隨鉆地質(zhì)建模技術(shù)在水平井地質(zhì)導(dǎo)向中的應(yīng)用

楊 彬，李琳艷，孔 健，宋國(guó)輝，楊鵬飛

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266555；2.中國(guó)石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 257237)

0 引 言

與定向井相比，水平井具有動(dòng)用儲(chǔ)量程度高、單井產(chǎn)量高且采油成本低等特點(diǎn)[1]。在水平井的鉆井過程中，其成功率和鉆遇率主要受地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)水平的制約[2-4]，目前中國(guó)油田使用較多的隨鉆測(cè)井系統(tǒng)LWD(Logging While Drilling)，其各測(cè)量點(diǎn)距離鉆頭較遠(yuǎn)，常常無法及時(shí)判斷鉆頭和儲(chǔ)層的相對(duì)位置，對(duì)井軌跡的控制精度也較差。因此，在地質(zhì)導(dǎo)向過程中，及時(shí)提供精確的地質(zhì)預(yù)判成為提高儲(chǔ)層鉆遇率的關(guān)鍵。隨鉆地質(zhì)建模技術(shù)是在地質(zhì)導(dǎo)向過程中，通過地震、測(cè)井等資料，建立精細(xì)地質(zhì)模型，并結(jié)合隨鉆測(cè)井資料和鉆井參數(shù)，對(duì)模型進(jìn)行實(shí)時(shí)更新，及時(shí)判斷鉆頭位置，對(duì)井軌跡加以優(yōu)化，保證水平段處于儲(chǔ)層內(nèi)最佳位置，這對(duì)于提高儲(chǔ)層鉆遇率及后期水平井產(chǎn)量都有重要意義[5-7]。在埕島油田北區(qū)水平井地質(zhì)導(dǎo)向過程中，通過儲(chǔ)層地質(zhì)建模有效解決了地質(zhì)、工程等方面的難題，取得了很好的效果。

1 工區(qū)概況

埕島油田位于渤海灣南部淺海海域、濟(jì)陽坳陷與渤中坳陷交匯處埕北低凸起的東南端，構(gòu)造簡(jiǎn)單，地層平緩，傾角為1～3 °。主力產(chǎn)油層為上第三系中新統(tǒng)館陶組上段疏松砂巖儲(chǔ)層，平均孔隙度為32.7%，平均空氣滲透率為1 783 mD，屬高孔、高滲儲(chǔ)層。埕島油田自發(fā)現(xiàn)近30 a來，先后經(jīng)歷了天然能量開發(fā)(1993年至2000年)、注水開發(fā)(2000年至2007年)和綜合調(diào)整細(xì)分注水(2007年至今)3個(gè)階段，目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段。研究區(qū)位于埕島油田北部，疊合含油面積為8.5 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1 750×104t。初期采用一套層系稀井網(wǎng)注水開發(fā)，共有29口井，井網(wǎng)密度為3.4 口/km2。研究區(qū)存在采油速度低、單井控制儲(chǔ)量高及注水矛盾突出等問題。2014年年底開始對(duì)該區(qū)進(jìn)行井網(wǎng)加密調(diào)整，共部署49口井，為了進(jìn)一步提高采油速度和儲(chǔ)量動(dòng)用程度設(shè)計(jì)了5口水平井(圖1)。

圖1 埕島油田北區(qū)館上段頂面構(gòu)造

1.1 基本地質(zhì)特征

埕島油田館陶組為典型的曲流河相沉積，河道主流向基本呈南—北、北東—南西方向展布，局部地區(qū)河流流向擺動(dòng)頻繁。館上段地層沉積厚度約為420～480 m，由下至上砂質(zhì)減少，泥質(zhì)增多，泥巖多呈紫紅色。下部巖性粗，以厚層塊狀砂巖、含礫砂巖為主，夾薄層泥巖和粉砂巖；中部為砂泥巖互層；上部以厚層的泥巖夾粉、細(xì)砂巖為主。儲(chǔ)層具有沿河道方向連續(xù)性好、延伸規(guī)模大、橫切河道方向連續(xù)性差、延伸寬度小的特點(diǎn)[8]。

1.2 水平井實(shí)施難點(diǎn)

在滿足經(jīng)濟(jì)界限的前提下，綜合考慮儲(chǔ)層厚度、物性及水淹情況等因素，在一些主力油層單一、具有一定厚度且分布穩(wěn)定，或油層厚度較大可局部再細(xì)分的區(qū)域，特別是砂體平面展布范圍較小、無法采用面積注水井網(wǎng)開采的儲(chǔ)層部署水平井[9-13]。但在水平井鉆井過程中存在較多難點(diǎn)：工區(qū)直井很少，大多數(shù)為定向井，井軌跡的測(cè)量誤差較大，根據(jù)不同井校準(zhǔn)的油層頂面深度不同；河流相砂體內(nèi)部夾層發(fā)育，影響實(shí)時(shí)判斷；水平井要求部署在靠近油層頂面的位置，可以有效避免水淹，但是這種情況將會(huì)增加鉆頭鉆出儲(chǔ)層的風(fēng)險(xiǎn)；隨鉆測(cè)井儀器受限制，海上水平井鉆井采用的是普通的LWD地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)，電阻率測(cè)量模塊距鉆頭14 m左右，自然伽馬測(cè)量模塊距鉆頭16 m左右，井斜數(shù)據(jù)測(cè)量模塊(MMD)距鉆頭22 m左右，延緩了對(duì)鉆頭位置的實(shí)時(shí)判斷，大大降低了水平井的鉆遇率[14-18]。

2 隨鉆地質(zhì)建模技術(shù)

隨鉆地質(zhì)建模技術(shù)包括模型的建立和更新2個(gè)方面，該技術(shù)的核心在于數(shù)據(jù)的及時(shí)更新。首先利用Petrel軟件建立模型，在地質(zhì)導(dǎo)向過程中，通過實(shí)時(shí)鉆井、錄井、測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行地質(zhì)研究，結(jié)合地震數(shù)據(jù)的解釋成果完善地質(zhì)認(rèn)識(shí)，利用接口程序?qū)Τ跏嫉刭|(zhì)模型進(jìn)行修正和完善，保證模型與實(shí)鉆結(jié)果的一致性，從而指導(dǎo)后續(xù)井位的部署和水平井的軌跡優(yōu)化，提高儲(chǔ)層的鉆遇率和整體開發(fā)效果。

2.1 地質(zhì)模型的建立

地質(zhì)模型的精確度直接關(guān)系到水平井的儲(chǔ)層鉆遇效果。在全區(qū)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，建立水平井井區(qū)地質(zhì)模型，為了使模型便于修改和完善，模型不宜過大，平面上模型只需包括水平井周圍3個(gè)井距范圍內(nèi)的鄰井，縱向上包括目的層及上下50 m范圍內(nèi)的地層。模型平面范圍小，考慮到水平段隨鉆數(shù)據(jù)的采樣密度高，所以網(wǎng)格精度要足夠細(xì)，一般縱向網(wǎng)格取0.5 m，橫向上與單井鉆桿長(zhǎng)度基本一致，取10.0 m。這樣劃分網(wǎng)格既能保證縱向細(xì)分層的需要，又能滿足井間對(duì)比要求(圖2)。

圖2 埕北6FA-平1井井區(qū)地質(zhì)模型

2.1.1 構(gòu)造模型的建立

微構(gòu)造研究是構(gòu)造模型建立的前提，在小層精細(xì)地層對(duì)比的基礎(chǔ)上，利用合成記錄標(biāo)定對(duì)目的層砂體的頂?shù)捉缑婧蛿鄬舆M(jìn)行精細(xì)解釋，三維地震測(cè)線解釋密度為1×1，利用地震數(shù)據(jù)來刻畫砂體形態(tài)。結(jié)合地震解釋的層位數(shù)據(jù)、斷層數(shù)據(jù)和單井的分層數(shù)據(jù)、斷點(diǎn)數(shù)據(jù)，建立精細(xì)構(gòu)造模型。

2.1.2 屬性模型的建立

研究區(qū)目的層段為河流相砂泥巖沉積，自然伽馬值在一定程度上可以用來判斷鉆遇地層的泥質(zhì)含量，從而推測(cè)鉆遇巖性。因此，在測(cè)井曲線標(biāo)準(zhǔn)化的基礎(chǔ)上，利用地震波阻抗反演數(shù)據(jù)約束，進(jìn)行同位協(xié)同模擬，建立自然伽馬屬性模型。考慮到在鉆井過程中單井井柱的長(zhǎng)度為10.0 m左右，因而平面網(wǎng)格大小劃分為10.0 m×10.0 m，縱向網(wǎng)格根據(jù)儲(chǔ)層厚度劃分精度可以為0.5 m。

2.2 地質(zhì)模型的更新

模型的更新是利用井的隨鉆資料及相關(guān)研究成果對(duì)構(gòu)造模型和屬性模型進(jìn)行完善，根據(jù)鉆遇的油層頂部深度對(duì)構(gòu)造模型進(jìn)行全局校正，根據(jù)錄井資料和標(biāo)準(zhǔn)化之后的測(cè)井資料完善屬性模型。在鉆井過程中，通過接口程序?qū)WD隨鉆測(cè)井資料和井斜數(shù)據(jù)傳輸?shù)侥Ｐ椭校瑧?yīng)用Workflow模塊，快速更新地質(zhì)模型，當(dāng)實(shí)際鉆遇情況和模型預(yù)測(cè)情況不一致時(shí)，及時(shí)修正模型參數(shù)，并對(duì)可能的鉆遇情況進(jìn)行預(yù)測(cè)，為后續(xù)工作做好準(zhǔn)備。

3 應(yīng)用實(shí)例

埕北6FA-平1井位于埕島油田北區(qū)中部，該井區(qū)單井控制儲(chǔ)量高，達(dá)到了70×104t/口，并且主力層Ng(1+2)3小層動(dòng)用程度低，采出程度僅為3.6%，剩余油富集。該井設(shè)計(jì)目的層為館上段Ng(1+2)3，平均油層厚度為10.0 m左右，設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度為210 m(圖3)。根據(jù)水平井產(chǎn)能計(jì)算公式，并結(jié)合已投產(chǎn)井資料綜合考慮，該水平井預(yù)計(jì)初期日產(chǎn)油為38 t/d，綜合含水率為70%。目的層Ng(1+2)3為典型的河道相沉積儲(chǔ)層，為正粒序結(jié)構(gòu)，剩余油集中分布在儲(chǔ)層上部，因此，將水平段設(shè)計(jì)在距離儲(chǔ)層頂部1～2 m的位置。在水平井鉆井過程中，利用地質(zhì)模型指導(dǎo)了水平段的地質(zhì)導(dǎo)向工作，取得了很好的效果。

圖3 埕北6FA-平1井井區(qū)Ng(1+2)3頂面構(gòu)造

3.1 建立地質(zhì)模型

在前期地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，建立埕北6FA-平1井井區(qū)的地質(zhì)模型，模型平面上包含了3～4口井，網(wǎng)格大小為10.0 m×10.0 m；縱向上僅對(duì)Ng(1+2)砂層組進(jìn)行了建模，縱向網(wǎng)格大小為0.5 m，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)總數(shù)為428490個(gè)。模型小而精，滿足了準(zhǔn)確性和便于修改完善的要求。

3.2 入靶前的地質(zhì)導(dǎo)向

入靶前的地質(zhì)導(dǎo)向直接關(guān)系到水平井鉆井的成敗，在此過程中，通過地層對(duì)比來確定鉆頭與儲(chǔ)層的距離，實(shí)時(shí)調(diào)整井斜角，保證水平井以最優(yōu)的井斜角和靶前距進(jìn)入儲(chǔ)層。

3.2.1 井斜角和靶前距的計(jì)算

圖4為水平井二開主要參數(shù)。由圖4可知，在水平井鉆到A靶點(diǎn)時(shí)，水平井的軌跡與儲(chǔ)層頂面夾角越小越好。當(dāng)井斜角過大時(shí)，鉆頭可能無法找不到儲(chǔ)層或從儲(chǔ)層頂部鉆出；當(dāng)井斜角過小時(shí)，水平井會(huì)因?yàn)檎{(diào)整空間不足而從儲(chǔ)層底部鉆出。因此，能否選擇合理的井斜角和靶前距進(jìn)入油層直接關(guān)系到水平段鉆遇效果的好壞。

水平段距儲(chǔ)層頂部距離(H)、靶前距(L)、水平井與儲(chǔ)層頂面夾角(α)有如下關(guān)系：

(1)

(2)

式中：α為進(jìn)入儲(chǔ)層時(shí)水平井與儲(chǔ)層頂面的夾角，°；H為水平段距離儲(chǔ)層頂部的距離，m；L為水平井進(jìn)入儲(chǔ)層的點(diǎn)與靶點(diǎn)在儲(chǔ)層頂面的投影距離，m；A為全角變化率，°/m。

圖4 水平井二開主要參數(shù)示意圖

根據(jù)水平井施工安全標(biāo)準(zhǔn)，埕島油田水平井的全角變化率的上限是0.167 °/m，埕北6FA-平1井設(shè)計(jì)水平段距離儲(chǔ)層頂部的距離為1.5 m，便于后續(xù)調(diào)整，全角變化率取0.133 °/m，計(jì)算可得α為4.79 °，L為35.88 m，因此，水平井進(jìn)入儲(chǔ)層時(shí)與地層傾角為4.00～5.00 °，靶前距范圍為35.00～40.00 m。這樣在油層推后時(shí)能及時(shí)增加垂深，在油層提前時(shí)又能及時(shí)增斜上挑，保證水平井在節(jié)省進(jìn)尺的前提下以合適的角度進(jìn)入油層。

3.2.2 實(shí)時(shí)地層對(duì)比

實(shí)鉆過程中，將隨鉆伽馬、電阻率等數(shù)據(jù)及時(shí)加載到模型中，利用標(biāo)志層特征、巖性組合特征進(jìn)行逐層對(duì)比。對(duì)于河流相沉積砂體，砂體橫向變化快，應(yīng)選取盡可能多的標(biāo)志層和巖性組合。對(duì)比標(biāo)志層或巖性組合要與目的層距離合理，若距離太大，地層厚度的變化會(huì)大大增加估計(jì)誤差；若距離太小，則不能實(shí)現(xiàn)及時(shí)調(diào)整，從而無法準(zhǔn)確入靶。根據(jù)地層對(duì)比的結(jié)果，預(yù)估鉆頭與儲(chǔ)層的位置，實(shí)時(shí)調(diào)整井斜角，保證以最優(yōu)的井斜角進(jìn)入油層。

水平井準(zhǔn)確入靶之后，利用實(shí)時(shí)對(duì)比結(jié)果對(duì)構(gòu)造模型進(jìn)行修正，特別是儲(chǔ)層頂部構(gòu)造，并將測(cè)井曲線數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，結(jié)合錄井信息，修改伽馬、巖相等屬性模型，為下一井段調(diào)整做好準(zhǔn)備。

3.3 計(jì)算鉆井參數(shù)實(shí)現(xiàn)巖性識(shí)別

鉆井過程中，由于電測(cè)、井斜測(cè)量模塊距離井底鉆頭較遠(yuǎn)，形成了較長(zhǎng)的盲區(qū)，延緩了對(duì)井底巖性的識(shí)別，而利用鉆井參數(shù)計(jì)算來估測(cè)地層巖性成為唯一有效的手段。鉆時(shí)是指井每鉆進(jìn)1 m所需要的時(shí)間，其主要受地層巖性、鉆頭類型、鉆壓、轉(zhuǎn)速、泵排量、鉆井液性能、射流參數(shù)以及井斜角等因素影響，地層巖性的變化為不可控因素，其他參數(shù)均為可控因素。每一個(gè)可控因素對(duì)鉆井效果的影響都很小，在井底充分清潔的情況下，地層巖性對(duì)PDC鉆頭鉆速的影響程度達(dá)到85%左右[12]。因此，在鉆井過程中，通過對(duì)鉆井可控因素進(jìn)行控制，在保證井內(nèi)壓力平衡和清潔井眼的前提下，鉆壓、轉(zhuǎn)速、泵排量、鉆井液性能等參數(shù)盡量維持穩(wěn)定，可以放大地層對(duì)鉆速的影響程度，這樣即可通過鉆時(shí)來估測(cè)地層巖性。

對(duì)于砂泥巖地層來說，泥質(zhì)含量是區(qū)分地層巖性最有效的手段之一，通過統(tǒng)計(jì)埕北6FA-平1井二開過程中已鉆地層的伽馬值和相對(duì)應(yīng)的鉆時(shí)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)二者之間存在很好的線性關(guān)系(圖5)。因此，在鉆井過程中可通過鉆時(shí)及時(shí)估算正鉆地層的伽馬值，然后結(jié)合伽馬模型，判斷鉆頭所處的位置。

圖5 自然伽馬值與鉆時(shí)關(guān)系

3.4 水平段實(shí)時(shí)調(diào)整

水平段的實(shí)時(shí)調(diào)整是根據(jù)已鉆地層的數(shù)據(jù)，結(jié)合地質(zhì)模型對(duì)將要鉆遇的地層進(jìn)行預(yù)測(cè)，調(diào)整鉆井參數(shù)，在保證高效開發(fā)的前提下鉆遇最優(yōu)儲(chǔ)層。在水平段的鉆井過程中，實(shí)時(shí)調(diào)整包括在鉆入儲(chǔ)層之后的控制點(diǎn)設(shè)置和利用鉆時(shí)參數(shù)對(duì)鉆井參數(shù)實(shí)時(shí)調(diào)整(圖6)。

圖6 埕北6FA-平1井設(shè)計(jì)井身軌跡與實(shí)鉆井身軌跡對(duì)比剖面

3.4.1 增加控制點(diǎn)

水平段設(shè)計(jì)一般包括A、B靶點(diǎn)，利用靶點(diǎn)控制水平段的位置，但是很多情況下，由于儲(chǔ)層的構(gòu)造起伏，水平段并不是從A到B的直井段，鉆到A靶點(diǎn)之后，不能直接鉆向B靶點(diǎn)。水平段鉆井過程中，應(yīng)以在設(shè)計(jì)的水平段距離內(nèi)鉆遇更多儲(chǔ)層為目標(biāo)，需要考慮儲(chǔ)層頂部微構(gòu)造和儲(chǔ)層物性的變化，及時(shí)對(duì)模型進(jìn)行修改完善，利用模型判斷鉆頭位置，實(shí)時(shí)調(diào)整井軌跡。根據(jù)模型中砂體的頂面構(gòu)造特征，在構(gòu)造突變點(diǎn)或構(gòu)造異常點(diǎn)設(shè)置控制點(diǎn)，用來控制井軌跡的趨勢(shì)，使其基本保持在儲(chǔ)層頂面之下1～2 m處的有利位置。

3.4.2 實(shí)時(shí)調(diào)整

根據(jù)鉆時(shí)大小和變化趨勢(shì)估測(cè)伽馬值及變化規(guī)律，從而判斷鉆頭在儲(chǔ)層中的位置。通過對(duì)完鉆井的錄井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)當(dāng)鉆時(shí)為0.3～0.6 min/m時(shí)，儲(chǔ)層巖性多為細(xì)砂巖和粗粉砂巖，物性很好；當(dāng)鉆時(shí)為0.6～1.0 min/m時(shí)，巖性主要是細(xì)粉砂巖，物性好；當(dāng)鉆時(shí)為1.0～2.0 min/m時(shí)，為泥質(zhì)粉砂巖，物性較差；鉆時(shí)大于2.0 min/m時(shí)，則為粉砂質(zhì)泥巖或泥巖，純泥巖段的鉆時(shí)可達(dá)到4.0～6.0 min/m。

對(duì)于埕北6FA-平1井區(qū)Ng(1+2)3層的河道相正粒序儲(chǔ)層，通過鉆時(shí)大小可以判斷鉆頭所處的位置，鉆時(shí)過小，說明水平段靠近儲(chǔ)層底部，鉆時(shí)過大，則靠近儲(chǔ)層頂部，有隨時(shí)鉆出儲(chǔ)層的風(fēng)險(xiǎn)。因此，在鉆井過程中，保證鉆時(shí)在0.5～0.7 min/m范圍內(nèi)最好。當(dāng)鉆時(shí)大于0.7 min/m時(shí)，適當(dāng)?shù)脑黾泳苯?，使井軌跡鉆進(jìn)油層內(nèi)部；當(dāng)鉆時(shí)小于0.5 min/m時(shí)，適當(dāng)?shù)臏p小井斜角，保證井軌跡不會(huì)鉆入油層底部。

4 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

通過地質(zhì)模型對(duì)實(shí)鉆軌跡進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整，埕北6FA-平1井實(shí)鉆水平段265 m，鉆遇好油層226.5 m，鉆遇率為85.4%，日產(chǎn)油為37.5 t/d，含水率為25.1%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于設(shè)計(jì)含水率(70.0%)。全區(qū)共實(shí)施5口水平井，實(shí)鉆水平段總長(zhǎng)度為1 291 m，實(shí)際鉆遇油層為1 119.1 m，平均鉆遇率為86.7%(表1)，相較于周圍區(qū)塊較早完鉆的水平井，鉆遇率提高了近10.0%。且水平段的位置比較靠近儲(chǔ)層頂部，初期含水率均低于方案預(yù)計(jì)含水率，保證了區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)。

表1 埕島油田北區(qū)水平井鉆遇情況統(tǒng)計(jì)

5 結(jié) 論

(1) 在砂泥巖地層中，伽馬屬性模型的建立和鉆時(shí)曲線的應(yīng)用，可以有效地彌補(bǔ)鉆井工具的不足，能為井底巖性變化和識(shí)別提供依據(jù)，降低鉆井風(fēng)險(xiǎn)，提高鉆井的總體效益。

(2) 應(yīng)用隨鉆建模技術(shù)，水平井地質(zhì)導(dǎo)向可以實(shí)現(xiàn)由傳統(tǒng)的二維靜態(tài)導(dǎo)向向三維動(dòng)態(tài)導(dǎo)向轉(zhuǎn)變，鉆井過程中通過數(shù)據(jù)的更新和完善，同步更新儲(chǔ)層地質(zhì)模型，從而提高水平井的儲(chǔ)層鉆遇率。

(3) 通過該技術(shù)的應(yīng)用，在埕島油田北區(qū)實(shí)施了5口水平井，儲(chǔ)層平均鉆遇率達(dá)到86.7%，鉆遇率比之前完鉆的水平井提高了近10.0%，取得了較好的效果。