录井大数据在水平井开发区潜力评价中的应用<br/>——以大牛地气田D 8-D 10井区为例

录井大数据在水平井开发区潜力评价中的应用
——以大牛地气田D 8-D 10井区为例

2022-04-19吴早平李三明

录井工程 2022年1期

吴早平李三明蒋融

(①中石化经纬有限公司华北测控公司；②中国石油化工股份有限公司华北油气分公司)

0 引言

鄂尔多斯盆地大牛地气田D 8-D 10井区是10亿方年产能致密砂岩气藏水平井开发示范区[1]，由于储层致密，流体启动压力高、泄气半径小，为最大限度的提高采收率，2011年开始以水平井的方式进行开发。这种开发方式造成水平井开发区纵向其他含气层资源的闲置，而对闲置含气层资源潜力评价及纵向转层是气田维持产量的重要途径[2]。此外，致密砂岩气藏水平井投产后普遍存在高产稳产时间短、产量及油压递减快等问题，部分水平井产量达不到预期，需要对水平井单井地质储量准确评价，分清楚哪些是地质条件本身原因造成的低产、哪些是井下工艺措施等原因造成的低产，从而制定针对性的治理对策。

1 潜力评价的必要性

1.1 井区储量及钻井情况

D 8-D 10井区位于大牛地气田中北部，井区面积239 km2，上古生界自下而上发育太原组太1段、太2段，山西组山1段、山2段及下石盒子组盒1段等多套致密砂岩含气层，是典型的多层系叠合致密砂岩气藏[3]，累计提交探明储量542×108m3[4]。2011年开始利用水平井开发，实现了井区直井无法动用储量的经济有效开发，截至2020年底，区内共有直井46口，水平井195口。其中以盒1段为目的层水平井109口、以山西组为目的层水平井33口、以太原组为目的层水平井53口，总体达到1口/km2的井密度。累计动用储量425.5×108m3，占探明总量的78.5%。

1.2 井区产量压力变化趋势

D 8-D 10井区2011年开始投产水平井，2012年、2013年达到单年投产井数峰值，分别为61口和53口，以后逐年递减，井区年产气量在2013年、2014年达到峰值，分别为9.07×108m3、9.99×108m3。早期年产气量随着投产井数的增加而增加，后期由于新投产井减少，产能递补不足，井区产量逐年下降,2020年井区年产气量降至2.8×108m3(图1)。

对195口水平井日产气量归一化处理，初期日产气量平均约2.5×104m3，几乎无稳产期，以后每年以22%左右速度递减，第三年由稳产降压向稳压降产转变，年递减率可达35%(图2a)。对195口水平井油压归一化处理，初期油压平均约12 MPa，早期稳产降压，第一年油压年递减率达47.5%，后期稳压降产，每年以10%左右速度递减，年递减率有下降的趋势(图2b)。

图1 D 8-D 10井区水平井年产量递减趋势

图2 D 8-D 10井区水平井产量、压力递减趋势

1.3 井区资源采出率

大牛地气田勘探开发历程证明，陆源碎屑沉积背景的致密砂岩气藏，砂泥岩频繁互层、储层横向突变快、含气与非含气层声波速度差异小，加之地表条件的影响，三维地震储层预测困难[5]，在直井产量效果不佳的井区，批量部署水平井开发是最有效的方式。

勘探开发早期在D 8-D 10井区开发46口直井，取得一定的气产量，但单井产量总体较低，只有27口井有投产意义，通过多层求产的方式，平均累产气614×104m3，由于存在多层合采的情况，估算资源采出率为15%左右。直井投产时间已超过10年，现处于产量、油压双低的状况，资源采出率可视为资源采收率。

井区195口水平井中，以盒1段为开发目的层的109口水平井单井平均累产气1 519×104m3，以山西组为开发目的层的33口水平井单井平均累产气1 027×104m3，以太原组为开发目的层的53口水平井单井平均累产气2 696×104m3。水平井开发井眼轨迹长、泄气面积大，其初期产气量高、总产气量远高于直井，证明了开发方式的有效性，195口水平井单井平均产量约为直井产量的3倍，与此同时，致密储层背景下高产稳产时间短，产量及油压双指标快速递减。截至2020年底D 8-D 10井区累计产气47×108m3，产气总量占动用储量的11%。以D 8-D 10井区日产气量及井口油压递减趋势，要将目前已采出程度由11%提高到致密砂岩合理采收率35%[6]，存在很大困难。亟需从水平井单井治理和纵向转层两方面着手，以地质模型和静态储量为基础，以动态生产特征和可采储量为依据，全区域全层位估算剩余地质储量及分布特征，分类制定治理对策进行稳产和提高采收率。

综上所述，D 8-D 10井区多层系叠合致密砂岩气藏直井开发效益差，三维地震储层识别困难，批量部署水平井开发是最有效方式，但这种开发方式造成纵向资源闲置，且投产水平井稳产期短、递减快、动态采收率低，为实现气田稳产、采收率达标，水平井针对性挖潜治理和低效井转层是现实需求和必然渠道。

2 潜力评价流程

本次潜力评价主要依靠录井大数据与生产大数据。录井大数据包括井区内所有直井、导眼段、斜井段及水平段的随钻井斜、地层划分、岩性描述、随钻GR、钻时、元素分析、气测等数据；生产大数据包括井区内所有投产直井、水平井的投产时间、日产气量、日产水量、套压及油压等数据，并制定了水平井开发区潜力评价流程(图3)。

首先，通过井区直井段、导眼段、斜井段及水平段所有井眼轨迹的录井大数据建立地质模型，通过岩性粒度、颜色、随钻GR，辅以钻时和气测全烃，井斜校正下合理划分地层，在地层格架约束下精细对比储层及含气层，掌握每口水平井井控范围内储层、气层分布状况，并统计分析各项录井参数。

其次，通过井区内直井、水平井所有生产大数据，将投产时间归一化，分析直井、水平井产量及压力变化规律，计算动态可采储量。

再将地质模型控制下的录井地质特征与产量特征对比，确定水平井单井产能关键参数和储量计算依据，明确有效厚度、含气饱和度、储层非均质性等储量计算相关参数核定标准，采用关键参数及核定标准计算静态地质储量。

最后，将静态地质储量与动态可采储量对比，分析剩余气分布范围，采取的主要措施为：筛选高静态地质储量、低动态可采储量的水平井进行治理；对低静态地质储量、低动态可采储量的水平井进行纵向转层；对中高动态可采储量的水平井按合理节奏继续生产并储备纵向可转层。

图3 水平井潜力评价流程

3 录井大数据在潜力评价中的应用

致密砂岩气藏水平井开发区潜力评价是对边际气藏开发中后期的再挖潜，工作量大、难度高。只有在准确评价产能的基础上，才能判断这口井后期生产是否符合预期，从而分清楚哪些是地质条件本身原因造成的低产、哪些是井下工艺措施等原因造成的低产，进一步制定针对性的治理对策。如本身是一口地质条件差的低产水平井，治理后达不到高产气效果，既浪费资源又达不到预期。

要做到准确评价产能，特别是致密砂岩领域，单井评价往往存在多解性和不确定性[7]，故需要将长期的生产数据与大量井的地质信息对比，在大数据和长期的实践中得出可靠的、普遍性的规律。

3.1 录井大数据建立静态地质模型

3.1.1 录井大数据加载

收集整理D 8-D 10井区内46口直井、99口导眼段和195口侧钻水平井水平段数据，收集整理的数据种类包括：区块边界、井位坐标、录井随钻井眼轨迹、录井现场地层划分、录井岩性描述资料、实钻GR、X射线元素录井、气测全烃及钻时等。将收集整理的340条井眼轨迹数据建立地质模型，为充分利用录井大数据提高模型精度，导眼段作为独立的井进行数据模型控制，斜井段和水平段数据无缝拼接，作为井数据模型控制。

3.1.2 录井大数据地层对比

以D 8井和D 10井为标准剖面，以中石化华北油气分公司地层划分方案为指导，通过三条纵向剖面及四条横向剖面，控制本溪组至上石盒子组底部地层及储层格架，形成静态地质模型，为地层划分、储层单砂体对比及储量计算奠定基础。根据井区上古生界沉积特征，地层对比采用标志层法、等厚度法、沉积恢复法、差异压实法等，结合录井岩性描述的颜色、岩性、粒度及韵律组合特征等进行。

沉积岩的颜色能指示沉积环境、泥质含量、有机质含量、岩性粒度等重要地质信息[8]，研究井区上古生界不同地层颜色有明显的差异。石千峰组砂泥岩为紫红色、棕红色等；上石盒子组泥岩一般为棕红色，砂岩为浅棕色、肉红色；下石盒子组泥岩为灰绿色，砂岩为浅灰色；山西组山2段泥岩为深灰色，山西组山1段及太原组泥岩为灰黑色，砂岩随矿物成分、泥质含量等表现为浅灰色、灰色、深灰色；本溪组在盆地内部一般为灰白色铝土质泥岩。

沉积岩的岩性、粒度及韵律能指示沉积微相及其变化，该区岩性及其组合特征是小层划分主要依据。例如：盒1段底部砂岩、山1段顶部煤岩、太2段灰岩等录井岩性资料是该井区地层划分的主要标志层。此外，录井气测全烃及钻时资料，也能辅助划分地层，例如：山2段进入山1段气测全烃基值升高，刘家沟组进入石千峰组钻时降低等规律可以辅助分层。

综合录井大数据的地层颜色、岩性、粒度及韵律组合特征，辅以录井气测及钻时资料，能准确划分地层及小层(图4)。

图4 录井资料地层对比

3.1.3 录井大数据储层精细对比

D 8-D 10井区上古生界具陆相沉积典型“三快”特征：有效储层厚度突变快、纵向含气部位突变快、含气饱和度突变快。D 8-D 10井区开发方式为交错排状井网，井距一般800～1 000 m，平均961 m，水平段长一般1 000～1 500 m，平均1 181 m，总体井密度1口/km2，井密度能够支撑井间储层精细对比[9]。本次采用骨架剖面井控制下,以直井+导眼+水平段的储层及砂体对比方式，通过岩性、岩性粒度、岩石颜色、随钻GR及X射线元素录井资料，准确定位水平段轨迹在单砂体及砂体间穿行的空间位置，精准预测井眼轨迹之外储层分布状况，为水平井单井储量评价及产能预测提供地质依据。

陆相碎屑岩砂砾岩储层描述中，颜色作为岩性描述的组成部分，对储层物性及含气性具有重要的指示作用，但这一重要地质信息常常被地质学者所忽视，这也导致录井现场部分井颜色描述不规范、不严谨。D 8-D 10井区上古生界砂砾岩储层中，灰白色、浅灰色砂砾岩往往指示低泥质含量、高石英含量的优质储层、含气层，深灰色泥岩一般指示高泥质含量、高碎屑颗粒的差储层。

例如：DPH-2 XD井及DPH-4 XD井盒1段，含气层段砂砾岩颜色普遍浅于非含气层段(图5)，对其水平井段进行X射线元素分析，含气层段Si元素含量基本大于33%，非含气层段Si元素含量普遍小于33%。本次采用对砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩赋予不同权值，计算岩性积分的方式，大幅提高了储层评价的精度。

图5 录井岩性及气测储层精细对比

3.2 录井大数据确定水平井产能评价关键依据

地质模型约束下，充分利用各项录井资料，通过合理划分地层、精细对比砂体储层及含气层，掌握了每口水平井井控范围内储层、气层分布状况，为单井地质储量计算、产能评估奠定了坚实的基础。

3.2.1 产能评价中导眼段与水平段显示对比

如图6所示，A 1水平井与A 2水平井处于有效储层厚度6 m的区域，A 1水平井钻进过程未遇泥岩，水平段储岩及含气层钻遇率高，A 2水平井钻进过程遇泥岩，水平段储岩及含气层钻遇率低；B 1水平井与B 2水平井处于有效储层厚度9 m的区域，B 1水平井钻进过程未遇泥岩，水平段储岩及含气层钻遇率高，B 2水平井钻进过程遇泥岩，水平段储岩及含气层钻遇率低。以D 8-D 10井区北部2口背靠背水平井为例说明，4口水平井在孔隙度、含气饱和度、储层均质性等条件一致的情况下，如何评价产能。

DPS-3 X井与DP 3XH井两口水平井投产层均为盒1段，导眼段地质条件接近，有效厚度、孔隙度、渗透率及含气饱和度较一致，评估含气丰度分别0.4×108m3/km2、0.39×108m3/km2。分别统计DPS-3 X井与DP 3XH井水平段录井显示数据(表1)。DPS-3 X井水平段长1 000 m，水平段轨迹在气层下泥质粉砂岩中穿行，水平段显示139 m，气测全烃平均值2.4%，水平段总体显示差；DP 3XH井水平段长1 000 m，水平段轨迹在气层中间穿行，水平段显示785 m，气测全烃平均值28.95%，水平段总体显示好。

后期生产数据显示，水平段气层钻遇率低、气测显示差的DPS-3 X井初期产量低，水平段气层钻遇率高、气测显示好的DP 3XH井初期产量高，但随着生产持续，二者产量、压力几乎趋于一致(图7)。

为充分说明问题，统计井区195口水平井录井显示及生产大数据，对比D 8-D 10井区太原组至盒1段

图6 水平段钻遇气层与产量对比示意

表1 盒1段DPS-3 X井与DP 3XH井属性对比

图7 DPS-3X与DP 3XH井生产曲线对比

所有主力产层水平井，得到相同的结论，即水平段显示与初期测试无阻流量正相关性好，与日产气量正相关性差；导眼段含气丰度与初期测试无阻流量正相关性差，与日产气量的正相关性较好(图8)。

综合分析认为：水平段显示与所钻井轨迹砂体有关，是对地质条件的再验证，对测试无阻流量及初期产量影响较大，但对气层的纵向厚度等重要参数判断不全面，不能有效判断水平井长期产能，在压裂作用下更是弱化了判别作用。水平段泄气半径控制范围之内的地质条件是单井长期日产气量及单井产能的决定性因素，主要由水平段所邻近的导眼段、直井等参照井构建的地质模型分析评估得出，即A 1水平井与B 1水平井由于水平段钻遇储层及气层较好，初期产量高；A 2水平井与B 2水平井由于水平段钻遇储层及气层较差，初期产量低。但长期来看，A 1水平井与A 2水平井井控范围有效储层薄，地质储量低，二者后期生产特征趋于一致，最终产能相对低；B 1水平井与B 2水平井井控范围有效储层厚，地质储量高，二者后期生产特征趋于一致，最终产能相对高。

3.2.2 产能评价关键参数

水平井产能评价时，确定了以导眼段显示为主，水平段显示为辅的方法，针对层位特征选取相应的关键参数，在大数据基础上，单井产量与地质参数建立客观、具有逻辑性的关系。

下石盒子组以辫状河沉积为主，储层砂地比高，储层岩性粒度粗，具有有效储层厚度突变极快、有效储层纵向含气部位突变极快、有效储层含气饱和度突变极快的“三快”特征。109口以盒1段为目的层的水平井数据对比显示，导眼段气测显示高低、含气饱和度、储层有效厚度、平面分布均质性是高产决定性因素，盒1段随着有效储层厚度、含气饱和度分布变化，有明显的高产区、低产区。

山西组为三角洲平原沉积，储层以分流河道及前缘薄层砂为主，33口水平井数据对比显示，导眼段气测显示、储层有效厚度、局部大面积分布的优质储层是高产决定性因素。

太原组为海陆过渡相沉积体系，储层为障壁砂坝，储层粗-中-细粒石英砂岩，砂质纯，颗粒分选好、磨圆度好，53口水平井数据对比显示，井区南部南西-北东向呈条带状分布的障壁砂坝厚度是高产决定性因素，中部核心区有效厚度大，产气量高，边缘四周有效厚度小，产气量低。

3.3 水平井静态储量计算及相关参数

水平井静态储量计算采用容积法，将地层温度压力状态下的气体体积恢复到地面标准体积。静态储量计算依据如下计算公式[9]：

G=0.01AghφSgiPiTsc/(PscZiT)

式中：G为地面标准温度压力下，单井静态储量，108m3；Ag为单井控制面积，km2(A-B靶点按350 m泄气半径、A-B水平段按500 m泄气半径为计算标准，同砂层生产且相邻井距小于该标准，中间等分计算)；h为气层有效厚度，m ；φ为含气层测井孔隙度，%；Sgi为含气层测井含气饱和度，%；Pi为原始地层压力，MPa；Psc为地面标准压力，MPa；T为地层温度，K；Tsc为地面标准温度，K；Zi为原始气体偏差系数。

图8 水平段、导眼段显示与无阻流量及日产气量关系

为准确评估水平井单控地质静态储量，根据录井与生产大数据对比，在建立的地质模型约束下制定了公式中几个相关参数核定标准。

(1)气层有效厚度核定标准：气层有效厚度指导眼段/直井具高气测异常垂直厚度，在致密油气领域，气测全烃能够有效地判别储层含气性有无。不同层段气层核定标准不一，盒1段以气测净增值大于0.5%识别为有效层，山西组以气测净增值大于1%识别为有效层，太原组以气测净增值大于1%识别为有效层。依靠气测识别的导眼段、直井有效厚度，统计相应井段气层孔隙度、含气饱和度等属性特征，有效厚度的准确划分是地质储量准确计算至关重要的环节。

(2)泥岩隔层对纵向含气单位划分核定标准：泥岩隔层指小层内部储层与储层之间灰黑色纯泥岩层，其对气层上下连通性有天然的隔断作用，对比分析认为，垂厚2 m的泥岩隔层是纵向含气单元划分的下限标准。工程原因为泥岩厚度过大造成压裂困难，地质原因为泥岩代表低能水动力沉积环境，过厚的泥岩不仅降低了有效储层的厚度，也代表该区域砂体总体为低能沉积环境，泥岩上下一定厚度砂岩往往为低孔低渗低含气饱和度储层。

(3)井间趋势预测核定标准：井间趋势预测是指邻近直井或导眼段对水平段储层的综合趋势预测，需综合分析水平井轨迹方向、储层展布特征及方向，在水平井周围选取最优参照井，分析储层变异系数。特别需要说明的是水平井对应的导眼段，并不一定是该水平井产能评价的参照井，无导眼水平井，与其最近的直井(或斜井)也不一定是该水平井产能评价的参照井，需要以大数据建立的地质模型，准确分析井间气层变化趋势，为多层系、广覆式大面积分布储层批量布井找出储层分布趋势差异性。

3.4 生产大数据归一化计算动态可采储量

可采储量计算方法较多，不同气藏类型、不同的开发阶段，可采储量计算方法不一样，各种方法可靠性也有所差别。D 8-D 10井区总体处于递减期，将井区195口投产水平井日产气量、油压归一化，分析比较各种方法在D 8-D 10井区水平井可采储量计算的适用性。对比分析认为：油压递减法采用实际生产数据与油压数据回归拟合，盒1段平均可采储量为平均静态储量的35%，山西组平均可采储量为平均静态储量的26.4%，太原组平均可采储量为平均静态储量的50%，符合气田生产实际情况。因此，D 8-D 10井区可采储量计算最终采用油压递减法，以大牛地气田日产气量500 m3经济可采储量[10]为截止产量，计算水平井可采储量。195口水平井静态储量与可采储量对比图，可以直观地发现一批静态地质储量高(红色柱子)、动态可采储量低(蓝色柱子)的井(图9)，该类井是最优可挖潜治理的水平井。

图9 D 8-D 10井区水平井静态储量可采储量分布

4 潜力评价效果

4.1 潜力评价挖潜对策

通过D 8-D 10井区录井大数据建立地质模型，模型约束下对储层展布、气层分布特征进行系统性研究，计算各含气层静态储量及可采储量，最后通过全区、全井、全层位地毯式排查，确定D 8-D 10井区多层叠合致密砂岩水平井开发区潜力评价三种类型及对策方案(图10)。

图10 潜力评价类型对策示意

A类井：已投产水平井中地质条件好、静态储量分级评价为Ⅰ、Ⅱ类，目前生产正常、可采储量可以达到预期的井，先正常生产，纵向上提供后备转层方案。

B类井：已投产水平井中地质条件好、静态储量分级评价为Ⅰ、Ⅱ类，目前低产低压、可采储量达不到预期的井，先对水平段潜力评价再进行治理，同时纵向上提供后备转层方案。

C类井：已投产水平井中地质条件差、静态储量分级评价为Ⅲ类，纵向上直接提供最优转层方案。

4.2 潜力评价效果

采用潜力评价挖潜对策，筛选出13口地质评价好、静态储量分级评价为Ⅰ类或Ⅱ类、但目前日产气为中低产、可采储量低的水平井，其中盒1段筛选出6口水平井潜力井、山西组筛选出5口水平井潜力井、太原组筛选出2口水平井潜力井。

纵向转层方面，依据关键参数和核定标准，盒1段、山西组气层以含气丰度大于0.4×108m3/km2且有效厚度大于6 m为纵向转层标准；太原组太2段以有效储层大于10 m为纵向转层标准；太原组太1段以含气丰度大于0.35×108m3/km2且有效厚度大于6 m为纵向转层标准。D 8-D 10井区累计提交可纵向转层潜力层66层，累计地质储量68.8×108m3，累计新增可采储量21.6×108m3。