本发明涉及页岩气开发技术，更具体地说，涉及一种基于二维地震资料的页岩气大位移水平井随钻地质导向方法。
背景技术：
页岩储层开发主要采用长水平段多级射孔压裂工艺，水平井眼轨迹在储层中的穿行效果是提高单井产量的基本条件，而随钻地质导向技术是保障水平井眼轨迹穿行效果的唯一手段。目前，国内外随钻地质导向技术在三维地震勘探区应用效果较好，而对于仅仅部署了二维地震测线的低勘探程度区，水平井眼轨迹穿行效果较差。
技术实现要素：
本发明要解决的技术问题在于，提供一种基于二维地震资料的页岩气大位移水平井随钻地质导向方法，可以用于指导大位移水平井长水平段钻进。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：构造一种基于二维地震资料的页岩气大位移水平井随钻地质导向方法，包括以下步骤：
(1)根据导眼井钻探资料、区域地质资料，进行目的层小层划分、小层对比，确定本井地质导向标志层。
(2)导眼井测井资料和二维叠后时间偏移资料进行井震精细对比，确定目的层和标志层的时深关系；
(3)利用目的层和标志层的时深关系，对目的层和标志层进行精细的追踪对比，落实各小层的构造形态；
(4)依据步骤(1)、步骤(2)、步骤(3)得到的数据指导井眼轨迹准确入靶：根据随钻资料进行精细分析，结合各标志层特征，确定钻头实际位置，确保井眼轨迹准确入靶，并在实时将井眼轨迹投影到时间偏移地震剖面中，进行速度模型修正；
(5)依据步骤(1)、步骤(2)、步骤(3)得到的数据指导水平段地质导向：进行目的层、标志层精细对比，确定钻头位置，实时监控轨迹，提前预测，若实钻地层与预测地层差距较大，需结合区域地质相关资料和分析该区沉积相变化、地层层速度变化情况，引导定向施工，确保钻井轨迹在目的层中穿行。
上述方案中，所述步骤(2)中的时深转换公式为：
优质页岩储层底界深度＝(底界时间*目的层层速度)/2。
上述方案中，所述步骤(5)中的水平段地质导向使用以下方法：实时投影井眼轨迹，对比随钻资料，确定钻头位置，并根据叠加速度剖面，确定和修正横向层速度。
上述方案中，所述步骤(5)进一步包括以下步骤：
a、依据叠后时间偏移剖面的层位追踪情况，进行初步控制点划分，将水平段轨迹划分为5个地层产状较为稳定段，并依据导眼井获取的时深关系进行初步时深转换，依此预测上述各地层产状稳定段的地层倾角；
b、将叠后时间偏移剖面中的成果数据导入到叠加速度剖面中，并在discovery中输出，在输出该成果数据的过程中，需要将叠加速度剖面中的振幅，对应为井轨迹中目的层的层速度；
c、将输出的时间和输出的速度进行时深转换，建立目的层底界二维地质模型，并依据分段成果，进行统计分析，预测5个地层产状稳定段的地层倾角；
d、实时使用随钻伽马数据和录井岩性、气测数据等资料对比导眼井，找出标志点，计算地层倾角，对井斜进行调整；
e、实时将随钻井斜投影到地震剖面中，结合叠加速度剖面进行分析，落实地层速度横向变化的特征，并根据实钻资料对二维深度模型进行校正，预测地层倾角，对井斜进行调整。
实施本发明的基于二维地震资料的页岩气大位移水平井随钻地质导向方法，具有以下有益效果：
1、本发明综合导眼井钻探资料、区域地质资料和水平井设计相关资料对钻遇地层和主要穿行目的层进行精细划分，确定各阶段标志层；以二维叠后时间剖面、叠加速度资料为基础，利用discovery综合地质解释系统进行精细解释，对目的层进行精细追踪对比，落实目标区构造形态，进行井眼轨迹调整，实现水平段地质导向。本发明基于二维地震资料的页岩气大位移水平井随钻地质导向方法思路严谨、应用简单、分析结果准确可靠。
2、本发明完善了页岩气大位移水平井随钻地质导向方法，可以为低勘探区水平井随钻地质导向技术提供指导。
附图说明
下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：
图1为发明的方法流程图；
图2为xx导眼井地层综合柱状图；
图3为xx井震对比合成记录显示图；
图4为xx井构造解释剖面图；
图5为随钻地质导向技术等厚法示意图
图6为xx井实钻数据与导眼井地层对比图；
图7为xx井地层产状预测图；
图8为xx井设计轨迹叠加速度剖面图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本发明的具体实施方式。
如图1所示，在本发明的基于二维地震资料的页岩气大位移水平井随钻地质导向方法包括以下步骤：
步骤(1)，开展地层划分、对比标志层确定：结合区域地质资料、导眼井岩性、电性特征，将xx井的目的层划分为三大段，分别为s1、s2、s3，其中主力页岩层分布在s1段，厚度49m。在分段的基础上，依据导眼井测井曲线特征及岩心观察进一步将主要目的层细分为5小层，优质页岩储层在④、⑤号小层，厚度17.5m。如图2、图5所示；
xx井主要穿行的目的层位④、⑤小层。根据地质设计，本井于s层上部的sp组开始侧钻，依据导眼井测井曲线及岩心等资料，xx井地质导向的标志层可分为5段，如图3所示，各段岩性特征分别为砂泥岩互层段、灰色灰岩段、深灰色灰岩段、泥岩灰岩互层段和泥岩段和主力气层段；
砂泥岩互层段：该段位于sp层中下部，岩性为灰绿色、黄绿色砂质页岩、浅灰色粉砂岩夹少量黄绿色砂质页岩，与sp底部灰色灰岩岩性突变。
灰色灰岩段：该段位于sp组底部，岩性为灰色灰岩、灰色泥灰岩，与s3段深灰色灰岩颜色发生突变。
泥岩灰岩互层段：该段位于s层s2段，该段为灰黑色炭质页岩与泥质灰岩互层，该段随钻gr值在90api以下，较下部s1层灰黑色炭质页岩gr值低。
灰黑色炭质页岩：该段位于s1段①、②、③小层，岩性为灰黑色炭质页岩，gr值在110api以下，与下部主力页岩储层段(s1段④、⑤小层)gr值发生突变。
主力页岩储层段：该段为灰黑色炭质页岩、黑色页岩，gr值在90-1100api之间，其中④中下部gr至普遍在150api以上。
步骤(2)时深标定：以叠后时间偏移资料为基础，结合导眼井测井曲线，在discovery软件中进行时深标定，落实各标志层在时间剖面中时间位置，(如图3)。时深转换公式为：优质页岩储层底界深度＝(底界时间*目的层层速度)/2。
步骤(3)构造形态分析：以步骤(2)为基础，在discovery软件中进行人机交互层位追踪，对主要标志层和目的层进行精细的构造解释，落实各层的构造形态(如图4)；
从图4可以看出，主力页岩储层段在叠后时间偏移剖面中为连续的强反射，sp组中部砂泥岩互层段与sp底部以及s3段灰岩存在一套中、弱反射，该反射在本井水平段较为连续；s3顶部至s1底部在叠后时间偏移剖面中，s层厚度至北向南逐渐增厚，形成至南向北的超覆现象。根据区域地质调查资料显示，本区s1段为深水陆棚相沉积，s2段为浅水陆棚相沉积，s3段为斜坡带沉积，横向上相变和沉积厚度变化较为复杂。
步骤(4)，水平井准确入靶：通过实时对比导眼井岩电数据与随钻相关资料，结合标志层特征，确定钻头实时位置，并根据等厚法计算钻头距气层底部的距离，以此确定本井是否入靶(如图5)，计算方法如下：
a靶处气层顶垂深＝标准层垂深+h+l1
h＝邻井借用厚度＝邻井钻遇标准层到气层顶垂距；
l1＝地层下倾产生下移距＝a靶到标准层坐标平面距离×tanγ
γ＝地层视倾角＝通过实钻两个标志层计算得出
a靶垂深＝a靶处气层顶垂深+设计距气顶距离。
步骤(5)，水平段随钻地质导向：xx井在横向上受沉积变化影响，横向上s层沿水平井轨迹方向地层增厚；且依据需要及时收集随钻资料，进行目的层、标志层精细对比，确定钻头位置。并实时将实钻轨迹投影到叠后时间偏移剖面和叠加速度剖面中，依据实钻资料、速度资料对后续的地层产状进行预测；针对构造起伏较大的区域，进行分段控制，监控轨迹，提前预测若实钻地层与预测地层差距较大，需结合区域地质相关资料和分析该区沉积相变化、地层层速度变化等情况，引导定向施工，确保钻井轨迹在涉及地层范围内穿行。
步骤(5)，可以按以下步骤进行：
a、依据叠后时间偏移剖面的层位追踪情况，进行初步控制点划分，将水平段轨迹划分为5个地层产状较为稳定段，并依据导眼井获取的时深关系进行初步时深转换，依此预测上述5各地层产状稳定段的地层倾角；
b、将叠后时间偏移剖面中的成果数据导入到叠加速度剖面中，并在discovery中输出，在输出该成果数据的过程中，需要将叠加速度剖面中的振幅(对应为井轨迹中目的层的层速度)；
c、将输出的时间和输出的速度进行时深转换，建立目的层底界二维地质模型，并依据分段成果，进行统计分析，预测5个地层产状稳定段的地层倾角。
d、xx井现场导向跟踪过程中，实时使用随钻伽马数据和录井岩性、气测数据等资料对比导眼井，找出标志点，计算地层倾角，对井斜进行调整。
e、xx井现场导向跟踪过程中，实时将随钻井斜投影到地震剖面中，结合叠加速度剖面进行分析，落实地层速度横向变化的特征，并根据实钻资料对二维深度模型进行校正，预测地层倾角，对井斜进行调整。
根据现场施工统计表明，xx井水平井眼轨迹于s1段④、⑤号小层优质页岩层段穿行率达到90％，水平井眼轨迹目的层穿行率高出国内其它页岩气成熟开发区块近10％，应用效果良好。
上面结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。