0 引言
水平井地质导向是指在钻井过程中，通过实时监测地质参数、工程参数，并结合地质模型，动态调整钻井轨迹，以确保井眼在目的层内穿行的技术。煤岩气水平井地质导向技术是在致密砂岩水平井地质导向技术的经验基础上发展而来，前期不同学者开展了一系列有益的研究探索，主要集中在致密砂岩、页岩储层及浅层煤岩领域。针对水平井导向资料及工具方面：张鹏云等［8］利用随钻方位伽马成像测井方法，根据上下伽马曲线关系特征来判识水平井井眼轨迹与地层接触关系，有效提升了强非均质致密砂岩储层水平井钻遇率较低的问题；刘明军等［9］在沁水盆地成庄煤矿浅层煤层气水平井实施过程中利用钻时及气测资料、电磁波随钻测量（Electromagnetic Measurement While Drilling，简称EM-MWD）导向工具、随钻伽马（Gamma Ray，简称GR）数据来判断钻头进出煤层情况；申鹏磊等［10］通过水平段钻进时实时对比定向和录井参数，及时校正随钻伽马，利用GeoWorks软件进行层位对比和划分，实时调整及预测后续井眼轨迹。在水平井导向调整策略方面：孙卫锋等［11］针对苏里格盒8段砂体总结出了“侧向钻出河道”“局部储层致密或钻遇夹层”“垂向穿出河道”“钻遇断层”等4种差异化调整策略。在水平井导向方法方面：费世祥等［12-13］针对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层，充分利用三维地质模型及三维地震模型的优势，避开学科短板，提出了“地质小尺度、地震大方向”的多学科综合导向方法，确保苏里格气田盒8段致密砂岩水平井气层钻遇率提升10%以上。
尽管目前水平井地质导向技术取得了显著进展，但鄂尔多斯盆地东部深层煤岩气水平井导向仍处于探索发展阶段，尚未提出系统性、普适性的煤岩气水平井导向方法。针对煤岩地质导向工作面临的实际困难及挑战，笔者充分利用鄂尔多斯盆地东部已完钻60余口煤岩水平井实例，首先系统梳理不同水平井地质条件的差异性、导向工具和导向方法的差异性、不同状况下所做导向决策效果的差异性，进而针对不同地质风险及切层关系，制定合理的导向调整措施，并进一步总结出3种差异化地质导向模式，有效提升了煤岩水平井储层钻遇率，缩短了水平段平均钻井周期。
1 盆地东部煤岩气地质特征
鄂尔多斯盆地为稳定沉降、拗陷迁移、富含油气的多重叠合盆地［14］，其通常划分为伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起带、渭北隆起带、天环坳陷和西缘冲断带等6个一级构造单元［15-16］。本文研究区域位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部及晋西挠褶带西部［图1（a）］。盆地东部上古生界自下而上依次发育石炭系本溪组及二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组［图1（b）］，目的层系为上石炭统本溪组8#煤岩［17］。本溪组为开敞型陆表海湾环境，发育潮汐三角洲—砂坝复合沉积体系［18］；其中8#煤形成于滨海沼泽环境，主要分为湿地森林、覆水森林和开阔水域沼泽3类聚煤环境［19］，其中高位覆水森林沼泽以蕨类植物、还原环境为主，煤层厚度大，是有利沉积相带。盆地东部8#煤岩埋深为2 200~2 900 m，厚度主体介于6~12 m之间，平均为7.3 m；平面上大面积连片发育，呈“北厚南薄”变化趋势，厚煤层主要位于神木、米脂北一带，呈条带状分布［图2（a）］。
垂向发育煤—灰、煤—泥及煤—砂3种储盖组合，但不同区域储盖组合具有明显差异性，中部主要发育煤—灰组合，北部以煤—泥和煤—砂为主，南部主要为煤—灰和煤—泥组合［图2（b），图3］。煤层聚集过程中，由于海平面周期性升降影响，层内可见1~2套夹矸，局部发育2~3 m厚泥质隔层［20］，据夹矸（隔层）发育特征，8#煤岩垂向可对应划分为I、II、Ⅲ分型，平面上主要发育I、II分型，稳定性好，Ⅲ分型仅在局部少量发育（图3）。受区域构造背景及盆地充填演化影响，研究区8#煤岩平面上可划分为构造平缓区和构造复杂区2个区带［图2（c）］。构造平缓区主要位于研究区西部，区域构造位置属于伊陕斜坡东侧，该区以发育西倾单斜构造为主，地层平均坡降小于10 m/km，地层倾角一般小于1.0 °，断层不发育。构造复杂区主要分布于研究区中、东部，区域构造位置属于伊陕斜坡及晋西挠折带过渡带，该区地层平均坡降10~30 m/km，地层倾角大于1.5 °，局部构造起伏较大，倾角可达3.0 °以上，普遍发育小幅构造，常见穹隆及鼻状构造，断层较为发育，以小规模走滑断裂为主。
50余口井煤岩岩心观察统计表明，研究区8#煤为原生结构煤，宏观煤岩类型以光亮型、半亮型煤为主，形态完整，结构均一，局部发育碎裂煤、碎粒煤。垂向上普遍表现为中上段以裂隙发育较好的光亮煤为主，下段和底部则主要为半亮煤、半暗煤、暗煤。储层物性存在明显的非均质性，与中上段发育光亮煤相对应，中上段孔隙度、渗透率整体较高，下部整体物性较差，M172井及Q36井岩心分析统计显示，上段孔隙度平均高于下段30%以上［21］［图4（a），图4（b）］。8#煤岩含气性中上部明显高于下部，基于Q85井保压取心含气性测试数据，中上段平均含气量为26.0 m3/t，下段平均含气量为20.0 m3/t［图4（c）］。因此，为保证开发效果，水平井部署优先考虑构造平缓、断层不发育、煤层厚度大、煤岩结构I、II分型发育的区域，水平段轨迹设计则应优先考虑煤层中上部。
2 煤岩气水平井导向技术难题
2.1 小幅构造复杂
通过地震剖面和完钻井地层对比分析可知，研究区本溪组顶面区域构造表现为东高西低的西倾单斜，整体地层倾角介于0.5 °~1.0 °之间。在西倾单斜构造大背景上普遍发育小幅构造，具体表现为：大体等间距15~30 km发育近东西向的低幅度鼻隆构造，隆起幅度多小于20 m，并在晋西挠褶带附近米脂、绥德一带发育小规模的背斜及穹隆构造。这些小幅构造NEE、近EW向褶皱为主，褶皱变形小，以鼻状构造、穹、盆状构造为主，褶皱翼部倾角较缓，多为1.0 °~2.0 °，从前期实钻资料来看，局部构造起伏大，可达3.0 °~5.0 °。小幅构造发育，对煤岩水平井入靶导向及水平段导向具有较大影响，不仅导致入靶点的提前或者滞后，增加钻井工程风险和进尺，还会导致水平段“顶出”或“底出”进而降低煤岩储层钻遇率。
2.2 井眼轨迹控制难度大
2.3 投资控降压力大
与常规砂岩水平井开发相比，煤岩水平井钻井成本、储层改造成本均较高，降控投资是鄂尔多斯盆地深层煤岩气规模开发面临的难题之一［24］。煤岩水平井导向技术的优化提升是降控投资的有效手段，主要表现为：一方面，可以提高钻进速度降低钻井周期，实时下达准确指令减少非工程项目等，减少侧钻，并提升井眼工程质量确保后续施工；另一方面，可以适当减少非必须录井导向项目，如元素录井、方位GR、选取国内仪器替代等，从而达到降控投资，实现效益开发。
2.4 四种地质风险
通过对已完钻60口水平井统计分析，发现水平段实施过程中面临钻头顶部钻出目的层、钻头底部钻出目的层、钻遇目的层上部夹层、钻遇目的层下部夹层等4种主要地质风险。其中，顶部钻出目的风险是由于钻头上倾角度大于地层上倾角度所导致，统计显示该类风险占比为28.3%；底部钻出目的风险由于钻头下倾角度大于地层下倾角度造成，该类风险占比为23.3%；钻遇目的层上、下部夹层，是由于8#煤岩沉积环境的韵律性变化所导致，常见夹层主要为泥质干层、炭质泥岩、煤矸石等，统计显示钻遇这2类地质风险占比分别为11.7%和16.7%。
3 “两区三类”差异化导向方法
煤岩水平井地质导向，主要包括斜井段入靶导向和水平段跟踪导向2部分。入靶阶段导向方法与鄂尔多斯盆地上古生界盒8段致密砂岩水平井基本一致，其核心思路均为“卡准标志层，逐层逼近目的层”。致密砂岩水平井入靶导向一般技术流程为：首先，利用骨架控制井钻井、测井、录井资料，进行石千峰组、石盒子组等分级精细地层划分与对比，建立标准地层剖面，选取多个岩电特征较明显的标志层，明确不同层段的地层厚度及垂深；其次，按照实际预测的目标层靶点垂深及井眼轨迹，自上而下分别设置控制节点，不断校正预测靶点垂深，及时调整合理的井斜角度；最后，保证入靶点井斜调整为89.5 °至90 °，垂深位于目的层含气砂体发育位置，实现精确入靶［10， 25］。煤岩水平井由于研究区上覆地层除前述标志层外，还发育“5#煤层、东大窑灰岩、斜道灰岩、毛儿沟灰岩、庙沟灰岩”等接近等时界面的典型标志层，上述标志层顶部距8#煤顶平均距离分别为60.0 m、35.0 m、30.0 m、15.0 m、5.0 m，据此逐级预测并逼近8#煤顶深度，入靶难度相对较小。
煤岩水平段导向与致密砂岩水平段导向具有较大差异性，其面临的技术难题前面已有详细论述。为解决部分区域井控程度低、小幅构造及断层复杂、井眼轨迹工程要求高、井控成本等一系列现实问题，基于先导试验60余口煤岩水平井导向实例，重点考虑井控程度差异性、地质条件差异性及所使用的导向工具差异性，在保证导向效果（煤岩储层钻遇率）的前提下，尽量简化导向工具组合，降低导向成本。在实际工作中，根据研究区地质条件分为构造平缓区及构造复杂区，据井网密度分为高井控区和低井控区。在充分利用地震资料刻画小幅构造，利用8#煤岩纵向沉积发育旋回性（主要为GR曲线旋回特征）实施判断钻头所处垂向位置，即“地震定构造、地质刻旋回”导向思路指导下，针对“高井控构造平缓区”、“低井控构造平缓区”及“构造复杂区”提出了差异化的导向策略。
3.1 构造平缓高井控区“三维地震+常规随钻测量”导向模式
该区构造稳定，8#煤层顶面倾角一般小于1 °，煤岩厚度大、横向分布稳定，井控程度高，井网密度可达2~3口/km2［图5（a），图5（d）］，能从纵向、横向控制煤岩空间展布。导向过程中发挥三维地震优势，地震地质一体化利用三维地震精细落实煤岩顶界构造起伏形态以及煤岩展布特征。该类导向方法典型特征为：采用“三维地震+常规随钻测量（Measurement While Drilling，简称MWD）”，不使用方位GR导向工具及资料，最大程度降低导向成本。核心内涵为：以地震刻画构造形态为主导，采用常规钻具组合，结合远端GR、钻时、岩屑，分析煤层旋回，及时判断煤层产状。根据顶出、底出兼顾工程微调，及时调整钻进角度，有效缩短完钻周期，保障快优钻进。具体导向流程及调整思路如S51-48YH7导向实例所示。
图5 研究区高井控及低井控、构造平缓及复杂典型区块地质特征［平面位置见图2（c）］（a）构造平缓高井控区8#煤岩厚度图；（b）构造平缓低井控区8#煤岩厚度图；（c）构造复杂区8#煤岩厚度图；（d）构造平缓高井控区8#煤岩顶面构造图；（e）构造平缓低井控区8#煤岩顶面构造图；（f）构造复杂区8#煤岩顶面构造图 Fig.5 Geological characteristics of blocks with different well density and different structural complexity （the plane position is shown in Fig.2（c）） |
S51-48YH7井出发控制井S51-48C7本溪组8#煤岩厚度为9.3 m，顶界海拔为-1 444.7 m，远端控制井S50-47C2本溪组8#煤岩厚度为8.5 m，顶界海拔为-1 441.7 m。根据三维地震刻画8#煤顶界构造平缓，水平段顺构造等值线方向，整体微上倾，角度小于1 °。因此，在地震预测构造背景下，水平段采用MWD组合钻具，提高钻进效率。在钻进过程中，水平段实施470 m时，随钻GR值增高，结合现场录井以及旋回分析，推测钻头进入8#—3#中下部，结合地震预测构造趋势［图6（a）］，及时调整井斜至90.5 °，防止底穿。最终钻进216 m，钻头再次回归8#—2#煤层中间。最终实钻水平段长1 500 m，煤岩遇率为95.8%［图6（b）］，水平段钻井周期4.3 d，实现快优钻进，证实了构造平缓的高井控区域三维地震对构造以及煤岩空间位置预测的准确性，即该导向方法的可靠性。
3.2 构造平缓低井控区“三维地震+方位GR”导向模式
同样，该区煤岩厚度大、横向分布稳定、地层产状平缓（倾角小于1 °），而井控程度低，钻遇8#煤层井数较少，井网密度通常低于1口/km2［图5（b），图5（e）］。该类导向方法典型特征为：采用“三维地震+方位GR”导向模式，相比于高井控区，增加了方位GR导向工具，有助于实时判断钻头所处煤层垂向位置，为井斜角调整提供依据。由于煤岩的GR值一般与上下围岩（主要为泥岩、灰岩及砂岩）存在明显差异，方位GR通过实时监测钻头上部和下部的GR值及变化趋势，可以有效判断钻头与8#煤层及其上下围岩的相对位置及接触关系。主要总结为低角度下切［图7（a）］、高角度下切［图7（b）］、下切底出［图7（c）］、低角度上切［图7（d）］、高角度上切［图7（e）］及上切顶出［图7（f）］等6种典型接触关系。“三维地震+方位GR”导向模式的核心内涵为：地震定构造趋势，方位GR（临近钻头位置6~7 m）判断旋回，钻时、气测、岩屑辅助判断，应用动态井斜减少停泵测斜，保障快速钻进。具体导向流程及调整思路如Z12-11YH4导向实例所示。
3.3 构造复杂区“三维地震+近钻头方位GR”导向模式
该区普遍发育小幅构造［图5（c），图5（f）］，局部发育断层，利用高精度三维资料开展TTI（Tilted Transversely Isotropic）各向异性Q单程波深偏成像技术，精细刻画本溪组8#煤岩顶界构造起伏形态。该类导向方法典型特征为：采用“三维地震+近钻头方位GR”的导向模式，相比于前述“三维地震+方位GR”导向模式的区别是采用了“零长”更短的方位GR导向工具（临近钻头0.5 m），可以真正实现实时判断钻头所处8#煤层内垂向各小层的位置，结合地震—地质模型，提前预判并调整井斜角。核心内涵为：地震确定复杂构造形态，做好轨迹提前预判，再结合近钻头方位GR，判断旋回，钻时、气测、岩屑辅助判断，激进钻井，应用动态井斜减少停泵测斜，实现安全钻进。具体导向流程及调整思路如M41-37YH5导向实例所示。
M41-37YH5井，利用深度偏移成像技术，精细刻画本溪组8#煤岩顶界构造形态，从M41-37井区看整体构造起伏较大，小幅度构造发育，顶界高差达15 m，给煤岩气水平井的实施带来非常大的风险。在实施过程中坚持地震定构造趋势，采用近钻头方位定旋回的导向思路。出发控制井M41-37本溪组8#煤岩厚度为8.6 m，顶界海拔为-1 285.4 m，远端无控制井。根据三维地震预测水平段前640 m构造平缓，但是后860 m发育小幅度构造高点，上升段倾角2.1°，下降段倾角1.3°［图9（a）］，高差达14 m，实施难度较大。因此，在地震预测构造背景下，水平段钻至800 m时，结合近钻头方位GR分析旋回，及时逐步调整井斜至92°，最终钻进280 m，抬升13.1 m，保障钻头轨迹持续在优质煤层中，提高钻进效率。最终实钻水平段长1 500 m，煤岩钻遇率98.7%［图9（b）］。
3.4 “两区三类”差异化地质导向模式
基于上述认识，针对小幅度构造发育、厚度薄、轨迹控制要求高等难点，划分构造平缓高井控区、构造平缓低井控区、构造复杂区的“两区三类”的地质特征，建立了以“地震定构造、地质刻旋回”为核心，三维地震+常规随钻测量、三维地震+方位伽马、三维地震+近钻头方位伽马3种差异化地质导向模式，针对4种地质风险、6种切层关系，制定了10项应对措施（图10）。
构造平缓高井控区“三维地震+常规随钻测量”导向模式，主要依据“钻时、钻压明显增大，气测变低、岩屑突变，与地震预测构造相反”来识别出顶出、底出、钻遇上部夹层、钻遇下部夹层等4种风险。具体表现为：①如果地震剖面上轨迹上切地震预测构造趋势，岩性突变（砂、泥、灰岩）、高GR、慢钻时，判断为顶出。应对措施为：参考地层产状，反向-1.5°~-3.0°调整井斜回追。②地震剖面上轨迹下切地震预测构造趋势，岩性突变（砂、泥、灰岩）、高GR、慢钻时，判断为底出。应对措施为：参考地层产状，以1.5 °~3.0 °增斜调整井斜回追。③地震剖面上轨迹与地震预测构造趋势一致，岩性渐变、高GR、慢钻时、钻遇炭泥夹层，判断为上部夹层。应对措施为：根据旋回，小角度-0.5 °~-1.0 °调整井斜向下追。④地震剖面上轨迹与地震预测构造趋势一致，穿底部夹层，GR变高，岩性渐变、高GR、慢钻时、泥岩夹层，判断为下部夹层。应对措施为：根据旋回，小角度0.5 °~1 °调整井斜向上追。
构造平缓低井控区“三维地震+方位GR”导向模式及构造复杂区“三维地震+近钻头方位GR”导向模式，主要依据钻时、钻压明显增大，气测变低、岩屑泥质/灰质含量增高，地震同相轴形态及方位GR形态来综合识别出上切顶出、下切底出、高角度上切、高角度下切、低角度上切及低角度下切等6种切割关系。①上切顶出：地震同相轴同频共振，一般表现为下倾，GR成像大笑脸，判断为上切顶出。应对措施为：反向大角度-1.5 °~-3.0 °降斜回追。②下切底出：地震同相轴同频共振，一般表现为上倾，GR成像大哭脸，判断为下切顶出。应对措施为：反向大角度1.5°~3.0°增斜回追。③高角度上切：地震同相轴同频共振，表现中—高幅度局部凹陷，GR成像大笑脸，判断为高角度上切。应对措施为：参考地层倾角，以-1.0°~-2.0°降斜回追。④高角度下切：地震同相轴同频共振，表现中—高幅度局部隆起，GR成像大哭脸，判断为高角度下切。应对措施为：参考地层倾角，以1.0°~2.0°降斜增斜回追。⑤低角度上切：地震同相轴同频共振，表现为低幅度局部凹陷，GR成像微笑，判断为低角度上切。应对措施为：参考地层倾角，以-0.5°~-1.0°降斜回追。⑥低角度下切：地震同相轴同频共振，表现为低幅度局部隆起，GR成像哭脸，判断为低角度下切。应对措施为：参考地层倾角，以0.5°~1.0°增斜回追。
4 应用效果及展望
4.1 应用效果
自2023年开展煤岩气开发先导试验以来，研究区共完钻煤岩水平井50口，其中运用传统导向方法水平井14口，摸索改进差异化导向方法过程中完钻13口，差异化导向方法成熟后，规模应用完钻23口。其中运用传统导向方法煤岩水平井平均水平钻长度1 165 m，水平段钻井周期12.6 d，折算每千米钻井周期11.4 d。运用差异化导向原来方法煤岩水平井平均水平钻长度1 368 m，水平段钻井周期6.8 d，折算每千米钻井周期5.0 d。差异化导向方法的运用，平均水平段长度别提升17.4%，水平段钻井周期降低46.0%（图11）。
在煤岩钻遇长度及煤岩钻遇率方面，同样有明显提升，运用差异化导向方法前后，平均煤岩长度分别为1 017 m、1 330 m，平均煤岩钻遇率分别为84.6%、97.2%，平均煤岩长度及煤岩钻遇率分别提升30.8%、9.9%（图12）。期间差异化导向方法助力取得了一系列优快钻井纪录，如S47-51YH6井钻井周期最短19 d，S47-62YH4水平段最长2 222 m，S47-51YH6井水平段单日进尺最长563 m，S44-54YH3井水平段最短钻井周期2.54 d，S47-48YH6井311.2 mm大井眼段最长日进尺1 005 m等，其中多项指标处于鄂尔多斯盆地乃至国内深层煤岩气水平井开发领先地位。
4.2 展望
地质导向工作以多专业深度融合为典型特征，高度依赖三维地震、测录井、地质研究、地质建模等资料及方法，目前“两区三类”差异化精细地质导向方法虽然取得了较好的煤岩钻遇效果，但在构造复杂区，特别是断层发育区及煤矸发育区，仍存在煤层钻遇较低、工程复杂侧钻等一系列问题，后续需要进一步优化完善构造复杂区水平井导向方法。此外，同一区块煤岩气井的产气量具有较大差异，其不仅受地质因素控制，还受工程因素影响［26］，“地质—地球物理—钻完井—储层改造”地质工程一体化联合攻关是后续发展方向［27］。因此，煤岩水平井地质导向过程也是对煤岩储层三维空间展布特征、储层物性、含气性特征的预测及再认识过程。在保证煤岩钻遇率及井眼轨迹满足工程需求的基础上，还应该进一步根据导向认识，对后续储层改造给出建设性意见，如煤岩储层改造方式的选择、射孔井段的位置及数量、改造规模及排量优化等，确保储层改造效果，实现气井高产、稳产。
5 结论
（1）煤岩水平井地质导向技术，是在致密砂岩水平井地质导向基础上发展而来，包括斜井段入靶导向及水平段导向2部分。斜井段入靶导向与常规致密砂岩水平井导向方法基本一致，但煤岩水平段导向由于面临鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组8#煤岩小幅构造复杂、井眼轨迹要求高、投资空降压力大等实际难题，促使新的煤岩水平井导向方法的提出。
（2）煤岩水平井差异化精细导向方法，综合考虑了井控程度差异性、地质条件差异性及所使用的导向工具差异性，在“地震定构造、地质刻旋回”导向思路指导下，针对“高井控构造平缓区”、“低井控构造平缓区”及“构造复杂区”提出了差异化的导向策略，建立了考虑3种分区、4种地质风险、6种切层关系以及10项应对措施的差异化精细地质导向模式。
（3）差异化精细导向方法建立后，正式应用煤岩水平井23口，取得良好应用效果。新方法应用后平均水平段长度为1 368 m，平均钻遇煤岩长度为1 330 m，煤岩钻遇率为97.2%，较原来分别提升17.4%、30.8%、9.9%；水平段钻井周期6.8 d，折算每千米钻井周期5.0 d，较原来缩短了56.1%。
甘公网安备 62010202000678号
