隨鉆地質建模技術在水平井地質導向中的應用

楊 彬，李琳艷，孔 健，宋國輝，楊鵬飛

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266555；2.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257237)

0 引 言

與定向井相比，水平井具有動用儲量程度高、單井產量高且采油成本低等特點[1]。在水平井的鉆井過程中，其成功率和鉆遇率主要受地質導向技術水平的制約[2-4]，目前中國油田使用較多的隨鉆測井系統LWD(Logging While Drilling)，其各測量點距離鉆頭較遠，常常無法及時判斷鉆頭和儲層的相對位置，對井軌跡的控制精度也較差。因此，在地質導向過程中，及時提供精確的地質預判成為提高儲層鉆遇率的關鍵。隨鉆地質建模技術是在地質導向過程中，通過地震、測井等資料，建立精細地質模型，并結合隨鉆測井資料和鉆井參數，對模型進行實時更新，及時判斷鉆頭位置，對井軌跡加以優化，保證水平段處于儲層內最佳位置，這對于提高儲層鉆遇率及后期水平井產量都有重要意義[5-7]。在埕島油田北區水平井地質導向過程中，通過儲層地質建模有效解決了地質、工程等方面的難題，取得了很好的效果。

1 工區概況

埕島油田位于渤海灣南部淺海海域、濟陽坳陷與渤中坳陷交匯處埕北低凸起的東南端，構造簡單，地層平緩，傾角為1～3 °。主力產油層為上第三系中新統館陶組上段疏松砂巖儲層，平均孔隙度為32.7%，平均空氣滲透率為1 783 mD，屬高孔、高滲儲層。埕島油田自發現近30 a來，先后經歷了天然能量開發(1993年至2000年)、注水開發(2000年至2007年)和綜合調整細分注水(2007年至今)3個階段，目前已進入高含水開發階段。研究區位于埕島油田北部，疊合含油面積為8.5 km2，石油地質儲量為1 750×104t。初期采用一套層系稀井網注水開發，共有29口井，井網密度為3.4 口/km2。研究區存在采油速度低、單井控制儲量高及注水矛盾突出等問題。2014年年底開始對該區進行井網加密調整，共部署49口井，為了進一步提高采油速度和儲量動用程度設計了5口水平井(圖1)。

圖1 埕島油田北區館上段頂面構造

1.1 基本地質特征

埕島油田館陶組為典型的曲流河相沉積，河道主流向基本呈南—北、北東—南西方向展布，局部地區河流流向擺動頻繁。館上段地層沉積厚度約為420～480 m，由下至上砂質減少，泥質增多，泥巖多呈紫紅色。下部巖性粗，以厚層塊狀砂巖、含礫砂巖為主，夾薄層泥巖和粉砂巖；中部為砂泥巖互層；上部以厚層的泥巖夾粉、細砂巖為主。儲層具有沿河道方向連續性好、延伸規模大、橫切河道方向連續性差、延伸寬度小的特點[8]。

1.2 水平井實施難點

在滿足經濟界限的前提下，綜合考慮儲層厚度、物性及水淹情況等因素，在一些主力油層單一、具有一定厚度且分布穩定，或油層厚度較大可局部再細分的區域，特別是砂體平面展布范圍較小、無法采用面積注水井網開采的儲層部署水平井[9-13]。但在水平井鉆井過程中存在較多難點：工區直井很少，大多數為定向井，井軌跡的測量誤差較大，根據不同井校準的油層頂面深度不同；河流相砂體內部夾層發育，影響實時判斷；水平井要求部署在靠近油層頂面的位置，可以有效避免水淹，但是這種情況將會增加鉆頭鉆出儲層的風險；隨鉆測井儀器受限制，海上水平井鉆井采用的是普通的LWD地質導向系統，電阻率測量模塊距鉆頭14 m左右，自然伽馬測量模塊距鉆頭16 m左右，井斜數據測量模塊(MMD)距鉆頭22 m左右，延緩了對鉆頭位置的實時判斷，大大降低了水平井的鉆遇率[14-18]。

2 隨鉆地質建模技術

隨鉆地質建模技術包括模型的建立和更新2個方面，該技術的核心在于數據的及時更新。首先利用Petrel軟件建立模型，在地質導向過程中，通過實時鉆井、錄井、測井數據進行地質研究，結合地震數據的解釋成果完善地質認識，利用接口程序對初始地質模型進行修正和完善，保證模型與實鉆結果的一致性，從而指導后續井位的部署和水平井的軌跡優化，提高儲層的鉆遇率和整體開發效果。

2.1 地質模型的建立

地質模型的精確度直接關系到水平井的儲層鉆遇效果。在全區地質研究的基礎上，建立水平井井區地質模型，為了使模型便于修改和完善，模型不宜過大，平面上模型只需包括水平井周圍3個井距范圍內的鄰井，縱向上包括目的層及上下50 m范圍內的地層。模型平面范圍小，考慮到水平段隨鉆數據的采樣密度高，所以網格精度要足夠細，一般縱向網格取0.5 m，橫向上與單井鉆桿長度基本一致，取10.0 m。這樣劃分網格既能保證縱向細分層的需要，又能滿足井間對比要求(圖2)。

圖2 埕北6FA-平1井井區地質模型

2.1.1 構造模型的建立

微構造研究是構造模型建立的前提，在小層精細地層對比的基礎上，利用合成記錄標定對目的層砂體的頂底界面和斷層進行精細解釋，三維地震測線解釋密度為1×1，利用地震數據來刻畫砂體形態。結合地震解釋的層位數據、斷層數據和單井的分層數據、斷點數據，建立精細構造模型。

2.1.2 屬性模型的建立

研究區目的層段為河流相砂泥巖沉積，自然伽馬值在一定程度上可以用來判斷鉆遇地層的泥質含量，從而推測鉆遇巖性。因此，在測井曲線標準化的基礎上，利用地震波阻抗反演數據約束，進行同位協同模擬，建立自然伽馬屬性模型。考慮到在鉆井過程中單井井柱的長度為10.0 m左右，因而平面網格大小劃分為10.0 m×10.0 m，縱向網格根據儲層厚度劃分精度可以為0.5 m。

2.2 地質模型的更新

模型的更新是利用井的隨鉆資料及相關研究成果對構造模型和屬性模型進行完善，根據鉆遇的油層頂部深度對構造模型進行全局校正，根據錄井資料和標準化之后的測井資料完善屬性模型。在鉆井過程中，通過接口程序將LWD隨鉆測井資料和井斜數據傳輸到模型中，應用Workflow模塊，快速更新地質模型，當實際鉆遇情況和模型預測情況不一致時，及時修正模型參數，并對可能的鉆遇情況進行預測，為后續工作做好準備。

3 應用實例

埕北6FA-平1井位于埕島油田北區中部，該井區單井控制儲量高，達到了70×104t/口，并且主力層Ng(1+2)3小層動用程度低，采出程度僅為3.6%，剩余油富集。該井設計目的層為館上段Ng(1+2)3，平均油層厚度為10.0 m左右，設計水平段長度為210 m(圖3)。根據水平井產能計算公式，并結合已投產井資料綜合考慮，該水平井預計初期日產油為38 t/d，綜合含水率為70%。目的層Ng(1+2)3為典型的河道相沉積儲層，為正粒序結構，剩余油集中分布在儲層上部，因此，將水平段設計在距離儲層頂部1～2 m的位置。在水平井鉆井過程中，利用地質模型指導了水平段的地質導向工作，取得了很好的效果。

圖3 埕北6FA-平1井井區Ng(1+2)3頂面構造

3.1 建立地質模型

在前期地質研究的基礎上，建立埕北6FA-平1井井區的地質模型，模型平面上包含了3～4口井，網格大小為10.0 m×10.0 m；縱向上僅對Ng(1+2)砂層組進行了建模，縱向網格大小為0.5 m，網格節點總數為428490個。模型小而精，滿足了準確性和便于修改完善的要求。

3.2 入靶前的地質導向

入靶前的地質導向直接關系到水平井鉆井的成敗，在此過程中，通過地層對比來確定鉆頭與儲層的距離，實時調整井斜角，保證水平井以最優的井斜角和靶前距進入儲層。

3.2.1 井斜角和靶前距的計算

圖4為水平井二開主要參數。由圖4可知，在水平井鉆到A靶點時，水平井的軌跡與儲層頂面夾角越小越好。當井斜角過大時，鉆頭可能無法找不到儲層或從儲層頂部鉆出；當井斜角過小時，水平井會因為調整空間不足而從儲層底部鉆出。因此，能否選擇合理的井斜角和靶前距進入油層直接關系到水平段鉆遇效果的好壞。

水平段距儲層頂部距離(H)、靶前距(L)、水平井與儲層頂面夾角(α)有如下關系：

(1)

(2)

式中：α為進入儲層時水平井與儲層頂面的夾角，°；H為水平段距離儲層頂部的距離，m；L為水平井進入儲層的點與靶點在儲層頂面的投影距離，m；A為全角變化率，°/m。

圖4 水平井二開主要參數示意圖

根據水平井施工安全標準，埕島油田水平井的全角變化率的上限是0.167 °/m，埕北6FA-平1井設計水平段距離儲層頂部的距離為1.5 m，便于后續調整，全角變化率取0.133 °/m，計算可得α為4.79 °，L為35.88 m，因此，水平井進入儲層時與地層傾角為4.00～5.00 °，靶前距范圍為35.00～40.00 m。這樣在油層推后時能及時增加垂深，在油層提前時又能及時增斜上挑，保證水平井在節省進尺的前提下以合適的角度進入油層。

3.2.2 實時地層對比

實鉆過程中，將隨鉆伽馬、電阻率等數據及時加載到模型中，利用標志層特征、巖性組合特征進行逐層對比。對于河流相沉積砂體，砂體橫向變化快，應選取盡可能多的標志層和巖性組合。對比標志層或巖性組合要與目的層距離合理，若距離太大，地層厚度的變化會大大增加估計誤差；若距離太小，則不能實現及時調整，從而無法準確入靶。根據地層對比的結果，預估鉆頭與儲層的位置，實時調整井斜角，保證以最優的井斜角進入油層。

水平井準確入靶之后，利用實時對比結果對構造模型進行修正，特別是儲層頂部構造，并將測井曲線數據進行標準化處理，結合錄井信息，修改伽馬、巖相等屬性模型，為下一井段調整做好準備。

3.3 計算鉆井參數實現巖性識別

鉆井過程中，由于電測、井斜測量模塊距離井底鉆頭較遠，形成了較長的盲區，延緩了對井底巖性的識別，而利用鉆井參數計算來估測地層巖性成為唯一有效的手段。鉆時是指井每鉆進1 m所需要的時間，其主要受地層巖性、鉆頭類型、鉆壓、轉速、泵排量、鉆井液性能、射流參數以及井斜角等因素影響，地層巖性的變化為不可控因素，其他參數均為可控因素。每一個可控因素對鉆井效果的影響都很小，在井底充分清潔的情況下，地層巖性對PDC鉆頭鉆速的影響程度達到85%左右[12]。因此，在鉆井過程中，通過對鉆井可控因素進行控制，在保證井內壓力平衡和清潔井眼的前提下，鉆壓、轉速、泵排量、鉆井液性能等參數盡量維持穩定，可以放大地層對鉆速的影響程度，這樣即可通過鉆時來估測地層巖性。

對于砂泥巖地層來說，泥質含量是區分地層巖性最有效的手段之一，通過統計埕北6FA-平1井二開過程中已鉆地層的伽馬值和相對應的鉆時數據，發現二者之間存在很好的線性關系(圖5)。因此，在鉆井過程中可通過鉆時及時估算正鉆地層的伽馬值，然后結合伽馬模型，判斷鉆頭所處的位置。

圖5 自然伽馬值與鉆時關系

3.4 水平段實時調整

水平段的實時調整是根據已鉆地層的數據，結合地質模型對將要鉆遇的地層進行預測，調整鉆井參數，在保證高效開發的前提下鉆遇最優儲層。在水平段的鉆井過程中，實時調整包括在鉆入儲層之后的控制點設置和利用鉆時參數對鉆井參數實時調整(圖6)。

圖6 埕北6FA-平1井設計井身軌跡與實鉆井身軌跡對比剖面

3.4.1 增加控制點

水平段設計一般包括A、B靶點，利用靶點控制水平段的位置，但是很多情況下，由于儲層的構造起伏，水平段并不是從A到B的直井段，鉆到A靶點之后，不能直接鉆向B靶點。水平段鉆井過程中，應以在設計的水平段距離內鉆遇更多儲層為目標，需要考慮儲層頂部微構造和儲層物性的變化，及時對模型進行修改完善，利用模型判斷鉆頭位置，實時調整井軌跡。根據模型中砂體的頂面構造特征，在構造突變點或構造異常點設置控制點，用來控制井軌跡的趨勢，使其基本保持在儲層頂面之下1～2 m處的有利位置。

3.4.2 實時調整

根據鉆時大小和變化趨勢估測伽馬值及變化規律，從而判斷鉆頭在儲層中的位置。通過對完鉆井的錄井數據統計，發現當鉆時為0.3～0.6 min/m時，儲層巖性多為細砂巖和粗粉砂巖，物性很好；當鉆時為0.6～1.0 min/m時，巖性主要是細粉砂巖，物性好；當鉆時為1.0～2.0 min/m時，為泥質粉砂巖，物性較差；鉆時大于2.0 min/m時，則為粉砂質泥巖或泥巖，純泥巖段的鉆時可達到4.0～6.0 min/m。

對于埕北6FA-平1井區Ng(1+2)3層的河道相正粒序儲層，通過鉆時大小可以判斷鉆頭所處的位置，鉆時過小，說明水平段靠近儲層底部，鉆時過大，則靠近儲層頂部，有隨時鉆出儲層的風險。因此，在鉆井過程中，保證鉆時在0.5～0.7 min/m范圍內最好。當鉆時大于0.7 min/m時，適當的增加井斜角，使井軌跡鉆進油層內部；當鉆時小于0.5 min/m時，適當的減小井斜角，保證井軌跡不會鉆入油層底部。

4 應用效果評價

通過地質模型對實鉆軌跡進行實時調整，埕北6FA-平1井實鉆水平段265 m，鉆遇好油層226.5 m，鉆遇率為85.4%，日產油為37.5 t/d，含水率為25.1%，遠遠小于設計含水率(70.0%)。全區共實施5口水平井，實鉆水平段總長度為1 291 m，實際鉆遇油層為1 119.1 m，平均鉆遇率為86.7%(表1)，相較于周圍區塊較早完鉆的水平井，鉆遇率提高了近10.0%。且水平段的位置比較靠近儲層頂部，初期含水率均低于方案預計含水率，保證了區塊的穩產高產。

表1 埕島油田北區水平井鉆遇情況統計

5 結 論

(1) 在砂泥巖地層中，伽馬屬性模型的建立和鉆時曲線的應用，可以有效地彌補鉆井工具的不足，能為井底巖性變化和識別提供依據，降低鉆井風險，提高鉆井的總體效益。

(2) 應用隨鉆建模技術，水平井地質導向可以實現由傳統的二維靜態導向向三維動態導向轉變，鉆井過程中通過數據的更新和完善，同步更新儲層地質模型，從而提高水平井的儲層鉆遇率。

(3) 通過該技術的應用，在埕島油田北區實施了5口水平井，儲層平均鉆遇率達到86.7%，鉆遇率比之前完鉆的水平井提高了近10.0%，取得了較好的效果。