基于高斯混合模型聚类分析的解释方法在埕北油田气顶区混合油气层的应用

2022-10-24王建立夏良冰刘广明

录井工程 2022年3期

郑卓王建立夏良冰刘广明张弘

(①中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；②中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引言

埕北油田位于渤海西部海域，立足于一套井网，一套开发层系，依靠边水能量开发[1]，目前，采出程度已达43%。长期高强度水驱生产方式影响储层流体性质的稳定性，使储层气、油、水流体特征差异性降低，含水率高达90%以上[2]。

为提高埕北油田整体产能，大规模采用调整作业的模式优化井网，经过多年实施“油气同采”的开发模式，致使埕北油田开发后期的气顶区储层压力降低、部分下部流体运移至上部气层中，以油气混合的状态存在，最终导致气顶区气层经过多年生产逐渐转变为混合油气层。目前气顶区域在调整井着陆作业过程中无法准确辨识混合油气层，着陆于储层顶部混合油气层将影响油田调整井网部署，同时也将加大钻井作业安全风险，数据挖掘技术能从海量的数据中提取出有效信息，发挥出每一项信息的长处，并组合形成综合优势参数[3]。基于高斯混合模型创新的混合油气层解释方法，对埕北油田调整作业有实质性指导意义。

1 埕北油田区域概况

1.1 地质概况

埕北油田构造位于济阳坳陷与渤中坳陷之间，油田气顶油藏是渤海黄河口凹陷典型的一类油气藏，顶部气层圈闭范围及规模由北部的北西向与南部的东西向断层决定。埕北油田东二上亚段油组为北东走向的断背斜，受古地貌和后期构造作用的影响，油田的主体部位拱升，形成较典型的披覆背斜构造，是油气富集的有利区带[4]。东二上亚段砂体夹于大套暗色湖相泥岩之间，具有良好的盖层，断裂两盘岩性以砂泥对接为主，侧向封堵性好，有优越的成藏条件[5]。开发储层以中细砂岩为主，岩石类型主要为岩屑长石砂岩，泥质胶结、疏松，泥质夹层分布不稳定。东二上亚段油组储层厚度17～35 m，储层平均孔隙度为28.6%，平均有效渗透率为1 817.2 mD，具有高孔、特高渗特征，砂体叠置连片分布，横向展布较为稳定。

埕北油田气顶区油气藏边、底水能量弱，在早期“避气开发”的开发模式下，气顶区在开发后期发生气窜、油侵等现象，由于气顶区不规则分布的油藏特性，导致气顶指数差异大[6]。埕北油田气顶区油藏埋深为1 110.0～1 990.0 m，主力单元油层厚度8.0～12.0 m，气层厚度2.0～6.0 m，目前油气界面混乱。

1.2 气顶区录测井特征

东二上亚段油组气藏是位于构造高部位的气顶，气油界面为海拔-1 635 m左右，气顶区探明含气面积约2.6 km2，圈闭分布范围较广，气藏储层延展性好。埕北油田在勘探开发前期，为保证储层高开采率，采用岩屑录井、气测录井、随钻伽马测井、随钻电阻率测井、随钻中子密度测井等较齐备的录测井方法；但是在油田后期开发调整作业中，为降低油田开发作业成本，优选录测井作业方案，仅采用岩屑录井、气测录井、随钻伽马测井、随钻电阻率测井这4项常规录测井方法。

通过对油田气顶区开发初期的录测资料进行分析发现，气顶区气层在实钻中的气全量较油层高出10%～20%，气层中子、密度反向交会特征明显，电阻率呈突刺状，油层电阻率曲线特征较平缓，中子、密度交会不明显，符合常规气层响应特征[7]。如图1所示，CB-5井为开发初期正常气层响应特征，CB-22井为开发后期混合油气层响应特征。在油田开发初期，气顶区录测井响应特征明显，常规油气界面识别方法适用于该油田的初期开发阶段。

图1 开发初期(CB-5井)与后期(CB-22井)气顶区地质完井综合图

通过对开发后期作业的12口井的资料统计分析发现，气顶区的混合油气层与油层在自然伽马、电阻率、气全量等录测特征相似性较高，着陆储层电阻率为10～20 Ω·m，自然伽马为60～80 API，气全量为10%～20%。目前使用的常规录测井解释方法符合率低于65%，已无法满足实时解释混合油气层的要求，为此很有必要建立适用于油田现状的混合油气层解释方法。

2 混合油气层解释方法

2.1 解释方法介绍

聚类算法是一种统计分类的方法，目的是找出所研究参数之间存在的不同程度的相关性，根据参数集找出各参数间的关联性，以不同组分气测值为参数原本，找到相同层位、不同深度条件下气测组分值之间的关联性，使各参数之间的相似度尽可能小[8]。高斯混合模型依据聚类算法能有效地将无关联性的数据通过非监督训练迭代计算，建立标准化数据关联项，最终得到混合油气层组分参数之间的关联系数，进而可将关联系数应用于后续作业井中。

埕北油田是经过二十余年生产开发的老油田，气顶区开发调整井数量较多且资料齐全，优选着陆层位于气顶区的12口井气测数据作为数据因子(包括全烃Tg、C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5共8项气测参数)，将其作为基准项参与混合油气层解释方法的建立。

2.2 图板及解释标准建立

对埕北油田气顶区已钻的12口井进行分析与总结，发现C1/C4在钻遇混合油气层时，特征呈现极高值后突降(图2)，具有一定的指导意义。根据油层重组分高，气层重组分低的固定特征，采取重组分与轻组分比值法，给定各组分值固定系数，可得到归一化范围区间的无量纲值；根据该无量纲值区间范围划分油气水界限，且埕北油田气顶区混合油气层的特殊性，不适用于气油比大于890的产气层工业气流标准[9]；根据埕北油田已投产的12口井的气油比总结经验，投产现状认为气油比高于100即可解释为混合油气层。以此建立了适用于埕北油田混合油气层含油指数(Io)公式及含气指数(Ig)经验公式：

图2 埕北油田CB-32井混合油气层气体综合分析图

混合油气层解释方法使用高斯混合模型进行聚类分析，将收集的气测数据库采用高斯混合模型作为调度函数，首先使用极大似然估计算法迭代更新估计高斯混合模型中参数[10]，得到各项气测参数的标准值，通过确定分离系数α使气测参数能各向分离形成簇，最终计算得出的分离系数α(表1)即为各项气测参数的

表1 埕北油田混合油气层分离系数α值

计算系数值。

将高斯混合模型聚类分析得出的分离系数α值导入含油、气指数经验公式中，得出以下气顶区混合油气层优化后含油指数(Io′)、含气指数(Ig′)解释公式：

以优化后含气指数为横坐标，优化后含油指数为纵坐标，将气顶区气层解释公式计算得出的含油、气指数投入Excel建立含油、气指数解释图板，形成直观的含油、气指数交会图板(图3)。根据埕北油田混合油气层解释图板判定：含油指数>2.0，且含气指数<1.0解释为油层；含油指数在1.5～3.0之间，且含气指数在0.5～2.0之间解释为油气混合层；含油指数<1.5，且含气指数>1.5解释为气层。

图3 混合油气层解释图板

3 应用效果

将混合油气层解释图板应用于埕北油田气顶区近期3口正钻井中，后经投产验证，混合油气层解释图板在水平段储层解释中符合率较高，现将这3口井的分析数据进行展示，计算得出的结论表明混合油气层的含气指数驼峰明显，与实际生产情况(表2)吻合。

表2 埕北油田近期作业3口井解释结论

埕北油田CB-18井是其中一口水平井，储层着陆靶点位置处于油气混合层发育区块，储层岩性为细砂岩，受油气混合层影响，实钻过程中的气测参数及测井参数无法实时解释着陆储层流体性质，给着陆作业带来极大的挑战。在该井储层着陆过程中使用混合油气层解释图板解释得出(表3)：在1 933.2～1 975.9 m井段含油指数介于2.2～2.5之间，含气指数介于1.3～1.6之间，图板解释为混合油气层；在1 975.9～2 103.7 m井段含油指数介于2.7～3.5之间，含气指数介于0.5～0.8之间，图板解释为油层。通过钻后测井曲线解释判定水平段(1 980.7～2 103.7 m)流体性质为气层，将混合油气层解释图板与测井解释结论对比分析(图4)，油气混合层与油层界面在1 988.5 m，油气解释图板结论与投产结论基本一致。

图4 CB-18井混合油气层图板解释与测井解释对比

表3 埕北油田CB-18井储层流体性质解释结论

埕北油田CB-18井水平段(1 980.7～2 103.7 m)下入气密筛管后进行投产作业，初期产能显示产油量为30.30 m3/d，产气量为382 m3/d，且气油比仅为18.19。通过产能判定本井水平段为油层，所产出的气为混合气。生产结果与测井解释为气层的结论不符，印证了本文混合油气层解释方法的准确性。