煤层气是一种清洁高效的新型能源，我国煤层气资源丰富[1-2]，埋深1 000～1 500 m煤层气资源量约21万亿m3，埋深1 500～3 000 m煤层气资源量30万亿m3，分别占总资源量的38.2%和54.5%，而埋深1 000 m以浅的资源量仅占7.3%[3]。我国煤层气勘探开发逐步向大于埋深1 000 m的深部扩展，而深部煤储层地质条件复杂，小型断层和褶皱采用目前手段难以精确探测[4]，这是煤层气水平井水平段煤层钻遇率普遍较低的重要原因[5-8]。由此，导致后期煤层气排采设备故障率高，排采不连续。另外，目前国内外对深部煤储层地应力及流体压力场的研究较少[9]。深部煤层气水平井的成功率和煤层钻遇率主要受地质导向技术水平的制约[10-12]。基于此，笔者结合深部煤储层特征，考虑煤层气钻井低成本需求[13]，发展了测-定-录一体化地质导向技术，旨在优化井眼轨迹，指导以合理的角度精准着陆，大幅提高水平段煤层钻遇率，并成功应用于沁水盆地横岭区块HL-U-04井。
1 深部煤储层地质导向的特点
深部煤层区前期勘探基础薄弱，基础资料缺乏导致地质导向难度加大。目前深部煤层气开发前期以直井作为勘探井，而水平井技术可以增大煤层中解吸面积和改善渗流通道，因此多以水平井为优选井型开采煤层气。在水平井影响范围内勘探井资料有限，而地质导向最重要的一个环节就是选取邻井资料进行地层对比。邻井资料较少、选取井与水平井相距较远均会增加地层对比难度，甚至引起层位误导，使地质导向难度加大。
与浅部煤储层相比，深部煤储层在构造应力、储层物性、煤层结构等方面的储层条件更差，增加了水平井钻进过程中录井、定向方面的难度[14-15]。① 深部煤层气井深一般在1 000 m以上，岩屑上返时间增加，迟到时间计算精确度下降，因此钻屑录井滞后性显著，对地层层位的识别精度有所降低;同时，随着进尺的增加，钻具摩阻增大，容易出现钻具变形现象，因为定向仪器安装在靠近钻头的位置，导致扭矩不能及时传导至定向仪器，定向仪器获取的井斜、方位等轨迹参数将出现较大偏差。② 由于井深的增加，以及煤层本身机械物理强度较低，往往需要使用较高密度和黏度的钻井液才能确保井壁稳定，泥浆性能对上返钻屑类型的识别、气测值显示和定向设备的脉冲信号传递具有一定的影响，导致录井和定向精度下降。③ 深部地层温度会有所升高，定向仪器电子元件灵敏度和定向效果受到影响。④ 深部煤层非均质性引起地质导向的多解性。煤层非均质性表现为煤层内部发育多层夹矸，厚度和连续性均不固定。而且，煤层直接顶底板岩层物性、电性(主要为伽玛)往往与煤层夹矸相似，采用常规地质导向技术无法区分煤层中夹矸和顶底板。尤其是在深部，煤系地层中发育多、薄煤层，更容易造成地质导向的多解，给正常钻进施工带来诸多困难。
可见，浅部煤层钻井工程中地质导向技术难度较低，往往只需要通过录井中的岩屑、气测或者定向的自然伽玛和钻时参数即可以确定目的层位，而相同单一的技术手段不能满足深部煤储层中A靶点着陆和水平段钻进的要求，因此需要将测井、定向和录井技术有机整合分析才能得出可靠的地层参数和导向效果。
2 测-定-录一体化导向技术
针对深部煤储层地质导向的复杂性，水平井测-定-录一体化地质导向技术具有巨大优势，即在对工程井区整体地质认识的前提下，通过建立煤层地质模型，在水平井钻井过程中集测井、定向、综合录井参数于一体，从而在层位对比的基础上，通过实时调整动态地质导向模型，对井眼轨迹进行实时精确控制和预判，最大限度地提高靶着陆准确度和水平段煤层钻遇率，进而达到缩短钻井周期、节约钻井成本、提高煤层气采收率的目的。
2.1 地质模型建立
地质模型精确度直接关系到水平井的储层钻遇效果[16]。在水平井施工前，最大限度地收集区域内已有的二维地震和钻孔资料，整理分析解释的构造和区域地层层序、深度、厚度等地质信息，并和已有钻孔测井、录井、岩芯等资料进行比对，在现有资料的基础上，尽可能确保区域地质资料的准确度。
利用地质模拟软件进行地质建模，特别是标志层和目的储层的模型(图1)。分析目的层深度和厚度变化趋势，掌握其与标志层的间距，为钻井准确着陆提供数据保障。通过模拟结果从地层起伏变化较大位置，推测潜在的断层构造，从而优化轨迹设计。
图1 目的层三维地质建模
Fig.1 3D geological model of target layer
2.2 测-定-录一体化
综合运用测井、定向、综合录井技术，结合随钻伽玛数据，实时进行地层跟踪，进一步完善地质导向模型。
2.2.1 测井技术
测井是测-定-录一体化实施的第1步基础工作，主要目的是分析不同层位的岩性、物性和电性特征，并结合地质资料划分地层。主要测井曲线包括自然伽玛、密度、补偿中子、声波、电阻率、自然电位曲线等。其作用通常体现在以下2方面:
(1)获得目的储层及其顶底板、标志层的深度、厚度等信息，为准确着陆提供数据支撑。
(2)垂直井段测井获取的重要参数自然伽玛是随后造斜段A靶点着陆和水平段钻进中定向仪器随钻伽玛值的标定依据。测井的伽玛曲线结合其他参数曲线能够确定不同的地层岩性，而随钻伽玛作为钻进过程中惟一判断地层岩性的参数，不同的伽玛数值应与岩性有良好的对应性。如吻合度较低，应对随钻伽玛系数进行调整，确保标定的准确性。
2.2.2 定向技术
水平井造斜段和水平段钻进过程中，在保证泥浆性能的前提下，定向技术能够保证良好的井眼轨迹，从而服务于后期完井作业。该技术的应用主要体现在以下2点:
(1)工具面的确定。由于水平井沿程摩阻大，扭矩传递困难，造成定向时工具面稳定性差，同时在调整工具面时，煤层段受到泥浆定点冲刷容易坍塌。因此，在水平段煤层中滑动钻进调整工具面时，应先上提钻具，待工具面稳定后，再进行调整，而后以调整后的工具面上下大行程活动钻具，从而使井口工具面快速传递到钻头，亦可避免煤层垮塌。
(2)定向悬空侧钻。该技术和操作常运用于钻头偏出目的层的情况。在水平段钻进过程中，当遇到断层或煤层起伏突变情况下，往往容易钻穿煤层至顶底板，此时，为了保证煤层钻遇率，需回撤钻头至煤层进行悬空侧钻。侧钻时，始终把握“控时、降斜、扭方位”这3个要素，保证侧钻质量及成功率。同时，为保持煤层井壁稳定，泥浆泵入参数应选用最低有效排量，使对煤层的冲蚀降到最小。
2.2.3 综合录井技术
综合录井包括钻时、岩屑、气测、荧光、地化、X射线等，由于录井的实时性，可以将录井比喻为水平井钻进的“眼睛”。在水平井着陆和水平段钻进过程中，跟踪井深实时进行岩屑和气测描述，通过钻时的变化、井口返出岩屑以及实时的气测数值，判断井下钻头所处地层岩性，为准确的地质导向提供依据。
2.3 层位对比
旋回结构是煤系的重要特征，反映煤系沉积层序中有共生关系的岩性、岩相等特征有规律的重复交替现象[17]。根据煤系地层的旋回结构，将实钻测-定-录综合数据反映的岩层与导眼和邻井进行层位对比，确定实钻层位在横向与纵向上的变化(图2)。
图2 地层对比示意
Fig.2 Sketch of stratigraphic correlation
2.3.1 标志层对比
水平井造斜段钻进中，通过测-定-录数据及时地发现标志层，并分析其深度、厚度、岩性变化等特征，有助于对井下所钻层位有清晰的认识，不至于“盲打钻”。同时，还可以对比不同标志层的纵向间距，制定层位预判方案。
2.3.2 目的层及其顶底板的对比
通过精细刻画、小层划分，对比目的层和顶底板的空间几何数据，并掌握不同小层岩性的变化规律，为精确着陆和水平段保持稳层钻进提供必要的层位信息。
2.4 动态地质导向模型的建立
钻井前，根据地质模型优化设计轨迹，建立工程原始地质导向模型(图3);钻进过程中，利用测-定-录综合数据，通过小层对比，对轨迹进行跟踪，并根据层位的变化，预测未揭开层位，实时进行轨迹调整。
图3 地质导向模型示意
Fig.3 Sketch of geosteering model
2.5 测-定-录一体化技术综合运用
测井、定位和录井3项技术在地质导向全过程中承担着不同角色。目前，在水平井钻井过程中，测井、定向和录井工作分别由独立的部门或者公司担任，各个技术之间的联系缺乏实时性和有效的整合，从而难以将导向技术的优势发挥到最大化，而且仅依靠单项技术无法进行准确的地质导向。例如，钻时、全烃、岩屑等综合录井参数干扰因素多，建立综合录井参数与地层的直接对应关系难度大[18];在同一地层中钻进，泥浆性能和钻压、扭矩等工程参数会对钻时产生不同的影响;由于钻具变形、钻井液入侵和压力波动引起的煤壁垮塌[19]会造成井口返出岩屑和气测录井数据的失真，导致层位误判等。根据经验总结出测-定-录一体化技术的简易工作流程:
(1)根据已有地质资料建立目的层地质模型，掌握设计井眼轨迹的整体形态和走向;
(2)通过垂直井测井获取钻遇地层的测井参数响应值，比如自然伽玛;
(3)定向过程中实时对比测井参数及录井的岩屑和气测显示等参数，并且利用GeoWorks软件对定向和录井数据进行处理，及时校正随钻伽玛，从而调整井眼轨迹。尤其是在A靶点着陆过程中，只有通过定向仪器的随钻数据和录井显示数据相结合，才能在目的层着陆，如果没有连续的录井数据仅仅依靠随钻伽玛和钻时数据，由于深部煤层多且薄，极有可能导致层位判断失误钻头偏入相邻煤层。在水平段钻进过程中，也需要同时参考录井和定向参数才能保证井眼轨迹在目的层中。综上，如果测井、定向、录井成果全部符合煤层参数，即钻时快、随钻伽玛符合测井自然伽玛值、全烃含量高、钻屑为煤粉等现象同时出现，则说明井眼轨迹在煤层中穿行，否则需重新定向；
(4)通过当前测-定-录参数，利用模拟软件进一步分析和预测后续井眼轨迹。
3 应用实例
3.1 井区地质概况和工程参数
沁水盆地横岭煤层气勘查区块整体呈一向北西倾斜的单斜。前期二维地震和已有钻孔资料显示本区断层较少，但褶皱发育，主煤层15号煤层位于太原组下部，深度为1 385～1 582 m，厚度4.02～6.90 m，平均5.40 m，含0～5层夹矸。该煤层顶板为炭质泥岩和泥质砂岩互层，底板为泥岩，局部见砂质泥岩。HL-U-04 H井为一水平对接井组的水平井，位于区块东南部的沁水复式向斜内;设计目的层位为15号煤层，A靶点垂深1 442 m，靶前距350 m，水平段639 m，方位104°，完井深度2 459 m。
3.2 地质模型的建立
根据二维地震和邻井地质资料，建立地质模型(图4)。结果表明，HL-U-04 H井整体在褶皱构造背斜的一翼，全井15号煤储层呈下倾趋势至对接井。经网格化数据分析，在水平位移520 m之前，地层倾角为4.5°，之后以3.2°倾角至对接点。
图4 基于三维地质模型的HL-U-04 H井井眼轨迹
Fig.4 Well trajectory of HL-U-04 H well based on 3D geological model
3.3 A靶点着陆
目的层着陆是水平井施工的难点之一，着陆层位是否准确、角度是否合适决定了后期水平段施工的质量。在着陆之前，根据测-定-录综合资料，与邻井测井解释层位进行对比，通过对比多个标志层确定本井钻遇层位是否与设计吻合，相较邻井垂深超前或是滞后，总结地层变化规律，最终确定着陆A靶点垂深和角度是否需要调整。
根据井口返出岩屑及钻时、伽玛等工程参数，确定HL-U-4 H井在1 363.39 m钻遇K7砂岩，与导眼对比，该标志层垂深提前了10.72 m，如果K7砂岩以下层位稳定，根据等深对比推测法，按原设计会提前10.72 m着陆，需要重新预算轨迹，调整造斜率，确保轨迹平滑。同理，在钻遇K4,K3,K2灰岩时，也及时进行标志层对比，更新着陆轨迹。最终该井在井深1 849.93 m，垂深1 438.51 m着陆，比原设计提前3.49 m，着陆井斜85.22°，方位101°(图5)。
3.4 煤层水平段地质导向
进入目的层后的核心任务是地质解释和导向，综合利用测-定-录数据分析钻头所在地层岩性，通过小层对比识别其与煤层的相对位置，预测层位变化趋势，重新调整钻井轨迹。15号煤层钻时快(钻时为2～4 min/m)，且普遍有大量煤粉返出，气测全烃值跳跃式增至50%以上，随钻伽玛在70 API左右浮动。若这几种现象不同时出现，应查找原因而不能盲目判断层位。通常，泥浆性能会误导层位判断:黏度和比重增加会降低原始气测值，影响岩屑的地面采集率，化学试剂的添加会影响伽玛数值。在井深1 897 m时，测-定-录数据综合反映钻头已钻穿煤层。前期对比邻井15号煤层及顶底板岩性特征，发现15号煤层由于夹矸的存在，伽玛值维持在45～90 API;煤层顶板为4.4 m厚的泥质砂岩，伽玛值在80～130 API附近;直接底板为1.4 m厚的泥岩，表现为高伽玛值(150 API)，伪底是一套4.8 m厚的砂质泥岩，伽玛值在70～120 API(图6)。
图5 HL-U-04井标志层对比
Fig.5 Key bed comparison of HL-U-04 well
图6 HL-U-04H井煤层段测井曲线
Fig.6 Logging curve of HL-U-04H well in the coal seam
经现场分析，钻头从煤层顶出，并预测煤层下倾9.6°(原设计地层倾角4.5°)。采取的措施是回撤钻头至1 869 m(井斜86°，方位99.6°)，将泥浆排量降低至15.2 L/s，工具面调整为150°，以30 min/m匀速下放钻具，进行悬空侧钻5 m后，钻具出现反扭角、岩屑增多，表明钻头已“吃压”，显示侧钻成功，调整轨迹与煤层倾角相符，正常钻进(图7)。
图7 HL-U-04井一体化地质导向技术示意
Fig.7 Sketch of integrated geosteering technology for HL-U-04 well
3.5 应用效果
HL-U-04 H井设计井深2 459 m，水平段639 m。基于测-定-录一体化地质导向技术，该井实际钻井深度2 420 m，水平段610.07 m，重复进尺31 m，无效(非煤)进尺51 m，施工周期为32 d，煤层钻遇率达91.64%。相比于区块内同类型的4口煤层气水平井，该井比平均施工周期缩短了13.5 d(30%)，煤层钻遇率提高了24.47%(表1)。
表1 区块内煤层气水平井钻井工程效果统计
Table 1 Drilling effect statistical table of coalbed methane horizontal well in the block
井号井深/m水平段/m重复进尺/m煤层钻遇率/%钻井周期/dHL-U-04H2 420610.073191.6432HL-U-1H2 531725.2318562.3254HL-U-2H2 489654.5113271.2946HL-U-7H2 360596.338366.7038HL-U-8H2 378603.1410168.3644
图8 HL-U-04H井连续油管分段压裂压裂施工曲线
Fig.8 Fracturing construction curve of HL-U-04H well using coiled tubing staged fracturing
套管完井后，对HL-U-04H井实施了连续油管分段压裂。压裂施工前52 min为喷砂射孔作业;之后至100 min注入前置液造缝，该段煤层的破裂压力不明显，压裂裂缝开启后平稳扩展，套管压力维持在35 MPa(图8)。携砂液阶段加砂31.3 m3，平均砂比10.61%，支撑剂进入压裂裂缝后滤失量增大，套管压力缓慢降至29 MPa并趋于稳定，表明煤层主裂缝形成的同时微小裂缝也进一步扩展，有利于形成复杂裂缝网络系统，达到了储层改造效果[20]。投产后，该井经过30 d的产水单相流阶段，进入产水产气两相流阶段，日产气量最高达1 500 m3，当前日产气量稳定在1 000 m3左右(图9)。对于该地区深部煤层气水平井而言，该井产气效果较好，由于处于排采初期，该井具有较大的产气潜能[21]。
图9 HL-U-04H井排采初期生产曲线
Fig.9 Production curves of HL-U-04H well in the early stage
4 结 论
(1)深部煤层气水平井钻进过程中，由于深部煤储层开发基础薄弱、井深增加且地质构造复杂，造成钻井地质导向技术具有极大的难度，导致着陆困难、煤层钻遇率低等问题。
(2)本研究在实践中形成了一套适用于深部煤层气水平井的测-定-录一体化地质导向技术。该技术在建立煤层地质模型的基础上，将测井、定向和录井3者相结合，通过层位对比建立动态地质导向模型，从而精确控制和预判井眼轨迹进，最大限度地提高靶着陆准确度和水平段煤层钻遇率，为后续煤储层压裂改造及排采工程的顺利实施提供基础条件。
(3)以沁水盆地横岭区块深部煤层气水平井HL-U-04井为例，测-定-录一体化地质导向技术取得了良好的应用效果。与区块内同类型水平井相比，该井煤层钻遇率提高了24.47%，钻井周期缩短了13.5 d(30%)，分段压裂较为顺利，达到了储层改造预期效果，目前该井日产气量达1 000 m3左右。对于深部煤储层的水平井钻井工程，测-定-录一体化地质导向技术具有推广应用价值。
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