斜穿地层水平井与定向井储层对比方法

2019-05-13吕坐彬文佳涛李广龙祝晓林

特种油气藏 2019年2期

吕坐彬，文佳涛，李广龙，祝晓林，房娜

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

地层及储层划分对比是地质研究的基础，对油气田的勘探开发意义重大[1-12]。水平井与定向井或直井的地层及储层对比是一个难题，有关水平井地层及储层对比方面的文献比较少[13-22]。其主要原因是，通常水平井一般只针对一套储层，轨迹近似平行于储层顶面，水平段横向物性变化不大，且多数未完全钻穿整个储层段，因此，无法与定向井或直井进行地层及储层对比。斜穿地层水平井，由于水平井轨迹斜穿地层，且完全钻穿整个储层段，因此，具备与定向井或直井对比条件，但由于水平井水平段垂深为一定值，无法直接以垂深与定向井或直井进行地层及储层对比，再加上海上油田部分水平井受平台位置限制，多为反扣井，更增加了地层及储层对比难度。锦州25-1南油田沙河街组气顶砂岩油藏为典型的气顶边水窄油环油藏，开发井中70%以上的井为水平井，水平井中又有超过50%为反扣井，因此，实现水平井与定向或直井间的地层及储层对比，对油田的开发井随钻实施及油藏精细生产管理意义重大。在多年实践及经验积累基础上，形成了水平井水平段斜深折算垂深方法，较好地解决了该难题。

1 研究区概况

锦州25-1南油田区域上位于渤海辽东湾海域，油田发现于2002年，2009年末陆续投产，包括古近系沙河街组和太古宇2套含油气层系，为一个亿吨级海上油田，沙河街组和太古宇探明原油地质储量分别占油田总储量的1/2左右，其中，沙河街组主力含油层段为沙二段，沙二段整体上为一个受构造控制的短轴半背斜气顶砂岩油藏，油藏类型主要为层状构造油藏和岩性-构造油藏。根据沉积旋回特征，沙二段自上而下划分为0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油层组。沙二段目前共有104口开发井，其中，水平井为78口，定向井为26口。

沙二段主要发育辫状河三角洲前缘沉积，岩性以细—中砂岩为主，储集层平均孔隙度为25%，平均渗透率为325 mD，属于中高孔渗储层。油田整体开发方案中井型设计沿用传统开发模式，以定向井开发为主。实施阶段为确保油田高效开发，从储层适应性及产能等方面论证了水平井开发气顶边水窄油环的可行性。最终采用平行流体界面斜穿地层钻进方式、以油层组或小层分层系部署水平采油井开发窄油环油藏，通过优化设计取得了较好的开发效果，水平采油井初期产能为50～300 m3/d，平均单井初期产能超过100 m3/d，生产压差为0.5～1.0 MPa。

2 水平井水平段垂厚折算方法

要实现水平井与定向井以垂深进行对比，首先需要将水平井水平段的地层斜厚进行垂厚折算，求取由斜厚折算垂厚的折算系数，作为后续水平井水平段测井曲线、岩性、测井解释结论等由斜深转为垂深过程中的折算系数。海上油田实际开发过程中，由于受水平段靶点位置、平台位置、地层产状等因素的限制，水平井通常分为自上而下穿储层的水平井和自下而上穿储层的反扣水平井。2类水平井水平段垂厚折算方法不完全相同，下面分别加以阐述。

2.1 水平井水平段垂厚折算方法

建立了斜穿地层水平井井轨迹铅垂剖面模型(图1a)，在水平井井轨迹铅垂剖面中，过水平段终点C做水平段BC的垂线与储层段顶面相交于B′，则B′C即为水平段BC的折算垂厚段。由于水平段BC的长度是已知的，可以在井位构造图上直接读取，折算垂厚段B′C的地层垂厚也可以在储层顶面构造图上通过B、C2点的构造等值线高差计算得到(图1b)。因此，由B′C/BC可以得到水平段地层垂厚折算系数。

2.2 反扣水平井水平段垂厚折算方法

建立了斜穿地层反扣水平井井轨迹铅垂剖面模型(图1c)，反扣水平井水平段斜厚折算垂厚过程与水平井折算类似：在水平井过井轨迹铅垂剖面中，过水平段BC的起始点B做BC的垂线交储层顶面于C′，则C′B即为水平段BC的折算垂厚段，采用与水平井相同的方法，可以得到水平段地层垂厚折算系数C′B/BC(图1d)。

3 水平井水平段储层对比方法

3.1 水平井水平段储层对比方法

3.1.1 测井曲线垂深处理

水平井水平段测井曲线垂深处理流程如图2所示。

(1) 确定水平段起始点位置，根据水平井每米一个点井斜数据，读取水平段起始点斜深(MD0)和垂深(TVD0)。

(2) 对水平井垂深进行处理。以Excel格式打开水平井测井曲线，在测井曲线数据表中重新定义一列垂深列TVD_N，定向井段垂深保持不变，将水平段进行斜深折算垂深处理，将水平段斜深列(MD)减去水平段起始点斜深(MD0)后乘以水平段地层垂厚折算系数(E)，并累加到定向井段垂深之后，即可完成水平段斜深折算垂深处理。其他与水平井相关的岩性、测井解释结论、射孔数据等垂深处理方法与测井曲线处理方法类似。

图1 水平井水平段垂厚折算示意图

图2 水平井测井曲线垂深处理流程

3.1.2 储层对比

将水平井测井曲线、岩性、测井解释结论等数据按照上述方法处理后，以垂深格式加入水平段垂深处理后的测井曲线、岩性、测井解释结论等数据，即可实现水平井与定向井或直井以垂深进行对比。需要特别加以说明的是，折算后的垂深仅用于与定向井或直井的对比，不具有实际深度意义，不能用于判断流体界面。

3.2 反扣水平井水平段储层对比方法

3.2.1 测井曲线垂深处理

反扣水平井水平段测井曲线垂深处理流程较水平井复杂。反扣水平井由于2次穿储层，需要将轨迹从水平段起始点进行拆分，拆分成起始点之前的定向井和起始点之后的水平井(水平段)。与水平井不同的是，反扣水平段需要进行顶底倒置处理，即将水平段的顶、底位置互换，斜深重新标注刻度且需保持测井曲线形态不变。倒置处理后，与水平井水平段折算垂深处理方法类似，将斜深转换成折算垂深即可实现与定向井或直井间的连井对比。具体处理过程如图3所示。

(1) 确定水平井水平段起始点位置，读取起始点斜深(MD0)和垂深(TVD0)，读取井底斜深(MDT)。自水平段起始点将反扣水平井拆分成井斜小于90°的定向井和井斜大于或等于90°的水平井(水平段)。

(2) 拆分后的定向井保留原测井曲线，即可实现与其他定向井或直井以垂深进行对比。拆分后的水平井(水平段)由于其自储层底反扣穿储层，首先需要进行水平段测井曲线顶底倒置处理，需要重新定义一列斜深列MD_N=(MD0+MDT)-MD，得到的新的斜深MD_N是按深度递减排列的，需将测井曲线按照MD_N深度递增排序，排序后即可实现水平段测井曲线顶底倒置校正；然后将倒置后的水平段按照与水平井类似处理方法，重新定义一列垂深TVD_N=(MD_N-MD0)×E+TVD0，将测井曲线按新的垂深TVD_N重新标注刻度，即可实现水平段折算垂深处理。其他的与水平井相关的岩性、测井解释结论、射孔数据等垂深处理方法与测井曲线处理方法类似。

图3 反扣水平井测井曲线垂深处理流程

3.2.2 储层对比

与水平井储层对比方法类似，以垂深格式加入水平段垂深处理后的测井曲线、岩性、测井解释结论等数据，即可实现反扣水平井与定向井或直井间的连井地层及储层对比。

4 应用实例

以锦州25-1南油田A49井区为例，介绍该方法的具体应用。井区目的层为沙二段Ⅰ油组3小层，油藏类型为小气顶弱边水油藏，井区西部为断层边界，东北部为岩性边界，气顶指数为0.3，水体倍数为4；采用水平井采油、边部定向井注水的方式保持地层压力开发，共部署3口井：2口反扣水平采油井A46H和A42H、1口定向注水井A49；井区地层厚度为16～22 m，储层厚度为6～10 m。由于水平井垂深近似为同一深度，按照传统的方法无法实现水平井与定向井间的储层对比，利用文中方法可以实现水平井与定向井以垂深进行储层对比(图4)。

(1) 求取水平段垂厚折算系数。由井区沙二段Ⅰ油组3小层油层顶面构造井位图，读取A46H、A42H井水平段长度分别为408、543 m，水平段顶、底对应的构造高差分别为17、22 m，A46H井水平段垂厚折算系数为0.0417，A42H井水平段垂厚折算系数为0.0406。

(2) 根据井斜对水平井轨迹进行拆分。从每米1个点井斜数据分别读取A46H、A42H井水平段起始斜深分别为2 365.00、2 396.00 m，对应的垂深分别为1678.64、1711.82 m，分别按斜深对A46H、A42H井轨迹进行拆分，将A46H井拆分成斜深2 365.00 m之前的定向井段和斜深2 365.00 m到井底斜深2 773.00 m之间的反扣水平段，将A42H井拆分成斜深2 396.00 m之前的定向井段和斜深2 396 m到井底斜深2 939.00 m之间的反扣水平段。

(3) 将水平段测井曲线进行顶底倒置处理。以A46H井为例，提取A46H井斜深2 365.00～2 773.00 m反扣水平段测井曲线数据，以Excel格式打开数据文件，重新定义一列斜深列MD_N=(2 365.00+2 773.00)-MD，MD为测井曲线原斜深，将测井曲线按新的斜深MD_N递增排序，即可实现水平段测井曲线顶底倒置处理。利用类似的方法对A42H井水平段测井曲线进行顶底倒置处理。其他的与水平井相关的岩性、测井解释结论、射孔数据等倒置处理方法与测井曲线处理方法类似。

(4) 计算水平段折算垂深。仍以A46H井为例，在水平段测井曲线顶底倒置处理基础上，在测井曲线数据文件中，新定义一列垂深TVD_N=1 678.64+(MD_N-2 365.00)×0.041 7，TVD_N即为水平段折算垂深。利用类似的方法对A42H井水平段进行垂深折算。

(5) 以垂深为深度刻度进行地层及储层对比。水平井A46H、A42H井以水平段折算垂深为深度刻度，定向井A49井直接以实测垂深为深度刻度，加入测井曲线、岩性、测井解释结论、射孔数据、地质分层等数据，即可实现反扣水平井A46H、A42H与定向井A49井连井地层及储层对比。

经井区生产动态证实，储层对比方案与油藏动态认识一致，证实了对比方法的可靠性。井区2口采油井A42H、A46H井分别于2011年12月和2012年12月投产，A42H井初期日产油为120 m3/d，A46H井初期日产油为54 m3/d，开发初期为充分利用气顶能量，采用水平井平行流体界面的模式衰竭开发，投产后，地层压力下降较快，产量递减大，气窜严重，为补充地层能量，提高区块开发效果，2013年9月在油水边界附近实施了定向注水井A49井，A49井投注后，采油井A46H、A42H产量递减减缓，流压呈现上升趋势，气油比逐步下降。生产动态证实，2口水平采油井和定向注水井注采对应关系均较好，截至目前，该区块的累计产油量为32.47×104m3，综合含水为30.1%，采出程度为17.2%，开发效果较好。