印尼A油田礁灰岩储层的三维孔隙压力预测及可视化

蔡文军，邓金根，张建峰，王大勇，孙源秀，冯永存*

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102200；2.吐哈油田公司销售事业部，鄯善 838200；3.中建三局工程设计有限公司，武汉 430064；4.辽宁石油化工大学石油天然气工程学院, 抚顺 113001)

印尼A油田属于礁灰岩储层，由印尼国家石油公司负责该油田的钻探开发。礁灰岩是指由生物骨架构成的一类石灰岩，孔隙度较高，常常是石油、天然气等资源的良好储层。礁灰岩的成岩过程复杂，往往胶结过程和沉积过程同时进行，非均值性强，造成礁灰岩储层存在多种异常高压成压机制，包括生烃现象，构造挤压作用，灰岩特殊的成岩作用等[1]。截至2019年底，印尼A油田已钻各类直井，定向井，水平井共计60余口井。钻完井过程中，灰岩储层未见明显异常压力区。为了后续开发中科学地选择井位，现场要求通过充分利用已钻井单井的测井数据，钻完井总结报告，钻井过程中的复杂状况以及地震数据来形成印尼A油田灰岩储层的高精度三维孔隙压力模型。

油田实际钻完井过程中，针对灰岩孔隙压力的常用预测方法有[2-4]：Terzaghi于1925年提出的有效应力理论，基于岩石力学实验来拟合纵波速度，有效应力和岩石力学参数之间的关系；Eaton于1975年提出的Eaton法，基于实测的声波时差，通过经验指数来估算孔隙压力的变化，已成熟用于计算砂泥岩地层的孔隙压力；Weakley于1990年提出利用声波时差趋势线的方法预测灰岩孔隙压力。张华卫等[5]于2013年提出了一套孔隙型灰岩地层压力综合检测方法，对于具有泥岩夹层的灰岩地层，采用传统泥页岩孔隙压力计算方法; 对于无法提取泥岩点的大段孔隙型灰岩地层，采用多元速度模型和有效应力定理进行检测。该方法在伊朗油田获得成功应用。余夫等[6-7]、杨顺辉等[8]于2014年提出了基于薄板理论的碳酸盐岩地层压力检测方法，该方法成功用于受构造挤压作用的灰岩储层。孙元伟等[9]于2014年提出利用灰岩的声波性质和孔压之间的关系来实现灰岩储层的孔压预测。吴怡等[10]于2018年提出了利用Eaton法与工程分析法相结合来预测灰岩孔隙压力，在现场灰岩孔压预测中取得了良好的结果。尽管中外提出了各式各样的灰岩孔隙压力预测方法，但还没有形成一套成熟的灰岩孔隙预测压力模型。不仅如此，很少有关于灰岩储层的三维孔隙压力建模方法介绍[11-12]。

目前所有针对灰岩储层的孔隙压力预测方法都离不开纵波时差(differential time, DT)数据。因此，灰岩储层三维孔隙压力建模的核心部分是如何获得准确的三维DT模型。现提出一套灰岩储层的三维孔隙压力建模方法。

1 三维孔隙压力建模工作流程

三维孔隙压力建模的具体工作流程如图1所示，通过详细分析礁灰岩成岩作用，基于工程分析法，针对已钻井的测井数据，实际钻井液密度使用情况，钻井工程现象，以及实测钻杆测试(drill stem test, DST)数据，判断印尼A油田灰岩储层的承压机制。通过地震波反演得到印尼A油田的三维地震层速度体，基于Kriging插值方法[13-14]，对模型区已钻井的层速度(VP)数据进行三维插值，并使用三维地震层速度来约束插值结果，获得了印尼A油田精细的三维层速度模型。最终计算得到印尼A油田礁灰岩储层的三维孔隙压力分布规律。

2 印尼A油田

印尼A油田为陆地油田，位于南苏门答腊盆地(South Sumatra Basin)的Musi区块。南苏门答腊盆地是第三纪盆地，向西北-东南方向发展，如图2所示，其边界是西南部的Sumatra断层，东北部的Sunda 盆地。

印尼A油田地质层位由上到下依次为：Kasai层位，Muara Enim层位，Air Benakat层位，Gumai层位(GUF)，Baturaja层位(BRF)，Talangakar层位(TAF)，LAF层位。其中，Baturaja层位为主要目的层，礁灰岩储层，埋深在800～1 100 m。图3显示了印尼A油田的主要地质构造和岩性剖面分布。该灰岩储层主要由礁灰岩、石灰岩和砂岩组成。这种礁灰岩的孔隙度异常发育，包含各种螺旋藻类、软体动物等有机体，它的厚度在19～150 m，发育年代为中新世早期，沉积环境为浅海。

图3 印尼A油田的地层构造和岩性剖面分布图

3 礁灰岩承压机制分析

由于礁灰岩复杂的成岩过程，同时岩性和孔隙非均质强，因此利用常规方法，很难准确预测灰岩的异常压力成压机制。

3.1 岩性分析

通过微观显微镜分析了已钻井MSI-15在900 m处的岩屑特征，如图4所示，这种岩屑主要为石灰岩。在0.2 mm的微观尺度下，观察为孔隙度较大的生物碎屑岩。晶粒度呈现出从细晶粒到粗晶粒的变化范围，无法准确确定粒度分类。属于点接触。骨骼颗粒组成包括较大的有孔虫(30%)、不确定的生物碎屑(10%)，从属的底栖有孔虫(7%)、浮游生物(2%)，其次是棘皮动物(3%)、软体动物(3%)，黄铁矿作为次要矿物质(1%，为黑色晶体)存在。碳酸盐的体积含量约为40%。胶结作用主要影响该岩石的成岩过程，同时，不稳定的晶粒被替换为方解石。可见的孔以晶间(2%)和局部溶解(以体积计1%)的形式存在。

图4 Baturaja地层900 m钻屑的显微照片结果

3.2 工程分析法

通过工程分析法，预测印尼A油田灰岩的成压机制，工程分析法是指充分分析和整理已钻井的测井资料、钻井液密度和实际的钻井现象来达到准确判断灰岩储层承压机制的方法。

3.2.1 声波时差和密度交汇图

图5为印尼A油田在BAF层位，已钻井的DT和密度交汇图。由图5可知，在半对数坐标图谱中，DT和岩石密度具有很好的线性关系，图中位于蓝线以上的区域为异常高压区域，蓝线以下的区域为正常压力区域，图5表明，印尼A油田在礁灰岩储层无异常高压。

图5 已钻井的时差和密度交汇图

3.2.2 DT随深度的变化规律

图6分别显示了MSI-017井、MSI-052井、RAYU-002井3口井的DT和井深的单对数坐标关系，涉及灰岩储层(800～1 100 m)和上部砂泥岩地层的测井数据，图中的红色直线为趋势线。可知，BRF储层段的DT随井深的变化趋势与上部砂泥岩的变化趋势一致，而上方砂泥岩地层正常胶结压实，为正常压力状态，故BRF灰岩储层也处于正常压力状态。

1 ft=0.304 8 m

3.2.3 实际钻井工况

表1列出了部分已钻井在灰岩储层的实际钻井液密度和钻井复杂情况，其中MSI-051井和MSI-052井上部套管下到BRF灰岩储层顶部，实际钻井液密度为1.02～1.03 g/cm3，钻进过程中无气侵和漏失等复杂发生；MSI-017和RAYU-002井将灰岩储层上部不稳定的一段地层GUF层位和BRF储层设计在同一层套管中，由于上部GUF层位页岩发育，钻进过程中，返出大量页岩掉块。为保证钻井安全，实际钻井液密度最高达1.20 g/cm3，无气侵和漏失等复杂发生。综上所述，BRF灰岩层属于正常压力状态。

表1 部分已钻井在灰岩储层的实际钻井液密度和钻井复杂情况

3.3 一维孔隙压力

在实际钻井工程中，Eaton公式由于计算简单，准确度高，被广泛地用于泥页岩孔隙压力的计算。人们也常常将Eaton公式用于无异常压力的碳酸盐地层。基于Eaton模型，计算了RAYU-002井的孔隙压力值，如图7所示。得到了适合印尼A油田的Eaton经验指数，并将该指数用于三维孔隙压力建模。

图7 RAYU-002井孔隙压力的Eaton法结果和实测孔隙压力

(1)

式(1)中：Pp为地层压力计算值，MPa；PO为上覆岩层压力，MPa；Ph为静液柱压力，MPa；DTN为正常声波时差，μs/ft，1 ft=0.304 8 m；DTO为测井声波时差, μs/ft；n为Eaton指数。

4 三维孔隙压力可视化研究

基于Petrel软件平台，对印尼A油田进行了三维孔隙压力建模，Petrel软件是由斯伦贝谢公司开发的一套比较成熟的地质工程一体化三维建模软件。首先建立印尼A油田三维地质模型，研究面积38 km2，1 500万个单元网格数，网格数越多，建模精度越高；接着将已钻井的Vp数据导入到三维地质模型，使用Kriging插值方法进行三维插值，利用三维地震层速度来约束插值过程；保留两口井的Vp数据不参与插值，并和最后的插值结果进行比对，验证插值精度。具体建模流程如图8所示。

4.1 Kriging插值法原理

Kriging法为一种局部估计法，通常利用一组实测数据和其相应的空间结构信息获取属性体的三维空间分布。对于非均质储层，具有优良的建模精度。

趋势控制模型为

E[Z(u)]=a0+a1y(u)

(2)

式(2)中：y(u)为次级变量，反映了Z变量的空间趋势(对应于两个参数a0和a1)；u为数据点坐标。

Kriging估计值为

(3)

克里金方程组表达式为

(4)

式(4)中：μ()为拉格朗日参数；CR()为残差协方差函数。

4.2 插值结果分析

预留两口井的VP数据不参与Kriging插值过程，印尼A油田剩下的井全部导入到建好的三维地质模型中，如图9所示。基于地球物理解释结果，得到三维地震层速度，如图10所示。图11为基于组合地震数据和一维井数据获得的最终三维VP。图10和图11具有一致的三维分布趋势。

图9 印尼A油田已钻井在灰岩储层的VP数据

图10 三维地震层速度

图11 通过组合地震数据和一维井数据获得的三维VP

4.3 质量控制

MSI-15井和MSI-17井的测井数据没有参与Kriging插值过程。通过Petrel软件，将插值后得到的三维层速度VP分别提取到MSI-15井和MSI-17井，并和一维测井结果进行比较，如图12(a)和图12(b)所示，两者具有几乎一致的变化趋势，表明Kriging插值方法得到的三维层速度体能够准确并细致地描述印尼A油田。

图12 MSI-15和MSI-17井的层速度质量检验

4.4 三维孔隙压力结果

通过Eaton法计算了印尼A油田礁灰岩储层的三维孔隙压力分布，如图13所示，计算结果三维可视化，孔隙压力主要集中在1.01～1.10 g/cm3，无异常高压存在，与工程分析结论一致。孔隙压力呈现出一定的非均质性。图14展示了三维孔隙的纵向分布规律，在纵向上，孔隙压力显示随构造面均匀变化的趋势，同时BAR层位上部孔隙压力稍大。图15展示了三维孔隙压力在横向的分布规律，分别截取了井深788、849、906 m处的横向剖面图，在横向上，孔隙压力显示随构造面均匀变化的趋势。

图13 印尼A油田礁灰岩储层三维孔隙压力分布规律

图14 印尼A油田礁灰岩储层三维孔隙压力纵向剖面

图15 印尼A油田礁灰岩储层三维孔隙压力横向剖面

4.5 结果检验

完成MSI区块礁灰岩储层三维孔隙压力精细建模，并提取了MSI-12、MSI-17、MSI-22、MSI-25共4口井BRF层位的孔隙压力数据，和现场实测孔隙压力进行比较，对比结果如表2所示。相对误差控制在1%～4.9%。结果表明，通过该方法建立的三维孔隙压力模型能够真实、细致地刻画印尼礁灰岩储层的地层孔隙压力，完全满足现场钻井施工的需求，能有效避免钻井过程中的溢流和漏失等复杂事故发生，为新井的钻井设计提供有力的安全保障。

表2 MSI区块4口井的模型结果与实测地层压力对比结果

5 结论

(1)通过岩性分析和工程分析法研究了印尼A油田礁灰岩储层的成压机制。拟合了声波时差和密度的关系，DT随深度变化规律，并统计分析了实际钻井工况，均证明该储层属于正常压力状态。

(2)基于Petrel软件平台，使用Kriging插值方法，通过地震三维层速度体来约束测井数据的插值结果，得到灰礁岩储层的三维层速度体，计算结果和一维测井数据具有几乎一致的变化规律。

(3)建立了印尼A油田礁灰岩储层的三维孔隙压力分布规律，计算结果三维可视化。孔隙压力主要集中在1.01～1.10 g/cm3，无异常高压存在。和实测值的相对误差在1%～4.9%的范围内。在横向上，孔隙压力显示随构造面均匀变化的趋势；在纵向上，BRF层位上部孔隙压力稍大；孔隙压力呈现出一定的非均质性。