随着世界能源需求的持续增长及常规油气资源的不断枯竭, 非常规油气资源的开发利用成为化石能源供应的新突破口^[1]。传统地质导向使用的钻时、气测、岩性、随钻自然伽马等参数结合地震资料, 在水平井地质导向过程中很难实现层位对比和追踪。前人总结出利用导眼井或邻井元素录井资料建立元素录井标准剖面的方法^{[2, 3]}, 还难以应对无导眼井以及无邻井元素剖面的情况, 这是因为在钻井现场往往是在缺乏导眼井或者邻井元素录井资料情况下直接进行水平井施工, 即使通过导眼井或邻井建立了元素标准剖面, 同样无法应对目标储层非均质性强、横向连续较差的情况。由于缺乏有效的地质导向技术, 致密油水平井整体储层钻遇率较低, 这一技术难题成为多年来制约陇东区块致密油水平井发展的技术瓶颈。

致密油储层依靠常规的直井压裂或射孔模式难以达到工业开采目的, 必须依靠长水平井体积压裂、工厂化开采模式来提高储层动用率, 降低开发成本^[4]。由于长水平井的完成需要随钻地质导向做技术支撑, 国内LWD随钻地质导向技术刚刚兴起且费用昂贵, 目前主要采用录井技术+MWD技术来辅助水平井地质导向, 对层位进行对比和水平段井眼轨迹位置进行分析。水平井可以大幅增加井眼在产层中的长度和产层的泄油面积, 虽然成本略高于直井, 但单井产量却是直井的数倍^[5]。

近年来水平井随钻地质导向技术在薄层、低渗透、稠油、页岩气等油气藏及底水和气顶活跃的油藏开发中得到广泛使用^[6]。为了增加水平段优质储层钻遇率, 前人做了大量研究, 总结出沉积模型导向法、标志层法和沉积旋回法^[7], 无论采用何种随钻地质导向方法, 核心都是利用钻前及随钻过程中获得的地震、岩性、电性、物性及含油气性资料来进行“ 预测” 和“ 导向” ^[8]。“ 预测” 是指进入水平段前的地层对比与预测入靶点技术, “ 导向” 是指进入水平段后分析井眼轨迹与地层相切关系, 合理调整井眼轨迹的导向技术。前者旨在准确进入目的层, 后者旨在保证水平段在目的层内穿行, 提高水平段目标储层钻遇率^[8]。

陇东区块长7段致密油储层具有分布范围广、含油饱和度高、原油性质好的优点, 同时具有储层致密、孔喉结构复杂、物性差、油藏压力系数低的特征, 属于典型的非常规储层^[9]。2019年, 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部的陇东区块三叠系延长组长7段生油层系内致密油新增石油探明地质储量3.58× 10⁸ t, 预测地质储量6.93× 10⁸ t, 为10× 10⁸ t级源内非常规庆城大油田^[10], 说明陇东区块长7段致密油储层具有巨大的勘探开发潜力。陇东区块延长组长7段砂岩受湖相沉积的地质因素影响, 致密油储层具有非均质性较强, 砂体横向延展性较差的特征^[11]（图1）。

图1

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	图1 陇东区块长7段局部油藏特征剖面

根据长7段致密油储层主元素差异较小的特征, 采用元素比值法, 建立适用于本区块的元素比值组合图, 结合元素录井“ 局部重复性对比法” , 可解决缺乏导眼井和邻井元素资料及砂体横向非均质性较强情况下的层位对比与追踪难题, 从而为井眼轨迹对比分析及调整提供技术支撑, 提高致密油水平井储层钻遇率。

元素录井在现场常用主元素曲线交会法、特征参数法来进行层位划分和对比^[12]。针对砂岩型储层, 阎荣辉等^[13]提出应用元素特征参数来辅助山₂³亚段岩性识别及水平段层位分析, 但未给出适合延长组致密油低成熟度砂岩储层元素特征参数模板。不同砂岩类型的矿物成分差异较大, 陇东区块延长组砂岩成熟度较低, 砂岩中仍保留了大部分母岩岩石化学特征, 导致该层位砂岩、泥岩元素主元素差异较小。因此, 应用主元素曲线交会法很难在层位划分和对比方面发挥较好的作用。

本研究优选出适合延长组长7段的特征元素及元素比值, 建立适合延长组岩性识别与层位追踪对比的致密油储层元素录井特征参数模板（图2）, 该模板分为砂岩主特征参数、泥岩主特征参数、胶结物主特征参数和碳质泥岩主特征参数4个模块。砂岩特征参数表现为SiO₂/Al₂O₃上升、K₂O/Na₂O下降, 二者交会正充填, SiO₂上升、Al₂O₃下降、K₂O和∑ Fe₂O₃下降、局部CaO升高, CaO与MgO曲线交会反映砂岩钙质胶结程度; 泥岩表现出K₂O/Na₂O、Al₂O₃、K₂O、MgO/CaO、SiO₂/CaO、∑ Fe₂O₃上升, SiO₂下降的元素特征; 碳质泥岩表现出高P₂O₅/SiO₂、中高SiO₂/CaO, 二者交会正充填, 高SO₃、高∑ Fe₂O₃, 二者交会正充填, K₂O/Na₂O、SiO₂、Al₂O₃、K₂O均下降的元素特征。

图2

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	图2 致密油储层元素录井特征参数模板

根据各模块岩性反映出的元素特征得出延长组砂泥岩元素特征统计结果（表1）。通过致密油储层元素录井特征参数模板（图2）和统计结果（表1）可以看出, 运用该模板可以快速区分延长组砂岩、泥岩、胶结物、碳质泥岩各元素特征, 能解决两大难题：一是由于钻井工艺提升导致的现场岩屑细碎, 常规地质方法无法准确识别岩性的难题; 二是常用元素图板无法准确区分延长组低成熟度砂岩及泥岩的技术难题。元素录井技术在钻井现场能够快速、准确、便捷地完成对延长组岩性的精准定名, 在入靶前给地质提供真实可靠的岩性剖面, 为水平段储层识别及水平段层位追踪对比提供直观的依据。

表1

表1

表1 延长组砂泥岩元素特征统计结果 岩性 SiO2/Al2O3 K2O/Na2O SiO2/% Al2O3/% K2O/% Na2O/% MgO/CaO SrO /% MgO/% CaO/% SiO2/CaO P2O5/SiO2 SO3/% ∑ Fe2O3 /% 砂岩 ↑ ↓ ↑ ↓ ↓ ↑ ↓ 泥岩 ↑ ↓ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑ 碳质泥岩 ↓ ↓ ↓ ↓ ↑ ↑ ↑ ↑ ↑

表1 延长组砂泥岩元素特征统计结果

本研究是基于没有邻井元素录井资料且本平台没有导眼井元素录井服务的前提下开展的, 因此入靶前“ 预测” 这一项技术在这里不做讨论。本文将重点阐述“ 导向” 技术, 即进入水平段后分析井眼轨迹与地层相切关系, 合理调整井眼轨迹的“ 导向” 技术来提高水平段目标储层钻遇率, 也就是在没有邻井及导眼井元素录井资料前提下, 如何使用元素录井技术实现水平段层位对比和追踪, 辅助地质导向正确调整井眼轨迹, 最终达到提高水平段储层钻遇率的目的。

3.1 元素录井辅助地质导向方法

在确定水平井入靶后, 对目的层顶板泥岩及已钻砂岩储层元素特征进行精细刻画, 为后期井眼轨迹分析做准备, 因而入靶后首先将井眼轨迹与地层相切关系分为3种类型。

（1）入靶后200 m水平段内首次钻遇泥岩, 因为湖泊相及三角洲前缘相泥岩连续性比砂岩好且元素特征相对稳定, 可以将钻遇泥岩元素特征与入靶点顶部泥岩元素特征做对比。如果特征相同则判断井眼轨迹上切地层顶出, 如果特征不同则下切地层底出; 如果明确井眼轨迹与地层倾角平行, 由砂岩钻遇泥岩, 不管新钻遇泥岩特征是否与顶板泥岩相同均判断为侧出。

（2）入靶后持续钻遇砂岩, 如果砂岩元素特征稳定, 说明井眼轨迹顺层或者微上切地层; 如果砂岩元素特征发生明显变化, 有新元素特征出现, 说明钻遇下伏叠置砂体, 井眼轨迹下切储层。

（3）水平段钻进井段较长, 即200 m水平段外首次钻遇泥岩, 此时由于横向位移较大, 顶板泥岩元素特征可能已经逐步发生变化, 用入靶点泥岩元素特征来与井底泥岩元素特征做对比不再可靠, 只能提供初步判断。需要调整井眼轨迹后, 根据回层后砂岩的元素特征与出层前砂岩的元素特征的对比情况, 再次确认井眼轨迹与地层相切关系, 如果两段砂岩元素特征相同则为上切, 如果二者元素特征不同则说明钻遇新岩层, 井眼轨迹下切地层。

本研究将这一套利用最近已知岩层元素特征来对比井底钻遇岩层元素特征, 从而确定井眼轨迹与地层关系的方法定义为“ 局部重复性对比法” （图3）。

图3

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	图3 元素录井“ 局部重复性对比法” 思维导图

3.2 应用实例

以下通过A井来展示元素录井辅助致密油水平井地质导向方法的应用（图4、图5）。

图4

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	图4 陇东区块A井元素录井综合图（1:5000）

图5

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	图5 A井录井导向图（实钻轨迹）

3.2.1 入靶后元素剖面精细刻画

A井在钻穿以泥岩为主、夹薄层砂岩的长7₁¹小层后, 在2 292.00 m钻遇目的层砂岩。从图4可以得出, 目的层顶板泥岩具有高K₂O/Na₂O、K₂O、MgO/CaO、SiO₂/CaO元素特征。入靶点①号层砂岩具有SiO₂/Al₂O₃上升、K₂O/Na₂O下降, 二者交会正充填, SiO₂上升、Al₂O₃下降、K₂O和∑ Fe₂O₃下降、CaO升高的元素特征, CaO与MgO曲线交会反映砂岩存在钙质胶结。通过元素录井确定钻遇明显砂岩元素特征后, A井地质导向于2 292.00 m入靶后（图5）, 对井眼轨迹进行增斜调整。

3.2.2 随钻井眼轨迹分析

（1）钻进至井深2 413.00 m时, 砂岩元素特征发生明显变化。对比2 292.00~2 412.00 m井段砂岩发现, 2 413.00 m开始砂岩元素特征有以下变化：K₂O与Na₂O曲线交会面积增大、MgO/CaO与SrO曲线由分异收缩至基本重合、CaO含量骤降、SiO₂/CaO与P₂O₅/SiO₂曲线交会关系出现反转。本套砂岩与①号层砂岩具有明显的区别, 故将其定义为②号层砂岩。根据“ 局部重复性对比法” , 此时井眼轨迹在钻进过程中砂岩特征发生明显变化, 说明此时井底钻遇新岩层, 元素录井根据以上参数变化判断此时井眼轨迹下切地层。

（2）钻进至井深2 482.00 m时, SiO₂/Al₂O₃与K₂O/Na₂O曲线、K₂O与Na₂O曲线两组曲线交会面积减小; MgO/CaO与SrO曲线、CaO与MgO曲线、SO₃与∑ Fe₂O₃曲线位置出现反转交会且交会面积增大。对照延长组砂泥岩元素特征统计结果（表1）, 可以得出井深2 482.00 m后泥质含量升高, 岩性逐步由砂岩过渡到泥岩的结论。对比2 482.00~2 599.00 m泥岩段与2 292.00 m顶板泥岩两处元素特征可以发现, 顶板泥岩较2 482.00~2 599.00 m泥岩段SiO₂/Al₂O₃与K₂O/Na₂O曲线、K₂O与Na₂O曲线、MgO/CaO与SrO曲线、CaO与MgO曲线、SiO₂/CaO与P₂O₅/SiO₂曲线交会面积都大, 二者明显不是同一套泥岩层, 元素录井判断当前井眼轨迹下切地层, 地质导向采纳建议后进行增斜追层。将井深2 482.00 m之后的泥岩定义为底板泥岩, 井深2 599.00 m后底板泥岩元素特征开始出现重复, 由于岩层非均质性较强, 局部曲线幅度存在微小差异但两边元素剖面曲线特征基本呈对称形状分布。因此, 元素录井判断底板泥岩折返点在2 599.00 m处, 此后井眼轨迹开始上切地层。

（3）继续钻进至井深2 723.00 m钻遇砂岩, 具有SiO₂/Al₂O₃上升、K₂O/Na₂O下降, 二者交会正充填, SiO₂上升、Al₂O₃下降, 二者交会正充填, K₂O和∑ Fe₂O₃下降、CaO曲线低平的元素特征。根据“ 局部重复性对比法” 优先将2 723.00 m钻遇的这套砂岩与底出前的②号砂岩元素特征进行比较。通过“ 致密油储层元素录井特征参数模板” （图2）建立的陇东区块A井元素录井综合图（图4）可以看出, 虽然由于砂体非均质性强导致两段砂岩曲线幅度存在微小差异, 但整体曲线特征基本一致, 最终得出是同一套砂岩的结论。因此, 元素录井判断当前井眼轨迹上切地层且已回到②号层砂体。而2 482.00~2 723.00 m随钻伽马整体为中高值, 并未有明显变化, 看不出有折返点, 地质导向采纳元素录井的判断后对井眼轨迹进行降斜调整。

（4）继续钻进至井深2 850.00 m, 砂岩元素特征发生变化, 此时CaO含量抬升、∑ Fe₂O₃下降, 这两项特殊元素特征与①号层下部砂体一致, 元素录井判断当前井眼轨迹继续上切地层且钻达①号层下部位置。最终本井于井深2 974.00 m钻达设计B靶点（第8靶点）位置, 于井深2 974.00 m顺利完钻。

综上可知, 本井元素录井利用“ 致密油储层元素录井特征参数模板” 及元素录井辅助致密油水平井地质导向“ 局部重复性对比法” , 对入靶点岩性及元素特征进行了确认, 在水平段钻进过程中准确进行了2次井眼轨迹下切地层的判断、1次井眼轨迹在地层中的折返判断、2次井眼轨迹上切地层的判断, 加上入靶点确认共6次分析判断。在这6次关键点的分析判断中, 元素录井为地质导向合理调整井眼轨迹提供了重要参考依据, 有效地提高了水平段优质储层钻遇率。

本文研究内容及应用实例表明, 元素录井技术在辅助致密油水平井地质导向过程中的作用是无可替代和至关重要的。由于陇东区块延长组长7段致密油储层受湖相沉积因素影响, 导致致密油储层具有非均质性较强、砂体横向延展性较差的特征, 仅仅依靠传统地质导向方法中的钻时、气测、岩性、随钻伽马参数难以准确判断井眼轨迹与地层相切状态。本研究成果利用元素录井技术成功解决了这一技术难题, 现将具体作用总结归纳如下：

（1）根据陇东区块长7段砂岩成熟度低, 砂岩、泥岩主元素差异性较小的特征, 筛选出适合该区块的特征元素, 使用元素比值法及交会法合理放大砂岩、泥岩、碳质泥岩元素特征的区别。

（2）建立适合陇东区块的致密油储层元素录井特征参数模板。通过各模块的曲线交会充填及升降变化形态可以准确完成低成熟度砂岩、泥岩、碳质泥岩的划分与定名。

（3）在钻井施工现场, 绝大部分致密油水平井是在缺乏导眼井和邻井元素录井资料的条件下进行, 另外由于致密油储层非均质性强, 储层横向延展性差, 导致前人总结的“ 元素标准剖面法” 不再适用于该类井。通过A井应用证明本研究内容中的“ 局部重复性对比法” 能成功应对以上情况, 运用元素录井技术顺利解决井眼轨迹与地层相切关系分析、判断的技术难题。

总之, 元素录井技术可以作为陇东区块致密油水平井井眼轨迹分析、调整的重要依据。元素录井技术作为辅助水平井地质导向的新技术, 在层位追踪对比、提高储层钻遇率中发挥着不可替代的作用。

编辑 孔宪青