【阿什卡精描专栏】一位精描“老专家”的系列文摘

ESSCA

作者：火山

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（十四）请各位专家讨论－－地质模型应该精细到何种程度？   

就数值模拟而言，我也提一点儿问题，请数模专家们讲解一下：

1、地质模型应该精细到何种程度？

2、地质模型是不是越精细越好？

3、地质模型粗化应该考虑哪些影响因素？

4、地质模型粗化应该达到何种程度才能满足要求？

5、数值模拟对地质模型的要求包括哪些方面？

近年来，大家都在谈地质建模、谈数值模拟、谈多学科油藏研究，也都或多或少取得了一些成绩，见到了一些效果，但似乎距离建模－数模一体化还有一定距离，借此机会，向各位专家学习！

回答1：

因问题而异。要你建模的模拟人员会告诉你他的要求。  

问题2 ：

能否把这些形成一种可操作的、透明的规范或者标准，大家都按照规范去做，这样相互协调起来也更加方便！您说呢？  

回答：

地质模型始终是油藏研究的核心，数字模拟应该研究如何实现不粗化的原样地质模型模拟

而不应该削足而适履。建模人员不为因粗化而导致的数模结果不准确而负责。

另一种思路，建模数模一体化

不同的研究目的，比如，制定开发方案、水平井设计、区块调整挖潜、厚层内部研究等，

应该一开始就统一考虑建模与数模方式、精度要求等，

该粗时要粗，该细时要细。

不能是建模数模各搞各的，不匹配。

所以，同一个区块，根据不同的目的可能建立不只一个地质模型

所以，建模工作也不是一次性的，作一个大蛋糕就算完成任务的

而是不断渐进或者跳跃式的研究过程

建模是一个研究手段和过程

不知道大家是否同意

回答：

我的本意是想通过与数模专家们的讨论，找到一条既现实、又相对科学的建模－数模一体化的途径。

从建模本身而言，强调的是尽可能地细化地质模型，但在资料不够完备时（比如井网稀疏且不规则情况，比如测井解释参数非

连续情况，比如地震反演分辨率不足情况），模型做细到何种程度合适？是不是越细越好？

从现阶段数模来看，对地质模型粗化是必然选择，那么，粗化到何种程度合适？粗化过程中需要考虑哪些因素？如果为了满足数模对网格数量的要求，从一开始就直接建立较粗的模型（如一个沉积单元做为一个网格），这种简化是否合适？

个人认为上述问题需要通过讨论来加以明确。上述观点有待商榷，敬请指正！

问题：

标准显得异常重要，初期摸索阶段不好拿出标准，现在到底是不是时候呢？  

回答：

地质模型精细程度问题因模拟计算要研究的问题而异。

我所做过的实际区块模拟最细为平面网格步长9.8米，结构单元内纵向分为四个网格。

我所见过的实际区块模拟，最粗网格为一口井一个网格（PEBI网格）。如果进行全油田分析，一个网格可以包含多口井。

我不知道实际区块模拟最细的网格是多大，但是要模拟实际区块含侧积夹层厚油层内部，平面网格大于5米怕是不行。

*** 模型粗化就是网格粗化，有关油层深度、断层描述、厚度、孔隙度、渗透率、饱和度必然进行粗化；进而相对渗透率曲线、毛管力曲线、油气水性质变化，甚至井位也必然是“粗化使用”。

*** 在建模之前，首先要知道你的地质模型是要干什么的，于是你才能知道从使用的角度说哪些是有用的，那些是画蛇添足。

如果是为模拟提供模型，首先要考虑模拟区是否将油藏开发中的驱动体系完整地表达出来了。

比如，如果边底水在开发中起作用，模型就要进行“合理”的反映——不一定按实际延伸；气顶也是一样。

我经常看到注采关系不完善的模型或由于模型边界取得不合理而使流动方向改变的模型。

所以，我一直强调模拟人员必须参与建模工作，建模人员也要了解一些模拟的要素——没有工作内容的交叉，就不会有真正的多学科协同。

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（十五）升深平1井随钻地质导向纪实   

涉及资料保密，此处隐去8000多字.....

ESSCA

回复@倪恩-导向:阿什卡曾经写过的哪些激情四射的Petrel技术文件，就让它们随风扩散到这世界上所有的论坛吧，希望能对大家有帮助。阿什卡不能再宣传Petrel资料了，因为斯伦贝谢已经找了几家新代理。如果Petrel用户们有啥问题，欢迎到www.essca.com讨论，阿什卡团队还是一如既往地为大家服务。

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作者：火山

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（十七）深层火山岩储层水平井随钻现场跟踪与地质导向的认识与收获  

     1、一口水平井钻井过程可能分为几个阶段，每个阶段的工作制度可能不同，比如钻头的尺寸的选择、随钻测井系列的选择、阶段完井（固井）的选择、阶段完井前测井系列的选择等，其中每一个阶段成为“开”，如果一口井的钻井过程分为数个阶段，那么第一个阶段称为“一开”，第二个阶段称为“二开”，第三个阶段称为“三开”，依此类推。      

     2、每一个钻井阶段可能分为多个起钻和下钻过程，统称为“起下钻”，起下钻一般在遇到井下设备发生故障（如卡钻、随钻测井信号传输故障等）或需要改变工作制度（如更换钻头、更换螺杆等），其中一次钻头钻进过程称为“一趟钻”。

     3、随钻测井分为MWD和LWD两种，MWD主要用于测量井斜和方位，LWD又可进一步分为两种，即感应测井和放射性测井，前者包括深、中、浅感应电阻率测井和伽马测井等，后者包括中子孔隙度测井和密度测井等。

     4、钻井钻进速度有两种表达方式，随钻测井（LWD）以单位时间钻进距离（m/h）－钻速表达，地质录井以钻进单位距离所需时间（min/m）－钻时表达。

     5、随钻测井和地质录井都存在数据信息滞后现象，随钻测井滞后的原因是测井仪器安装的位置到钻头位置的距离产生的，滞后距离的单位是米（m），不同的随钻测井仪器安装的位置不同，感应测井仪器相对安全而且便宜，安放位置距离钻头近些；MWD设备相对昂贵，安放位置距离稍远一些；放射性测井设备不仅昂贵而且一旦卡钻脱落打捞不上来可能会对环境造成危害，出于安全考虑安放位置尽量远离钻头。地质录井滞后的原因是烃类和岩屑随钻井液（泥浆）从井底返到地面的时间产生的，滞后时间是秒（s）。由此可见，随钻测井的滞后在“一趟钻”钻进过程中一般是一个常数，而且滞后现象不会因为停钻或“起下钻”而消失；地质录井的滞后在“一趟钻”钻进过程中是一个变数，这一变数与钻井泥浆泵的性能和井筒中钻井液（泥浆）循环速度和质量密切相关，但一旦停钻或“起下钻”，随着时间的延续，这种滞后就会消失。

     6、钻井液（泥浆）分为水基和油基两种，不同性质钻井液（泥浆）作用不同，一是对井下工具影响不同，油基泥浆润滑效果较水基泥浆好，水平钻井选用油基泥浆井下设备安全性更高；二是对随钻测井响应不同，油基泥浆与水基泥浆相比测井响应效果稍差一些（例外：对于声波时差测井而言，油基泥浆比水基泥浆要好）；三是对地质录井气测影响不同，油基泥浆对烃类响应效果不如水基泥浆；四是对地层岩石腐蚀程度不同，油基泥浆对地层岩石的腐蚀更强，现场证实：油基泥浆可以腐蚀和软化硅质（SiO2）岩石，经过油基泥浆浸泡的硅质岩石，再经过淘洗和高温烘干后甚至可以被轻而易举地拈成粉末，从而对岩屑鉴定产生影响。

     7、水平钻井驱动方式分为机械驱动和水力驱动两种，依靠钻井平台上转盘驱动属于机械驱动，依靠钻井液（泥浆）循环驱动螺杆转动驱动属于水力驱动。两种驱动方式可以单独使用，也可以组合使用，通常情况下，水平钻井现场经常将两种驱动方式组合使用。

     8、水平钻井轨迹诸参数含义：造斜点是指钻井轨迹开始发生曲率和方向变化的深度位置；着陆点是指钻井轨迹达到油气储层顶面位置；靶点是指钻井轨迹在油气储层中储层物性和流体性质最为有利位置穿行的控制点；直井段是指从地面到造斜点之间井筒轨迹斜度（井斜角）小于3°的井筒轨迹路径；水平段是指从第一个靶点到最后一个靶点之间的井筒轨迹路径；造斜段是指井筒轨迹从垂直到水平之间的井筒轨迹路径。

     9、磁偏角是指因地磁坐标北极与地理坐标北极位置不同而产生的角度，通常大地测量采用的是地理坐标系统，而测量设备识别的是地磁坐标系统，因此，在利用测量仪器完成测量任务后需要将测得的坐标数据进行磁偏角校正，即坐标旋转变换。

    10、钻井液粘度是一把双刃剑，粘度较高时对井下设备安全有利，但对录井气测存在影响，反之，对录井气测有利，但对井下设备安全不利。个人认为确定钻井液粘度应该在保证钻井安全的基础上，尽可能降低钻井液粘度；对于较高粘度时对录井气测的影响，可以通过系统对比的方式予以消除。

     11、地质录井获得的岩屑是识别岩性、判断钻遇地质层位的有力证据，但录井岩屑的组成往往很复杂，常常会有许多假的成分（俗称假岩屑）参杂其中，给岩性鉴别和层位判断造成混淆。做为一名随钻跟踪技术人员，应该具有一双能够鉴别真假岩屑、去伪存真的眼睛。岩屑的鉴别一般有如下几种方式：

     一是目测法，就是利用眼睛直观感知不同深度或位置点岩屑外形、大小和颜色的变化，依此来分析和判别岩屑的岩性、矿物组成和储层物性变化。

     二是体验法，就是利用双手或随身携带的别针给岩屑施加一定的压力或者剪切力，观察岩屑的硬度变化，依此来分析和判别岩屑的岩性、矿物组成和储层物性变化。

    三是镜下观察法，就是在显微镜或者偏光显微镜下观察岩屑或者岩屑制成的薄片，观察岩屑内部矿物组成和结构特点，依此来分析和判别岩性和储层的物性变化。

    四是间接法，就是依据随钻地质录井（气测、钻时）、随钻测井（钻速、伽马、电阻率、密度等）的变化，结合钻井区块已经形成的地质认识，间接判别地层岩石的地质层位、岩性、物性。

    五是综合法，就是利用上述各种手段，综合分析地层岩石的地质层位、岩性、物性。

     12、气测是判断储层性质的一种直接有效的手段，一般情况下，在钻井液粘度低于100毫帕秒时，总烃含量的峰值与基值（钻井液中混入柴油的反应）的比值在4倍以上时，一般为较好的储层。

     13、水平井钻进过程中往往需要根据实际地质录井和随钻测井响应，结合三维地质模型，综合判定钻头位置所处的实际地质层位和储层性质，并且依此来调整钻井的方向，一般地，向上调整称为“挑”，向下调整称为“抠”。

     14、在水平井的造斜段位置，井眼的形状与直井段井眼形状存在很大的差别，这是因为钻井用的钻杆是直的、硬的，如果井眼只有钻头大小，斜井段钻杆就无法通过，为此，通常情况下，在斜井段钻井都要通过“滑眼儿”－即在水平井钻进方向所在垂直平面上扩大井眼的方式来加以解决，此处扩大后的井眼形状就像狗的腿肚子，俗称“狗腿肚”。

     15、随钻测井与钻后测井深度往往存在一定的差异。前者仪器设备安装在钻杆内部，随着钻杆转动和上下移动对井眼周围地层进行探测，探测的信号通过钻井液传输到地面，因此，测得的结果往往波动幅度较大，但总体趋势是正确的；另一方面，钻杆的刚性和韧性较强，拉伸量相对较小，而且钻杆所处位置一般都接近井眼的中心，因此，随钻测井的深度与实际深度误差较小。后者仪器设备是依靠钢丝绳索悬垂下井，钢丝绳索一般拉伸量都较大，而且仪器设备以这种方式下井在斜井段位置往往不在井眼的中心，因此常常造成较大的误差，另一方面，常规测井一般在井筒内部钻井液相对静止的情况下测量，受环境影响较小，因此，测得数据相对比较平滑。

     16、水平井钻进过程一般又可分为滑动和转动两种方式，一般而言，随钻测井设备在转动的情况下，测得的方位更多，测得的数据更密集，因此，结果也更可靠，如果钻进过程为滑动，随钻测井测得的数据质量就会相对差一些。

     17、水平井随钻测井结果的精度除了受钻进方式（滑动和转动）影响外，还与钻进速度、钻头尺寸有关，钻进速度越快，测得数据密度越低，精度就越差，反之，精度就高，钻头尺寸越小，随钻测井设备距离井筒周围地层的距离越近，测得的数据精度越高，否则，精度就低。

     18、随钻测井包括深、浅感应电阻率测井、伽马测井、中子密度测井、中子孔隙度测井和MWD（井斜和方位）测井等，各种测井信号因仪器设备位置差异滞后也不尽相同，为了安全中子测井系列常放置在最靠上位置，因此，滞后也越多。由于中子测井系列需要的投资较大，加之滞后较多。为了节约成本，建议在直井段和造斜段到达目的层之前不使用这种测井系列，而在接近目的层时使用。

     19、随钻测井各种测井系列所反应的地层信息不同，需要组合起来综合使用，但仅仅依靠随钻测井还是不够的，还必须结合岩屑录井、气测录井、钻进速度（钻时）等信息综合判别，以及三维可视化地质模型的实时跟踪显示和实时模型更新，才能获得比较可靠的认识，为水平井的钻进提供有效的指导。

     20、水平钻井设计方案一般都比较超前，往往都是在方案设计之后才开始三维地质建模，因此，方案的完善性就值得怀疑。基于这种考虑，个人认为水平钻井设计方案在现场指导中仅供参考，随钻跟踪和地质导向应该更多地参考三维地质模型，同时，结合随钻测井和地质录井信息综合判断，以此来指导水平钻井。可见，水平井随钻跟踪与地质导向必不可少，水平井跟踪与地质导向人员不应该成为方案的奴隶，而应该成为方案的改进者和完善者。因此，个人认为水平井随钻跟踪与地质导向人员应该具备一定的创新意识。

     21、对于三维地质建模人员来说，水平钻井区块三维地质模型建立完成并不意味着工作的终结，而是工作的开始，由于受原始地质资料的丰富程度、分辨率和解释精度等的影响，建立的三维地质模型中还必然包含着许多不确定性，随着水平钻井的进行，获得的知识变得丰富起来，原先建立的三维地质模型必然存在许多不适应性，因此，需要对三维地质模型进行必要的更新，只有这样，才能为水平井钻进提供更加可靠的指导。

     22、深层火山岩气藏水平井现场随钻跟踪与地质导向的实践给了我很多的启示，其中最重要的一点就是：水平钻井随钻跟踪与地质导向人员是水平钻井现场的主心骨，水平钻井随钻跟踪与地质导向人员除了具备较强的责任心、自信心和去伪存真的能力外，还应该能够随机应变、处乱不惊，能够针对现场出现的突发情况进行迅速、周密、细致的分析和判断，为水平井钻进提供可靠指导。从这个角度来讲，水平钻井现场好比一个人体，随钻测井就是人的眼睛，地质录井就是人的鼻子，钻井就是人的手足，而随钻跟踪与地质导向就是人的大脑，大脑必须将视觉、嗅觉、触觉等信息综合在一起，加工出正确的指导手足工作的进一步指令，可见，随钻跟踪和地质导向何等重要。强调随钻跟踪与地质导向的重要，并不意味着抹杀其它部门的功绩，事实上，只有各部门协同作战，才能把工作干好，否则，只是强调那一方重要，而忽视其它方，就可能闹出“五官争功”的笑话，最终影响到我们的工作。也许有人会问，为什么我的比喻中没有“嘴”这一器官，我的意见就是在水平钻井现场不需要“嘴”，“嘴”的工作应该在水平钻井完成之后，它的工作就是对整个水平钻井结果进行评说（表扬或者批评），从这一点上来看，个人认为：这里不需要“嘴”。

火山：与碎屑岩相比，火山岩储层性质及其分布更为复杂，主要体现在后生改造对储层性质的影响方面：对于火山岩储层而言，尽管储集空间仍以原生孔隙为主，但若无后生改造作用如风化淋滤及构造运动所产生的溶蚀孔隙和裂缝，也很难成为好的储层，也就是说孔隙间连通是由后生孔隙沟通的。

ESSCA

说明：该系列文章的作者火山是某油田级精描专家，与阿什卡公司合作12年的客户，中国最早的RMS和Petrel用户之一。

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ESSCA

亲爱的同行网友们，版主我要出国两周，期间恐不能及时更新，大家先温故知新吧，两周以后会有更多精彩内容更新发布。恭祝夏安！

ESSCA

网友ZCZ回复：

跟着火山和ESSCA学习，也介绍下我个人的认识，请大家指导undefined
逐条对照楼上的认识：
1、地质导向参与到的钻井施工部分主要有二开（或三开，依据井型，施工安排而定）着陆段和三开（或四开。依据井型，施工安排而定）水平段。着陆段的主要目的是找储层、探油顶、入油层，水平段的主要关切点是保证井筒轨迹位于油藏的最佳位置，避免出储层、钻遇边水、底水，保证油层钻遇率。

3、目前行业内使用的带电阻率测井的LWD设备主要有SLB/HLB/BHI/WTF/GE(APS)，一般为电磁波传播电阻率。而SLB/BHI在国内也推出了利用电阻率测井探测储层边界的设备，periscope&azitrack。

5、MWD与LWD设备在井下的安置位置主要考虑的是工具的测量参数及作用，一般GR和电阻率靠近钻头，之后是中子密度，向上为MWD，主要是因为GR、电阻率可以及时定性判断井下钻遇地层情况，中子密度可定性补充判断，并可提供实时定量评价，而MWD在起到测量井斜和方位的作用外，还起到数据传输的作用，实时测量的LWD参数通过MWD发出的泥浆脉冲传递至地面，经过地面压力传感器的接收、地面设备的解码，便可以转换为我们实时看到的测井数据和工程参数。

7、【机械驱动（顶驱旋转or转盘旋转）+水力驱动（井下动力工具受泥浆循环作用而带动钻头转动）】对应了钻井工程人员常说的旋转钻进（复合钻进），单独的水力驱动对应了钻井工程人员说的滑动钻井。在井轨迹不需要调整（增井斜、扭方位）情况下，钻井现场使用旋转钻井，当需要调整轨迹的情况下，选择滑动钻井。旋转钻进时，钻井进尺快，滑动钻进进尺相对较慢。目前的旋转导向技术，就是指不需要滑动就可以调整轨迹，可以提供快速的进尺，以及光滑、安全的井眼。

11、岩屑录井工作对于判断地层层位作用明显，只是水平段钻进过程中，收到钻具重力作用导致井筒底部出现凹槽，对于岩屑的上返有阻碍作用，在实时对比中需要仔细甄别。在邻井资料充足的情况下，充分利用好邻井资料，对于判断地层深度、厚度有很大帮助。

14、“狗腿肚”这个描述与钻井现场说的“大肚子”井段倒是一致，常说的另一个“狗腿度”，指的是井斜、方位的变化程度，专业称谓是“全角变化率”，即单位井段长度井眼轴线在三维空间的角度变化。

15、随钻测井与电缆测井的深度系统有较大的区别，随钻测井的深度系统与钻井系统一致，通过测量钻具的长度来对应井下深度。电缆测井的深度系统对应的是电缆绞车的电缆长度。随钻测井深度的主要误差来源于钻具的测量长度和钻具的拉伸量，而电缆测井的深度误差主要是电缆的拉伸量。对于深度系统的统一，是行业内的一个难题，目前校正的方法较少。但深度的校正又是重中之重，因为关系到后续完井射孔位置的确定。

16、对于LWD测量参数，在旋转钻进时，所测值为井周（上下左右）测点的加权平均值或平均值（LWD地面系统可设定），滑动钻进时，所测值为井筒单一位置的数值。由于旋转钻进进尺快，当大于80m/h（大部分LWD工具）时电阻率、中子、密度测点减少，曲线出现断点，大于100m/h（大部分LWD工具），GR曲线出现断点。一般需要在倒滑眼时进行补测。对于MWD测量参数，停泵测量（关泥浆泵、钻盘、顶驱静止、钻具静止）所得井斜、方位误差最小；滑动钻进时，井斜、方位误差相比较大，但仍有参考意义，而定向井工程师需要MWD测量的“工具面”来指导轨迹调整；旋转钻进时，MWD探管所测量的井斜、方位、工具面无意义，但其测量的地磁信息，对指导工程防碰，有重要作用。

18、着陆段一般选用电阻率和GR两条LWD参数设备，主要是用于定性评价地层岩性，寻找储层；水平段多加的中子和密度参数测井，主要考虑的是定量计算储层物性参数，估算储量。

20、22、地质导向人员在整个地质导向作业中也要做好不同专业人员的“翻译”，把地质人员的地质认识以工程施工指令的形式传达到钻井施工人员（钻井工程师、定向井工程师），把钻井施工人员反馈的施工问题（工具能力、后续作业影响、安全考量）及时传达到地质人员。通地质、晓工程、善沟通。

石油勘探与开发包含的各类学科，而具体的工作很少是单单依靠某一个专业人员完成的，但由于专业、岗位的划分，我们往往考虑到本专业的关切点较多，想到别的专业别的部门的关切点较少，难免有因为沟通不畅导致作业失败的情况，使得各方都受损。这就需要多协调、多沟通，也催生了了解各分专业业务，并指导协同的作业的人员出现。地质导向工程师也是在这种情况下营运而生的吧。

一家之言，片面之点！感谢火山留下的肺腑经验，感谢主页君提供的平台。帮我学习油藏描述少走了很多弯路。

ESSCA

网友ZCZ回复： 油藏评价阶段的水平井地质导向 油藏评价阶段的任务，在预探井和详探井发现油田的基础上，研究人员与技术管理人员进一步布置评价井来深化油藏地质认识，落实油藏生储盖组合，确定油藏分布范围，并进一步估算探明储量。 水平探井（水平评价井），相对与常规直探井和定向探井的优势， 1、在落实油区形态和生储盖组合的基础上，可以横向描述油藏的分布范围。 2、在钻遇优质储层的情况下，可以直接转为生产井投入生产，有效的节约的经济成本。 水平探井（评价井）相对于常见的水平开发井而言，主要的风险在于油区的地质认识上。由于勘探阶段和评价初期阶段，可利用的井筒资料有限，仅有分布范围较为分散的探井，地震解释资料仍处于验证阶段，层位、断层、速度关系等。 此时建立的地质模型仅为概念阶段的模型。 我们知道油藏描述的阶段性和局限性，无论哪个阶段的作业中，都会符合一个定律：资料不充足与不精确定律（个人观点）。 地下的地质认识不断变化、油气水关系在钻井介入后边由相对的静态平衡向动态平衡转变。 这也在某种程度上说明油藏描述工作的“艺术性”，在有限的“确定性”资料（考虑到误差，这个确定性也是相对的），结合认识不清晰的“模糊资料”（多种地震属性分析、波阻抗岩性体、地质家的沉积相图），指导钻井工程人员进行“量化的”、“指令式”的作业。     好了，继续说说油藏评价阶段的地质导向。     由于是钻水平井，大家都会有这样一个共识：水平段一定落在储层中。因此地质人员、工程人员对本井的顺利实施给予的较高的希望。毕竟是水平井嘛，认识不清还敢布置水平段？     但是作为专业的地质导向人员，必须清醒的认识到“储层顶深度预测”这个关键点，这个风险点。 并且横向相储层分布范围更难预测。 还有个问题是，当水平段钻遇断层、水层（开发中后期可能性较大），如何调整。这个问题就需要我们回到作业原点：我们这个水平探井的目的是什么？探边际？探构造？探边水？根据目的实施调整，评价阶段不同于开发阶段，不必牢牢咬住储层钻遇率（具体情况具体分析，遇到“亲油气”作业者，我们就把轨迹控制在油气内）。 当作业结束时，利用实时获取的资料，及时进行地质认识的更新，进一步指导下部作业（继续布置评价井OR制定开发方案转入开发阶段）。