水平井地質導向技術在海上油田薄油層開發中的應用

薛 成 謝明英 馮沙沙 涂志勇 陳一鳴 侯 凱

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司）

0 引言

隨著海上油田多年開發和生產，油田主力油藏含水接近90%，采出程度高，油田產量自然遞減逐年加快，對油田進行剩余油挖潛已成當務之急。由于剩余油相對富集在儲層物性變化大的砂體、層內夾層發育的薄層復合砂體以及井網不能控制的薄砂體等非均質性較強的薄儲層中[1-2]，面對此等復雜的地質情況，地質導向綜合地球物理、開發地質、油藏工程、鉆井工程、測錄井工程等多學科技術，多專業協同解決開發井和調整井在復雜儲層實施過程中遇到的問題，可顯著提高水平井儲層有效鉆遇率，節約鉆井時間和成本，實現油氣田高效開發[3-4]。前人研究表明，綜合多學科資料的一體化地質導向技術能夠較好地適用于海上油田多種類型油藏的高效開發[5-8]。本文通過對珠江口盆地A 油田地質導向中常見技術難點進行分析，并集合多學科資料，總結出海上油田地質導向關鍵技術，再結合實例分析其應用效果，為開發類似海上復雜儲層提供一定的指導和借鑒作用。

1 油田概況

A 油田位于珠江口盆地北部坳陷帶恩平凹陷南部，油田南、北部各發育一條北西-南東向主控斷層，為北西-南東向斷背斜構造（圖1）。油層主要分布于新近系韓江組、珠江組和古近系珠海組地層，自下而上呈現出三角洲平原向三角洲前緣、前三角洲交替變化的過程，儲層以薄-中層砂為主，表現為距物源相對較遠的三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠砂壩、席狀砂等沉積微相[9]。油田巖性主要為細-中粒長石石英砂巖，孔隙類型主要為粒間孔，儲層孔隙中等發育，整體上屬于中孔、中滲儲層。部分儲層泥質含量較高，層內泥質和鈣質夾層較發育，非均質程度較強，有效厚度較薄。A 油田進入中高含水階段，層間采出矛盾突出，均質性強的厚儲層采出程度高、含水率高，非均質性較強的薄儲層采出程度低，剩余油豐富仍有較大挖潛空間。

圖1 珠江口盆地A油田區域位置

2 水平井實施技術難點

A 油田已開發的油藏絕大多數為有效厚度較薄的油藏或隔夾層發育非均質性強的油藏，在這些薄油層中水平井實施主要面臨以下難點。

2.1 油層厚度薄

這類油層有效厚度多在1～2 m之間，多為遠砂壩和席狀砂等遠端沉積，砂體平面展布不穩定，向遠離物源方向儲層泥質含量增加，砂巖厚度有所變薄。海上油田井資料相對較少，地層厚度又小于地震資料最大分辨能力，使得對這類薄儲層空間展布及其平面物性變化分析難度加大。

2.2 局部微構造變化

當存在非均勻分布的高速異常體，地震速度難以準確拾取，會出現地震資料同相軸上拉或下拉的現象，導致對無井控區域的構造解釋存在不確定性。受斷層陰影帶的影響，近斷層附近地震資料發生局部變形，使得近斷層儲層構造也存在較大的不確定性。受上覆地層差異性壓實影響，儲層構造垂向發生局部微變化。這使得在無井控區域和近斷層處水平井著陸及井斜角控制難度較大，同時給水平段實施中井斜角控制增加難度。

2.3 儲層內部夾層發育

在非均質性強的儲層中，儲層頂部發育鈣質砂巖，內部常發育不穩定的鈣質和泥質夾層，導致水平段常會鉆遇各類夾層，給水平井井軌跡及時調整、保障水平段有效鉆遇率帶來困難，使得水平段實施過程中識別儲層內部鈣質和泥質夾層及優質儲層的難度增大。

2.4 油水界面上升

經過多年生產，油藏的動油水界面已經有一定程度上升，并且受儲層非均質性影響，油水界面通常不是水平界面。在生產井附近，動油水界面相對上升較快，遠離生產井則動油水界面相對上升較慢；在均質儲層附近，油水界面相對上升較快，在非均質儲層附近，油水界面相對上升較慢。由于剩余油柱有限，井軌跡必須位于儲層頂部，盡量遠離油水界面，這對已生產油藏剩余油精準預測及油水界面準確分析的要求進一步提高。

3 地質導向關鍵技術

3.1 儲層精細預測技術

針對無井控區域構造準確解釋難度較大的情況，考慮到海相地層在油田范圍內相對穩定，構造從深至淺具有一定繼承性，在無井控區域加入虛擬井對其進行控制和修正，從而降低鉆探風險。從已鉆井中選取鉆遇地層較全的井，統計各解釋層地層厚度，并逐層進行分析，找出厚度平面分布規律，進一步分析其平面分布是否符合地質規律。在地震資料解釋構造變化較大的位置加入虛擬井，根據地層厚度平面分布對解釋構造進行控制和修正，校正后構造由深至淺繼承性明顯改善，整體構造形態更趨合理，鉆后誤差也更小。

針對油層厚度薄、平面物性變化大、非均質性較強的儲層，利用地震波形指示反演的地震波形橫向變化特征來表征儲層空間變化，具有分辨率高、多解性低的特點，有較好的預測效果[10]，在海底扇、三角洲、河道、灘壩等不同相帶薄層砂體的預測中得到成功應用[11-14]，是井控程度低區域薄儲層預測的有效方法。通過地震資料品質分析，選擇分辨率高、成像準確、保幅性高的地震資料開展合成地震記錄標定，及斷層和層位解釋等工作，再對油田內測井曲線進行預處理，包括自然伽馬、聲波、密度和電阻率等測井曲線的標準化和一致性處理，最后更加精細地合成地震記錄標定，確定儲層的波形信息，優選出能夠區分儲層和非儲層的地球物理參數，進而開展高分辨率的波形指示反演（圖2）。在反演結果上通過屬性提取、地層切片等方法預測儲層空間展布，結合已有地質認識及測井資料，進一步分析儲層物性變化，為尋找優質儲層提供依據，從而指導水平井部署及水平段實施。

圖2 波形指示反演過井剖面圖

3.2 高精度地質建模技術

針對非均質性較強的復雜儲層需構建高精度的地質模型，重點做好2個模型：構造模型和屬性模型。

3.2.1 構造模型的建立

利用儲層反演成果中層位解釋數據、斷層數據建立油田斷層模型和儲層頂底構造模型。由于非均質性較強儲層內部多發育夾層，需要進行儲層內部夾層精細劃分來建立夾層構造模型，考慮到夾層厚度多為1～2 m，將平面網格距離設計為50 m×50 m，縱向網格平均間隔為0.5 m。通過已有的測井、地質和地震資料刻畫出夾層空間展布，構建夾層頂底構造模型，為水平段軌跡設計提供依據，并在鉆進過程中根據實際鉆遇地層深度變化，實時調整構造模型，為水平段的實施提前打下基礎。

3.2.2 屬性模型的建立

由于地震資料橫向連續采集，對無井地區的信息具有較好的預測性，將精細地震反演數據作為次級變量或趨勢條件約束油田內無井控區域的孔隙度和滲透率屬性模型計算，可以更客觀地反映儲層物性空間變化。在鉆前根據精細屬性模型預測水平井儲層物性變化（圖3），分析實施過程中可能鉆遇的風險，做好應對策略，保障水平井高效實施。在鉆井過程中通過實鉆地層數據同步更新屬性模型，從而提高水平井的儲層鉆遇率。

圖3 薄油層儲層物性地質模型柵狀圖

3.3 油藏數值模擬技術

通過對油田多年的開發生產中所累積的巖心數據、流體化驗、生產動態、測井解釋和試井等資料進行分析，在高精度儲層三維地質模型的基礎上建立了油藏動態模型，擬合生產井和油藏的壓力、產液量、含水率等關鍵指標，誤差控制在2%以內，單井含水率擬合精度達到90%以上。分析夾層分布、薄油層物性變化、斷層發育情況等各種地質因素對生產效果的影響及油藏油水變化規律，并定量評價現階段油藏壓力變化及剩余油分布，預測未來不同時間段薄油藏生產動態及剩余油的分布，以此指導生產井的類型確定和井位部署，合理規劃水平井長度、單井產能及產液量，設計多種開發生產方案，根據后續生產情況進行及時調整，最終實現薄油層高速、高效開發。

3.4 地層邊界探測技術

隨鉆測井工具可以實時測量自然伽馬、電磁波電阻率、密度、中子及探邊電阻率等多種測井曲線，其中探邊電阻率測井工具以斯倫貝謝PeriScop 和貝克休斯AziTrack為代表，探測原理是根據地層含不同流體或礦物導致不同探測范圍的電阻率出現差異，通過電阻率測井工具測量地層電阻率并反演計算出電性界面相對測井工具的距離，地層電阻率差異越大，工具探測深度越遠[15-16]。在非均質性較強的儲層水平井地質導向中，隨鉆測井工具能夠識別井軌跡附近油水界面及隔夾層的巖性界面，并計算井軌跡距邊界距離及地層構造傾角，便于實鉆過程中根據地層變化提前決策，規避風險，提高水平井在薄儲層中優質儲層鉆遇率，從而提高單井產能及油田采收率。

4 應用實例

4.1 鉆前綜合分析

珠江口盆地A 油田Z 30 層為邊水油藏，是中孔、中滲儲層，具有由下至上物性變好的反韻律特征，現有6 口定向井（A 1、A 2、A 3、A 4、A 5、A 6）鉆過該層，其中有2 口井（A 2 和A 6）進行射孔生產，對這2口井的生產情況和油藏數值模擬分析認為，該層油藏采出程度低，構造高部位剩余油較富集，計劃在油藏高部位沿構造走向由西北向東南部署1 口水平井A 7H 挖掘油藏剩余油。鉆前通過多專業一體化分析對井位進行優化和部署，具體內容分為5部分。

4.1.1 砂體展布及儲層物性分析

Z 30 層地層物源主要來自北部古珠江三角洲，從西北往東南方向沉積微相由河口壩逐漸過渡為遠砂壩沉積。地層厚度為5～7 m，有效厚度2 m，平面上由西北向東南逐漸減薄，儲層有效孔隙度為19.3%，有效滲透率為126 mD。通過高精度儲層預測波形指示反演成果提取沿層地震反演屬性，顯示儲層物性平面上由西北向東南逐漸變差。儲層在垂向上測井曲線呈典型的反韻律特征，下部泥質含量逐漸增加，油層主要發育于儲層中上部物性較好部位，層內非均質性較強，發育不連續分布的泥質薄夾層。

4.1.2 地層對比與層內小層精細劃分

為確保A 7H 井定向井段順利著陸，選擇周邊3口鄰井A 1、A 2 和A 3 井進行地層對比，確定目的層上部3 個穩定發育標志層，分別為標志層A、B、C。標志層A 為穩定發育的泥巖隔層，地層厚度為1.2～3.2 m，標志層B 為標志層A 下部穩定發育的砂巖層，地層厚度1.5～3 m，標志層C 為目的層上部穩定發育的泥巖隔層，地層厚度6.4～7.4 m。為保障水平井在目的層內順利實施，將目的層精細劃分為3個小層：小層1為層頂部穩定發育的鈣質砂巖層，地層厚度0.5～0.8 m，電阻率6.5～9 Ω·m，密度2.5～2.65 g/cm3；小層2 為層中部水平井實施的油層段，巖性為細粒石英砂巖，地層厚度2.9～4 m，電阻率6～11 Ω·m，密度2.25～2.35 g/cm3；小層3 為層下部物性較差高含泥質的砂巖段，地層厚度1.9～3.4 m，電阻率2～4 Ω·m，密度2.35～2.5 g/cm3（圖4）。

圖4 地層劃分對比圖

4.1.3 預測剩余油分布

根據A 2 和A 6 兩口開發井生產效果及生產測試分析結果，結合各生產層儲層物性，劈分出2口開發井在該層油藏產油量，分析認為目前目的油藏采出程度僅為7.7%。根據油藏數值分析結果，目前僅油藏西北部物性較好部位局部有所動用，其他部位基本未動用，故剩余油較富集，并預測在現有井網情況下油藏最終采收率僅為22.1%，油藏高部位及東南部物性較差部位仍有較多剩余油未采出，在構造高部位需部署1口調整井完善井網。

4.1.4 地質導向工具可行性分析

在鄰井A 1井測井結果顯示油層與上部和下部地層電阻率差異不大的情況下，根據探邊工具中多種反演方法合理計算出地層界面，結果顯示探邊工具最大探測距離只能在距井軌跡1.3 m 范圍內。在鄰井A 2和A 3井電阻率曲線顯示油層與上部和下部地層存在差異的情況下，探邊工具最大探測距離可以在距井軌跡2 m 范圍內。根據適應性分析可知，在井軌跡半徑為1.3～2 m范圍內，探邊工具能夠較清晰地反演出砂巖與泥巖的界面及油層與水層的界面，超出該范圍則反演界面較模糊，并且結果也存在不確定性。

4.1.5 風險與對策

鑒于A 7H 井定向井段著陸點附近已鉆井少，構造高點存在不確定性風險，根據實鉆過程中目的層上部3 個標志層的地層深度與厚度變化情況，適時調整井斜確保井軌跡以設計井斜角著陸在設計靶點范圍內。同時儲層非均質較強，目的層內小層1 厚度發育不穩定，并且在小層2 內部也發育有不穩定分布的泥質夾層，而小層3泥質含量高且物性和含油性均較差，這就容易導致水平段鉆進時有鉆遇非油層的風險。因此在A 7H 井水平段實施過程中，根據電阻率探邊工具反演計算顯示電阻率邊界，結合實測曲線綜合分析后調整井軌跡來保障水平段有效鉆遇率。由于該油藏已經有2 口定向井生產，油藏數值模擬結果顯示油水界面上升1～2 m，水平段后半段距油水界面較近，導致投產后含水率上升風險，結合地層孔隙度模型變化情況，將A 7H 井軌跡設計在小層2 的中上部，與小層1距離1 m以內鉆進（圖5）。

圖5 過A 7H設計井軌跡地層孔隙度屬性剖面圖

4.2 鉆中實時調整

A 7H 井定向井段鉆進中通過與鄰井地層對比，發現目的層上部標志層A 和B 與鄰井厚度基本一致，實鉆深度與鉆前預測深度相差不到1 m。根據實時測井與鉆井參數變化，發現自然伽馬從泥巖段120 API下降到80 API，電阻率從泥巖段3 Ω·m 上升到10 Ω·m，鉆速從泥巖段60 m/h下降到20 m/h，錄井巖屑由之前的泥巖變為塊狀致密灰巖。綜合分析認為，A 7H 井軌跡已經鉆入目的層頂部鈣質砂巖層（小層1），將井斜增到設計井斜88°后中完。由于油層厚度較薄且內部發育不穩定泥質夾層，根據實鉆情況，將水平井段鉆進過程分為5個階段（圖6）。

圖6 水平段隨鉆地質導向綜合測井曲線圖

4.2.1 近頂部鈣質砂巖層階段

由于沿井軌跡方向前半段構造上傾，后半段構造下傾，水平段開始井斜僅為88°，需要逐漸增斜到90.5°，將井軌跡調整到小層2 上部物性好的部位鉆進。在鉆進約140 m 后發現鉆速開始下降，井斜下降，方位密度曲線的上密度值增大，綜合分析認為井軌跡靠近小層1 鈣質砂巖層，根據探邊工具反演結果認為地層構造開始變平緩，決定降斜遠離頂部小層1。

4.2.2 近泥質夾層階段

繼續鉆進約80 m 后發現自然伽馬曲線略有增大，電阻率也有所下降，探邊工具反演結果表明，井軌跡下部0.5 m 處存在低阻地層，結合鄰井資料分析認為，井軌跡下部發育泥質夾層，決定增斜將井軌跡調整到小層2物性好儲層的上部。

4.2.3 第二次近頂部鈣質砂巖層階段

繼續鉆進約100 m 后隨鉆測井曲線出現第一階段現象，發現鉆速下降、井斜下降、上密度增大，分析認為井軌跡再次靠近小層1 鈣質砂巖層，根據探邊工具反演結果分析認為地層構造開始下傾，決定降斜遠離頂部小層1。

4.2.4 第二次近泥質夾層階段

繼續鉆進約90 m 后隨鉆測井曲線又出現第二階段現象，自然伽馬曲線略有增大、電阻率下降，探邊工具反演結果也顯示井軌跡下部存在低阻地層，分析認為井軌跡再次靠近下部泥質夾層，考慮到構造下傾，決定繼續穩斜鉆進逐漸遠離泥質夾層。

4.2.5 第三次近頂部鈣質砂巖層階段

繼續鉆進約60 m 后隨鉆測井曲線再次出現第一階段現象，綜合分析認為油層厚度逐漸變薄，儲層物性變差，導致井軌跡3次靠近小層1鈣質砂巖層，考慮到水平段剩余較少，決定繼續穩斜鉆進至完鉆深度。

4.3 鉆后地質認識

根據實際A 7H 井定向井著陸深度，及水平段尾端鉆遇層頂深度情況，結合水平段探邊工具反演結果，綜合分析認為目的層Z 30層構造高部位鉆后構造較鉆前有1～2 m抬升。水平段儲層非均質性強，層頂砂泥巖界面上下起伏變化快，層內部發育不穩定泥質夾層，沿水平段方向油層厚度由2 m 逐漸變薄為1.5 m，儲層物性也逐漸變差，實鉆情況與鉆前砂體物性展布及地震屬性分析結果基本一致。

水平段共鉆進490 m，儲層鉆遇率達到100%，油層平均垂厚僅約2 m，測井解釋儲層物性好，有效孔隙度21%，有效滲透率550 mD，含油飽和度62%。投產后高峰產油量達390 m3/d，無水自噴生產，產能遠超鉆前設計，創下該油田薄油層水平井最佳生產記錄。

5 結束語

海上油田進入開發中后期開發層系逐漸轉變為薄差儲層。針對薄差層，鉆前詳細分析其地質特征和油藏剩余油分布情況，利用多專業資料學科優勢，充分分析鉆進過程中可能出現的風險，提前做好應對策略；鉆中通過探邊工具、隨鉆測井曲線和工程參數分析，提前預判儲層變化，并及時調整井軌跡來保障有效鉆遇率；鉆后利用水平井實施中地質變化，修正儲層構造模型，更新油田地質模型，逐步提升對油田地質的認識，為指導后續井位設計打下基礎。面對越來越復雜的儲層開發，這種貫穿鉆前、鉆中、鉆后的地質導向循環工作模式能夠有效降低實施風險，提高鉆進過程中非均質性強的復雜儲層的有效鉆遇率，保障油田開發效果和經濟效益。