1. 引言

鄂西渝东地区二叠系页岩取得重大勘探突破，吴家坪组优质页岩气储层已实现商业化开采，红星地区成为中石化增储上产的主要阵地之一[1] [2]。水平井是针对某一有利储层，朝着预定的、有利于储层开发的方向进行水平钻进，达到一定水平位移的特殊定向井[3] [4]。前人基于定向增加泄油(气)面积、增加单井产量原则做了大量研究探索：地质导向主要依据油气区物探地层产状、岩心储层特性、地震区域构造、设计水平段长等情况定制导向方案，辅助参考随钻参数(钻速、含气性、电性、岩性等)，进行实时控制井身轨迹，以期实现优质储层高穿行率，提速增效。红星地区优质储层较薄(厚约2.4~3.8 m)，区域内沉积厚度差异、微幅构造、次级断裂等发育，实现地质导向精确入靶以及“窄靶窗”内井身轨迹控制较为困难，因此迫切需要一套适应性方法指导红星复杂构造区域内精细地质导向。

针对上述问题，本文主要剖析吴家坪组优质页岩储层内地质导向过程，分析红星地区地质导向工作在造斜段精确入靶、水平段精细控制中面临的主要问题，通过特征标志点井斜分段控制、井震结合地质模型校正、优质储层特征分析、精细地层倾角计算、微幅构造决策等方法实现井身轨迹精确控制，对今后红星地区页岩气储层高效开发、提速增效具有重要指导意义。

2. 研究区地质概况

红星地区构造位置处于川东高陡褶皱带石柱复向斜，为一呈北东向“S”型展布的狭长复向斜，发育3排与主体构造呈一定夹角的雁列式正向构造,。包括建南构造、龙驹坝构造和三星区块，北部、中部呈“两凹夹一隆”构造格局，二叠系地层埋深浅，建南构造整体较宽缓，表现西陡东缓趋势(图1)。建南区块内发育多条次生断裂带，断裂走向与构造走向一致，多为北东向，三级断裂太平镇断距大、延伸远，该断层为控制建南构造的主断层，跨石庙断层对背斜南部构造形态具有一定控制作用[5]-[7]。

红星地区二叠系具有吴二段、茅四段两大深层页岩气勘探开发领域。二叠系吴二段地层主要为斜坡–陆棚相沉积，发育灰黑色硅质页岩、碳质页岩，夹灰色灰岩，有利储层平面展布稳定、埋深和成熟度适中、钻遇气测显示良好，区块内吴二段探井已获得测试产量气井9口，其中HYMHF井创造测试产量32.35 × 104 m³/d纪录，具备较大勘探开发价值。

早期该地区已钻水平井的钻探过程来看，存在造斜段入靶精度较差、优质储层钻遇率不高等问题，本文结合地震、测录井等资料，从沉积环境、地层特征、地质模型等方面，深度剖析红星地区二叠系吴家坪组薄储层地质导向过程中难点问题，并总结出与之对应的水平井地质导向技术和方法来指导水平井的优快钻进，实现提速增效[8] [9]。

Figure 1. Structural location of Hongxing area and composite stratigraphic column of the Wujiaping Formation in the western Hubei-eastern Chongqing (modified according to Ref. [2])

图1. 鄂西渝东红星地区构造位置及吴家坪组地层综合柱状图(据文献[2]修改)

3. 研究区地质导向难点剖析

3.1. 精确入靶难度大

水平井地质导向主要分为两个阶段——造斜段和水平段，其中造斜段地质导向的核心任务是确保将井眼轨迹平稳钻入目的靶窗并调整好钻进角度，即精准入靶，而技术关键在于对地层特征的深入认识，应用上覆地层标志点不断计算靶点垂深，并进行滚动调整[10]。

红星地区水平井开始造斜段采用造斜段–稳斜–增斜扭方位的轨迹剖面设计，在研究区开始造斜段为飞仙关组、稳斜段位于长兴组上部、增斜扭方位段为长兴组下部。

红星地区长兴组整体沉积厚度在260~330 m，从南至北有缓慢增厚的趋势，根据岩电特征可将其划分为长一段和长二段。长一段为浅水斜坡沉积，中–薄层状褐灰–深灰色生物泥晶灰岩，自然伽马值相对较高。受水体运动、海平面升降影响，长一段标志层垂深变化无规律，横向上沉积厚度变化大，伽马标志层特征不明显，导致计算的靶点垂深时精确度不高，频繁上下调整靶点轻则导致井眼轨迹不平滑，重则脱靶填井重钻。

受造斜后端增斜摆方位、地层漏失和自然造斜影响，水眼压降和钻井参数逐渐弱化，定向纠斜次数增加，不利于轨迹姿态控制。

3.2. 水平段轨迹精准控制难

控制水平井严格穿行在预设靶窗内是地质导向的意义，也是气井获得高产的关键。红星地区水平段轨迹控制难点主要体现在两方面：

(1) 薄储层内“窄靶窗”

红星地区吴二段页岩厚度为11~26米，其中优质页岩储层厚度仅5.6~8.6米，厚度较薄；按照气测显示、伽马特征及岩性特征细分5个小层。

前期已钻水平井通过试采放喷、产能测试，结合地质甜点和工程甜点认识，验证主要靶窗为吴二段中部④小层中下部和③小层上部。有效靶窗窄、仅有2.4~3.8 m，如遇地层产状变化极易钻出靶窗，且回层相对困难，导向过程轨迹调整频繁，优质储层钻遇率不高，后期施工难度增大。此外，水平段岩性主要为灰黑色页岩、硅质页岩，页岩特征易造成井壁垮塌、钻井液漏失等工程复杂。

(2) 微幅构造发育

从气藏构造和含气页岩发育特征分析，构造主体部位地层较平缓，但局部地层起伏变化大，靠近构造两翼，地层变化愈加明显，并且局部破碎形成断层；研究区内发育1条二级断裂，4条三级断裂和121条四-五级断裂，受这些断裂影响，区内微幅构造发育。

为满足储量控制，勘探井位多部署于背斜转折端、构造变化处，此区域内构造应力强烈，易形成局部构造。当钻遇微幅构造时，地层产状急剧变化，容易错过导向最佳决策窗口，相对较短时间内已钻出优质储层，较低的优质储层穿行率，影响后期气井产能。

3.3. 地质导向工具适配性差

(1) 物探地质模型精度较差

物探资料解释建模是认识地层产状有效方法，地质导向过程可通过地质模型，根据产状变化做出提前应对准备，导向决策的前瞻性、精准性依赖于可靠的地质模型。研究区内虽然有二维、三维地震资料，对水平段轨迹的导向有一定的指导意义，但通过部分实施井情况来看，井–震矛盾问题依然突出，如局部微幅构造、小型断层等识别精度局限，还不能满足对现场井眼轨迹的实时指导；

(2) 地质导向决策时效性较差

从目前现场主要地质定向仪器来看，造斜段均为常规LWD定向仪，随钻自然伽马测井曲线作为唯一判断依据，存在测量点距井底约17 m的决策盲区，有延时和滞后判别情况；水平段常采用远端LWD、近钻头定向仪及少量旋导定向仪，各井使用的随钻仪器不同，测量精度和灵敏度也存在差异，差异化的信号特征增加了分析和判别的难度。

4. 地质导向关键技术

针对上述难点，通过对研究区地质导向技术应用状况回顾性分析，探索总结出一套页岩气水平井地质导向技术方案，对红星地区乃至其他区块的页岩气田开发，具有重要指导意义。

4.1. 分段控斜精准入靶

(1) 入靶前标志层控制、轨迹模拟

建立红星地区联井地质剖面，总结造斜段长兴组地质特征共性，参考岩性、电性、气测录井等资料，预设井区探井A井为标准井(按地层倾角为0˚)，选取长兴组顶部到吴家坪组吴二段的8个伽马曲线高尖作为特征层顶、底界面，理清特征层内岩性、电性、整体地层厚度变化作为分段控制的标志层点(图2)。通过物探资料预设靶点深度，考虑工程复杂及后期决策调整，优化模拟造斜轨迹，在长兴组造斜区间共设置6个标志层，自井斜20˚逐步增斜至井斜80˚，在吴二段造斜区间共设置2个标志层，自井斜85˚逐步增斜至井斜90˚，标志层内井斜调控入靶前井眼轨迹调整的关键层位(表1)。

Figure 2. Geosteering reference marker layer (point) map of Wujiaping Formation in Hongxing area (standard Well HYA)

图2. 红星地区吴家坪组地质导向参考标志层(点)图版(标准井HYA井)

Table 1. Judgment standard for rock electrical characteristics of geosteering reference marker layer (point) (standard Well HYA)

表1. 地质导向参考标志层(点)岩电特征判断标准(标准井HYA井)

(2) 造斜过程井斜实时调控

长兴组底部地层沉积厚度不稳定、标志点特征缺失、增斜纠正方位过长、导向人员决策失误等地质工程因素在造斜段易引起井斜消耗或冗余，往往标准层内达不到预设井斜。

本研究积极追踪导向过程井斜变化，采用地震、标准井测井资料预测靶前产状，根据标准井小层等厚原理，滚动预测靶点深度，校正靶点精准度。此方法适用于地层倾角接近水平或较小的地层产状。

考虑地层倾角厚度变化，标准井相邻两个标志点之间垂距使用平均角法来计算(图3)：

Figure 3. Calculation model of trajectory control with average angle method

图3. 平均角法轨迹控制计算模型

其计算公式为：

$h=\left(H-\Delta x\cdot \tan \theta \right)\cdot \cos \theta$ (1)

$h=\left[\left(Ha-Hb\right)\cdot \cos \frac{\alpha +\beta }{2}-\left(Ha-Hb\right)\cdot \sin \frac{\alpha +\beta }{2}\cdot \tan \theta \right]\cdot \cos \theta$ (2)

式中：h为标志点A、B垂向切厚，m；H为标志点A、B垂深差，m；

Δx是标志点A、B靶前位移，m；θ为地层视倾角，˚，Ha、Hb为标志点A、B处斜深，m；α、β为标志点A、B处井斜，˚。

通过井斜全过程模拟计算，在标志层内把控井斜变化，调整井斜变化率，在满足工程条件下，以平滑轨迹钻至下一预设标志点，此过程为正向控斜过程。

反向监督过程是建立在靶点预测准确，各标志层厚度不变条件下，利用底部标志层厚度以最大造斜、最小造斜反向推导到预设标志点所需井斜。通过正向优化钻井计算、反向监督调控使标志层内井斜在误差方位内，进而控制入靶精度。

预设井斜正演、反演过程中，明确井斜60˚、4号标志层底部、靶窗顶界面为控制施工轨迹的关键标志点。研究模拟了不同地层产状在各标志点的井斜控制要求，下倾地层各标志点井斜区间偏小，上倾地层各标志点井斜区间偏大，实时动态调整，井斜分段控制，确保水平井理想入靶。

(3) 回顾分析总结经验

研究区沉积地层整体厚度相对稳定，回顾红星地区所开展的成功地质导向过程，统计特定井斜点与靶框垂深关系。如表2所示，长兴组底部井斜为77.44˚~77.80˚，平均为77.67˚；上部标志层2约61˚井斜点与目的层上靶框的垂差为43.38~54.27米，平均为47.22米；再往上标志层1井斜约为40˚井斜的标志点与目的层上靶框的垂差为125.60~139.74米，平均为134.04米。结合地区已钻水平井经验，预选长兴组底部的标志点，确保达到与之匹配的井斜范围，减少不必要的调整，达到精准入靶的目的。

通过预设靶点轨迹模拟、标志层确定、正向反向井斜控制结合地区导向经验，总结形成一套红星地区造斜段地质导向控斜方法，井身轨迹调整频次明显变少，入靶精度显著提高。

Table 2. Statistical table of vertical depth difference between key well deviation and target layer of Changxing Formation in Hongxing area

表2. 红星地区部分井造斜段长兴组关键井斜与目的层垂深差值统计表

4.2. 水平轨迹精细调控

水平段优质储层高穿行率是保障气井高产的关键，地质导向及时决策、调整是确保实现高穿行率的有效手段。本研究在深刻剖析红星地区地质导向难点的基础上，分析实验导向方案，总结相关经验，提出一整套水平轨迹调控完整方法，运用实验于红星地区新钻水平井，优质储层钻遇率大幅提高。

针对导向难点对应措施：先根据三维地质模型、物探资料判断整体地层产状变化趋势、预定总体导向决策调整方位，导向过程参考实钻资料动态判别钻头位置，通过精确地层倾角计算，适配井斜调整变化，并根据钻遇的多类型微幅构造下达准确导向指令，实现水平轨迹精细调控，实现优质储层内高穿行率。

4.2.1. 井震结合校正地质模型

红星目前所用的叠前时间/深度偏移地震资料，宏观上资料品质较好，断点清晰，地震相位特征清楚，目的层长兴底–吴二段底–茅四段底呈三强相位波组特征呈三强相位波组特征，局部地区是两强夹一弱特征，能够满足水平井地质导向地震需求。将地震解释层位数据与研究区单井分层数据进行校正，利用空间插值方法、数据融合算法等，建立井震联合的三维地质建模。基于地震解释、已钻测井资料，研究区共建立625.0 km²地质模型(图4)。

在三维地层模型投入预设水平井数据，沿井身轨迹切片，提取地质导向二维模型，通过水平井钻探发现，吴家坪组地震剖面同相轴在斜坡区、构造较复杂区反射能量变弱，二维模型中属性曲线不能表示真实地层产状变化。结合随钻伽马曲线、气测录井数据，判断钻遇地层情况，通过切片提取二维地质模型与实钻地层产状拟合对比，在模型中增添待导向井层位控制点，实现二维模型动态调整，预测后续地层产状变化，同时更新校正建模区内三维地质模型，数据反复迭代调整，为后续新钻水平井地质导向提供更加精确指导[11]-[13]。

通过实钻对比，红星地区水平段微幅构造较为发育，受限地震资料分辨率，对微幅构造的刻画精度有限，但井震联合的地质导向模型是预测地层产状变化的主要方法，也是地质导向人员提前决策、实时轨迹调整的重要参考依据。对于疑似断层或微幅构造段采取多角度抓取地震剖面加以验证，尽可能提高预测的准确性。

(a) 红星地区吴家坪组平面地质模型

(b) 二维地质模型随钻调整样式

Figure 4. Geological modeling diagram of Wujiaping Formation in Hongxing area

图4. 红星地区吴家坪组地质建模示意图

4.2.2. 目的层地质特征区分

为了方便水平段层位划分和精准控制水平段井眼轨迹，将目的层按照气测显示、伽马特征及岩性特征细分5个小层，其中③④⑤小层分上中下三部分。

建南区块由南向北吴二段整体页岩厚度平均为16~24米，颜色以深灰色、灰黑色为主，沉积时期主体为还原环境；综合岩性、岩相、沉积构造、生物化石等，判断吴二段沉积时期主要处于斜坡–陆棚相，其中③~④小层沉积时期水体最深，为陆棚相。纵向上③上–④中小层硅质含量高、碳酸盐岩含量及黏土含量略低，岩相以硅质页岩相为主，硅质页岩厚度介于2.4~3.8 m，③上–④下小层硅质含量，平均在57.46%~59.97%，其中③上~④中小层TOC高，实测有机碳含量介于5.1~8.5之间，③小层TOC普遍高。储集物性③上和③中最高，其次为④中；有机孔占比和面孔率③中小层最高，其次为③上~④中。孔隙度为5.94%~7.95%、含气量介于1.71~7.25 m³/t。吴二段③中–④中小层杨氏模量、破裂压力、泊松比最低，杨氏模量36.65~53.56 GPa，破裂压力99.75~102.89 MPa，泊松比0.19~0.20，应力差异系数0.22。综合“地质 + 工程”双甜点预测，选择“③上~④中”为水平段主要穿行层段，分析对比随钻岩性、电性、含气性特征控制水平段井眼轨迹[2]。

(1) 借助伽马曲线特征判别层位。红星区块③上、④下储层特征基本稳定，以研究区HYA井为例，③上伽马值平均285.1 API，④下伽马值平均178.8 API，④中伽马值平均359.6 API，③上~④中小层伽马形态呈“两低夹一高”。红星地区③中顶界位置凝灰岩薄夹层较为发育，随钻电性特征呈“毛刺状”特征，借用伽马曲线形态特征有效辨别③中层位(图5)。

Figure 5. Columnar diagram of HYA well subdivision in Hongxing area

图5. 红星地区HYA井细分小层柱状示意图

(2) 录井气测特征差异。如表④下页岩硅质含量较高，钻时较大，平均13.1 min/m；③上小层页岩黏土质组分占比较大，钻时较小，平均10.7 min/m；④中钻时12.7 min/m，介于④下、③上之间。气测显示，③上有机质含量较高，有机孔发育，含气量较高，全烃甲烷气测显示较高，平均11.1%；④下小层有机质相对较少发育，气测显示偏小，平均6.9%；④中气测8.7%，显示介于二者之间。

靶窗层位③上、④下特征明显，围绕③上伽马形态高峰，围点穿行，综合岩性、气测特征，及时判断钻头位置，为导向决策提供有力依据。

4.2.3. 地层视倾角准确计算

地层倾角与井斜角的适配性影响钻头状态，导向人员通过夹角差异控制钻头在目的层界面的交切关系、穿层速率，实现井身轨迹调整，基于研究区地层产状和实钻分析统计，提出四种适用于钻头与地层不同交接关系的倾角计算公式，确保井身轨迹调整的准确性[14] [15]。

(a) 对比参照点出现下部地层(下倾下切)

当钻井井斜角过小，下倾地层水平段钻进中对比参照点出现在下部地层，井身轨迹与水平面(90˚)的差大于地层视倾角。计算地层视倾角，选定参照点(例如气层中)，地层对比确认实钻点出现在气层中以下位置，得出距参照点地层垂厚h，再使用坐标计算出参照点与实钻位置的平面坐标距离L或根据实钻距离与井斜角推算(图6)。

Figure 6. Calculation diagram of apparent dip angle of down-dip bit in formation

图6. 地层下倾钻头下切状态视倾角计算示意图

$\gamma =\beta -\alpha$ (3)

$L=L_0\cdot \text{cos}\beta$ (4)

$\alpha =\arctan \frac{h}{L_0\cdot \cos \beta }$ (5)

$\gamma =\beta -\text{arctan}\frac{h}{L_0\cdot \cos \beta }$ (6)

h为标准井中标志点垂深变化，m；L₀为标志点之间实钻距离，m；α为井身轨迹与地层产状夹角，˚；β为井身轨迹与水平辅助线夹角˚；γ为地层视倾角，˚。

(b) 对比参照点出现上部重复地层(下倾上切)

当钻井井斜角过大，下倾地层水平段钻进中出现上部重复地层，井身轨迹与水平面(90˚)夹角小于地层视倾角。井斜互余角β小于地层视倾角γ，实钻过程出现上部地层，若随钻距离达L2时，将钻穿气层顶。导向过程需要降低井斜，增大β。及时调整使β大于γ，钻头位置逐步下切地层到优质储层内，再调整β与γ趋于相等，则沿合适层位平行钻进(图7)。

Figure 7. Calculation diagram of apparent dip angle of downward bit in upward cutting state

图7. 地层下倾钻头上切状态视倾角计算示意图

$\gamma =\beta +\alpha$ (7)

$\gamma =\beta -\arctan \frac{h}{L_0\cdot \cos \beta }$ (8)

(c) 对比参照点出现上部重复地层(上倾下切)

当井斜角过小，上倾地层钻遇中出现下部地层，井身轨迹与水平面夹角小于地层视倾角，β小于实际地层视倾角γ (此时β = 井斜角 − 90˚)，若以当前井斜随钻距离达L2时，将会钻穿气层底。导向过程及时增加井斜角，即增大β，调整在β大于γ时，钻头逐步上切地层到合适层位，再次调整β与γ趋于相等，则沿合适层位平行钻进(图8)。

Figure 8. Calculation diagram of apparent dip angle of updip bit in formation undercutting state

图8. 地层上倾钻头下切状态视倾角计算示意图

视倾角计算公式与下倾上切地层一致，如式(8)所示。

(d) 上倾地层对比参照点出现上返地层(上倾上切)

当井斜角过大，地层上倾钻进中出现上部地层，井身轨迹与水平面夹角β大于地层视倾角γ。若不更改井斜角时随着实钻距离达长度L2时，将会钻穿气层顶。导向及时降低井斜角，减小β，调整β小于γ时，钻头逐步下切地层到合适层位，再次调整β与γ趋于相等，则沿合适层位平行钻进(图9)。

视倾角计算公式与下倾下切地层一致，如式(6)所示。

Figure 9. Calculation diagram of apparent dip angle of up-dip bit in formation

图9. 地层上倾钻头上切状态视倾角计算示意图

综合分析表明，井斜角大于地层倾角，实钻过程易穿出目的层底界面，适用于下切公式；井斜角小于地层倾角，实钻过程易穿出目的层底界面顶界面，适用于上切公式；研究区根据钻头与地层倾角接触关系，精细计算地层视倾角变化，有利于实现水平轨迹精细调控，提高优质储层钻遇率。

4.2.4. 细化微幅构造决策

红星地区实钻水平井显示地层产状变化剧烈，微幅构造及层内小断层发育。结合宏观地震模型预测地层产状预测，针对研究区钻遇不同微幅构造类型，提出不同的地质导向决策。

上倾产状变化：导向决策下达、井身轨迹调整以及考虑井斜变化率，调整角度的变化相对预地层倾角改变有一定滞后性，实钻会钻遇一部分下部地层。结合物探资料、地质模型预测后续产状变化，在地层产状变化之前应控制钻头靠优质储层上部穿行，实钻过程钻遇一段距离优质储层下部，始终控制钻头在靶窗内部穿行，而后调整井身轨迹追平地层产状变化，确保优质储层高穿行率，如图10(a)~10(b)所示。图10(c)中，上倾地层变化前部出现微向斜构造，导向决策应视微幅构造大小，靠优质储层下部穿行或向下调整1˚，而后向上增大井斜，考虑轨迹调整滞后性，预留一段实钻距离，在上倾地层微幅构造内著降低钻出层的段长及轨迹调整频次。

在整体下倾地层中，如图10(e)~(f)所示，导向过程应控制轨迹在优质储层下部穿行。对于下倾前部背斜状地层产状变化，尽量靠靶窗上部穿行或视背斜大小采取追层或短距离舍弃靶窗的导向决策，而后减小井斜。

水平段地层有时会出现或高、或低、或断等复杂情况(图10(g))，需要在地层拐点处增加控制点，将复杂地层分解为多个简单段，再按上述方法进行判断和计算，及时发现问题，推测结果，提出调整方案。

Figure 10. Micro-scale geological structure geosteering decision-making diagram

图10. 微幅构造导向决策示意图

研究区水平段地质导向经验总结：地层产状变化3˚以内，导向人员应及时调整井斜，跟进地层倾角变化，追求优质储层高出行率；钻遇微幅构造时，如果地层突然上倾变大超过3˚以上，导向作业不宜猛增井斜追层。当钻遇断距较大(大于5米)的断层，可以适当增斜，增斜小于2度，减小层外穿行距离；钻遇断距较小的断层，则要反向操作，适当降斜，减少钻遇出层的段长[15]-[17]。地层倾角的变化率高于地质导向过程井斜调整变化率，舍弃微幅构造内储层钻遇率，可确保后续地层内高穿行率，保持与地震模型预测地层倾角相匹配的井斜钻进，有利于轨迹平滑，减小后期工程改造难度。

5. 方法验证

通过对红星地区地质导向难点问题的原因深度剖析和实钻水平井总结经验形成系统导向方法，较好解决了研究区入靶困难和水平段轨迹难控制的问题。该技术在研究区验证运用7井次，纵向靶窗2.4~3.8 m，统计地质中靶率100%、优质储层穿行率从63.8%提升至100.0%、平均优质储层钻遇率93.4%、平均节省单口钻井周期13.6 d，方法实验效果良好。

HYS井实钻水平段长2500 m，综合三维地质模型、物探资料解释分析，地震剖面同相轴异常，钻遇局部挠曲，地质模型显示水平段平均下倾4.3˚，局部地层视倾角变化大，微幅构造发育。本井水平段前段产状相对稳定，变化幅度小；水平段中部地层由下倾3.4˚变至下倾6.2˚，实钻轨迹可能向上钻出优质储层；局部可能存在地层产状突变、微幅构造等不确定因数导致轨迹出靶窗；水平段末端地层产状由下倾2.8˚变至下倾7.4˚，有钻遇出层风险。考虑钻前地质导向难点和风险分析，造斜段采用常规LWD、水平段采用近钻头IPZIG仪器，仪器距井底盲区较小，便于实时导向决策。

实际导向过程中，参照预先设置标志层内井斜控制要求，结合靶前距使用情况，滚动计算上覆地层倾角并调整A靶点深度，实钻A靶深度3611.4 m，调整设计深度为3611.8 m，误差0.4 m，实现精准入靶。

在水平段轨迹方向上微幅构造发育，且地层产状局部起伏最大超过18.0˚的不利条件下，利用方位伽马判断轨迹上、下切情况，通过物探资料、地质模型和实钻参数综合判断钻头所处靶窗位置，实时获得水平段倾角变化(图11)。

Figure 11. Schematic diagram of horizontal section trajectory of Well HYS

图11. HYS井水平段轨迹穿行示意图

水平段前段地层倾角整体下倾0.4˚。后续地层转为下倾4.3˚，实钻过程根据地层产状变化降斜追层。水平段1000 m后地层由整体下倾3˚逐步转为上倾2˚，顺层穿行700 m后，附近地层整体从上倾0.2˚转为下倾3˚。现场采取降斜，为追回目的层最低井斜降至84.21˚。

井深5693~5725 m钻遇断层，增斜钻进中地层层序错乱。井深5735 m地层①小层又回到吴一段，判断出现断层。尾部下倾倾角变大，导向人员及时降斜，顺利完钻。

水平段井眼轨迹把控程度较高，通过造斜段井斜精确控制、水平段轨迹精细调控，确定该井A靶井深3860 m，B靶井深6578 m，实钻水平段长2718.0 m，轨迹控制在地质工程甜点内穿行，实现优质储层钻遇率92.7%，减少导向指令下达，实现水平井钻井过程提速增效。

6. 结论

(1) 红星地区地质导向造斜段横向上沉积厚度变化大，伽马标志层特征不明显且造斜过程增斜摆方位、地层漏失和自然造斜影响造成A靶预测精度较低、入靶轨迹难控制；水平段“靶窗”窄、微幅构造发育，井身轨迹精细控制难、易钻遇出层；此外物探地质模型精度较差、地质导向决策时效性较差成为红星地区地质导向难度较大、优质储层钻遇率低。

(2) 红星地区长兴组地层横向沉积厚度差异，选取吴二段目的层上方伽马形态特征标志点，预设靶点轨迹模拟、标志层确定、正反演井斜控制，解决了单一方案计算靶点深度不精确问题，提高了红星地区地质导向入靶精度。

(3) 吴家坪组页岩地层优质储层薄、地层产状变化，水平段井身轨迹易钻遇出层，研究通过井震结合地质模型实现校正、目的层特征区分、地层视倾角精确计算、微幅构造细化决策等方法实现水平段井身轨迹精细调控，确保优质储层内高穿行率。

(4) 通过红星地区实钻井导向经验总结，形成研究区实用地质导向方案。有效解决了地质导向入靶精度低、水平轨迹调控困难等问题，保障了优质储层内高穿行率，具备红星地区新钻水平井地质导向推广运用价值。

参考文献