錄井大數(shù)據(jù)在水平井開發(fā)區(qū)潛力評價中的應用
——以大牛地氣田D 8-D 10井區(qū)為例

吳早平 李三明 蔣 融

(①中石化經(jīng)緯有限公司華北測控公司；②中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司)

0 引 言

鄂爾多斯盆地大牛地氣田D 8-D 10井區(qū)是10億方年產(chǎn)能致密砂巖氣藏水平井開發(fā)示范區(qū)[1]，由于儲層致密，流體啟動壓力高、泄氣半徑小，為最大限度的提高采收率，2011年開始以水平井的方式進行開發(fā)。這種開發(fā)方式造成水平井開發(fā)區(qū)縱向其他含氣層資源的閑置，而對閑置含氣層資源潛力評價及縱向轉(zhuǎn)層是氣田維持產(chǎn)量的重要途徑[2]。此外，致密砂巖氣藏水平井投產(chǎn)后普遍存在高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時間短、產(chǎn)量及油壓遞減快等問題，部分水平井產(chǎn)量達不到預期，需要對水平井單井地質(zhì)儲量準確評價，分清楚哪些是地質(zhì)條件本身原因造成的低產(chǎn)、哪些是井下工藝措施等原因造成的低產(chǎn)，從而制定針對性的治理對策。

1 潛力評價的必要性

1.1 井區(qū)儲量及鉆井情況

D 8-D 10井區(qū)位于大牛地氣田中北部，井區(qū)面積239 km2，上古生界自下而上發(fā)育太原組太1段、太2段，山西組山1段、山2段及下石盒子組盒1段等多套致密砂巖含氣層，是典型的多層系疊合致密砂巖氣藏[3]，累計提交探明儲量542×108m3[4]。2011年開始利用水平井開發(fā)，實現(xiàn)了井區(qū)直井無法動用儲量的經(jīng)濟有效開發(fā)，截至2020年底，區(qū)內(nèi)共有直井46口，水平井195口。其中以盒1段為目的層水平井109口、以山西組為目的層水平井33口、以太原組為目的層水平井53口，總體達到1口/km2的井密度。累計動用儲量425.5×108m3，占探明總量的78.5%。

1.2 井區(qū)產(chǎn)量壓力變化趨勢

D 8-D 10井區(qū)2011年開始投產(chǎn)水平井，2012年、2013年達到單年投產(chǎn)井數(shù)峰值，分別為61口和53口，以后逐年遞減，井區(qū)年產(chǎn)氣量在2013年、2014年達到峰值，分別為9.07×108m3、9.99×108m3。早期年產(chǎn)氣量隨著投產(chǎn)井數(shù)的增加而增加，后期由于新投產(chǎn)井減少，產(chǎn)能遞補不足，井區(qū)產(chǎn)量逐年下降,2020年井區(qū)年產(chǎn)氣量降至2.8×108m3(圖1)。

對195口水平井日產(chǎn)氣量歸一化處理，初期日產(chǎn)氣量平均約2.5×104m3，幾乎無穩(wěn)產(chǎn)期，以后每年以22%左右速度遞減，第三年由穩(wěn)產(chǎn)降壓向穩(wěn)壓降產(chǎn)轉(zhuǎn)變，年遞減率可達35%(圖2a)。對195口水平井油壓歸一化處理，初期油壓平均約12 MPa，早期穩(wěn)產(chǎn)降壓，第一年油壓年遞減率達47.5%，后期穩(wěn)壓降產(chǎn)，每年以10%左右速度遞減，年遞減率有下降的趨勢(圖2b)。

圖1 D 8-D 10井區(qū)水平井年產(chǎn)量遞減趨勢

圖2 D 8-D 10井區(qū)水平井產(chǎn)量、壓力遞減趨勢

1.3 井區(qū)資源采出率

大牛地氣田勘探開發(fā)歷程證明，陸源碎屑沉積背景的致密砂巖氣藏，砂泥巖頻繁互層、儲層橫向突變快、含氣與非含氣層聲波速度差異小，加之地表條件的影響，三維地震儲層預測困難[5]，在直井產(chǎn)量效果不佳的井區(qū)，批量部署水平井開發(fā)是最有效的方式。

勘探開發(fā)早期在D 8-D 10井區(qū)開發(fā)46口直井，取得一定的氣產(chǎn)量，但單井產(chǎn)量總體較低，只有27口井有投產(chǎn)意義，通過多層求產(chǎn)的方式，平均累產(chǎn)氣614×104m3，由于存在多層合采的情況，估算資源采出率為15%左右。直井投產(chǎn)時間已超過10年，現(xiàn)處于產(chǎn)量、油壓雙低的狀況，資源采出率可視為資源采收率。

井區(qū)195口水平井中，以盒1段為開發(fā)目的層的109口水平井單井平均累產(chǎn)氣1 519×104m3，以山西組為開發(fā)目的層的33口水平井單井平均累產(chǎn)氣1 027×104m3，以太原組為開發(fā)目的層的53口水平井單井平均累產(chǎn)氣2 696×104m3。水平井開發(fā)井眼軌跡長、泄氣面積大，其初期產(chǎn)氣量高、總產(chǎn)氣量遠高于直井，證明了開發(fā)方式的有效性，195口水平井單井平均產(chǎn)量約為直井產(chǎn)量的3倍，與此同時，致密儲層背景下高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時間短，產(chǎn)量及油壓雙指標快速遞減。截至2020年底D 8-D 10井區(qū)累計產(chǎn)氣47×108m3，產(chǎn)氣總量占動用儲量的11%。以D 8-D 10井區(qū)日產(chǎn)氣量及井口油壓遞減趨勢，要將目前已采出程度由11%提高到致密砂巖合理采收率35%[6]，存在很大困難。亟需從水平井單井治理和縱向轉(zhuǎn)層兩方面著手，以地質(zhì)模型和靜態(tài)儲量為基礎，以動態(tài)生產(chǎn)特征和可采儲量為依據(jù)，全區(qū)域全層位估算剩余地質(zhì)儲量及分布特征，分類制定治理對策進行穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率。

綜上所述，D 8-D 10井區(qū)多層系疊合致密砂巖氣藏直井開發(fā)效益差，三維地震儲層識別困難，批量部署水平井開發(fā)是最有效方式，但這種開發(fā)方式造成縱向資源閑置，且投產(chǎn)水平井穩(wěn)產(chǎn)期短、遞減快、動態(tài)采收率低，為實現(xiàn)氣田穩(wěn)產(chǎn)、采收率達標，水平井針對性挖潛治理和低效井轉(zhuǎn)層是現(xiàn)實需求和必然渠道。

2 潛力評價流程

本次潛力評價主要依靠錄井大數(shù)據(jù)與生產(chǎn)大數(shù)據(jù)。錄井大數(shù)據(jù)包括井區(qū)內(nèi)所有直井、導眼段、斜井段及水平段的隨鉆井斜、地層劃分、巖性描述、隨鉆GR、鉆時、元素分析、氣測等數(shù)據(jù)；生產(chǎn)大數(shù)據(jù)包括井區(qū)內(nèi)所有投產(chǎn)直井、水平井的投產(chǎn)時間、日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)水量、套壓及油壓等數(shù)據(jù)，并制定了水平井開發(fā)區(qū)潛力評價流程(圖3)。

首先，通過井區(qū)直井段、導眼段、斜井段及水平段所有井眼軌跡的錄井大數(shù)據(jù)建立地質(zhì)模型，通過巖性粒度、顏色、隨鉆GR，輔以鉆時和氣測全烴，井斜校正下合理劃分地層，在地層格架約束下精細對比儲層及含氣層，掌握每口水平井井控范圍內(nèi)儲層、氣層分布狀況，并統(tǒng)計分析各項錄井參數(shù)。

其次，通過井區(qū)內(nèi)直井、水平井所有生產(chǎn)大數(shù)據(jù)，將投產(chǎn)時間歸一化，分析直井、水平井產(chǎn)量及壓力變化規(guī)律，計算動態(tài)可采儲量。

再將地質(zhì)模型控制下的錄井地質(zhì)特征與產(chǎn)量特征對比，確定水平井單井產(chǎn)能關鍵參數(shù)和儲量計算依據(jù)，明確有效厚度、含氣飽和度、儲層非均質(zhì)性等儲量計算相關參數(shù)核定標準，采用關鍵參數(shù)及核定標準計算靜態(tài)地質(zhì)儲量。

最后，將靜態(tài)地質(zhì)儲量與動態(tài)可采儲量對比，分析剩余氣分布范圍，采取的主要措施為：篩選高靜態(tài)地質(zhì)儲量、低動態(tài)可采儲量的水平井進行治理；對低靜態(tài)地質(zhì)儲量、低動態(tài)可采儲量的水平井進行縱向轉(zhuǎn)層；對中高動態(tài)可采儲量的水平井按合理節(jié)奏繼續(xù)生產(chǎn)并儲備縱向可轉(zhuǎn)層。

圖3 水平井潛力評價流程

3 錄井大數(shù)據(jù)在潛力評價中的應用

致密砂巖氣藏水平井開發(fā)區(qū)潛力評價是對邊際氣藏開發(fā)中后期的再挖潛，工作量大、難度高。只有在準確評價產(chǎn)能的基礎上，才能判斷這口井后期生產(chǎn)是否符合預期，從而分清楚哪些是地質(zhì)條件本身原因造成的低產(chǎn)、哪些是井下工藝措施等原因造成的低產(chǎn)，進一步制定針對性的治理對策。如本身是一口地質(zhì)條件差的低產(chǎn)水平井，治理后達不到高產(chǎn)氣效果，既浪費資源又達不到預期。

要做到準確評價產(chǎn)能，特別是致密砂巖領域，單井評價往往存在多解性和不確定性[7]，故需要將長期的生產(chǎn)數(shù)據(jù)與大量井的地質(zhì)信息對比，在大數(shù)據(jù)和長期的實踐中得出可靠的、普遍性的規(guī)律。

3.1 錄井大數(shù)據(jù)建立靜態(tài)地質(zhì)模型

3.1.1 錄井大數(shù)據(jù)加載

收集整理D 8-D 10井區(qū)內(nèi)46口直井、99口導眼段和195口側(cè)鉆水平井水平段數(shù)據(jù)，收集整理的數(shù)據(jù)種類包括：區(qū)塊邊界、井位坐標、錄井隨鉆井眼軌跡、錄井現(xiàn)場地層劃分、錄井巖性描述資料、實鉆GR、X射線元素錄井、氣測全烴及鉆時等。將收集整理的340條井眼軌跡數(shù)據(jù)建立地質(zhì)模型，為充分利用錄井大數(shù)據(jù)提高模型精度，導眼段作為獨立的井進行數(shù)據(jù)模型控制，斜井段和水平段數(shù)據(jù)無縫拼接，作為井數(shù)據(jù)模型控制。

3.1.2 錄井大數(shù)據(jù)地層對比

以D 8井和D 10井為標準剖面，以中石化華北油氣分公司地層劃分方案為指導，通過三條縱向剖面及四條橫向剖面，控制本溪組至上石盒子組底部地層及儲層格架，形成靜態(tài)地質(zhì)模型，為地層劃分、儲層單砂體對比及儲量計算奠定基礎。根據(jù)井區(qū)上古生界沉積特征，地層對比采用標志層法、等厚度法、沉積恢復法、差異壓實法等，結(jié)合錄井巖性描述的顏色、巖性、粒度及韻律組合特征等進行。

沉積巖的顏色能指示沉積環(huán)境、泥質(zhì)含量、有機質(zhì)含量、巖性粒度等重要地質(zhì)信息[8]，研究井區(qū)上古生界不同地層顏色有明顯的差異。石千峰組砂泥巖為紫紅色、棕紅色等；上石盒子組泥巖一般為棕紅色，砂巖為淺棕色、肉紅色；下石盒子組泥巖為灰綠色，砂巖為淺灰色；山西組山2段泥巖為深灰色，山西組山1段及太原組泥巖為灰黑色，砂巖隨礦物成分、泥質(zhì)含量等表現(xiàn)為淺灰色、灰色、深灰色；本溪組在盆地內(nèi)部一般為灰白色鋁土質(zhì)泥巖。

沉積巖的巖性、粒度及韻律能指示沉積微相及其變化，該區(qū)巖性及其組合特征是小層劃分主要依據(jù)。例如：盒1段底部砂巖、山1段頂部煤巖、太2段灰?guī)r等錄井巖性資料是該井區(qū)地層劃分的主要標志層。此外，錄井氣測全烴及鉆時資料，也能輔助劃分地層，例如：山2段進入山1段氣測全烴基值升高，劉家溝組進入石千峰組鉆時降低等規(guī)律可以輔助分層。

綜合錄井大數(shù)據(jù)的地層顏色、巖性、粒度及韻律組合特征，輔以錄井氣測及鉆時資料，能準確劃分地層及小層(圖4)。

圖4 錄井資料地層對比

3.1.3 錄井大數(shù)據(jù)儲層精細對比

D 8-D 10井區(qū)上古生界具陸相沉積典型“三快”特征：有效儲層厚度突變快、縱向含氣部位突變快、含氣飽和度突變快。D 8-D 10井區(qū)開發(fā)方式為交錯排狀井網(wǎng)，井距一般800～1 000 m，平均961 m，水平段長一般1 000～1 500 m，平均1 181 m，總體井密度1口/km2，井密度能夠支撐井間儲層精細對比[9]。本次采用骨架剖面井控制下,以直井+導眼+水平段的儲層及砂體對比方式，通過巖性、巖性粒度、巖石顏色、隨鉆GR及X射線元素錄井資料，準確定位水平段軌跡在單砂體及砂體間穿行的空間位置，精準預測井眼軌跡之外儲層分布狀況，為水平井單井儲量評價及產(chǎn)能預測提供地質(zhì)依據(jù)。

陸相碎屑巖砂礫巖儲層描述中，顏色作為巖性描述的組成部分，對儲層物性及含氣性具有重要的指示作用，但這一重要地質(zhì)信息常常被地質(zhì)學者所忽視，這也導致錄井現(xiàn)場部分井顏色描述不規(guī)范、不嚴謹。D 8-D 10井區(qū)上古生界砂礫巖儲層中，灰白色、淺灰色砂礫巖往往指示低泥質(zhì)含量、高石英含量的優(yōu)質(zhì)儲層、含氣層，深灰色泥巖一般指示高泥質(zhì)含量、高碎屑顆粒的差儲層。

例如：DPH-2 XD井及DPH-4 XD井盒1段，含氣層段砂礫巖顏色普遍淺于非含氣層段(圖5)，對其水平井段進行X射線元素分析，含氣層段Si元素含量基本大于33%，非含氣層段Si元素含量普遍小于33%。本次采用對砂礫巖、粗砂巖、中砂巖、細砂巖賦予不同權值，計算巖性積分的方式，大幅提高了儲層評價的精度。

圖5 錄井巖性及氣測儲層精細對比

3.2 錄井大數(shù)據(jù)確定水平井產(chǎn)能評價關鍵依據(jù)

地質(zhì)模型約束下，充分利用各項錄井資料，通過合理劃分地層、精細對比砂體儲層及含氣層，掌握了每口水平井井控范圍內(nèi)儲層、氣層分布狀況，為單井地質(zhì)儲量計算、產(chǎn)能評估奠定了堅實的基礎。

3.2.1 產(chǎn)能評價中導眼段與水平段顯示對比

如圖6所示，A 1水平井與A 2水平井處于有效儲層厚度6 m的區(qū)域，A 1水平井鉆進過程未遇泥巖，水平段儲巖及含氣層鉆遇率高，A 2水平井鉆進過程遇泥巖，水平段儲巖及含氣層鉆遇率低；B 1水平井與B 2水平井處于有效儲層厚度9 m的區(qū)域，B 1水平井鉆進過程未遇泥巖，水平段儲巖及含氣層鉆遇率高，B 2水平井鉆進過程遇泥巖，水平段儲巖及含氣層鉆遇率低。以D 8-D 10井區(qū)北部2口背靠背水平井為例說明，4口水平井在孔隙度、含氣飽和度、儲層均質(zhì)性等條件一致的情況下，如何評價產(chǎn)能。

DPS-3 X井與DP 3XH井兩口水平井投產(chǎn)層均為盒1段，導眼段地質(zhì)條件接近，有效厚度、孔隙度、滲透率及含氣飽和度較一致，評估含氣豐度分別0.4×108m3/km2、0.39×108m3/km2。分別統(tǒng)計DPS-3 X井與DP 3XH井水平段錄井顯示數(shù)據(jù)(表1)。DPS-3 X井水平段長1 000 m，水平段軌跡在氣層下泥質(zhì)粉砂巖中穿行，水平段顯示139 m，氣測全烴平均值2.4%，水平段總體顯示差；DP 3XH井水平段長1 000 m，水平段軌跡在氣層中間穿行，水平段顯示785 m，氣測全烴平均值28.95%，水平段總體顯示好。

后期生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，水平段氣層鉆遇率低、氣測顯示差的DPS-3 X井初期產(chǎn)量低，水平段氣層鉆遇率高、氣測顯示好的DP 3XH井初期產(chǎn)量高，但隨著生產(chǎn)持續(xù)，二者產(chǎn)量、壓力幾乎趨于一致(圖7)。

為充分說明問題，統(tǒng)計井區(qū)195口水平井錄井顯示及生產(chǎn)大數(shù)據(jù)，對比D 8-D 10井區(qū)太原組至盒1段

圖6 水平段鉆遇氣層與產(chǎn)量對比示意

表1 盒1段DPS-3 X井與DP 3XH井屬性對比

圖7 DPS-3X與DP 3XH井生產(chǎn)曲線對比

所有主力產(chǎn)層水平井，得到相同的結(jié)論，即水平段顯示與初期測試無阻流量正相關性好，與日產(chǎn)氣量正相關性差；導眼段含氣豐度與初期測試無阻流量正相關性差，與日產(chǎn)氣量的正相關性較好(圖8)。

綜合分析認為：水平段顯示與所鉆井軌跡砂體有關，是對地質(zhì)條件的再驗證，對測試無阻流量及初期產(chǎn)量影響較大，但對氣層的縱向厚度等重要參數(shù)判斷不全面，不能有效判斷水平井長期產(chǎn)能，在壓裂作用下更是弱化了判別作用。水平段泄氣半徑控制范圍之內(nèi)的地質(zhì)條件是單井長期日產(chǎn)氣量及單井產(chǎn)能的決定性因素，主要由水平段所鄰近的導眼段、直井等參照井構(gòu)建的地質(zhì)模型分析評估得出，即A 1水平井與B 1水平井由于水平段鉆遇儲層及氣層較好，初期產(chǎn)量高；A 2水平井與B 2水平井由于水平段鉆遇儲層及氣層較差，初期產(chǎn)量低。但長期來看，A 1水平井與A 2水平井井控范圍有效儲層薄，地質(zhì)儲量低，二者后期生產(chǎn)特征趨于一致，最終產(chǎn)能相對低；B 1水平井與B 2水平井井控范圍有效儲層厚，地質(zhì)儲量高，二者后期生產(chǎn)特征趨于一致，最終產(chǎn)能相對高。

3.2.2 產(chǎn)能評價關鍵參數(shù)

水平井產(chǎn)能評價時，確定了以導眼段顯示為主，水平段顯示為輔的方法，針對層位特征選取相應的關鍵參數(shù)，在大數(shù)據(jù)基礎上，單井產(chǎn)量與地質(zhì)參數(shù)建立客觀、具有邏輯性的關系。

下石盒子組以辮狀河沉積為主，儲層砂地比高，儲層巖性粒度粗，具有有效儲層厚度突變極快、有效儲層縱向含氣部位突變極快、有效儲層含氣飽和度突變極快的“三快”特征。109口以盒1段為目的層的水平井數(shù)據(jù)對比顯示，導眼段氣測顯示高低、含氣飽和度、儲層有效厚度、平面分布均質(zhì)性是高產(chǎn)決定性因素，盒1段隨著有效儲層厚度、含氣飽和度分布變化，有明顯的高產(chǎn)區(qū)、低產(chǎn)區(qū)。

山西組為三角洲平原沉積，儲層以分流河道及前緣薄層砂為主，33口水平井數(shù)據(jù)對比顯示，導眼段氣測顯示、儲層有效厚度、局部大面積分布的優(yōu)質(zhì)儲層是高產(chǎn)決定性因素。

太原組為海陸過渡相沉積體系，儲層為障壁砂壩，儲層粗-中-細粒石英砂巖，砂質(zhì)純，顆粒分選好、磨圓度好，53口水平井數(shù)據(jù)對比顯示，井區(qū)南部南西-北東向呈條帶狀分布的障壁砂壩厚度是高產(chǎn)決定性因素，中部核心區(qū)有效厚度大，產(chǎn)氣量高，邊緣四周有效厚度小，產(chǎn)氣量低。

3.3 水平井靜態(tài)儲量計算及相關參數(shù)

水平井靜態(tài)儲量計算采用容積法，將地層溫度壓力狀態(tài)下的氣體體積恢復到地面標準體積。靜態(tài)儲量計算依據(jù)如下計算公式[9]：

G=0.01AghφSgiPiTsc/(PscZiT)

式中：G為地面標準溫度壓力下，單井靜態(tài)儲量，108m3；Ag為單井控制面積，km2(A-B靶點按350 m泄氣半徑、A-B水平段按500 m泄氣半徑為計算標準，同砂層生產(chǎn)且相鄰井距小于該標準，中間等分計算)；h為氣層有效厚度，m ；φ為含氣層測井孔隙度，%；Sgi為含氣層測井含氣飽和度，%；Pi為原始地層壓力，MPa；Psc為地面標準壓力，MPa；T為地層溫度，K；Tsc為地面標準溫度，K；Zi為原始氣體偏差系數(shù)。

圖8 水平段、導眼段顯示與無阻流量及日產(chǎn)氣量關系

為準確評估水平井單控地質(zhì)靜態(tài)儲量，根據(jù)錄井與生產(chǎn)大數(shù)據(jù)對比，在建立的地質(zhì)模型約束下制定了公式中幾個相關參數(shù)核定標準。

(1)氣層有效厚度核定標準：氣層有效厚度指導眼段/直井具高氣測異常垂直厚度，在致密油氣領域，氣測全烴能夠有效地判別儲層含氣性有無。不同層段氣層核定標準不一，盒1段以氣測凈增值大于0.5%識別為有效層，山西組以氣測凈增值大于1%識別為有效層，太原組以氣測凈增值大于1%識別為有效層。依靠氣測識別的導眼段、直井有效厚度，統(tǒng)計相應井段氣層孔隙度、含氣飽和度等屬性特征，有效厚度的準確劃分是地質(zhì)儲量準確計算至關重要的環(huán)節(jié)。

(2)泥巖隔層對縱向含氣單位劃分核定標準：泥巖隔層指小層內(nèi)部儲層與儲層之間灰黑色純泥巖層，其對氣層上下連通性有天然的隔斷作用，對比分析認為，垂厚2 m的泥巖隔層是縱向含氣單元劃分的下限標準。工程原因為泥巖厚度過大造成壓裂困難，地質(zhì)原因為泥巖代表低能水動力沉積環(huán)境，過厚的泥巖不僅降低了有效儲層的厚度，也代表該區(qū)域砂體總體為低能沉積環(huán)境，泥巖上下一定厚度砂巖往往為低孔低滲低含氣飽和度儲層。

(3)井間趨勢預測核定標準：井間趨勢預測是指鄰近直井或?qū)а鄱螌λ蕉蝺拥木C合趨勢預測，需綜合分析水平井軌跡方向、儲層展布特征及方向，在水平井周圍選取最優(yōu)參照井，分析儲層變異系數(shù)。特別需要說明的是水平井對應的導眼段，并不一定是該水平井產(chǎn)能評價的參照井，無導眼水平井，與其最近的直井(或斜井)也不一定是該水平井產(chǎn)能評價的參照井，需要以大數(shù)據(jù)建立的地質(zhì)模型，準確分析井間氣層變化趨勢，為多層系、廣覆式大面積分布儲層批量布井找出儲層分布趨勢差異性。

3.4 生產(chǎn)大數(shù)據(jù)歸一化計算動態(tài)可采儲量

可采儲量計算方法較多，不同氣藏類型、不同的開發(fā)階段，可采儲量計算方法不一樣，各種方法可靠性也有所差別。D 8-D 10井區(qū)總體處于遞減期，將井區(qū)195口投產(chǎn)水平井日產(chǎn)氣量、油壓歸一化，分析比較各種方法在D 8-D 10井區(qū)水平井可采儲量計算的適用性。對比分析認為：油壓遞減法采用實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)與油壓數(shù)據(jù)回歸擬合，盒1段平均可采儲量為平均靜態(tài)儲量的35%，山西組平均可采儲量為平均靜態(tài)儲量的26.4%，太原組平均可采儲量為平均靜態(tài)儲量的50%，符合氣田生產(chǎn)實際情況。因此，D 8-D 10井區(qū)可采儲量計算最終采用油壓遞減法，以大牛地氣田日產(chǎn)氣量500 m3經(jīng)濟可采儲量[10]為截止產(chǎn)量，計算水平井可采儲量。195口水平井靜態(tài)儲量與可采儲量對比圖，可以直觀地發(fā)現(xiàn)一批靜態(tài)地質(zhì)儲量高(紅色柱子)、動態(tài)可采儲量低(藍色柱子)的井(圖9)，該類井是最優(yōu)可挖潛治理的水平井。

圖9 D 8-D 10井區(qū)水平井靜態(tài)儲量可采儲量分布

4 潛力評價效果

4.1 潛力評價挖潛對策

通過D 8-D 10井區(qū)錄井大數(shù)據(jù)建立地質(zhì)模型，模型約束下對儲層展布、氣層分布特征進行系統(tǒng)性研究，計算各含氣層靜態(tài)儲量及可采儲量，最后通過全區(qū)、全井、全層位地毯式排查，確定D 8-D 10井區(qū)多層疊合致密砂巖水平井開發(fā)區(qū)潛力評價三種類型及對策方案(圖10)。

圖10 潛力評價類型對策示意

A類井：已投產(chǎn)水平井中地質(zhì)條件好、靜態(tài)儲量分級評價為Ⅰ、Ⅱ類，目前生產(chǎn)正常、可采儲量可以達到預期的井，先正常生產(chǎn)，縱向上提供后備轉(zhuǎn)層方案。

B類井：已投產(chǎn)水平井中地質(zhì)條件好、靜態(tài)儲量分級評價為Ⅰ、Ⅱ類，目前低產(chǎn)低壓、可采儲量達不到預期的井，先對水平段潛力評價再進行治理，同時縱向上提供后備轉(zhuǎn)層方案。

C類井：已投產(chǎn)水平井中地質(zhì)條件差、靜態(tài)儲量分級評價為Ⅲ類，縱向上直接提供最優(yōu)轉(zhuǎn)層方案。

4.2 潛力評價效果

采用潛力評價挖潛對策，篩選出13口地質(zhì)評價好、靜態(tài)儲量分級評價為Ⅰ類或Ⅱ類、但目前日產(chǎn)氣為中低產(chǎn)、可采儲量低的水平井，其中盒1段篩選出6口水平井潛力井、山西組篩選出5口水平井潛力井、太原組篩選出2口水平井潛力井。

縱向轉(zhuǎn)層方面，依據(jù)關鍵參數(shù)和核定標準，盒1段、山西組氣層以含氣豐度大于0.4×108m3/km2且有效厚度大于6 m為縱向轉(zhuǎn)層標準；太原組太2段以有效儲層大于10 m為縱向轉(zhuǎn)層標準；太原組太1段以含氣豐度大于0.35×108m3/km2且有效厚度大于6 m為縱向轉(zhuǎn)層標準。D 8-D 10井區(qū)累計提交可縱向轉(zhuǎn)層潛力層66層，累計地質(zhì)儲量68.8×108m3，累計新增可采儲量21.6×108m3。

5 結(jié) 論

(1)應用錄井大數(shù)據(jù)，可在井密度高的水平井開發(fā)區(qū)建立地質(zhì)模型，并通過巖性、粒度、顏色、隨鉆GR、元素錄井、氣測及鉆時等錄井資料劃分地層和精細對比儲層、含氣層，從而掌握井眼周圍氣層分布規(guī)律。

(2)錄井大數(shù)據(jù)與生產(chǎn)大數(shù)據(jù)結(jié)合，得出水平井高產(chǎn)以錄井導眼段顯示為依據(jù)，并通過大數(shù)據(jù)對比，選取產(chǎn)能評價關鍵參數(shù)及核定標準，計算靜態(tài)地質(zhì)儲量。

(3)致密砂巖氣藏縱向含氣層多，水平井穩(wěn)產(chǎn)期短、產(chǎn)量及油壓遞減快，應用大數(shù)據(jù)計算的靜態(tài)地質(zhì)儲量與動態(tài)可采儲量符合研究區(qū)地質(zhì)情況和生產(chǎn)規(guī)律，篩選了一批可挖潛治理的水平井，并提出可轉(zhuǎn)層井段。