基于随钻前视探测技术的异常高压气层综合识别方法

高永德 王世越 常波涛 孙殿强 陈 鸣 王 超 张 磊

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司 2.中海石油（中国）有限公司海南分公司 3.斯伦贝谢（中国）公司

0 引言

莺歌海盆地是南海北部海域重要的高温高压含油气盆地，已经成为我国油气勘探的主战场。当前该盆地的勘探重点逐渐开始向乐东地区的中深层重力流沉积天然气圈闭转移[1-2]。在LD-1区块，储集层静态地层温度约200 ℃，地层压力系数高达2.30，具有典型的高温高压属性。储集层上覆泥岩压力系数介于1.80～1.90，与储集层的压力系数差异较大，而上覆泥岩破裂压力和储集层相差不大，这就需要以不同的井段分隔上覆泥岩和储集层的钻进。同时为了尽量保护上覆泥岩井段管鞋处不被加重后的钻井液柱压裂，不同井段交界位置需要尽量靠近储集层而又不能揭开储集层。另外在储集层内由于钻井液密度窗口窄，需要精细预测地层压力的变化趋势，以此为依据调整钻井液密度。为了保证钻井安全，需要提前预测钻头前方地层特征及压力变化，并在高压储层顶面之上及时实现地质停钻、下套管，可有效预防利用不合适的钻井液密度钻遇高压储层而可能引起的井涌风险。

针对垂直探井钻进过程中高压储层位置和地层压力的预测，常规地面地震资料的低分辨率导致的相关不确定性影响着钻头前方风险预警效率[3-4]。近年来利用井筒电缆VSP、随钻VSP和随钻声波测井等资料在钻头前方预测方面取得了进展，有效指导了莺歌海盆地高温高压储层的勘探工作[5-9]，但是上述技术在测量分辨率、预测准确性和时效性等方面还不能完全满足LD-1区块高压气井的预测要求。为了弥补已有技术的短板，进一步提高LD-1区块高压储层预测的准确性，需要引进新的技术和思路，IriSphere随钻前视探测技术就是其中之一。

本文将通过详细分析区域勘探风险和多种预测技术的优缺点，详细阐述以IriSphere随钻前视探测技术为主导的风险预防方法，并通过实例展示该综合方法的应用效果，为莺歌海盆地中深层高温高压天然气领域的勘探作业提供科学的指导。

1 区域勘探地质目标及其风险

LD-1区块位于南海西部莺歌海盆地凹陷斜坡带南段，已钻探井均在中新统黄流组钻遇高温高压气层，目的层为黄流组二段的轴向重力水道沉积砂体，具有明显的正韵律特征。顶部发育一套厚层泥岩，中下部发育五套水道砂体，从细砂岩逐渐变为中砂岩，砂岩整体厚度在10～30 m之间。砂体之间发育泥岩隔层，多套砂岩有效厚度变化较大，薄气层厚度约5 m。砂岩储层平均孔隙度为10%，属于中低孔隙度低渗透率型储层，其中“甜点”储层的发育主要受溶蚀作用、构造作用以及油气充注等因素控制。区域高压特征主要形成于储层致密化后，因此对储层原生储集空间的保护作用有限，但对于次生储层空间的改造有一定作用[2]。而且异常地层压力成因除传统的泥岩欠压实外，可能还存在非欠压实成因。由此强烈的储层非均质性和复杂的高压成因是影响高压气层位置和压力预测准确性的关键因素。已钻探井中钻杆或电缆测试资料表明，储层段地层静态温度超过200 ℃，地层压力超过100 MPa，压力系数高达2.28，具有典型的高温高压属性[1]（图1）。

图1 LD-1构造高温高压气层物性及压力特征图

如图1所示，相对于上覆泥岩地层，高压砂岩气层中钻井液密度窗口较窄。为保证钻井安全，需要基于不同层位的安全窗口匹配不同密度的钻井液，有效控制井壁稳定性。如果以匹配上部层段的钻井液密度钻穿上覆泥岩进入高压气层，可能会导致井涌、井喷或井眼垮塌等风险；如果在泥岩段就提前增加钻井液密度，可能会在泥岩段引起井漏、卡钻等风险，同时会降低机械钻速，影响整体的钻井时效。因此，在探井钻探过程中，需要提前精准预测气层位置及可能的压力变化，将Ø244.47 mm套管下在高压气层上方的泥岩中，距离气层顶约5 m，通过隔离不同压力系统的地层来实现钻井安全。

气田内邻井数量有限，而且比较分散。邻井对比显示，纵向上地层岩性和厚度变化较大、规律性不强，而且高温高压气层上覆的泥岩厚度不确定性也很大，因此基于邻井对比预测的气层顶面位置不确定性较大，而常规地面地震数据分辨率满足不了提前识别目标气层的精度要求。当钻头靠近预测层位时，需要通过多次地质循环来确认钻头位置的岩屑和气测显示来确认层位，不仅影响钻井时效，而且预测不确定性和后续风险较大。LD-1区块内有一口井就由于意外钻入高压薄砂层导致井控问题而弃井。如果中完下套管位置距离高压储层较远，虽然可以避免意外钻入高压气层的风险，但是较高的钻井液密度在较长的泥岩裸眼段中会引起井漏等井控风险以及低钻速等时效问题。控压钻井（Managed Pressure Drilling）技术虽然可以有效控制这些风险，但是MPD技术实施需要的时间、人力和经费等额外预算增加的勘探成本较多[3]。

为了经济高效地避免和控制高压气层预测方面相关的风险，必须采取有针对性的综合方法，在准确性、时效性、经济性等方面优化钻头前方地层预测和风险预警的效率。

2 钻头前方预测综合方法

随着区块勘探进程的不断深入、钻井安全和勘探目标的不断细化，利用不同数据的多种技术方法在多口高温高压井中得以应用，充分展现了不同技术在气层预测方面的特点，最终形成了各取所长的综合方法，为钻井决策提供依据，降低钻井风险。

2.1 基于常规随钻资料的压力监测技术

随钻压力监测技术充分利用随钻测井曲线（以声波数据为主）、地漏测试、录井和钻井等实时数据，可实时计算地层孔隙压力和破裂压力[7,10-11]，优化钻井液密度，保证井眼稳定。高分辨率的测井曲线越靠近钻头可以越准确、及时地修正压力预测模型，更有效的规避钻头前方的风险。该技术在邻井越多、地层越稳定的区域内，压力趋势预测结果越准确，但是在LD-1区块，探井较少且距离较远，同时储层非均质性较强，导致该技术对于较薄气层的压力预测结果有较大的不确定性。

2.2 基于垂直地震剖面的钻头前方地层界面及压力预测技术

相对于分辨率有限的地面地震资料，VSP数据的垂向分辨率得以有效的提升，其反演剖面可用于评价钻头前方的波阻抗数据，据此来预测钻头前方的地层界面及地层压力[12]。反演结果的准确性主要受控于地层中的低频组分，以及测量时井底距目的层的距离等因素[6]。

基于本区异常压力机制的研究，Bowers和Eaton模型均可用于预测钻头前方地层孔隙压力，而且预测精度可达钻探要求的5%以内[5,13]，优于随钻压力监测技术的压力预测结果。VSP数据可预测钻头前方200 m范围内的地层界面。在此范围内，深度预测精度小于10 m，垂向分辨率可达10 m级，但是不能完全满足LD-1区块不同厚度（5～30 m）砂体识别的精细要求，因此意外钻入高压气层的风险仍不能完全消除。

根据测量方式的不同，VSP预测技术分为井筒电缆VSP和随钻VSP两种方式。电缆VSP测量需要起钻下入电缆工具，施工和解释时间较长（3～5天）。随钻VSP在时效性方面有着显著的优化，但是受限于实时数据传输的带宽，在每个测量深度仅有时长约500 ms的波形数据可用于实时处理解释[14]。

2.3 IriSphere随钻前视探测技术

根据LD-1区块高阻高压气层和低阻上覆泥岩之间的电阻率差异，IriSphere随钻前视探测技术可以通过前视电阻率反演来实时且较准确地预测钻头前方最远30 m范围内的电阻率变化及相关的地层界面变化。根据该技术在全球的成功案例统计，其预测钻头前方地层界面的精度可达1 m左右，地层垂向分辨率可达3 m。LD-1区块内，高压气层电阻率介于10～20 Ω·m，厚度介于5～30 m，上覆泥岩厚度较厚（＞10 m），电阻率介于2～3 Ω·m，因此该技术可为本区高风险、厚度变化较大的高压气层的提前预警提供有效的指导，但是不适用于孔隙压力定量预测。

《傲慢与偏见》和《南方与北方》的故事虽然均发生在19世纪，但前者发生在工业革命前的英国田园乡镇，后者则以19世纪下半叶机器手工业迅猛发展为故事背景。从这两部作品对比中，可以看出工业革命给英国社会带来的巨大变化。不仅生产力和经济得到了发展，其传统保守的思想也随之焕然一新。

如图2所示，IriSphere仪器由1个发射器短节（Tx）和3个相同的接收器短节（Rx）组成，能够提供多间距、多频率的3D方向性电磁测量结果。每个接收器短节由3对倾斜天线组成（A1、A2、A3）。这些短节可灵活配置安装在钻具组合中的不同位置，可由其他随钻测井（Logging While Drilling）或随钻测量（Measurement While Drilling）仪器隔开，Tx和Rx之间的间距最远可达约40 m。

图2 IriSphere测量原理图及前视探测钻具组合图

每个Rx都可以获得单独的3D电阻率原始数据，如图2的Z矩阵所示，包含X、Y、Z方向的9个分量[15-16]。之后通过对每个Rx的Z矩阵分别进行刻度和排列组合，可计算出4个重要的方向性电磁波测量：超深对称方向性测量USD、超深反对称方向性测量UAD、超深调和电阻率测量UHR和超深调和各向异性测量UHA。不同测量对地层电阻率敏感度的差异决定了UHR是前视探测技术的关键测量[4]，其独有的Tx钻头前方地层的信号，是实现前视探测的关键（图 3）。

图3 UHR测量空间敏感度分布及对应的前视电阻率反演图

每钻进1 m，IriSphere会以已钻地层的电阻率作为限定条件，以常规电阻率测量和上述4个方向性电磁波测量为数据输入，通过大量的统计模拟找出最可信的钻头前方电阻率数值，从而可以得到一个单独的电阻率反演道。一系列反演道集横向排列可组成有效的前视电阻率反演图，来显示钻头前方电阻率变化及其对应的1D地层模型（图3），可提供钻头距离目的层的距离、目的层的层数、厚度以及其中电阻率的分布特征等关键地层信息[4,17-20]。如图3右图所示，3个红点表示3个接收器的位置，蓝点表示发射器的位置，绿点表示钻头的位置，如果钻头前方出现电阻率对比较大的异常压力层位，在图中各反演道中会显示为统一的颜色边界。

理论上的前视探测距离是指Tx至前方探测到的界面之间的距离，而钻头前方的前视距离才是更有效的决策依据，因此需要尽量缩短Tx和钻头之间的距离，才能更优化钻头前方的前视距离。此外前视探测距离受到Tx—Rx3间距、前视探测距离还受到发射电磁波的频率、地层界面上下电阻率及其对比度、均质层厚度和薄夹层特征等因素的影响[17-18]。电磁波频率越低、发射器和接收器间距越大、地层电阻率对比度越高、地层越均质且越厚，则前视探测距离越远，反之越近。在单层厚度小于3 m的砂泥岩薄互层中，或者电阻率低于2 Ω·m的地层中，前视探测距离会明显缩短，甚至钻头已经进入目标地层了，前视反演中仍未见明显的地层边界，这样的复杂情况确实可认为是前视探测技术的应用盲区。

在钻前阶段，需要针对特定的勘探目标和待钻地层的可能特征，模拟不同配置仪器串的前视效果，来选择有效的电磁波频率，以得到最优信噪比和测量敏感度，才可能在实钻中取得较好的前视效果。在实钻过程中，井底数据叠加、实时数据传输和软件反演处理需要一定的时间，由此会导致反演有一定距离的延迟，反演延迟距离与机械钻速密切相关，因此在靠近高压气层的关键井段，为了尽可能缩短反演延迟距离、提供更多的钻头前方地层信息，需要控制机械钻速尽可能慢，以此来优化前视探测效果，更有效地规避风险。

2.4 综合预测方法

不同技术在探测深度、垂向分辨率和预测精度等方面有不同的优势及局限。为了高效实现钻头前方地层预测和风险预警的目标，需要综合运用三种技术，分析、对比多尺度预测结果，才能有效满足勘探作业的要求。基于不同技术在准确性、实时性、时效性、实用性和经济性等方面的对比，以IriSphere随钻前视探测技术为主导的综合预测方法（图4）可以有效解决LD-1区块所面临的精细地层压力定量预测和地层界面预测问题。

图4 以IriSphere随钻前视探测技术主导的综合预测方法图

3 实例分析

LD-W井是LD-1区块的一口垂直评价井，距离邻井较远（2.5～10 km）。邻井对比显示，地层岩性和厚度变化不确定性较大。为了预防钻遇高压气层（压力系数预测2.25～2.28）的相关风险，要求Ø311.15 mm井段中完于高阻高压气层（电阻率10～60 Ω·m）之上的低阻泥岩层（电阻率2～4 Ω·m）中，且在距离高压气层1顶面约5 m的位置下Ø244.47 mm 套管。

该高压气层由五套水道中砂岩层组成，砂体之间发育泥岩隔层。最顶部的高压气层1厚度5～10 m，上覆泥岩厚度超过30 m。决策团队决定采用随钻前视探测技术主导的包括随钻压力监测技术和VSP预测技术的综合预测方法，对高压气层相关风险提前预警。

3.1 钻前模拟

图5 LD-W井钻具组合图

根据选定的钻具组合特征，以及邻井地层厚度和电阻率等特征，选取Tx发射的较低频电磁波（2 kHz、6 kHz、12 kHz、24 kHz）测量，模拟了 IriSphere 前视探测技术在LD-W井中的可能结果（图6）。模拟结果显示：①当轨迹在低阻泥岩层中，可提前8～10 m探测到较高阻、且较厚（厚度大于3 m）的高压气层；②如果砂岩厚度小于3 m，即使有较好的电阻率差异，前视效果也受影响。

图6 LD-W井钻前模拟预测地层剖面及随钻前视探测技术可行性分析图

此外，基于邻井的测井数据及钻井、地质和地震资料，建立本井的钻前压力预测模型。其中，采用Eaton方法计算孔隙压力，利用邻井地层测试孔隙压力结果进行了刻度；采用Zamora方法计算地层破裂压力，利用地漏试验进行了刻度。模型显示，当轨迹逐渐靠近高压气层时，地层压力系数逐渐由1.90增至2.28，钻井液密度窗口逐渐变窄至0.20 g/cm3，工程安全风险较大。

钻前模拟（图6）显示，前视探测技术在实钻中有较大可能实现预期的前视效果，据此：①可在高温、高压、高风险气层上方几米的位置及时地质停钻、下套管去隔离不同压力系统的地层；②在保证钻井时效的前提下，针对较大的工程安全风险，为预防风险提供科学的指导，高效实现气藏评价目标。

3.2 随钻决策

在逐渐靠近高压气层的钻进过程中，随钻前视探测技术实时预测到钻头前方的多个电阻率变化的边界。在这些边界处，电阻率由2～3 Ω·m增至6～7 Ω·m，对应的实际前视距离4～6 m，预测的界面深度在随后的钻进过程中得以验证，误差介于1～3 m。由此实钻结果验证了前视探测技术在本井中的前视效果。

钻进至X018 m时，为细化对未钻地层特征的认识，起钻并进行电缆VSP施工。该电缆VSP资料用于预测钻头前方高压气层位置及孔隙压力变化，同时修正压力预测模型（图7）。

图7 基于电缆VSP资料的已钻地层孔隙压力和钻头前方未钻地层界面预测模型图

更新的模型显示钻头前方孔隙压力有升高趋势，由此，在继续钻进之前调整钻井液密度保证ECD为2.1 g/cm3。此外，也预测了高压气层的5个关键界面（表1），预测结果在下个井段中得以验证，预测误差较大（8 ～ 33 m）。

表1 钻头前方高压气层顶界深度的VSP预测与实钻对比表

VSP资料预测结果为实钻卡层提供了较大尺度范围的参考。为实现精确的中完目标，仍需着重参考IriSphere随钻前视探测技术提供的较小尺度、分辨率较高的前视预测结果。

钻进至井深X070 m，钻遇薄砂层，而导致井漏。随钻曲线确认该薄砂层厚约2.5 m，在前视电阻率反演中没有明确的预警，这也与钻前模拟显示的结果吻合。

在逐渐靠近预测的高压气层的关键过程中，为尽可能缩短反演延迟对前视预测的影响，控制机械钻速约为5 m/h，以期获取更全面的数据和充足的反应、讨论、汇报和决策时间。钻进至X100 m井深时，前视反演在X102 m位置探测到明显的高阻层顶界，预测电阻率由2～3 Ω·m增至4 Ω·m（图8）。VSP反演中没有识别出该高阻层，说明该层厚度小于VSP数据分辨率（10 m），且大于前视反演的探测极限（3 m）。此时，根据压力预测模型已将ECD增至2.15 g/cm3，接近破裂压力，说明钻头可能已经靠近高压气层上部的较薄层。基于钻井安全考虑，决策团队决定中完该井段，下Ø244.47 mm套管。在后续的Ø215.9 mm井段中，验证了该较高阻砂层为厚度5 m的高压气层，预测深度仅比实际深度相差1 m。在该气层下方仍发育多套厚度不一的高压气层，中间被较厚的泥岩层分隔，由此说明了区块内高压气层发育特征的复杂性。

图8 预测钻头前方高阻气层的IriSphere前视电阻率反演图

实钻过程中，以随钻前视探测技术主导的综合预测方法得到了高效应用，通过提前预测高压较薄气层的存在，及时地质停钻并中完下套管，有效地规避了与高压气层相关的风险，为复杂探井的高效完钻提供了科学且有效的指导。

4 结论

1）乐东地区钻前模拟显示，当轨迹在低阻泥岩层中，可提前8～10 m探测到较高阻、且较厚（厚度大于3 m）的高压气层，前视探测技术在实钻中有较大可能实现预期的前视效果。

2）通过结合分辨率较低、探测深度深的VSP预测和分辨率较高、探测深度浅的随钻前视探测方法进行随钻决策，识别出了钻头前方的高压气层及其对应的地层孔隙压力增加趋势。

3）在LD-1区块VSP法预测的钻头前方高压气层顶界深度与实钻深度误差介于－10～33 m，而随钻前视探测较高阻、厚度5 m的高压气层，预测深度仅与实际深度相差1 m。

4）该综合方法能及时有效地预防高压气层相关的地质工程风险，准确确定套管鞋位置。