地质工程一体化系列｜应用于科学布井和高效钻井

刘萝卜锅

本文转自微信公号“TechOil”

本号正连载《地质工程一体化》系列文章，敬请关注。


▽正文▽

研究背景：

鄂尔多斯盆地长7储层致密油的开发是在复杂薄储层高效生产非常规油气，是世界级的难题，需要一个世界级的思路和技术来应对该挑战。

研究结论：

研究区的优质储层主要为碎屑流的块状砂岩，提高钻遇率的核心在于利用实时传输随钻测量数据，综合分析钻、测、录数据，确定钻头在沉积旋回的位置，从而确定地质导向作业方案。

在该方法指导下实施的两口水平井钻井作业，油层钻遇率较周边井钻遇率提高 5%～10%；

通过早期基于地质模型和地质力学模型基础上的数值模拟，结合钻井和生产实践科学布井，最终选定 400m 为研究区最佳水平井井距。

研究流程：

1、地质研究

（1）地质概况

（2）地质研究思路和方法：

岩心观察开始，利用层序地层学旋回对比方法对小层进行对比。

（3）沉积相研究（图1、图2）

支持井位优选和部署工作以及水平井随钻支持的三维地质建模。

（4）地层对比和综合分析（图3）

2、地质工程一体化建模和油藏数值模拟

（1）地质建模和工厂化平台设计：综合利用地震、测井、钻井、录井、压裂和生产数据，通过数学算法把数据和地质认识进行三维方式可视化的过程（图4、图5）

（2）地质力学建模和井轨迹设计及优化（图6、图7）

（3）油藏数值模拟和井距优化：

地质模型的基础上，结合压裂数据和生产数据，对压裂产生的水力裂缝的展布及其对油气生产的影响。小井距可以保证储层在平面上得到充分的动用。（表1、表2、图8、图9、图10、图11、图12）

3、钻井实施和地质导向（图13、图14、图15）

4、思考建议

图文说明：  

               

图1 碎屑流块状砂岩岩心和测井资料解释对比

图2 常规资料和成像测井测井相与岩心对比

从常规测井和成像测井数据上进行的综合测井相分析得出，厚度较大的砂体通常具有较好的孔渗条件，通常粒度也较大，为块状层理；

优质储层为厚度较大的碎屑流沉积的块状中细砂岩，细砂岩为主，孔隙度在8%左右在局部地区可见细砂岩与粉砂岩互层，细砂岩中发育块状构造和低角度斜层理，粉砂岩中发育平行层理；

也可见主要为细砂岩，中部夹多层薄泥岩或粉砂岩条带，细砂岩中沉积构造主要为块状构造和低角度斜层理，偶见砂泥混杂构造，泥岩和粉砂岩中见水平层理，浊流沉积的可能性极大（图1、图2）。

图3 连井对比剖面

该地区存在多个物源和多期次沉积事件共同影响和作用的可能性，砂体垂向和横向上多变，存在多期砂体叠置和侵蚀的现象。

个别好砂体展布规模可延伸1～2km，但是这并不意味着1～2km的砂岩段均为水平井着陆的理想位置，同时还需要考虑砂体厚度和物性在三维空间中的变化。

有些时候多个砂体的叠置体可能是更好的着陆选择（图3）。

图4 录井数据和测井数据的对照解释分析

测深3930m 和 3940m 储层段为某水平井钻遇的同一套砂岩地层，录井中的荧光显示和岩屑录井结果均说明其物性和含油性的变化。

3930m储层段为含有一定碳酸钙的差储层，而 3940m 储层段为优质储层。

体现了鄂尔多斯盆地致密油储层横向上岩相和含油性变化的复杂性。

因为岩性、物性和含油性等关键参数是多方共同控制。

图4 基于地质建模的单层岩性概率分布图

图5三维建模孔隙度结果

刘萝卜锅

建模区域根据实际情况而定，通常来讲要覆盖几个平台，一个模型同时支持几个平台的钻完井作业。

岩性建模采用序贯指示岩性建模，属性建模采用序贯高斯属性建模。建模过程中有很多参数具有不确定性，比如变程和物源方向等。

在合理区间变化的情形下，这些不确定参数的变化会得到多种不同实现，然后找到可能性最大的那个实现，同时也可得到该实现的可能性概率分布图（图 4、图5）。

图6 某直井的一维地质力学模型

通过充分利用已有的钻井、录井、压裂测试等动静态数据，进行了研究区内的单井各向异性地质力学建模，

以充分刻画页岩地层在竖直方向和水平方向上的力学性质差异，反映地下真实应力分布（图6）。

图7 三维地质和岩石力学建模结果：岩性（左）和最小水平主应力（右）对比

建立三维地质模型后，与一维地质力学研究结合，建立三维各向异性地质力学模型。

图中某直井和水平井剖面的岩性及最小水平主应力分布情况。

三维地质力学模型展示了地应力等完井品质参数的三维空间分布情况，对水平井压裂设计和优化具有重要的作用。

表1 单井静态参数统计表

表2 长7致密油储层部分井的高压物性

图8 长7致密油的典型相对渗透率曲线

图9 800m 井距示意图

建立理论模型，并根据研究区块的流体高压物性和相对渗透率数据建立了油藏模型，开展了不同井距条件下的钻前油藏数值模拟和单井产量预测（以1500m水平段作为模拟水平段长），以中长期产量为导向来优化井距（表1、表2、图8、图9）。

图10 裂缝半长 250m 条件下产量预测结果

图11裂缝半长 200m 条件下产量预测结果

图12 裂缝半长 200m 条件下压力预测结果（一年后）

刘萝卜锅

根据实际井的生产情况在模型中采用井底流压5MPa进行预测，预测时间长度为5年，从结果显示井距在400～500m附近出现拐点，并且在一年后就开始出现井间干扰。

因此根据该研究长7致密油最优井距400～500m（图10、图11、图12）。

图13 水平井地层模型

确定了基于地质导向工具 IPZIG的导向策略。

近钻头伽马成像随钻测量仪 IPZIG能提供距离钻头约 0.6m 的伽马成像以及距离钻头约 1.1m 的动态井斜测量，而且无论定向钻进还是复合钻进时该仪器均可自旋转，实现全程不间断成像。

IPZIG 近钻头测量的应用不仅能明确地层构造特征，而且可以保证决策团队能够在第一时间对地层变化做出精准的判断。

图14 基于伽马成像的地层倾角提取及应用

IPZIG 提供的近钻头伽马和井斜测量有助于快速反应，能及时反应井底情况，可以做到及时调整，使轨迹较为平滑地位于目的层内；

伽马成像和方位伽马曲线反映的轨迹与地层之间的切割关系，帮助判断了地层倾角变化和轨迹位置，对追踪砂体起着至关重要的作用，为后续的轨迹调整提供可靠的方案。

在实钻过程中，近钻头伽马成像数据可实时导入到成像处理软件中，在伽马成像数据有变化的界面处可提取倾角信息，包括界面地层的真倾角、真倾向等信息。

这些信息可以通过 Petrel 平台导入到地质导向软件中，会自动显示沿轨迹方向的地层视倾角，据此可更新导向模型并实时做出轨迹的调整（图14）。

图15 水平井钻遇率分析

在趋势预测上模型预测已经达到了非常好的预测结果，只是在具体绝对数值上的预测相对较低，统计的预测绝对值准确率为70%。

指导实际钻井的地质模型对趋势的预测比其绝对准确性更有指导意义，在研究区钻完的两口井砂体钻遇率即是此观点的很好佐证（图15）。

思考建议：

（1）多尺度扎实的地质综合研究为优选井位和实施地质导向提供坚实基础。

（2）综合利用钻时、IPZIG近钻头伽马成像、岩屑录井和气测录井以及邻井对比分析等资料。地质、钻井、录井、导向、随钻仪器多部门一体化协同全天候24h监控。

（3）总体上砂体沿北东—南西方向发育，砂体发育长度通常在几百米到2000m左右，宽度为300～400m。全面扎实的地质分析和精确的三维地质模型地质导向是突破研究区挑战的关键点。

高质量的地质导向工具和随钻测量工具能从工程实施角度提高钻井效率和储层钻遇率。

（4）鄂尔多斯盆地致密油巨大的横向岩相和含油性变化在研究区开展相关的油气充注研究和模拟，挖掘真正的地质甜点，可能是今后继续深挖地质甜点的一个方向。

文献来源：冯张斌,马福建,陈波,李德胜,常波涛,冷先刚,柴慧强,吴凯,杨永兴,王永康,黄勇杰,丁黎,李治君,卢庆治,潘元炜,胡中,付在荣,王维.鄂尔多斯盆地延长组7段致密油地质工程一体化解决方案——针对科学布井和高效钻井[J].中国石油勘探,2020,25(02):155-168.

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