储层界面预测新方法在水平井地质导向中的应用

黄 余 金

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

0 引 言

水平井生产井段长，井筒与油层的直接接触面积大，井底压降较小，波及范围大，能大幅提高单井的产能以及油气田的开发效率和经济效益[1-2]，利于实现油气田的高速高效开发，因而被越来越多的应用于油田的早期开发以及后期挖潜。但随着油田地质油藏复杂程度以及开采水平的提高，也给水平井的实施带来了较大的困难，尤其在实施的过程中如何提前、准确预测目的层界面，指导水平井的精准“着陆”显得更为困难和关键。

水平井“着陆”阶段，虽然基于地震资料可以实现对目的储层的预测，但受地震资料品质和垂向分辨率的影响，其预测目的层深度与实钻深度往往有一定的差距[3]。由于水平井“着陆”的井斜角度往往在80°以上，此时的垂深若相差1 m，平面上水平距离就会相差几十米乃至上百米，无论是提前还是延后着陆都会导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低[4-5]。因此，仅仅依靠地震构造解释难以满足地质导向中对储层界面精准预测的需求。

目前在“着陆”阶段主要是通过邻井对比法来实现对储层界面的预测。该方法首先通过区域地层对比确定标志层，然后在分析邻井标志层距目的层顶面垂向距离的基础上，结合对地层倾角的认识来预测水平井钻头距目的层顶界面的距离[6]。该方法适用于地层厚度发育相对稳定、构造平缓、邻近着陆点已有钻井的情况，影响该方法预测准确与否的主要因素是对地层倾角以及地层厚度展布的认识。对于厚度稳定的地层，在卡准标志层的情况下，储层界面预测的准确与否取决于对地层倾角的认识，获得相对可靠的地层倾角，对于水平井的地质导向具有十分重要的意义。本文在介绍常用求取地层倾角方法的基础上，提出了一种考虑水平井钻遇地层厚度变化求取地层倾角的新方法，通过建立不同模式下地层边界方程，实现对储层界面的有效预测，同时通过建立一体化地质导向流程、编制应用程序的方式，实现地质导向过程中储层界面直观量化预测。

1 地层倾角的求取

1.1 成像测井计算地层倾角

随着成像测井越来越多的应用于地质导向，该方法也越来越多地被用来测量地层倾角。该方法原理较简单，主要是基于方位性测井，当井眼穿过具有一定属性差异的上下地层界面时，不同方位的测井数据对同一界面的反映时间会有所差异，在井眼上对应两个测量点，拾取这两个测量点的距离以及井筒尺寸等参数，结合相关几何公式便能得到相应的地层倾角。以密度成像测井为例，测量方位密度成像测井在穿过储层界面时，通过高边和低边的边界响应距离可实现对地层倾角的求取(图1)，具体算法如下：

假设井筒直径L为8.5 in(1 in=2.54 cm)，密度成像的探测范围半径R为1 in，密度成像上下边感应到的距离为A，那么水平井与地层的夹角β为：

β=arctan[(L+2R)/A]

(1)

若水平井井斜为θ，则地层倾角α为：

α=β+θ-90°

(2)

受限于成像测井精度以及探测深度的影响，且考虑到成像测井较高的成本，该方法往往用于指导开发井水平段的实施，较少应用于指导水平井的“着陆”。

图1 密度成像测井与地层夹角示意

1.2 利用邻井计算地层倾角

在指导水平井“着陆”阶段，通过对比邻井标志层(全区分布、厚度稳定、岩性特征明显的地层)的海拔与水平距离计算地层倾角[6](图2)，该方法需要水平井着陆点附近已有完钻定向井，且两者之间的距离不宜太远。

若水平井穿过标志层时与邻井的水平距离为S1，垂向高差为H1，则地层倾角α为：

α=arctan(H1/S1)

(3)

此种方法的优点是计算比较简单，在没有成像测井工具的情况下，也能够快速估算出地层倾角，但缺点也同样明显：当钻井存在难以校正的井间系统误差以及邻近对比井与水平井轨迹不在同一方向上时，使用此种方法求取地层倾角会产生较大的误差。

图2 地层倾角计算模型(与邻井对比)

1.3 利用地层厚度变化计算地层倾角

针对利用邻井计算地层倾角会存在井间系统误差而导致地层倾角求取不准的问题，笔者提出利用地层厚度变化计算地层倾角的方法，能有效规避井间系统误差，实现对地层倾角的精准预测。当开发井以不同的角度穿过厚度稳定的地层时，由于地层自身倾角以及开发井与地层夹角的不同，开发井穿过的地层厚度响应也会有较大的差别(图3)，可以利用这种厚度的差异，实现对地层倾角的计算(图4)。

根据地层倾角计算模型，若水平井穿过标志层顶界入层点为P1(X1，Y1，Z1)，穿过标志层底界出层点P2(X2，Y2，Z2)，P1、P2两点的水平距离为S2，HTV1为标志层的视厚度，则地层倾角α可通过简单反三角函数求取：

α=arctan(H2/S2)

(4)

式中：H2为地层视厚度和入层点与出层点之间的垂直距离之差，m；S2为入层点与出层点之间的水平距离，m。

公式(4)中H2和S2分别可以通过以下公式求取：

H2=|(Z2-Z1)-HTV1|

(5)

式中：Z1、Z2分别为P1(入层点)、P2(出层点)垂深，m。

(6)

式中：X1、X2分别为P1(入层点)、P2(出层点)横坐标，m；Y1、Y2分别为P1(入层点)、P2(出层点)纵坐标，m。

所以地层倾角α又可以表达如下：

(7)

利用地层厚度变化计算地层倾角方法的优点是计算地层倾角时避免了井间的钻井误差，在地层稳定的情况下能够得到相对可靠的地层倾角。但该方法面对地层较薄或存在岩性变化时，由于地层视厚度值难以求准，误差会相对较大。

以上3种方法都有其适用范围，实际应用中需要根据实际油藏地质情况以及钻井的不同阶段选择合适的一种或几种方法，进行地层倾角的求取，同时需要结合录井、钻井等地质资料进行综合分析，才能得到准确可靠的地层倾角。相比而言，成像测井受成本以及预测范围的影响，仅建议在水平段的实施阶段使用，进行地层倾角的计算，在水平井的“着陆”阶段建议优先使用基于地层厚度变化的地层倾角计算方法，进行地层倾角的求取。

图3 不同模式下水平井穿过地层示意

图4 地层倾角计算模型(利用厚度变化)

2 地层界面预测方法

2.1 边界距离方程的求取

在得到适当的地层倾角后，通过建立不同模式下的边界距离方程(图5)，便可实时确定钻头距离目的层边界的位置，以此来指导地质导向工作。

若水平井钻头位置点为P3(X3，Y3，Z3)，P2、P3两点的水平距离为S3，标志层底距离目的层顶的视厚度为HTV2，地层倾角为α，根据三角函数即可以推算出各相关参数：

L2=HTV2-L1

(8)

式中：L2为钻头与目的层之间的垂直距离，m；L1为钻头与标志层之间的垂直距离，m。

(1)当地层下倾时：

L1=(Z3-Z2)-S3tanα

(9)

式中：Z3为钻头位置点P3的垂深，m；S3为钻头与出层点之间的水平距离，m。

(10)

式中：X3、Y3分别为钻头位置点P3的横、纵坐标，m。

综合公式(8)、(9)、(10)，则钻头距离目的层的距离L2为：

(11)

(2)当地层上倾时：

L1=(Z3-Z2)+S3tanα

(12)

图5 边界距离计算模型

综合公式(8)、(10)、(12)，则钻头距离目的层的距离L2为：

(13)

2.2 一体化的地质导向流程

在水平井地质导向中，最大的挑战在于当实际钻遇情况与预测出现偏差时，如何快速准确地对井轨迹进行调整。实践经验证明，只有钻前做好充分的准备工作，针对可能出现的情况制定高质量的预处理方案，才能较好地完成地质导向和调整作业。

图6 地质导向技术流程

一般而言，钻前地质准备工作包括：熟悉施工区块的构造特征、地层层序、电性特征，了解地层岩性在横向和纵向的变化规律、标志层和特殊岩性特征、地层倾角大小及变化等。通过建立一体化的地质导向流程(图6)，将这些钻前资料融汇到一起，辅以自主编制的软件，把基础数据和计算公式嵌入软件中，导向时只需要实时更新随钻测井与分层数据，便可实时评估地层倾角，计算出钻头到目的层边界的距离，在实钻地质情况出现变化时，快速决策与调整，提高钻井实效。

3 应用实例

目前，结合此种方法已在H油田实施13口水平井应用，着陆段实施过程中，靶点控制准确，中靶率高达100%；水平段实施过程中，能减少水平段损失，整体砂岩储层钻遇率达90%；钻井地质循环等待时间小于24 h，大幅提高钻井效率，减少无效进尺，为实现油田的高产奠定了坚实的基础。

A 1H井是H油田实施的第一口水平井，设计水平段长500 m，目的层为ZJ 10层。A 1井为H油田实施的第一口定向井，已实施并钻穿ZJ 10层，且该井在ZJ 10层过路点与A 1H井着陆点相距不足200 m，因而能够为A 1H井的着陆提供较好的参照。从区域沉积背景来看，ZJ 10层为三角洲前缘沉积背景下的水下分流河道沉积，岩性为大套厚层浅灰色细砂岩。区域地层对比显示，在目的层上部有ZJ 08、ZJ 09等多套标志层(图7)。

ZJ 10层为大底水油藏，油柱高度仅5 m，且含油面积小，为满足产能的需求，要求实际着陆点控制在靶点范围30 m以内，垂向上水平段控制在距砂顶0.5 m以内，水平井轨迹调整空间小，实施难度较大。考虑到着陆靶点与邻近井平面距离不足50 m，在着陆阶段，对该井轨迹的控制主要通过邻井对比法。

实施过程中，水平井A 1H井钻至ZJ 08层底界时，通过邻井A 1井地层对比结果显示，此时钻头距离着陆点垂深为20.5 m，但通过前期所编制地质导向软件计算，目前钻头距离目的层的垂向距离为22.3 m(图8)，两者预判的结果有近2 m的差异。结合对构造倾角变化的认识，分析认为这样的一个差异可能是由于井间存在钻井相对误差所致，考虑到地质导向软件中采用的算法能有效规避钻井相对误差，按照地质导向软件预测结果，及时调整轨迹至设计线下2 m继续钻进，防止着陆点变深后，需要浪费大量进尺才能入层。指令实施后，实钻测井曲线与预测完全一致，随着垂深的减少，逐渐逼近着陆点。钻至ZJ 09层底时，导向软件显示距离着陆点垂深5.8 m，邻井深度显示距离着陆点仅4 m，考虑到此时地层构造倾角为0°，确认两口井之间存在2 m左右的钻井误差，适当调整轨迹，从而让轨迹在5.8 m垂深后井斜角增至89°。当钻至3 310 m(斜深)时，井斜角为89.5°，自然伽马显示已钻至ZJ 10层顶，录井为荧光细砂岩，顺利完钻，实钻靶点平面位置距离设计位置不足20 m，满足设计要求。在水平段的实施过程中，结合其他随钻测井响应，综合利用边界距离计算软件，严格控制水平段轨迹在距顶0.5 m窗口内，为该井的高产奠定了基础。投产后开发井的实际生产情况远远好于预测。

图7 A 1井测井曲线与ZJ 10层顶面构造图

图8 A 1H井地质导向模式图

4 结 论

研究实例表明，利用水平井钻遇地层厚度变化来求取地层倾角的新方法能有效规避井间系统误差，提高地层倾角求取的准确性，结合不同模式下的地层边界方程，最终实现水平井“着陆”阶段对储层界面的精准预测。

基于储层界面预测新方法建立一体化地质导向流程，并通过编制应用程序能实现对目标储层界面的快速高效预测，对同类油藏水平井的地质导向具有较好的应用前景。