榆林气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部，主要目的层为山西组山2段，属于特低孔隙度特低渗透率致密型砂岩气藏^[1]，虽然储量丰富，但由于低孔隙度、低渗透率导致单井产量低，开发难度较大^[2-3]。现场开发实践表明，水平井能够增大低孔隙度低渗透率油气藏的泄油气面积、提高单井采收率^[4-5]。榆林气田山西组山2段砂体以水平井开发为主，为了提高储层钻遇率，普遍采用了地质导向技术。目前，水平井地质导向面临的主要问题是如何精确预测油砂体顶界的深度并指导井眼轨迹准确入窗和在砂体中穿行，避免入窗失败或水平段在钻进中偏离砂体。对于这个问题，前人已经有不少研究，主要集中在设计阶段利用地震、测井等资料建立地质模型，预测目的层海拔、砂体厚度并完成地质设计；钻井阶段利用随钻测井识别岩性、测量井斜角和方位角并计算垂深，严格按照设计入窗，完成水平段钻进^[6-9]。但由于采用测井资料难以精确预测砂体顶界海拔和顶部单砂体是否尖灭，利用地震资料难以准确识别水平段单砂体数目、界面、展布特征及其顶部是否存在泥质沉积物，造斜工具误差等原因^[9]，导致入窗准确率和储层钻遇率低。

为此，笔者以现场录井资料和卡准标志层为基础，研究形成了标志层法水平井入窗导向技术；将现场录井资料与目的层砂体沉积序列信息结合，形成了沉积旋回法水平段穿行导向技术。该技术在YuH1井和YuH2井进行了试验，未进行侧钻，砂岩钻遇率分别达到了98.2%和95.6%。

1 山2³砂体地质导向难点

山2段是一套辫状河三角洲平原水上和水下分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾或分流间湾沼泽、洪泛平原等微相形成的碎屑岩组合地层^[10]，其中山2³砂体是主要目的层。采用水平井开发时，水平井造斜点到第一靶点的垂直距离与靶前距的大小相当，优点是根据靶前距可以确定造斜点，便于水平井准确入窗；缺点是在布井前需要准确知道目的层深度并提前造斜。榆林气田山2³砂体水平井地质导向主要存在以下难点：

1) 因水平井造斜点到着陆点的垂直距离与靶前距的大小相当^[11]，故在造斜前必须比较准确地预测目的层深度并选择造斜点，指导井眼以理想的井斜角进入砂体。但榆林气田井网间距大，地震资料少，依据地震和测井资料很难精确预测目的层海拔和实现井眼以理想的井斜角进入砂体的目的。

2) 由于钻具丈量长度、地面实测海拔、实测井斜角、造斜工具和计算方法等均存在误差，导致井深及对应垂深存在误差，使得井眼很难以理想的井斜角进入砂体。

3) 山2³砂体是由多个三角洲平原水上或水下分流河道、天然堤、决口扇单砂体在垂向上叠置或切割、侧向上迁移形成的巨厚复合砂体，单砂体尖灭或顶部局部发育泥质沉积比较普遍^{[8, 10, 12]}，依据仅有的测井资料难以精确预测水平井入窗点砂体海拔、砂体是否尖灭或单砂体数目、界面、展布特征等，导致水平井入窗失败或水平段偏离了目的层。

2 地质导向关键技术

为了提高水平井储层钻遇率，进行了水平井地质导向关键技术研究，主要包括水平井钻探区域选择、水平井入窗导向和水平段穿行导向等关键技术。

2.1 水平井钻探区域选择

一般情况下，适合钻探水平井的区块，其目的层砂体必须在横向上稳定存在且构造平缓，纵向上厚度较大且稳定。榆林气田山西组山2³砂体属于岩性油气藏^[13]，呈近南北向展布，厚度为10.00~35.00 m，宽度为5.0~30.0 km，无断层, 构造稳定而平缓；岩性以石英砂岩为主，岩屑砂岩次之，储层孔隙度集中分布于4.0%~8.0%，平均为5.3%；渗透率集中分布于0.10~0.50 mD，平均为0.25 mD；储量丰度为0.72×10⁸ m³/km^2[14-15]。由于砂体厚、物性好，构造稳定而平缓，储量丰富，适合钻探水平井。

由于研究区以水平井开发为主，井距较大，依据地震资料和有限的测井资料建立的地质模型难以精确预测目的层顶界海拔，因此设计时建议增大靶前距和合理上提造斜点，并采用大曲率半径的“直—增—稳—增—稳—增—水平”七段制井眼轨道，以便在第一个稳斜段调整造斜率误差，在第二个造斜段调整由于丈量钻具长度、实测地面海拔、实测井斜角和模型预测不准确引起的目的层顶界误差。

2.2 标志层法水平井入窗导向技术 2.2.1 标志层选取

鄂尔多斯盆地早石炭纪以冲积-三角洲沉积体系为主, 进积、退积和加积作用控制着盆地充填物的发育, 形成不同类型和规模的含有煤系地层的沉积层序^[16-17]；山西期，盆地在晚古生代海侵已经急剧萎缩的背景下，发生了多次小规模的海侵^[18-20]，形成了多个不同级次的洪泛面，其中，最大洪泛面是海侵结束和海退开始的转换面，最大洪泛期海(湖)平面与地表接近一致，并在较长时期内缓慢持续上升，大面积发育分流间湾和洪泛平原沼泽，形成区域性稳定分布的煤系地层，是划分层序的重要标志层^[19]。榆林气田山西组山2段属于三角洲平原-三角洲前缘亚相沉积^[10]，由2个长期旋回(LSC1、LSC2)、3个中期旋回(MSC1、MSC2和MSC3)和8个短期沉积旋回(SSC1—SSC8)组成^{[18, 20]}，并发育多套煤系地层(见图 1)。其中，1号煤层(即山2¹顶煤)位于山2¹顶部和LSC2上部，在研究区南部和北部主河道侧翼稳定存在，是划分山1段与山2段的主要标志层，2号煤层(即山2²顶煤)和4号煤层(即山2³顶煤)分别位于中期旋回MSC2、MSC1上部和山2²、山2³顶部，并在研究区稳定存在，是划分山2¹和山2²、山2²和山2³的主要标志层；3号煤层位于山2²中部，在研究区中部和南部稳定存在，是识别短期旋回SSC5的主要依据；5号、6号和7号煤层均位于山2³内部，是识别短期旋回SSC3、SSC2和SSC1的依据。

2.2.2 入窗导向方法

榆林气田主要标志层有山2¹顶煤、山2²顶煤和山2³顶煤，其普遍色黑、性脆、易燃，钻时快，气测值高，自然伽马值低或中等，声波时差高，电阻率高，密度低，井径大，深感应高幅度正异常，容易识别。这3套煤层顶界在主河道部位距山2³砂体顶界厚度普遍稳定，其中山2¹顶煤距山2³砂顶普遍小于50.00 m，主要集中在42.00~45.00 m(见图 2(a))；山2²顶煤距山2³砂顶普遍小于30.00 m，主要集中在22.00~25.00 m(见图 2(b))；山2³顶煤距山2³砂顶主要集中在2.00~5.00 m(见图 2(c))。

从图 2可以看出，山2¹、山2²和山2³顶煤稳定存在，容易识别且距离山2³砂体顶界的距离比较稳定，可以作为标志层来精确预测着陆点气层顶界海拔并及时调整井眼轨迹。具体步骤如下：

1) 收集邻井资料，计算出邻井山2¹、山2²和山2³顶煤距山2³砂体顶界的距离，用内差法预测以上3个煤层顶界距水平井砂体顶界距离ΔH₁，ΔH₂和ΔH₃。

2) 卡准山2¹顶煤位置并计算出顶界对应垂深H₁，第一次预测山2³砂体顶界垂深H_y1，计算公式为：

(1)

式中：α为沿井眼轨迹方向山2³砂体顶界视地层倾角，(°)；L为钻遇的山2¹顶煤到着陆点水平距离，地层上倾取“-”值，下倾取“+”值, m。

3) 卡准山2²顶煤位置并计算出顶界对应垂深H₂，第二次预测山2³砂体顶界垂深H_y2，预测方法同H_y1。

4) 卡准山2³顶煤位置并计算出顶界对应垂深H₃，第三次预测山2³砂体顶界垂深H_y3，预测方法同H_y1。

通过以上方法依次卡准山2¹、山2²和山2³顶煤深度并预测山2³砂体顶界垂深，随着依次钻达3个标志层，砂体顶界垂深预测越来越准确。但是，生产实践中发现个别水平井与邻井山2³目的层顶部单砂体对应的砂体尖灭，使得预测砂体顶界误差较大。

榆林气田山西组单砂体厚度为2.00~8.00 m，主河道砂体厚度在10.00 m以上^[8]，如果砂体顶部单砂体尖灭，可以通过调整井斜角引导水平井顺利入窗。具体方法是：若井眼轨迹与山2³砂体顶界间的夹角减小至3°~6°时还没有发现砂体，不要继续增大井斜角，保持复合钻进直至发现砂体；夹角依次为3°，4°，5°和6°时，复合钻进10.00 m, 依据正弦函数计算可知，垂深依次下调0.52，0.70，0.87和1.05 m。探到气顶之后，及时采用滑动钻进调整增大井斜角，如果调整前二者夹角为5.0°，单弯螺杆夹角为1.5°，用该区块造斜率修正系数0.75对几何造斜率计算结果进行修正，结果发现，滑动钻进约20.00 m后，可以将二者夹角调整到0°，依据正弦函数计算可知，钻头与含气砂体顶界之间距离不超过1.00 m，井眼轨迹仍然在砂体上部^[21]。

只有卡准砂体顶界之后，才能在水平段钻进前重新准确预测砂体展布和调整井眼轨迹。钻头钻进砂体之后钻时变快、气测值升高、随钻自然伽马值降低，岩屑中砂岩颗粒比例升高，现场可以根据这些特征卡准砂体顶界。

标志层法水平井入窗导向技术与目前所用的导向技术的主要区别是：该技术充分利用了随钻标志层资料及时预测目的层井深并及时调整设计，降低了水平井入窗失败的概率；而目前所用的导向技术只能按照设计预测的目的层深度来调整井眼轨迹，一旦设计预测不准，则水平井入窗失败的概率大增。

2.3 沉积旋回法水平段穿行导向技术

沉积旋回是指在垂直地层剖面上, 若干相似岩性、岩相的岩石, 在粒度、颜色、结构等方面的特征有规律地周期性重复出现的现象。利用砂岩沉积韵律变化特征，结合现场录井所捞取的水平段砂岩粒度等变化特征，指导水平段在砂岩中穿行的技术就是沉积旋回法水平段穿行导向技术。

2.3.1 山2³砂体沉积旋回特征

山2³砂体沉积早—中期，研究区内发育近NS向展布的三角洲平原水上-水下分流河道，分流河道两侧为天然堤、决口扇、分流间洼地、洪泛平原微相沉积^[10]，有利储集砂体主要为分流河道砂体和心滩。物源供给充沛，三角洲平原和前缘分流河道砂体垂向上由多个水上-水下分流河道单砂体叠加而成。叠加方式包括2种类型：一种是早期河道砂体上的分流间洼地、洪泛平原微相的泥质和煤系地层被后期河流截削、冲刷或剥蚀掉，使得后期河道砂体直接叠置在早期河道砂体之上，砂体在垂向上表现为多个正韵律单砂体直接叠置，单砂体间无泥质隔(夹)层，单砂体对应的自然伽马曲线呈钟状(见图 3(a))；另一种是早期河道砂体上的分流间洼地、洪泛平原微相的泥质或煤系地层未被或部分被后期河流截削、冲刷、剥蚀，垂向上表现为多个正韵律砂体间存在分流间湾泥或洪泛平原煤层隔(夹)层(见图 3(b))。砂体在横向上迁移频繁，侧向上叠置河道砂体之间也常形成泥、粉砂质隔层。

2.3.2 水平段穿行导向方法

水平段钻井的核心是保证井眼轨迹在高渗透率、高孔隙度油气层内部穿行，且不能进入水层。

由于沉积作用决定了沉积物初始孔隙度和渗透率, 其对岩石的最终孔隙度和渗透率产生影响^[22]。榆林气田山2³砂体在纵向上由多个水上-水下分流河道单砂体叠加而成，垂向上表现为多个正韵律单砂体叠加；对于每一个正韵律结构，砂岩的初始孔隙度和渗透率表现为从下部到上部逐渐减小^[23]；对于整个砂体来说，由于沉积物埋藏过程中遭受淋滤作用^[24]，使得大气水携带砂体上覆泥岩中的部分泥质进入砂体，在砂岩筛析作用下，随着大气水流动路径加长而淋滤能量降低^[25]，同一砂体顶部保存的外来泥质含量相对较高，砂体顶部孔隙度和渗透率相对较低。

研究发现，山2³砂体底部1.00~4.00 m石英砂岩胶结物中硅质含量较高，其产状有次生石英加大型、微粒栉壳型、孔隙充填型、自生石英微粒及隐晶孔隙型等，使得砂岩底部孔隙度和渗透率也较小。

山2³砂体气水同产，平均液气比3.34×10^-5m³/m³，比用液气比法和相态分析法计算的气井产凝析水上限大0.048~0.064 m³/m³，证明其属于地层水和凝析水。气藏产水量少，气水分异不明显，无明显的边水和底水。

综合以上研究可知，榆林气田山2³砂体顶部、底部的孔隙度、渗透率较低，且无边水和底水，故水平段井眼轨迹在砂体中部或中上部穿行较好。

由于榆林气田山2³砂体垂向上由多个正韵律单砂体叠置而成，每个单砂体内部砂岩粒度从下到上逐渐变细，在水平段钻进过程中，如果发现岩屑粒度由细逐渐变粗，然后突然变细，同时随钻自然伽马曲线值由大逐渐变小，然后快速增大，说明井眼轨迹从上到下穿过了上部单砂体并进入了下部单砂体的上部；如果发现岩屑粒度由粗逐渐变细，然后快速变粗，同时随钻自然伽马曲线值由小逐渐增大，然后快速变小，说明井眼轨迹从下到上穿过了下部单砂体并进入了上部单砂体的下部；如果砂岩粒度基本不变，说明井眼在同一单砂体的同一部位穿行。根据该规律和钻时、气测值等，结合邻井测井资料，能够准确判断钻头在砂体中的穿行部位。

现在普遍应用的水平段穿行技术的核心是：如果钻头在水平段砂岩中穿行，严格按设计方案进行；如果钻头偏离砂岩而进入了泥岩，需要及时进行调整，否则不仅砂岩钻遇率较低，而且钻井施工风险较大。沉积旋回法水平段穿行导向技术充分利用了水平段所钻遇砂岩的粒度变化特征，结合了区域砂岩段韵律变化特征，可以提前预测钻头在砂体的位置并及时调整设计，降低了前者问题的发生概率。

3 现场应用

截至目前，榆林气田山2³砂体共完钻59口水平井，由于井网间距大，资料较少，早期严格按照设计深度入窗和在水平段钻进的57口井中，仅有32口井入窗时无侧钻，一次入窗成功率54.2%，15口井在水平段无侧钻，仅占总井数的35.6%，水平段砂层钻遇率75%~85%。为此，在YuH1井和YuH2井试验应用了标志层法和沉积旋回法水平井导向技术。实钻结果表明，2口井均未侧钻，储层钻遇率分别为98.2%和95.6%。下面以YuH1井为例，分析标志层法和沉积旋回法水平井导向技术的应用效果。

3.1 标志层法水平井入窗导向技术应用效果

YuH1井位于榆林气田东南部，目的层为山2³砂体，井口海拔1 143.15 m，设计水平段长2 200.00 m，实际水平段长2 200.00 m，完钻井深5 380.00 m。研究区无地震资料，依据测井资料预测YuH1井山2³砂体由4个单砂体构成，总厚度大于25.00 m，砂顶海拔-1 638.00 m(垂深2 781.15 m)，其中1^#单砂体厚6.50 m。设计第一靶点海拔-1 643.00 m(垂深2 786.15 m), 距离1^#砂顶5.00 m，钻达第一靶点后保持井斜角89.2°在1^#单砂体中穿行1 200.00 m；之后保持同样井斜角在2^#单砂体中穿行1 000.00 m(见图 4)。

该井按照设计从井深2 250.00 m开始造斜，井深2 858.00 m(垂深2 737.10 m，位移409.25 m，井斜角60.57°)处钻遇山2¹顶煤(见图 4)。由图 2(a)知，山2¹顶煤距山2³砂顶约42.00 m，推断山2³砂顶垂深约2 779.10 m。鉴于预测海拔比设计升高2.00 m，故第一次调整设计，将第一靶点垂深调整为2 784.10 m。

井深2 940.00 m(垂深2 767.33 m，位移450.41 m，井斜角74.16°)处钻遇山2²顶煤(见图 4)。由图 2(b)知，山2²顶煤距山2³砂顶约12.00 m，预测山2³砂顶垂深约为2 779.33 m，与上次预测基本相同。

井深2 969.00 m(垂深2 774.10 m，位移467.53 m，井斜角80.18°)处钻遇山2³顶煤(见图 4)。由图 2(c)可知，山2³顶煤距山2³砂顶约5.00 m，预测山2³砂顶垂深约为2 779.10 m，与前2次预测基本相同。

因水下分流河道砂体侧向迁移频繁，砂体尖灭现象普遍，井深3 000.00 m(垂深2 777.80 m，位移487.17 m，井斜角85.0°)以深保持稳斜钻进，防止1^#单砂体尖灭时继续增大井斜导致入窗失败。稳斜钻进至预测垂深2 779.10 m时未发现目的层，钻进至井深3 163.00 m(垂深2 786.81 m，位移618.40 m)时钻时变快，气测全烃值升高，随钻自然伽马值降低，岩屑为灰白色石英细砂岩，判断进入山2³砂体(见图 4)。

计算可知，实际砂体顶界垂深比预测值降低7.71 m，对比发现1^#单砂体尖灭。由于其尖灭，山2³砂体实际厚度比预测的薄，为了避免井眼从砂体底部穿出，及时将钻井方式由复合钻进调整为滑动钻进以增大井斜角，在井深3 200.00 m处井斜角增大为89.2°，并保持该井斜角钻进。

3.2 沉积旋回法水平段穿行导向技术应用效果

由于YuH1井1^#单砂体尖灭，水平段于井深3 163.00 m处进入2^#单砂体，与Yu32-15井对比可知，该点附近2^#单砂体顶界接近水平，考虑下部还有含气单砂体，水平段保持89.2°钻进。3 163.00 ~3 611.00 m井段钻进过程中气测全烃值较高且相对稳定，自然伽马值低且相对稳定，砂岩粒度由细逐渐变粗(见图 4)，说明井眼从2^#单砂体顶部向底部穿行。

从井深3 741.00 m(垂深2 790.77 m，位移1 119.58 m)开始，气测值略有下降，自然伽马值增大(泥质含量增加)，岩屑由原来的粗砂岩变为细砂岩，说明井眼进入了3^#单砂体(见图 4)。由于钻头仍然在气层中穿行，故未调整井斜角。3 741.00~4 221.00 m井段钻进过程中，气测全烃值较高且相对稳定，自然伽马值低且相对稳定，砂岩粒度由细逐渐变粗，说明井眼轨迹从3^#单砂体顶部向底部穿行(见图 4)。

从井深4 221.00 m(垂深2 791.30 m，位移1 582.71 m)开始，气测值明显下降，自然伽马值增大，岩屑由粗砂岩变为灰黑色泥岩，说明井眼轨迹进入3^#、4^#单砂体之间的泥岩隔层(见图 4)。考虑该泥岩隔层较厚，将井斜角调整到了87.0°；从井深4 261.00 m(对应垂深2 791.70 m，位移1 621.80 m)开始，气测值升高，自然伽马值减小，岩屑由泥岩变为灰白色细砂岩，说明井眼钻穿了泥岩隔层。根据泥岩顶底界海拔、厚度、穿行距离及穿行时的井斜角推算，泥岩地层倾角为89.4°~89.9°。考虑4^#单砂体较厚，故穿透泥岩隔层之后，将井斜角调整为89.2°，并根据砂岩粒度的变化随时调整井斜角。从井深4 261.00 m开始到井深5 380.00 m完钻之前井段气测全烃值较高且相对稳定，自然伽马值低且相对稳定，砂岩粒度由细逐渐变粗，说明井眼轨迹从4^#单砂体顶部向底部穿行但未偏离气层(见图 4)，故在该井段钻进过程中没有调整井斜角。

4 结论与建议

1) 榆林气田山西组山2¹、山2²和山2³砂体顶界普遍发育稳定的煤系地层，山2³砂体由多个正韵律单砂体叠置而成；将以上煤系地层作为标志层，能够精确预测砂顶垂深并指导水平井准确入窗，将水平段砂岩粒度、自然伽马值和山2³砂体沉积韵律特征结合，能够判断钻头在砂体哪个部位穿行，并及时调整井眼轨迹，确保水平段在砂体中穿行。

2) 标志层法和沉积旋回法水平井导向技术主要依据钻时、气测值、随钻自然伽马、随钻岩性和邻井资料，减少了钻具长度、地面海拔、井斜角、造斜工具、计算方法等的误差和目的层预测深度误差对水平井地质导向的影响，效果较好，值得推广。

3) 大位移长水平段水平井钻井后期，大多数砂岩颗粒经过长时间长距离的研磨被磨成粉末，难以反映砂岩的原始粒度，导向难度较大。

4) 建议水平井水平段钻进时随钻自然伽马测井仪器尽量靠近钻头，及时获得自然伽马测井数值，以便根据自然伽马值判断井眼在单砂体中的位置并指导水平井导向。