随钻地质建模技术在水平井地质导向中的应用

2020-06-07李琳艳宋国辉杨鹏飞

特种油气藏 2020年2期

杨彬，李琳艳，孔健，宋国辉，杨鹏飞

(1.中国石油大学(华东)，山东青岛 266555；2.中国石化胜利油田分公司，山东东营 257237)

0 引言

与定向井相比，水平井具有动用储量程度高、单井产量高且采油成本低等特点[1]。在水平井的钻井过程中，其成功率和钻遇率主要受地质导向技术水平的制约[2-4]，目前中国油田使用较多的随钻测井系统LWD(Logging While Drilling)，其各测量点距离钻头较远，常常无法及时判断钻头和储层的相对位置，对井轨迹的控制精度也较差。因此，在地质导向过程中，及时提供精确的地质预判成为提高储层钻遇率的关键。随钻地质建模技术是在地质导向过程中，通过地震、测井等资料，建立精细地质模型，并结合随钻测井资料和钻井参数，对模型进行实时更新，及时判断钻头位置，对井轨迹加以优化，保证水平段处于储层内最佳位置，这对于提高储层钻遇率及后期水平井产量都有重要意义[5-7]。在埕岛油田北区水平井地质导向过程中，通过储层地质建模有效解决了地质、工程等方面的难题，取得了很好的效果。

1 工区概况

埕岛油田位于渤海湾南部浅海海域、济阳坳陷与渤中坳陷交汇处埕北低凸起的东南端，构造简单，地层平缓，倾角为1～3 °。主力产油层为上第三系中新统馆陶组上段疏松砂岩储层，平均孔隙度为32.7%，平均空气渗透率为1 783 mD，属高孔、高渗储层。埕岛油田自发现近30 a来，先后经历了天然能量开发(1993年至2000年)、注水开发(2000年至2007年)和综合调整细分注水(2007年至今)3个阶段，目前已进入高含水开发阶段。研究区位于埕岛油田北部，叠合含油面积为8.5 km2，石油地质储量为1 750×104t。初期采用一套层系稀井网注水开发，共有29口井，井网密度为3.4 口/km2。研究区存在采油速度低、单井控制储量高及注水矛盾突出等问题。2014年年底开始对该区进行井网加密调整，共部署49口井，为了进一步提高采油速度和储量动用程度设计了5口水平井(图1)。

图1 埕岛油田北区馆上段顶面构造

1.1 基本地质特征

埕岛油田馆陶组为典型的曲流河相沉积，河道主流向基本呈南—北、北东—南西方向展布，局部地区河流流向摆动频繁。馆上段地层沉积厚度约为420～480 m，由下至上砂质减少，泥质增多，泥岩多呈紫红色。下部岩性粗，以厚层块状砂岩、含砾砂岩为主，夹薄层泥岩和粉砂岩；中部为砂泥岩互层；上部以厚层的泥岩夹粉、细砂岩为主。储层具有沿河道方向连续性好、延伸规模大、横切河道方向连续性差、延伸宽度小的特点[8]。

1.2 水平井实施难点

在满足经济界限的前提下，综合考虑储层厚度、物性及水淹情况等因素，在一些主力油层单一、具有一定厚度且分布稳定，或油层厚度较大可局部再细分的区域，特别是砂体平面展布范围较小、无法采用面积注水井网开采的储层部署水平井[9-13]。但在水平井钻井过程中存在较多难点：工区直井很少，大多数为定向井，井轨迹的测量误差较大，根据不同井校准的油层顶面深度不同；河流相砂体内部夹层发育，影响实时判断；水平井要求部署在靠近油层顶面的位置，可以有效避免水淹，但是这种情况将会增加钻头钻出储层的风险；随钻测井仪器受限制，海上水平井钻井采用的是普通的LWD地质导向系统，电阻率测量模块距钻头14 m左右，自然伽马测量模块距钻头16 m左右，井斜数据测量模块(MMD)距钻头22 m左右，延缓了对钻头位置的实时判断，大大降低了水平井的钻遇率[14-18]。

2 随钻地质建模技术

随钻地质建模技术包括模型的建立和更新2个方面，该技术的核心在于数据的及时更新。首先利用Petrel软件建立模型，在地质导向过程中，通过实时钻井、录井、测井数据进行地质研究，结合地震数据的解释成果完善地质认识，利用接口程序对初始地质模型进行修正和完善，保证模型与实钻结果的一致性，从而指导后续井位的部署和水平井的轨迹优化，提高储层的钻遇率和整体开发效果。

2.1 地质模型的建立

地质模型的精确度直接关系到水平井的储层钻遇效果。在全区地质研究的基础上，建立水平井井区地质模型，为了使模型便于修改和完善，模型不宜过大，平面上模型只需包括水平井周围3个井距范围内的邻井，纵向上包括目的层及上下50 m范围内的地层。模型平面范围小，考虑到水平段随钻数据的采样密度高，所以网格精度要足够细，一般纵向网格取0.5 m，横向上与单井钻杆长度基本一致，取10.0 m。这样划分网格既能保证纵向细分层的需要，又能满足井间对比要求(图2)。

图2 埕北6FA-平1井井区地质模型

2.1.1 构造模型的建立

微构造研究是构造模型建立的前提，在小层精细地层对比的基础上，利用合成记录标定对目的层砂体的顶底界面和断层进行精细解释，三维地震测线解释密度为1×1，利用地震数据来刻画砂体形态。结合地震解释的层位数据、断层数据和单井的分层数据、断点数据，建立精细构造模型。

2.1.2 属性模型的建立

研究区目的层段为河流相砂泥岩沉积，自然伽马值在一定程度上可以用来判断钻遇地层的泥质含量，从而推测钻遇岩性。因此，在测井曲线标准化的基础上，利用地震波阻抗反演数据约束，进行同位协同模拟，建立自然伽马属性模型。考虑到在钻井过程中单井井柱的长度为10.0 m左右，因而平面网格大小划分为10.0 m×10.0 m，纵向网格根据储层厚度划分精度可以为0.5 m。

2.2 地质模型的更新

模型的更新是利用井的随钻资料及相关研究成果对构造模型和属性模型进行完善，根据钻遇的油层顶部深度对构造模型进行全局校正，根据录井资料和标准化之后的测井资料完善属性模型。在钻井过程中，通过接口程序将LWD随钻测井资料和井斜数据传输到模型中，应用Workflow模块，快速更新地质模型，当实际钻遇情况和模型预测情况不一致时，及时修正模型参数，并对可能的钻遇情况进行预测，为后续工作做好准备。

3 应用实例

埕北6FA-平1井位于埕岛油田北区中部，该井区单井控制储量高，达到了70×104t/口，并且主力层Ng(1+2)3小层动用程度低，采出程度仅为3.6%，剩余油富集。该井设计目的层为馆上段Ng(1+2)3，平均油层厚度为10.0 m左右，设计水平段长度为210 m(图3)。根据水平井产能计算公式，并结合已投产井资料综合考虑，该水平井预计初期日产油为38 t/d，综合含水率为70%。目的层Ng(1+2)3为典型的河道相沉积储层，为正粒序结构，剩余油集中分布在储层上部，因此，将水平段设计在距离储层顶部1～2 m的位置。在水平井钻井过程中，利用地质模型指导了水平段的地质导向工作，取得了很好的效果。

图3 埕北6FA-平1井井区Ng(1+2)3顶面构造

3.1 建立地质模型

在前期地质研究的基础上，建立埕北6FA-平1井井区的地质模型，模型平面上包含了3～4口井，网格大小为10.0 m×10.0 m；纵向上仅对Ng(1+2)砂层组进行了建模，纵向网格大小为0.5 m，网格节点总数为428490个。模型小而精，满足了准确性和便于修改完善的要求。

3.2 入靶前的地质导向

入靶前的地质导向直接关系到水平井钻井的成败，在此过程中，通过地层对比来确定钻头与储层的距离，实时调整井斜角，保证水平井以最优的井斜角和靶前距进入储层。

3.2.1 井斜角和靶前距的计算

图4为水平井二开主要参数。由图4可知，在水平井钻到A靶点时，水平井的轨迹与储层顶面夹角越小越好。当井斜角过大时，钻头可能无法找不到储层或从储层顶部钻出；当井斜角过小时，水平井会因为调整空间不足而从储层底部钻出。因此，能否选择合理的井斜角和靶前距进入油层直接关系到水平段钻遇效果的好坏。

水平段距储层顶部距离(H)、靶前距(L)、水平井与储层顶面夹角(α)有如下关系：

(1)

(2)

式中：α为进入储层时水平井与储层顶面的夹角，°；H为水平段距离储层顶部的距离，m；L为水平井进入储层的点与靶点在储层顶面的投影距离，m；A为全角变化率，°/m。

图4 水平井二开主要参数示意图

根据水平井施工安全标准，埕岛油田水平井的全角变化率的上限是0.167 °/m，埕北6FA-平1井设计水平段距离储层顶部的距离为1.5 m，便于后续调整，全角变化率取0.133 °/m，计算可得α为4.79 °，L为35.88 m，因此，水平井进入储层时与地层倾角为4.00～5.00 °，靶前距范围为35.00～40.00 m。这样在油层推后时能及时增加垂深，在油层提前时又能及时增斜上挑，保证水平井在节省进尺的前提下以合适的角度进入油层。

3.2.2 实时地层对比

实钻过程中，将随钻伽马、电阻率等数据及时加载到模型中，利用标志层特征、岩性组合特征进行逐层对比。对于河流相沉积砂体，砂体横向变化快，应选取尽可能多的标志层和岩性组合。对比标志层或岩性组合要与目的层距离合理，若距离太大，地层厚度的变化会大大增加估计误差；若距离太小，则不能实现及时调整，从而无法准确入靶。根据地层对比的结果，预估钻头与储层的位置，实时调整井斜角，保证以最优的井斜角进入油层。

水平井准确入靶之后，利用实时对比结果对构造模型进行修正，特别是储层顶部构造，并将测井曲线数据进行标准化处理，结合录井信息，修改伽马、岩相等属性模型，为下一井段调整做好准备。

3.3 计算钻井参数实现岩性识别

钻井过程中，由于电测、井斜测量模块距离井底钻头较远，形成了较长的盲区，延缓了对井底岩性的识别，而利用钻井参数计算来估测地层岩性成为唯一有效的手段。钻时是指井每钻进1 m所需要的时间，其主要受地层岩性、钻头类型、钻压、转速、泵排量、钻井液性能、射流参数以及井斜角等因素影响，地层岩性的变化为不可控因素，其他参数均为可控因素。每一个可控因素对钻井效果的影响都很小，在井底充分清洁的情况下，地层岩性对PDC钻头钻速的影响程度达到85%左右[12]。因此，在钻井过程中，通过对钻井可控因素进行控制，在保证井内压力平衡和清洁井眼的前提下，钻压、转速、泵排量、钻井液性能等参数尽量维持稳定，可以放大地层对钻速的影响程度，这样即可通过钻时来估测地层岩性。

对于砂泥岩地层来说，泥质含量是区分地层岩性最有效的手段之一，通过统计埕北6FA-平1井二开过程中已钻地层的伽马值和相对应的钻时数据，发现二者之间存在很好的线性关系(图5)。因此，在钻井过程中可通过钻时及时估算正钻地层的伽马值，然后结合伽马模型，判断钻头所处的位置。

图5 自然伽马值与钻时关系

3.4 水平段实时调整

水平段的实时调整是根据已钻地层的数据，结合地质模型对将要钻遇的地层进行预测，调整钻井参数，在保证高效开发的前提下钻遇最优储层。在水平段的钻井过程中，实时调整包括在钻入储层之后的控制点设置和利用钻时参数对钻井参数实时调整(图6)。

图6 埕北6FA-平1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比剖面

3.4.1 增加控制点

水平段设计一般包括A、B靶点，利用靶点控制水平段的位置，但是很多情况下，由于储层的构造起伏，水平段并不是从A到B的直井段，钻到A靶点之后，不能直接钻向B靶点。水平段钻井过程中，应以在设计的水平段距离内钻遇更多储层为目标，需要考虑储层顶部微构造和储层物性的变化，及时对模型进行修改完善，利用模型判断钻头位置，实时调整井轨迹。根据模型中砂体的顶面构造特征，在构造突变点或构造异常点设置控制点，用来控制井轨迹的趋势，使其基本保持在储层顶面之下1～2 m处的有利位置。

3.4.2 实时调整

根据钻时大小和变化趋势估测伽马值及变化规律，从而判断钻头在储层中的位置。通过对完钻井的录井数据统计，发现当钻时为0.3～0.6 min/m时，储层岩性多为细砂岩和粗粉砂岩，物性很好；当钻时为0.6～1.0 min/m时，岩性主要是细粉砂岩，物性好；当钻时为1.0～2.0 min/m时，为泥质粉砂岩，物性较差；钻时大于2.0 min/m时，则为粉砂质泥岩或泥岩，纯泥岩段的钻时可达到4.0～6.0 min/m。

对于埕北6FA-平1井区Ng(1+2)3层的河道相正粒序储层，通过钻时大小可以判断钻头所处的位置，钻时过小，说明水平段靠近储层底部，钻时过大，则靠近储层顶部，有随时钻出储层的风险。因此，在钻井过程中，保证钻时在0.5～0.7 min/m范围内最好。当钻时大于0.7 min/m时，适当的增加井斜角，使井轨迹钻进油层内部；当钻时小于0.5 min/m时，适当的减小井斜角，保证井轨迹不会钻入油层底部。

4 应用效果评价

通过地质模型对实钻轨迹进行实时调整，埕北6FA-平1井实钻水平段265 m，钻遇好油层226.5 m，钻遇率为85.4%，日产油为37.5 t/d，含水率为25.1%，远远小于设计含水率(70.0%)。全区共实施5口水平井，实钻水平段总长度为1 291 m，实际钻遇油层为1 119.1 m，平均钻遇率为86.7%(表1)，相较于周围区块较早完钻的水平井，钻遇率提高了近10.0%。且水平段的位置比较靠近储层顶部，初期含水率均低于方案预计含水率，保证了区块的稳产高产。