印尼A油田礁灰巖儲層的三維孔隙壓力預測及可視化

蔡文軍，鄧金根，張建峰，王大勇，孫源秀，馮永存*

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102200；2.吐哈油田公司銷售事業部，鄯善 838200；3.中建三局工程設計有限公司，武漢 430064；4.遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院, 撫順 113001)

印尼A油田屬于礁灰巖儲層，由印尼國家石油公司負責該油田的鉆探開發。礁灰巖是指由生物骨架構成的一類石灰巖，孔隙度較高，常常是石油、天然氣等資源的良好儲層。礁灰巖的成巖過程復雜，往往膠結過程和沉積過程同時進行，非均值性強，造成礁灰巖儲層存在多種異常高壓成壓機制，包括生烴現象，構造擠壓作用，灰巖特殊的成巖作用等[1]。截至2019年底，印尼A油田已鉆各類直井，定向井，水平井共計60余口井。鉆完井過程中，灰巖儲層未見明顯異常壓力區。為了后續開發中科學地選擇井位，現場要求通過充分利用已鉆井單井的測井數據，鉆完井總結報告，鉆井過程中的復雜狀況以及地震數據來形成印尼A油田灰巖儲層的高精度三維孔隙壓力模型。

油田實際鉆完井過程中，針對灰巖孔隙壓力的常用預測方法有[2-4]：Terzaghi于1925年提出的有效應力理論，基于巖石力學實驗來擬合縱波速度，有效應力和巖石力學參數之間的關系；Eaton于1975年提出的Eaton法，基于實測的聲波時差，通過經驗指數來估算孔隙壓力的變化，已成熟用于計算砂泥巖地層的孔隙壓力；Weakley于1990年提出利用聲波時差趨勢線的方法預測灰巖孔隙壓力。張華衛等[5]于2013年提出了一套孔隙型灰巖地層壓力綜合檢測方法，對于具有泥巖夾層的灰巖地層，采用傳統泥頁巖孔隙壓力計算方法; 對于無法提取泥巖點的大段孔隙型灰巖地層，采用多元速度模型和有效應力定理進行檢測。該方法在伊朗油田獲得成功應用。余夫等[6-7]、楊順輝等[8]于2014年提出了基于薄板理論的碳酸鹽巖地層壓力檢測方法，該方法成功用于受構造擠壓作用的灰巖儲層。孫元偉等[9]于2014年提出利用灰巖的聲波性質和孔壓之間的關系來實現灰巖儲層的孔壓預測。吳怡等[10]于2018年提出了利用Eaton法與工程分析法相結合來預測灰巖孔隙壓力，在現場灰巖孔壓預測中取得了良好的結果。盡管中外提出了各式各樣的灰巖孔隙壓力預測方法，但還沒有形成一套成熟的灰巖孔隙預測壓力模型。不僅如此，很少有關于灰巖儲層的三維孔隙壓力建模方法介紹[11-12]。

目前所有針對灰巖儲層的孔隙壓力預測方法都離不開縱波時差(differential time, DT)數據。因此，灰巖儲層三維孔隙壓力建模的核心部分是如何獲得準確的三維DT模型。現提出一套灰巖儲層的三維孔隙壓力建模方法。

1 三維孔隙壓力建模工作流程

三維孔隙壓力建模的具體工作流程如圖1所示，通過詳細分析礁灰巖成巖作用，基于工程分析法，針對已鉆井的測井數據，實際鉆井液密度使用情況，鉆井工程現象，以及實測鉆桿測試(drill stem test, DST)數據，判斷印尼A油田灰巖儲層的承壓機制。通過地震波反演得到印尼A油田的三維地震層速度體，基于Kriging插值方法[13-14]，對模型區已鉆井的層速度(VP)數據進行三維插值，并使用三維地震層速度來約束插值結果，獲得了印尼A油田精細的三維層速度模型。最終計算得到印尼A油田礁灰巖儲層的三維孔隙壓力分布規律。

2 印尼A油田

印尼A油田為陸地油田，位于南蘇門答臘盆地(South Sumatra Basin)的Musi區塊。南蘇門答臘盆地是第三紀盆地，向西北-東南方向發展，如圖2所示，其邊界是西南部的Sumatra斷層，東北部的Sunda 盆地。

印尼A油田地質層位由上到下依次為：Kasai層位，Muara Enim層位，Air Benakat層位，Gumai層位(GUF)，Baturaja層位(BRF)，Talangakar層位(TAF)，LAF層位。其中，Baturaja層位為主要目的層，礁灰巖儲層，埋深在800～1 100 m。圖3顯示了印尼A油田的主要地質構造和巖性剖面分布。該灰巖儲層主要由礁灰巖、石灰巖和砂巖組成。這種礁灰巖的孔隙度異常發育，包含各種螺旋藻類、軟體動物等有機體，它的厚度在19～150 m，發育年代為中新世早期，沉積環境為淺海。

圖3 印尼A油田的地層構造和巖性剖面分布圖

3 礁灰巖承壓機制分析

由于礁灰巖復雜的成巖過程，同時巖性和孔隙非均質強，因此利用常規方法，很難準確預測灰巖的異常壓力成壓機制。

3.1 巖性分析

通過微觀顯微鏡分析了已鉆井MSI-15在900 m處的巖屑特征，如圖4所示，這種巖屑主要為石灰巖。在0.2 mm的微觀尺度下，觀察為孔隙度較大的生物碎屑巖。晶粒度呈現出從細晶粒到粗晶粒的變化范圍，無法準確確定粒度分類。屬于點接觸。骨骼顆粒組成包括較大的有孔蟲(30%)、不確定的生物碎屑(10%)，從屬的底棲有孔蟲(7%)、浮游生物(2%)，其次是棘皮動物(3%)、軟體動物(3%)，黃鐵礦作為次要礦物質(1%，為黑色晶體)存在。碳酸鹽的體積含量約為40%。膠結作用主要影響該巖石的成巖過程，同時，不穩定的晶粒被替換為方解石。可見的孔以晶間(2%)和局部溶解(以體積計1%)的形式存在。

圖4 Baturaja地層900 m鉆屑的顯微照片結果

3.2 工程分析法

通過工程分析法，預測印尼A油田灰巖的成壓機制，工程分析法是指充分分析和整理已鉆井的測井資料、鉆井液密度和實際的鉆井現象來達到準確判斷灰巖儲層承壓機制的方法。

3.2.1 聲波時差和密度交匯圖

圖5為印尼A油田在BAF層位，已鉆井的DT和密度交匯圖。由圖5可知，在半對數坐標圖譜中，DT和巖石密度具有很好的線性關系，圖中位于藍線以上的區域為異常高壓區域，藍線以下的區域為正常壓力區域，圖5表明，印尼A油田在礁灰巖儲層無異常高壓。

圖5 已鉆井的時差和密度交匯圖

3.2.2 DT隨深度的變化規律

圖6分別顯示了MSI-017井、MSI-052井、RAYU-002井3口井的DT和井深的單對數坐標關系，涉及灰巖儲層(800～1 100 m)和上部砂泥巖地層的測井數據，圖中的紅色直線為趨勢線。可知，BRF儲層段的DT隨井深的變化趨勢與上部砂泥巖的變化趨勢一致，而上方砂泥巖地層正常膠結壓實，為正常壓力狀態，故BRF灰巖儲層也處于正常壓力狀態。

1 ft=0.304 8 m

3.2.3 實際鉆井工況

表1列出了部分已鉆井在灰巖儲層的實際鉆井液密度和鉆井復雜情況，其中MSI-051井和MSI-052井上部套管下到BRF灰巖儲層頂部，實際鉆井液密度為1.02～1.03 g/cm3，鉆進過程中無氣侵和漏失等復雜發生；MSI-017和RAYU-002井將灰巖儲層上部不穩定的一段地層GUF層位和BRF儲層設計在同一層套管中，由于上部GUF層位頁巖發育，鉆進過程中，返出大量頁巖掉塊。為保證鉆井安全，實際鉆井液密度最高達1.20 g/cm3，無氣侵和漏失等復雜發生。綜上所述，BRF灰巖層屬于正常壓力狀態。

表1 部分已鉆井在灰巖儲層的實際鉆井液密度和鉆井復雜情況

3.3 一維孔隙壓力

在實際鉆井工程中，Eaton公式由于計算簡單，準確度高，被廣泛地用于泥頁巖孔隙壓力的計算。人們也常常將Eaton公式用于無異常壓力的碳酸鹽地層。基于Eaton模型，計算了RAYU-002井的孔隙壓力值，如圖7所示。得到了適合印尼A油田的Eaton經驗指數，并將該指數用于三維孔隙壓力建模。

圖7 RAYU-002井孔隙壓力的Eaton法結果和實測孔隙壓力

(1)

式(1)中：Pp為地層壓力計算值，MPa；PO為上覆巖層壓力，MPa；Ph為靜液柱壓力，MPa；DTN為正常聲波時差，μs/ft，1 ft=0.304 8 m；DTO為測井聲波時差, μs/ft；n為Eaton指數。

4 三維孔隙壓力可視化研究

基于Petrel軟件平臺，對印尼A油田進行了三維孔隙壓力建模，Petrel軟件是由斯倫貝謝公司開發的一套比較成熟的地質工程一體化三維建模軟件。首先建立印尼A油田三維地質模型，研究面積38 km2，1 500萬個單元網格數，網格數越多，建模精度越高；接著將已鉆井的Vp數據導入到三維地質模型，使用Kriging插值方法進行三維插值，利用三維地震層速度來約束插值過程；保留兩口井的Vp數據不參與插值，并和最后的插值結果進行比對，驗證插值精度。具體建模流程如圖8所示。

4.1 Kriging插值法原理

Kriging法為一種局部估計法，通常利用一組實測數據和其相應的空間結構信息獲取屬性體的三維空間分布。對于非均質儲層，具有優良的建模精度。

趨勢控制模型為

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

(2)

式(2)中：y(u)為次級變量，反映了Z變量的空間趨勢(對應于兩個參數a0和a1)；u為數據點坐標。

Kriging估計值為

(3)

克里金方程組表達式為

(4)

式(4)中：μ()為拉格朗日參數；CR()為殘差協方差函數。

4.2 插值結果分析

預留兩口井的VP數據不參與Kriging插值過程，印尼A油田剩下的井全部導入到建好的三維地質模型中，如圖9所示。基于地球物理解釋結果，得到三維地震層速度，如圖10所示。圖11為基于組合地震數據和一維井數據獲得的最終三維VP。圖10和圖11具有一致的三維分布趨勢。

圖9 印尼A油田已鉆井在灰巖儲層的VP數據

圖10 三維地震層速度

圖11 通過組合地震數據和一維井數據獲得的三維VP

4.3 質量控制

MSI-15井和MSI-17井的測井數據沒有參與Kriging插值過程。通過Petrel軟件，將插值后得到的三維層速度VP分別提取到MSI-15井和MSI-17井，并和一維測井結果進行比較，如圖12(a)和圖12(b)所示，兩者具有幾乎一致的變化趨勢，表明Kriging插值方法得到的三維層速度體能夠準確并細致地描述印尼A油田。

圖12 MSI-15和MSI-17井的層速度質量檢驗

4.4 三維孔隙壓力結果

通過Eaton法計算了印尼A油田礁灰巖儲層的三維孔隙壓力分布，如圖13所示，計算結果三維可視化，孔隙壓力主要集中在1.01～1.10 g/cm3，無異常高壓存在，與工程分析結論一致。孔隙壓力呈現出一定的非均質性。圖14展示了三維孔隙的縱向分布規律，在縱向上，孔隙壓力顯示隨構造面均勻變化的趨勢，同時BAR層位上部孔隙壓力稍大。圖15展示了三維孔隙壓力在橫向的分布規律，分別截取了井深788、849、906 m處的橫向剖面圖，在橫向上，孔隙壓力顯示隨構造面均勻變化的趨勢。

圖13 印尼A油田礁灰巖儲層三維孔隙壓力分布規律

圖14 印尼A油田礁灰巖儲層三維孔隙壓力縱向剖面

圖15 印尼A油田礁灰巖儲層三維孔隙壓力橫向剖面

4.5 結果檢驗

完成MSI區塊礁灰巖儲層三維孔隙壓力精細建模，并提取了MSI-12、MSI-17、MSI-22、MSI-25共4口井BRF層位的孔隙壓力數據，和現場實測孔隙壓力進行比較，對比結果如表2所示。相對誤差控制在1%～4.9%。結果表明，通過該方法建立的三維孔隙壓力模型能夠真實、細致地刻畫印尼礁灰巖儲層的地層孔隙壓力，完全滿足現場鉆井施工的需求，能有效避免鉆井過程中的溢流和漏失等復雜事故發生，為新井的鉆井設計提供有力的安全保障。

表2 MSI區塊4口井的模型結果與實測地層壓力對比結果

5 結論

(1)通過巖性分析和工程分析法研究了印尼A油田礁灰巖儲層的成壓機制。擬合了聲波時差和密度的關系，DT隨深度變化規律，并統計分析了實際鉆井工況，均證明該儲層屬于正常壓力狀態。

(2)基于Petrel軟件平臺，使用Kriging插值方法，通過地震三維層速度體來約束測井數據的插值結果，得到灰礁巖儲層的三維層速度體，計算結果和一維測井數據具有幾乎一致的變化規律。

(3)建立了印尼A油田礁灰巖儲層的三維孔隙壓力分布規律，計算結果三維可視化。孔隙壓力主要集中在1.01～1.10 g/cm3，無異常高壓存在。和實測值的相對誤差在1%～4.9%的范圍內。在橫向上，孔隙壓力顯示隨構造面均勻變化的趨勢；在縱向上，BRF層位上部孔隙壓力稍大；孔隙壓力呈現出一定的非均質性。