基于VSP的孔隙压力预测方法在莺歌海盆地的应用*

杨红君蔡 军,2

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司; 2.中国石油大学(华东)石油工程学院)

基于VSP的孔隙压力预测方法在莺歌海盆地的应用*

杨红君1蔡 军1,2

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司; 2.中国石油大学(华东)石油工程学院)

通过对南海北部莺歌海盆地东方区已钻2口邻井的电缆测井资料及垂直地震剖面(VSP)数据的分析,建立了孔隙压力预测模型;用电缆测压资料对得到的孔隙压力模型进行刻度,并做出该2口邻井的孔隙压力预测趋势线;在钻井中途利用得到的趋势线和VSP数据对研究井未钻地层孔隙压力进行预测更新,可使研究井的孔隙压力预测误差控制在5%以内。目前该方法已广泛推广应用于该海域钻井的孔隙压力预测中。

垂直地震剖面(VSP);孔隙压力预测;莺歌海盆地;应用

实践表明,南海北部地区钻探作业遇到的最大钻井挑战就是复杂的超高地层孔隙压力[1-2]。多年来,人们一直不断探索能够提高孔隙压力预测精度的方法,相继提出了多种预测孔隙压力的方法,主要为基于加载和卸载机制的方法[3],其中一些方法是基于经验分析的,另外一些方法是基于有效主应力计算的。目前国内外通用的地层孔隙压力预测方法可以划分为两大类,即基于声波速度的方法和基于盆地模拟的方法,其中前者又可细分为基于测井数据、基于地震数据或两者的综合。根据数据的可用性,孔隙压力可以在钻前、钻中(实时)和钻后进行分析。

尽管利用地震资料可以建立整个盆地或油田的三维孔隙压力体,但受到地震数据不确定性、地震分辨率及时深关系不准的影响,基于地震数据的孔隙压力预测方法可能使预测结果有相当的不确定性,并且一般情况下分辨率最高只有50 m左右。同时,在同一沉积盆地中可能有多种孔隙压力异常机制在共同作用[4-8],而目前国内常用的预测方法大多只考虑单一地层超压机制,使得孔隙压力预测的精度受到限制。本文基于VSP资料对未钻地层进行孔隙压力预测,在钻井过程中利用随钻测量或钻完特定井段采集的VSP资料并结合已钻井段获取的常规测井资料反演钻头前方地层的速度信息[9],同时考虑多种超压机制和未钻地层的岩性预测结果等多种信息进行孔隙压力预测,这样可以有效降低钻前设计阶段孔隙压力预测中的速度、岩性、超压机制等不确定性,从而大大提高未钻地层的孔隙压力预测的精度。

1 孔隙压力预测方法基本思路

基于Terzaghi有效应力原理[10],孔隙压力的计算式为

式(1)中:pp为孔隙压力;σv为总的上覆地层压力; σ′v为有效上覆地层压力。

由于孔隙压力预测需要在VSP处理完后几个小时内提供结果,所以只有采用一些相对简单快速的孔隙压力预测方法才能及时地提供预测成果,本研究中选择了Eaton模型[11],即

式(2)中:pnorm为正常压实趋势线的孔隙压力;V为给定深度测量的声波速度;Vnorm为正常压实趋势线的声波速度;n为Eaton指数(在最初的Eaton模型中取3)。

上覆地层压力σv可以通过对地层密度进行积分计算得到,典型的地层密度可以通过电缆测井得到,也可以利用岩心实测密度数值,在没有密度测井或测井质量差的层段利用指数曲线外推得到。有效上覆地层压力σ′v可以由式(2)得到,σv-pnorm是正常压实情况下的有效压力,速度V可以来自声波时差、地震层速度或VSP数据,Vnorm可以从趋势线读取。随后孔隙压力就能通过上覆地层压力σv和有效上覆地层压力σ′v的差值确定。

2 基于VSP的孔隙压力预测方法

VSP垂直地震剖面法是一种井中地震观测技术[12],利用VSP资料的特殊性,对钻井过程中已钻井段VSP数据进行反演,获得待钻井段一定深度范围的层速度,从而为孔隙压力预测提供必要的参数。

零偏VSP数据可以看成自激自收的资料,假设地层为水平层状介质,则地层反射系数可以表达为

由式(3)可以得到相邻上、下两层的地层速度关系式为

利用Gardner求取密度的经验公式作为密度计算公式,即

将式(5)代入式(4),得到求取层速度的公式

根据式(6)便可以由上一层的层速度求取下一层的层速度,同时可将速度转换成时差。

上述各式中,系数a和b可以由VSP测量井段的速度和密度数据计算得到;地层反射系数R采用共轭梯度法,可以通过迭代修改地层模型逐次逼近求取。

利用已钻邻井的孔隙压力数据、声波时差及VSP资料和研究井已钻井段新采集的VSP数据来预测未钻地层的孔隙压力,主要包含以下4个步骤:

1)对已钻邻井的VSP及其他测井资料进行对比分析;

2)根据密度资料建立上覆地层压力梯度,依据VSP或测井声波资料建立初步的速度(时差)趋势线,根据Eaton方法计算孔隙压力,调整速度(时差)趋势线直至孔隙压力计算值与实测值基本一致,确定孔隙压力计算的模型和参数;

3)把研究井的地震速度(时差)与邻井的速度(时差)趋势线进行比较,确定最优速度(时差)趋势线,进行研究井开钻前的孔隙压力预测;

4)利用研究井已钻井段新采集的VSP声波速度(时差)及上述得到的最优趋势线对研究井已钻井段进行孔隙压力更新。

3 在莺歌海盆地东方区的应用

由于波阻抗反演的直接反演结果缺少低频成分,无法真实反映地下地层速度的变化趋势,因此应用之前需要作低频分量的补偿。VSP速度反演的主要目的是预测井底深度以下地层的层速度,因此低频约束不仅是已钻井段简单的低频分量曲线,还必须包含井底深度以下部分地层的速度低频变化“趋势”。研究发现,在地质特征变化不大的情况下,莺歌海盆地东方区利用邻井资料外推到研究井获取的低频趋势与实际速度变化吻合很好(图1、2),但前提是要有足够准确的地层控制点。

图1 莺歌海盆地东方区某构造邻井及研究井地层对比图

图2 莺歌海盆地东方区某构造邻井外推插值的低频分量与研究井VSP测量速度对照图

为了确定研究区反演最优参数,采用分段深度递增的反演方式,研究井按照VSP采集时分段深度划分,全井段为1890～2976m,Run1段为1890～2752m,Run2段为2752～2976m,分别将Run1段和全井段数据作为输入进行反演。由于Run2段VSP速度已知,可以作为对Run1段反演预测结果的验证和约束,从而调整获得最优反演参数,用于全井段数据反演时对井底以下深度范围内速度的预测。研究井2次反演结果在测量井段与实测速度吻合程度很好,反演误差控制在5%以内(图3)。全井段反演得到的井底深度以下预测速度范围在3100～3300m/s。

图3 东方区某构造研究井2次VSP速度反演结果与VSP实测速度精度对照图

将速度转换成时差,通过对2口邻井(DF11井、DF12井)及研究井(DF14井)的VSP实测时差和声波时差对比后发现,2口邻井VSP实测时差的趋势类似,而研究井的VSP实测时差明显快于2口邻井(图4)。此时,通过调整外延密度线的参数使外延密度线和电缆测井密度线在相应井段吻合,然后对合成密度线积分,从而确定邻井的上覆地层压力梯度。

分别对DF12井和DF11井进行了基于VSP的孔隙压力预测,结果见图5、6。从图5、6可以看出,基于VSP预测的孔隙压力和MDT(电缆地层测压)测量值有少许差距,这主要是由VSP精度的限制以及砂岩和相邻泥岩孔隙压力不一致造成的。

图4 邻井及研究井VSP实测时差及声波时差对比图

图5 邻井(DF12井)的孔隙压力预测图

图6 邻井(DF11井)的孔隙压力预测图

通过比较邻井DF12井和DF11井的VSP趋势线,发现相同层位的变化趋势一致,这表明可用该趋势线来预测研究井DF14井的孔隙压力。利用邻井VSP趋势线和VSP反演的时差曲线对研究井进行孔隙压力预测,结果显示在井深2777m以上井段预测的孔隙压力梯度当量值小于钻井液密度(图7),这与钻井过程中观察到的实际情况一致(钻井过程中没有发生井涌)。

图7 研究井(DF14井)的孔隙压力预测图

利用研究井DF14井已钻井段新采集的VSP资料更新后的孔隙压力预测结果如图8所示,可以看出,在井深2912m以上井段开钻前预测的孔隙压力梯度和更新后预测的基本一致。在井深2912m以下井段更新后预测的孔隙压力梯度明显高于开钻前预测结果,并且与该井MDT的实测值(1.88 g/cm3)基本一致,说明更新后预测结果的精度更高,达到了钻探要求的5%之内,可以推广应用。

实查钻后录井和测井资料得知,研究井DF14井在井深2900m以上井段开钻前预测的孔隙压力梯度当量最高值为1.65 g/cm3左右,低于钻井液密度1.70～1.71 g/cm3,在钻进过程中无异常的钻速(ROP)出现,没有气测值(TG),预测结果相对可靠。但是,从井深2900m起开始用密度1.71 g/cm3的钻井液钻井,井深2905m处TG为0.32%、2906m处TG为0.23%,气测值显著提高,表明该段的孔隙压力梯度当量大于1.71 g/cm3。同时,钻至井深2912m时ROP由10 m/h增大至47 m/h,停泵观察有溢流(溢流量为1.5 m3/5 min),关井求压,其值折算钻井液密度为1.84 g/cm3,而在该段的MDT测压值折算的孔隙压力梯度当量值为1.88 g/cm3。

图8 研究井(DF14井)更新后的孔隙压力预测图

4 结束语

应用实践表明,基于VSP的孔隙压力预测方法为南海北部莺歌海盆地的孔隙压力预测提供了强有力的技术手段,通过对邻井电缆测井资料和VSP数据分析建立孔隙压力预测模型并用MDT测量值进行刻度,将刻度后的孔隙压力模型用于研究井的孔隙压力预测,最后再利用研究井新采集的VSP资料及钻井资料、岩性资料的分析结果对开钻前孔隙度预测结果进行更新,可使预测精度达到钻探要求的5%以内。

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(编辑:冯 娜)

Applying a method to predict pore pressure based on VSP in Yinggehai basin

Yang Hongjun1Cai Jun1,2

(1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong, 524057;2.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Shandong,266580)

For two adjacent wells drilled in Dongfang area of Yinggehai basin,the northern South China Sea,the data of wireline logging and vertical seismic profile(VSP)was analyzed,and a model to predict pore pressure was built.The model was calibrated by using wireline pressure measurements,and a trend line was derived for pore pressure prediction in the two wells.During drilling a new well,applying the trend line and VSP data to predict and update pore pressure data for undrilled intervals will make the prediction error of pore pressure be within 5%.At present,this method is widely applied in pore pressure prediction during drilling in this offshore area.

vertical seismic profile;pore pressure prediction;Yinggehai basin;application

2013-07-23改回日期:2014-02-24

*“十二五”国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压天然气成藏主控因素及勘探方向(编号:2011ZX05023-004)”部分研究成果。

杨红君,男,高级工程师,1986年毕业于同济大学,获海洋地质专业学士学位,2005年毕业于中国地质大学(武汉),获硕士学位,现主要从事勘探开发地质生产工作。地址:广东省湛江市坡头区22号信箱勘探开发部(邮编:524057)。E-mail:yanghj@cnooc.com.cn。