致密油水平井測井響應分析及評價方法

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

大慶長垣扶余油層以致密油為主，儲量豐富，是大慶油田增儲上產的重要基礎。扶余油層屬源下致密油藏，上覆分布穩定的青山口組暗色烴源巖，總體上具有砂巖層數多、單層厚度薄、層間差異大、連續性差等特點。單砂層厚度一般在1.5～5.5m，孔隙度6.0%～13.0%，滲透率0.01～1mD。直井壓裂后產能較低，儲量升級和動用難度大[1～3]。自2012年以來，借鑒國內外致密油氣勘探開發經驗，針對扶余油層地質特征，采用“水平井+大規模體積壓裂”方式提產，探索致密油的有效開發及動用方式。截至目前，共鉆扶余油層預探水平井25口，平均水平段長度1110m，平均單井產能27.4t/d，較直井單井產能提高了10倍以上，水平井鉆探和產能建設均取得了良好的效果。

隨著水平井和大規模體積壓裂有效動用致密油的同時，也給測井儲層評價帶來新的挑戰。水平井與鄰近直井測井響應特征差異、水平井儲層參數計算、壓裂改造甜點段選擇及產能評價成為致密油水平井儲層測井評價的重點。從前人研究成果[4,5]來看，水平井測井解釋與直井解釋過程大致相同，相對于直井，其特殊性主要表現在空間位置、上下圍巖影響、地層非均質性及各向異性等方面，導致在測井曲線顯示、井軌跡與地層關系解釋及綜合評價等方面有所不同。為此，筆者應用豐富的直井、水平井(以下簡稱直平井)測井資料，探討了直平井測井響應特征和差異，并在確定井軌跡與地層幾何關系的基礎上，總結了水平井儲層參數計算、“甜點”段優選和產能評價方法，形成了一套長垣扶余油層致密油水平井測井評價技術。

1 直平井測井響應分析

前人主要通過數值模擬方法來研究圍巖、井眼大小、井眼與地層夾角及地層各向異性等因素對水平井測井響應的影響，總結了許多規律[6，7]。大慶長垣扶余油層致密油預探水平井測井以貝克休斯隨鉆伽馬和電阻率系列為主，同時還進行了以阿特拉斯5700系列為主的鉆后電纜測井，測井項目較齊全，為直平井的測井響應分析提供了有利條件。

1.1 直平井電纜三孔隙度測井響應分析

ZP6井是以落實X18井區扶余油層Ⅱ油層組(FⅡ)砂巖發育情況及含油性為目標的一口水平井。為了對比直井與水平井測井響應特征，ZP6井的導眼井目的層和水平井水平段均加測了ECLIPS-5700系列三孔隙度和陣列感應測井，并對水平井水平段進行了井壁取心(15塊)。鄰近直井X18井的目的層也加測了ECLIPS-5700測井系列。水平井測井曲線選取在目的層層中位置、受上下圍巖影響較小處讀值，其特征主要表現為隨鉆電阻率曲線較平直，隨鉆上、下伽馬響應值差別較小，錄井巖屑見連續含油顯示處。通過對比ZP6井導眼井目的層、水平井水平段和鄰近直井X18井目的層段的三孔隙度測井曲線值(見表1)，可以看出三者差異較小。同時對比了測有電纜三孔隙度測井的其他9口扶余油層致密油水平井與其鄰近直井目的層的三孔隙度，也顯示出相同的規律(見圖1(a)，以聲波時差為例)。應用水平井水平段三孔隙度曲線，采用直井模型計算水平井孔隙度，并與15塊井壁取心樣品分析結果(見圖1(b))對比，孔隙度絕對誤差1.0%左右，說明直井與水平井三孔隙度測井曲線值差異不大。

表1 ZP6井導眼井、水平井及其鄰近直井X18井目的層三孔隙度測井值對比表

圖1 致密油直平井聲波時差交會和ZP6井測井計算與巖心分析孔隙度交會圖

1.2 直平井電阻率測井響應分析

大慶長垣扶余油層致密油水平井主要采用貝克休斯公司的OnTrak-隨鉆自然伽馬和電阻率測井儀器進行地質導向，提供雙頻率(2MHz(高頻)和400kHz(低頻))下4條不同探測深度的相位電阻率和衰減電阻率曲線。為了解上述4條隨鉆電阻率曲線與直井飽和度解釋模型中常用的深側向電阻率的關系，對扶余油層致密油20口水平井隨鉆電阻率曲線與其鄰近直井目的層ECLIPS-5700測井系列深側向電阻率曲線進行了取值對比(見圖2)。從圖2(a)中可以看出，隨鉆相位電阻率(RPCELM(低頻)、RPCEHM(高頻))相較于鄰近直井深側向電阻率普遍偏大，分析認為與相位電阻率對垂向電阻率敏感，受各向異性影響大有關。圖2(b)中隨鉆低頻衰減電阻率(RACELM) 相較于鄰近直井深側向電阻率普遍要低一些，分析認為與其探測深度大，受目的層上下泥質圍巖影響有關；而隨鉆高頻衰減電阻率(RACEHM)與鄰近直井深側向電阻率較為匹配，基本在45°線附近，說明井軌跡在目的層層中位置的RACEHM能代表目的層的電阻率，可利用直井模型計算儲層含水飽和度。

圖2 致密油水平井隨鉆(相位、衰減)電阻率與鄰近直井深側向電阻率交會圖

1.3 直平井自然伽馬測井響應分析

隨鉆自然伽馬測井與傳統直井的自然伽馬測井原理相同，都是沿井眼記錄地層伽馬射線的強度。隨鉆自然伽馬探測器一般安裝在離鉆頭不遠的鉆鋌內部，因此除泥漿密度、井眼井徑變化等一般影響因素外，測井速度與鉆鋌對伽馬射線的衰減也是影響測量值的主要因素[8]。從對扶余油層致密油水平井和鄰近直井自然伽馬的測量值對比 (見圖3(a)) 來看，2種儀器(隨鉆、電纜)的測量值變化趨勢基本一致，水平井隨鉆、電纜自然伽馬普遍較鄰近直井自然伽馬小，分析認為水平井可能受圍巖、泥漿和鉆鋌對低能鈾釷的靈敏度低等因素影響。從圖3(b)水平井與鄰近直井的自然伽馬相對值來看，兩者差別不大，說明水平井可以利用隨鉆自然伽馬相對值進行水平段泥質含量計算。

圖3 致密油水平井隨鉆、電纜自然伽馬與鄰近直井自然伽馬及相對值交會圖

2 井軌跡與地層幾何關系確定

弄清水平井井軌跡與地層幾何關系(即地層模型)對水平井實時鉆進、儲層測井評價、射孔位置確定和試油方案編制具有重要的指導作用，是水平井測井解釋首要解決的問題[9，10]。由于扶余油層縱向上有多套薄油層(一般在2～3m)疊置發育，橫向上砂體相變快，給水平井井軌跡解釋帶來一定難度，且水平井隨鉆測井和井軌跡數據所包含的信息常常難以提供唯一的解釋，通常還需要利用鄰近直井(或導眼井)的一些特殊儲層(如油頁巖、膏巖)作為標志層，并利用地震沿井軌跡切片或目標層構造圖獲得地層傾角等信息來作為井軌跡解釋的約束條件或起始點，以達到精確解釋井軌跡與地層鉆遇關系的目的。

大慶長垣扶余油層致密油水平井目標層厚度較薄，但井網較密集。利用該優勢，井軌跡與地層關系的確定可利用鄰井資料和井間對比資料，采用在二維或三維空間中的井眼軌跡、地層剖面和測井曲線綜合成圖技術，根據隨鉆測井響應特征的差異反映空間上的地層構造、巖性或含油性變化來綜合確定。

首先，應用導眼井或鄰近直井的自然伽馬或電阻率信息構建地層層狀初始模型，并根據直井目的層附近的具有特殊測井響應的巖性(如扶余油層上覆青山口組一段具有高自然伽馬和高電阻率特征的油頁巖層或者扶余油層中高電阻率的非目標油層或鈣層)，來標定數量不等的標志層，為下步地層模型調整提供依據和參考。

然后，利用水平井解釋軟件的二維或三維成圖技術，調入井軌跡、隨鉆測井曲線和鄰井層狀地層模型；入靶點位置判斷主要通過標志層結合地層等厚原則、測井曲線形態和數值來綜合判斷；地層傾角計算主要依靠地質構造圖和地震資料來確定，或者當井眼軌跡2次鉆遇地層界面時采用幾何判斷法來計算。

最后，利用隨鉆方位伽馬曲線確定井軌跡是鉆遇地層上界面還是下界面，從而確定井眼軌跡與地層位置的關系；同時，根據扶余油層一般含低鈣導致相位電阻率升高等信息，不斷調整井眼與地層幾何關系，直到由地層模型正演模擬的測井曲線與實測曲線符合較好時，則認為該地層模型與實際地層最為接近。

3 水平井儲層參數計算和“甜點”段優選

根據上述研究分析可知，井軌跡在目的層層中位置的RACEHM與鄰近直井的深側向電阻率匹配最好，可利用直井模型計算儲層含水飽和度。水平井鉆后電纜的聲波時差、密度值與直井差別較小，也可應用于水平井儲層孔隙度計算。但在其他位置，電磁波測井受層厚、圍巖和層界面等因素影響，需要開展校正。因此，在井軌跡與地層幾何關系確定的基礎上，采用有限元法數值模擬水平井地層模型下的電磁波測井響應，并針對影響因素建立相應的校正圖版，開展水平井電阻率的逐點校正，提高致密油水平井儲層參數的計算精度。

致密油水平井儲層“甜點”段優選主要根據隨鉆和電纜測井數據計算儲層“七性”參數，應用致密油直井分類評價標準[11]劃分儲層類別。“七性”參數解釋成果圖通過設置曲線刻度，將孔隙度和含油飽和度、泊松比和彈性模量、滲透率和破裂壓力等參數放置在同一道內，突出儲層物性、含油性和可壓性等特征。同時增加固井質量、井軌跡與地層幾何關系等解釋結果，直觀、便捷地劃分出水平段儲層類別，為壓裂選層及射孔位置確定提供重要支撐。在壓裂段劃分上，主要考慮同一層段內儲層的性質和類別、固井質量以及井軌跡所在儲層位置相對均一等條件；好儲層段縫多，應增大改造體積，差儲層段縫少，應增大縫的延伸長度。同時，依據“七性”評價參數和地應力大小確定壓裂段內簇數和各簇射孔點，并根據儲層類別、鈣質含量、泥質含量的變化，確定各段加砂量、加液量、土酸類型和用量。

圖4為ZP2井“七性”參數測井綜合解釋評價成果圖，可以看出，水平段入靶點(2150m)至2590m，井眼在砂巖中，“七性”參數處理結果顯示，儲層物性、含油性、可壓性相對較好，為“甜點”段，測井共解釋致密油Ⅰ-1類17層316.6m，致密油Ⅰ-2類4層34.2m；水平段2590m至井底(3100m)，井眼主要在目標砂巖下伏的泥巖、泥質粉砂巖中，測井解釋均為干層。依據同一壓裂段“物性相近、含油性相近、脆性與破裂壓力相近，段內各簇射孔位置破裂壓力差異小，脆性指數差異小”原則，將該井水平段分為9段進行壓裂施工，其中2590m至井底分4段，入靶點至2590m分5段。根據儲層類別、鈣質含量、泥質含量的變化，①～④段進行滑溜水探索泥巖穿層壓裂試驗，常規壓裂液擴寬裂縫及攜砂支撐，以達到溝通砂巖儲層的目的，加液量平均1511.2m3，加砂量平均60m3；⑤～⑨段采用常規壓裂液，加液量平均1050m3，加砂量平均140m3。該井壓裂后日產油13.33t，示蹤劑監測顯示①～④段產液貢獻率達到了35%，取得了一定的壓裂效果。致密油水平井“七性”參數測井綜合解釋評價成果圖結合井軌跡與地層幾何關系圖，已成為試油壓裂選層的關鍵圖件之一。

圖4 ZP2井“七性”參數測井綜合解釋評價成果圖

4 水平井產能快速評價

圖5 致密油水平井綜合評價指數-壓裂后產能交會圖

圖6 AP1井綜合評價指數-示蹤劑貢獻率/回采率交會圖

對于壓裂水平井的產能預測，國內外已有大量專家學者進行了研究[12，13]，形成了不同完井條件、不同驅動方式、不同井網下的眾多產能評價模型或方法，為地質設計和決策提供了依據。但是，上述方法較為復雜，模型中泄油半徑、生產壓差、裂縫屬性等參數取值困難，在實際生產應用中誤差也較大。一般來說，水平井的產能與儲層品質和壓裂工藝有關，同一探區具有相近儲層特征和試油工藝的井間，可由試油井資料通過類比法預測新鉆水平井的產量。

通過對扶余油層致密油20口水平井進行產能分析，確定產能影響因素主要為水平段長度L、目的層砂體厚度H、儲層品質參數(有效孔隙度φ、含油飽和度So、脆性指數IB)。因此，為了滿足致密油水平井優化設計和鉆后快速評價的需要，采用類比法，應用上述5個儲層參數的乘積(即綜合評價指數)，建立了與壓裂后產能的關系模型(見圖5)。應用該模型預測水平井產能，與實際鉆采結果相比，平均相對誤差為29.6%，基本能夠滿足生產需要。

示蹤劑監測技術是評價水平井分段多簇大規模壓裂改造后各段產量的重要手段。研究可知，示蹤劑在評價水平井各段產能時，其分段回采率和貢獻率能較好地反映地層的產出情況[14]。圖6給出了AP1井穩產階段各壓裂段的示蹤劑貢獻率和回采率與儲層綜合評價指數的關系，可以看出，三者間具有較好的正相關性，說明儲層綜合評價指數與產能關系密切，能夠合理地反映產能的大小，證實了類比法計算水平井產能的可行性。應用該方法在F38試驗區8口水平井開展了產能快速評價，測井產能預測結果與試油30d產能對比，平均相對誤差22.4%(見表2)，有力支持了試驗區難采儲量的有效動用。

表2 F38試驗區水平井測井產能預測結果與試油30d產能對比

5 結論

1)當水平井井軌跡在目的層層中位置時，鉆后電纜三孔隙度測井曲線值與直井目標層三孔隙度測井曲線值基本相當，且隨鉆高頻衰減電阻率基本可以代表目的層儲層的電阻率。上述水平井測井曲線值可應用于水平井儲層參數的計算。

2)扶余油層致密油水平井儲層“甜點”段優選，突出了儲層物性、含油性和可壓性等特征，結合井軌跡與地層幾何關系，綜合判斷儲層類別，劃分壓裂段，確定射孔位置和工程參數。

3)確定了扶余油層致密油水平井產能影響因素主要為水平段長度、目的層砂體厚度、有效孔隙度、含油飽和度和脆性指數，采用類比法建立了水平井綜合評價指數與產能關系模型。同時，示蹤劑監測技術也證實了綜合評價指數與產能關系密切，能夠較為合理地反映產能的大小。