝长兴组气藏以礁相储层为主，由于各礁体生长规模不同，在局部范围内储层顶面构造起伏不定，其次，长兴组纵向上发育多期礁盖储层，不同期次礁盖储层白云岩化程度不同，导致优质储层在纵向上非均质性非常强，储层表现为台阶式展布。针对此类储层，水平井轨迹优化调整首要为沿礁带走向多设控制点，使轨迹位于高部位的礁盖储层之内，此外要严格控制钻井过程中的迟到井深，及时发现储层变化情况，以判断轨迹是否需要调整。

④号礁带中段元坝272H井区储层为典型的台阶式储层组合类型，钻井过程中经过五次细微调整，水平段三升两降，成功钻遇两套礁盖储层，实钻水平段长度为757m，有效储层长度为665.9m，储层钻遇率达88％。元坝272H井的成功实施为“台阶式、多期次、纵向非均质性强的储层”的开发提供了技术保障。

第四实施例是针对多礁体储层水平井的钻井轨迹调整方案。沉积相及礁相储层预测与精细刻画研究表明，长兴组气藏每条礁带沿走向由多个礁群组成，每个礁群又由多个小礁体组成，单礁体规模小；各个礁带不相连，同一礁带内礁群之间并不完全相连，而礁群内部各个小礁体之间横向连通性较差。为长穿优质储层、提高优质储层钻遇率以提高单井产量和单井控制储量，水平井轨迹优化调整首先要沿礁带方向穿越多个礁体，其次在不同礁体之间增设控制点，根据今地貌的起伏增加或降低井斜角，控制轨迹均位于不同礁体礁盖储层之内，此外要严格控制钻井过程中的迟到井深，及时发现储层变化情况，以判断轨迹是否需要调整。

④号礁带元坝27-1H井区发育多个小礁体，钻进过程中水平段经过多次优化调整，钻遇三套礁盖储层，实钻水平段长度为1003m，有效储层长度为729.7m，有效储层钻遇率达到72.8％。元坝27-1H等井的成功实施为“单礁体规模小，横向连通性差储层”的开发提供了宝贵的经验。

经验证，本发明的深层水平井钻井轨迹调整方法在实际应用中取得了很好的效果。已完钻水平井均实现了长穿优质储层，有效储层钻遇率大幅提高， 并创造了多项记录。

本发明的深层水平井钻井轨迹调整方法有效地指导了元坝水平井轨迹优化调整，提高了有效储层钻遇率。成果推广应用前完成了4口水平井，平均钻遇率仅44.3％，最高也仅为54.9％；研究成果在10口水平井应用取得了良好的地质成果，成功实现了“蛇行”长穿2-3个礁盖优质储层，有8口井有效储层钻遇率达到70％以上，平均有效储层长度和钻遇率分别达到682.5m和74.2％，如下面的元坝完钻水平井储层钻遇情况统计表所示，最高有效储层长度和钻遇率分别达到929.9m和92.2％，平均钻遇率比推广应用前提高了29.9％，最高钻遇率(元坝29-2井)达到92％。

表4

元坝272H井，通过3次增斜、2次降斜施工，水平段成功穿行两个礁盖储层，成为元坝气田第一口台阶式水平井。

元坝101-1H井通过6次轨迹调整，水平段成功穿行2个礁盖储层，测井解释气层807.2m，有效储层钻遇率79.2％，并创高硫气藏完钻水平井最深7971m世界纪录。

元坝27-3H井通过3次轨迹优化调整，水平段成功穿行2个礁盖储层，测井解释气层929.8m，储层钻遇率达85.5％，创工区水平井钻遇气层最长纪录。

元坝29-2井构造位置较低，储层为气水同层，通过地质工程紧密结合，先后3次进行实钻轨迹的优化与调整，水平段长度从设计的340m增加到692.5m，成功穿行2个礁盖储层，测井解释各类气层650.4m，钻遇率达到92.2％，创工区有效储层钻遇率最高纪录。

元坝272-1H井通过5次轨迹优化调整，水平段成功穿行2个礁盖储层，水平位移1502m，水平段长1073m，测井解释气层907.2m，刷新了水平段 最长、水平位移最大两项纪录。

已完成测试水平井均获得了高产，增产效果显著，保障了产能建设目标的实现。完钻水平井中已有6口井完成测试，均获得高产，测试产气量69-107.4×10⁴m³/d、平均85.4×10⁴m³/d，无阻流量239-651×10⁴m³/d、平均441.1×10⁴m³/，如下面的元坝水平井测试成果简表所示，比前期未使用该项技术的水平井无阻流量增加80％，若按无阻流量的1/10配产，单井年产混合气产量较前期水平井多0.63×10⁴m³/a、净化天然气多0.54×10⁴m³/a，则10口井增加净化气产量6.3×10⁴m³/a。

表5

根据相同井场水平井与直井对比分析，水平井增产明显，如下面的元坝水平井与直井测试成果对比表中的例子所示，水平井无阻流量是直井的2.72倍，其中元坝204-1H是直井元坝204井的2.24倍、元坝101-1H是元坝101井的6.36倍。

表6

测试井若按1/10无阻流量进行配产，平均单井日产气和年(330天配产)产气分别为44.1×10⁴m³/d、1.46×10⁸m³/a，较直井分别增加27.9×10⁴m³/d和0.92×10⁸m³/a，则完钻的10口井较直井年增加产气量9.2×10⁸m³/a；测试井若按1/8无阻流量进行配产，平均单井日产气和年产气分别为55.1×10⁴m³/d和10.9×10⁸m³/a，较直井分别增加16.8×10⁴m³/d和0.56×10⁸m³/a，增幅达44.0％，预计完钻的10口井年增加产气量5.6×10⁸m³/a。

本发明成果已在元坝气田10口礁滩体超深水平井均实现了长穿优质储层，其地质导向和轨迹优化获得成功应用、成效显著，为气田开发建设目标的实现提供了技术保障和支撑，为地方经济建设起到了建设性的作用，取得了显著经济效益和社会效益。本发明成果为复杂油气藏降低投资、提高开发效益，实施水平井提供了新的思路和方法，成果推广应用意义重大。同时，也为其它复杂油气藏的水平井开发探索了路子，推广应用前景广阔。

一方面西南油气分公司实施的川科1、彭州1等已在川西海相取得了突破，正按照总部勘探精神“积极展开风险勘探，整体评价，力争在新区域、新层系取得新的油气突破；争取“十三五”期间海相成为接替陆相，有力支撑“双百亿”目标的主战场。”

另一方面四川盆地海相上组合总体勘探程度较低，资源潜力大，是“十二五”乃至“十三五”展开勘探、实现规模储量的有利勘探层系；同时我国海相碳酸盐岩油气资源探明程度也还很低。

上述情况表明，碳酸盐岩具有巨大的油气勘探开发潜力和良好的发展前景。但随着天然气勘探开发的不断深入，勘探开发对象越来越复杂、越来越深，因此项目成果对以后类似的气田开发具有重要的使用价值和广泛的推广应用前景。

Claims (10)

1.一种深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，钻井进入目的层之前，该方法包括：

在正钻井开钻之前采用邻井速度场分布预测正钻井的主要地层界限深度；

将正钻井虚拟为导眼井；

随钻获取正钻井的实际的地层界限深度和四开测井曲线；

根据得到的实际的地层界限深度对开钻前得到的主要地层界限深度的深部地层界限进行修正，得到修正后的标志层深度；

根据得到的四开测井曲线依据标志层投放到地震剖面中，从而反演正钻井的速度场分布；

根据正钻井的速度场分布预测正钻井的目的层的深度；

如果当前预测的目的层的深度与上一次预测的目的层的深度之差大于预定的偏差阈值，则调整上一次设定的钻井轨迹。

2.如权利要求1所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，如果钻入点到目的层之间的距离大于预定值，则通过标志层逼近控制对目的层的深度进行预测。

3.如权利要求1所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，还包括：正钻井开钻前，通过邻井的速度场分布预测正钻井的目的层的深度。

4.如权利要求1所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，调整钻井轨迹包括调整如下参数中的一项或任意多项：井斜角、闭合距、以及靶点深度。

5.如权利要求1所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，还包括：钻井进入目的层之后，随钻检测岩屑并进行分析，根据分析结果调整钻井轨迹位于白云岩内。

6.如权利要求1所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，钻井进入目的层之后，随钻分析目的层周围的地质情况，根据分析结果调整钻井轨迹位于优质储层内。

7.如权利要求6所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，对于具底水储层类型的目的层，调整钻井轨迹沿着构造高部位。

8.如权利要求6所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，对于台阶式储层类型的目的层，多设控制点对钻井轨迹进行调整。

9.如权利要求6所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，对于多礁体储层类型的目的层，使钻井轨迹沿礁带方向穿越多个礁体，并且在不同礁体之间增设控制点对钻井轨迹进行调整。

10.如权利要求5或8或9所述的深层水平井钻井轨迹调整方法，其特征在于，控制迟到井深与钻头井深之差为5米至8米。