王 謙， 李國利， 李 震， 蘇 波， 洪英霖

(1.中國石油測井有限公司，陜西西安 710077；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000)

地質(zhì)導向中二維儲層界面預測方法研究

王 謙1， 李國利1， 李 震1， 蘇 波1， 洪英霖2

(1.中國石油測井有限公司，陜西西安 710077；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000)

目前常用的鉆前地質(zhì)導向模型建立在地震資料精細處理的基礎上，分辨率較低，需要建立一種新的儲層界面預測方法。以測井資料為基礎，建立了地層視傾角的計算方法，通過平移、創(chuàng)建虛擬井等方式確定水平井鉆進方向上的地層邊界信息，構建地層邊界模型，推導了地層邊界的數(shù)學關系。應用地層視傾角預測模型和不同井位分布下的地層邊界數(shù)學模型進行了現(xiàn)場預測，結果表明，目的層視傾角為0.70°，完井計算地層視傾角為0.53°，誤差較小；儲層邊界預測結果與實測結果誤差為0.1～3.6 m，預測結果受地層變化情況的影響較大。研究表明，地層邊界深度是水平位移的函數(shù)，下傾地層邊界深度與水平位移呈線性正相關，與建模井的井距呈線性反相關，而上傾地層變化規(guī)律與之相反；對于地層厚度逐漸變化的地層，數(shù)學建模預測結果比視厚度預測結果更為準確。研究結果為水平井地質(zhì)導向提供了一種直觀量化的指導方法。

地質(zhì)導向 傾角 儲層界面 水平井 測井資料

地質(zhì)導向鉆井是指用近鉆頭測量的地質(zhì)、工程參數(shù)和隨鉆控制等手段，保證實鉆井眼軌跡在儲集層最佳位置穿行。采用地質(zhì)導向鉆井技術，能極大地提高對地層、構造、儲層特征的判斷和鉆頭在儲層內(nèi)穿行的控制能力，提高油層鉆遇率、鉆井成功率和采收率，實現(xiàn)增儲上產(chǎn)、降低鉆井成本的目的[1]。地質(zhì)導向技術的發(fā)展是建立在隨鉆測井技術發(fā)展的基礎上的，隨鉆測井從最初的測量井斜角、方位角、工具面角等工程參數(shù),逐漸發(fā)展到測量地層物性、電性、巖性等地質(zhì)物理參數(shù)，并逐漸向方位、成像、深探測方面發(fā)展[2-3]。在隨鉆測井的基礎上,發(fā)展了許多實時預測儲層界面的方法，如利用自然伽馬預測探測點與地層邊界的距離[4]，利用電磁波電阻率探測深度的差異和極化角現(xiàn)象判斷井眼軌跡與儲層邊界的空間位置關系[5-8]，對深探測方位電阻率進行反演確定儲層邊界與油水界面[9]。隨鉆測井對儲層界面的預測局限在井周附近，而且探測深度受圍巖和儲層導電性差異的影響較大。一般都是基于地震資料進行鉆前儲層預測，采用波阻抗反演技術[10]、頻譜成像技術[11]和地震屬性聚類分析[12]等方法進行儲層預測，為了提高精度利用測井資料進行約束[13]，對儲層的發(fā)育程度與橫向展布規(guī)律進行預測，但分辨率較低。

目前，隨鉆地質(zhì)導向主要是結合地震分析結果、通過多井地層對比確定標志層厚度進行界面垂深預測[14-15]，沒有考慮井眼軌跡與儲層界面變化的影響，不能在鉆井過程中實時預測鉆頭與儲層邊界的距離。筆者以測井資料為基礎，建立井眼軌跡與儲層界面在鉆進方向上的數(shù)學關系，對于地層厚度變化的儲層實時預測井眼軌跡與儲層邊界的距離，并結合隨鉆測井資料實時調(diào)整邊界模型，指導地質(zhì)導向鉆井，提高儲層的鉆遇率。

1 地層視傾角預測方法

1.1 地層傾角測井

地層傾角測井是一種在裸眼井中探測地層層面空間位置的測井方法，主要通過多條電阻率測量曲線來計算地層的傾角及傾斜方位角，從而研究各種地質(zhì)問題。一般認為，泥巖為低能量沉積環(huán)境，水流平穩(wěn)，層理呈水平狀，與原始泥巖層面平行，泥巖的傾角與傾向反映了地質(zhì)構造運動的結果，因此采用泥巖井段確定構造傾角，通常用目的層上部泥巖段的傾角來確定目的層的構造傾角。

1.2 區(qū)域多井對比

通過對比鄰井標志層(全區(qū)分布穩(wěn)定、厚度穩(wěn)定、巖性特征明顯的地層)的海拔深度，確定高度差，利用井口坐標與井眼軌跡參數(shù)確定鄰井標志層之間的水平位移。

若M1和M2為直井，則2口井標志層之間的水平位移為：

(1)

如果M1和M2為大斜度井，則2口井標志層之間的水平位移為：

(2)

2口井之間地層視傾角為：

(3)

式中：L12為2口井標志層之間的水平位移，m；x1為M1井橫坐標，m；x2為M2井橫坐標，m；y1為M1井縱坐標，m；y2為M2井縱坐標，m；Δx1為M1井標志層相對井口橫坐標的位移，m；Δx2為M2井標志層相對井口橫坐標的位移，m；Δy1為M1井標志層相對井口縱坐標的位移，m；Δy2為M2井標志層相對井口縱坐標的位移，m;θ為2口井之間的地層視傾角，(°)；ΔH為2口井標志層之間的高度差，m。

另一種方法是對比同一口井導眼井(直井)與水平井的標志層，以M1井為例，確定ΔH和水平井標志層相對導眼井的水平位移L11，則水平井鉆進方向上的地層視傾角為：

(4)

其中，導眼井標志層深度為電纜測井深度，水平井標志層深度為隨鉆測井鉆桿計量深度，應該在造斜段以上對比自然伽馬曲線，以消除2套深度系統(tǒng)的誤差。

1.3 隨鉆測井實時計算

在鉆井過程中，根據(jù)隨鉆測井、錄井等信息綜合判斷鉆頭與目的層的相對空間位置，可分為鉆頭從儲層底部穿出、鉆頭從儲層頂部穿出和鉆頭在儲層中穿行等3種情況。利用隨鉆測井資料和地質(zhì)工程參數(shù)，可以對鉆井過程中的地層視傾角進行計算，如圖1所示(其中紅色曲線代表井眼軌跡)。

1) 下傾地層視傾角確定方法。鉆頭從儲層底部穿出(如圖1(a)所示)，地層視傾角為：

(5)

鉆頭從儲層頂部穿出(如圖1(b)所示)，地層視傾角為：

(6)

鉆頭在儲層中穿行(如圖1(c)所示)，地層視傾角為：

(7)

2)上傾地層視傾角確定方法。鉆頭從儲層底部穿出(如圖1(d)所示)，地層視傾角為：

(8)

鉆頭從儲層頂部穿出(如圖1(e)所示)，地層視傾角為：

(9)

鉆頭在油層中穿行(如圖1(f)所示)，地層視傾角為：

(10)

式中：Hi為著陸點海拔深度，m；Ho為出層點海拔深度(其中圖1(c)、圖1(f)指目前鉆頭所在海拔深度)，m；Hz為儲層視垂厚度，m；L1為著陸點水平位移，m；L2為出層點水平位移(其中圖1(c)、圖1(f)指目前鉆頭水平位移)，m。

上述計算的地層視傾角不一定完全反映儲層的實際情況[16-17]， 進行地質(zhì)導向時可作為參考。

2 地層界面預測方法

2.1 儲層邊界建模方法

儲層邊界建模有2種方法。一種是以水平井的鉆進方向為基礎構建儲層邊界模型，如圖2所示。圖2中，M1為待鉆水平井，M2和M3為其鄰井，A，B分別為入靶點和出靶點；在建模中假設鄰井附近儲層的特征基本一致，以M1井為原點， 以與M1井的距離為半徑將鄰井平移到M1井的鉆進方向上，以此為基礎建立儲層邊界模型。圖2(a)、圖2(b)中水平井M1為已鉆導眼井，以導眼井和鄰井M3為基礎建立儲層邊界模型；圖2(c)、圖2(d)中水平井M1為未鉆導眼井，以鄰井M2和M3為基礎建立儲層邊界模型。其中，目標井與鄰井之間的水平位移通過2口井的實測坐標進行計算。

θ1=90°-(180°-φ)

(11)

所以，M1和A,B點所形成直線的方程為：

y=x-tanθ1+(y1+x1tanθ1)

(12)

(13)

(14)

在建模過程中，如果是分布穩(wěn)定的構造油氣藏，第一種平移的方法接近構造等高線的變化，以離目標井最近的井和構造較平緩的井為基礎，可以建立一個合理的地質(zhì)模型。如果鄰井相距較遠而且目的層構造變化較大，以上2種方法假設鄰井附近儲層特征不變的前提不成立，必須通過創(chuàng)建虛擬井進行目的層特征預測，只有這樣建立的地質(zhì)模型才更接近地層的實際情況，如圖4所示。圖4(a)為井位分布圖，以M2井、M3井為基礎，在M1井鉆進方向上建立虛擬井M4井，由M2井、M3井確定的直線方程為：

(15)

聯(lián)立式(12)、式(15)可以確定虛擬井M4的坐標，通過式(1)可以計算M4井與M2井之間的水平位移L24，進而確定虛擬井目的層上邊界的海拔深度H4(以儲層下傾為例，如圖4(b)所示)：

(16)

式中：H3為M3井目的層上邊界的海拔深度，m；H2為M2井目的層上邊界的海拔深度，m；L23為M2井與M3井之間的水平位移，m；L24為M2井與M4井之間的水平位移，m。

以M1井(導眼井)與M4井目的層的海拔深度及2口井之間的水平位移為基礎，可以建立M1井在水平井鉆進方向上的目的層邊界變化方程。

2.2 下傾地層儲層邊界預測

在確定目的層特征與鄰井相對位移的基礎上，以圖2中的井位分布方式為例構建下傾地層模型，如圖5所示。其中，M1井為待鉆水平井，M2，M3井為已完鉆鄰井，紅色曲線為水平井井眼軌跡。假設鉆頭位于目的層邊界且邊界線性變化，則目的層邊界深度是M1井水平位移的函數(shù)，即目的層的邊界方程與距離M1井的水平位移有關。

通過圖5(a)確定的目的層邊界方程為：

(17)

通過圖5(b)確定的目的層邊界方程為：

(18)

通過圖5(c)確定的目的層邊界方程為：

(19)

通過圖5(d)確定的目的層邊界方程為：

(20)

式中:H為目的層邊界的海拔深度，m；H1為M1井目的層頂界的海拔深度，m；L12為M1井與M2井目的層之間的水平位移，m；L13為M1井與M3井目的層之間的水平位移，m；H為變量L11的函數(shù)。

2.3 上傾地層儲層邊界預測

在確定目的層特征與鄰井相對位移的基礎上，以圖2中的井位分布方式為例構建上傾地層模型，如圖6所示。

通過圖6(a)確定的目的層邊界方程為：

(21)

通過圖6(b)確定的目的層邊界方程為：

(22)

通過圖6(c)確定的目的層邊界方程為：

(23)

通過圖6(d)確定的目的層邊界方程為：

(24)

2.4 井眼軌跡與儲層邊界關系預測

為了預測井眼軌跡與目的層邊界的關系，以目的層在鉆進方向上逐漸變厚為例，建立井眼軌跡與目的層邊界的關系，如圖7所示。M1井水平段鉆頭所在的位置為(L11,HD)，通過邊界線方程確定鉆頭處目的層邊界的位置(L11,H)，對比分析鉆頭與目的層邊界的相對位置來確定井眼軌跡與儲層邊界的關系。

由式(23)確定目的層上邊界的方程為：

(25)

由式(19)確定目的層下邊界的方程為：

(26)

式中：Hup為目的層上邊界海拔深度，m；Hdn為目的層下邊界海拔深度，m；H21為M2井目的層上邊界海拔深度，m；H22為M2井目的層下邊界海拔深度，m；H31為M3井目的層上邊界海拔深度，m；H32為M3井目的層下邊界海拔深度，m；Hup與Hdn為變量L11的函數(shù)。

如果鉆頭未鉆遇目的層，如圖7(a)所示，則鉆頭距離目的層上邊界的垂直距離為：

ΔHup=Hup(L11)-HD

(27)

如果鉆頭已鉆遇目的層，如圖7(b)所示，則鉆頭距離目的層上邊界、下邊界的垂直距離為：

ΔHup=HD-Hup(L11)

(28)

ΔHdn=Hdn(L11)-HD

(29)

式中：ΔHup為鉆頭距離目的層上邊界的距離，m；ΔHdn為鉆頭距離目的層下邊界的距離，m；HD為鉆頭鉆進過程中所在的深度，m。

3 井眼軌跡相對位置判斷方法

為了對井眼軌跡與目的層之間的相對位置進行準確判斷，需要對儲層邊界進行及時預測，同時以隨鉆實時測井曲線為基礎，不斷修正預測結果，指導調(diào)整鉆井設計方案，下面分2種情況進行分析。

1) 假設鉆頭未鉆遇目的層上邊界

HD

2) 假設鉆頭鉆遇目的層上邊界

HD

HD=Hup,即鉆頭鉆遇目的層時，鉆頭當前海拔深度等于預測邊界海拔深度，通過預測模型根據(jù)式(28)、式(29)判斷鉆頭與目的層的相對關系。

HD>Hup,即鉆頭鉆遇目的層時，鉆頭當前海拔深度大于預測邊界海拔深度，目的層向下凹陷，以當前目的層海拔深度重新建模預測邊界，進而根據(jù)式(28)、式(29)判斷鉆頭與目的層的相對關系。

4 應用實例

4.1 儲層界面預測

以 T6-52 井、 T6-53H 導眼井為基礎，如圖8所示(圖中,上部儲層為生灰段，下部儲層為東河砂巖段，2套儲層之間為下泥巖段；電阻率曲線為高分辨率陣列感應電阻率曲線)，利用數(shù)學建模的方法對 T6-53H 水平井儲層界面進行預測。

首先，對比 T6-53H 導眼井與水平井造斜段的測井曲線，確定隨鉆測井與電纜測井的系統(tǒng)深度差;然后，將預測的儲層界面深度標定到隨鉆測井深度系統(tǒng)上。T6-53H導眼井及其鄰井地層厚度分布穩(wěn)定(見表1)，對于分布穩(wěn)定的儲層也可以利用視厚度來估算儲層界面，以隨鉆實時測井曲線為基礎，對比分析2種儲層界面預測方法的精度。

表1 鄰井地層視厚度統(tǒng)計

Table 1 Apparent formation thickness of adjacent wells

隨鉆測井顯示，水平井標準灰?guī)r層厚度變薄，由導眼井的11.5 m變?yōu)?.5 m，該段的水平位移為37.0 m。該段地層變化劇烈，尖滅較快，無法進行地層對比確定系統(tǒng)深度差，轉為對比生灰段頂界。隨鉆測井生灰頂界為3 622.0 m，導眼井生灰頂界3 622.5 m，在邊界預測中減去0.5 m標定到隨鉆測井深度上?？紤]鉆桿深度與電纜深度的差異，該段儲層的深度應該下降3.0 m左右(以電纜深度為參考)。

儲層界面預測結果如表2所示，中泥巖段底界預測值與實測值基本一致，生灰底界與預測值相差3.0 m多，這主要是由于生灰段由導眼井的34.5 m變?yōu)?7.8 m，較鄰井變化較大，同時下泥巖段層厚變薄，使預測深度大于隨鉆實測深度。對于地層厚度分布穩(wěn)定的儲層，2種方法預測結果差別較小，都能較為準確地預測儲層界面；對于地層厚度漸變的儲層，數(shù)學建模的預測結果更為準確可行；但對于地層厚度突變或與鄰井變化趨勢不同時，很難預測儲層邊界，只能通過隨鉆測井確定儲層邊界的實際變化情況。

4.2 應用分析

T6-53H井鉆至井深3 791.0 m時，錄井顯示由灰色泥巖逐漸變?yōu)榛疑珶晒饧毶皫r，鉆時由33 min/m變?yōu)?5 min/m，氣測錄井全烴值迅速升高，綜合判斷已鉆進東河砂巖，此時井斜角74.6°，滯后的隨鉆測井曲線顯示東河砂巖上邊界井深為3 791.2 m(垂深3 690.0 m)，通過隨鉆地層對比將設計靶點深度上移2.0 m，造斜率增大至6°/30m，在預測目的層上邊界上部0.5 m處井斜角增到88.0°進行探頂。隨鉆測井曲線顯示,目的層上邊界在井深3 873.2 m(垂深3 701.1 m)處(見圖9)，比預測垂深下降了0.2 m，此時井斜角為89.5°，迅速增斜至90.5°穩(wěn)斜鉆進。

隨鉆測井顯示,井深3 914.5 m處自然伽馬迅速升高，懷疑鉆遇泥巖斷層，通過目的層邊界預測分析，當前井眼軌跡貼近目的層頂部泥巖隔層，而且處于設計軌道以上0.4 m處，為了避免鉆穿泥巖夾層偏離設計靶核，及時進行降斜處理。隨鉆測井顯示，井深3 918.0 m以后自然伽馬迅速下降，此時井眼軌跡仍然處于上傾增斜狀態(tài)，分析認為未鉆遇泥巖斷層，繼續(xù)進行降斜處理，在井眼軌跡下降過程中隨鉆伽馬曲線未發(fā)生變化，所以排除鉆遇泥質(zhì)夾層可能，綜合分析認為3 914.5～3 918.0 m井段頂部泥巖隔層不整合接觸(見圖9)。隨鉆測井顯示，3 663.0～3 666.0 m井段自然伽馬升高，由于目的層內(nèi)部隔夾層發(fā)育，而且此時井眼軌跡遠離目的層邊界，認為該段為目的層內(nèi)泥質(zhì)含量較重的粉砂條帶。在井深3 985.0 m處自然伽馬值逐漸升高，此時井眼軌跡處于設計軌道下0.2 m，隨鉆測井指示鉆遇目的層內(nèi)泥質(zhì)夾層，及時進行增斜處理。

通過對水平段鉆遇地層的分析，認為在設計軌道上部0.2 m處以90.5°井斜角進行穩(wěn)斜鉆進，可以避免鉆遇目的層邊界與層內(nèi)泥巖夾層。在增斜過程中發(fā)現(xiàn)地層造斜率較低，在保證狗腿度小于3°的情況下，每隔3.0～5.0 m進行一次測斜，及時監(jiān)測地層造斜率的變化，使井眼軌跡盡快遠離下部泥質(zhì)夾層。4 001.0～4 011.0 m井段井眼軌跡穿過下部泥巖夾層，4 011.0～4 042.0 m井段井眼軌跡再次穿過該套泥巖夾層，井深4 042.0 m以深井眼軌跡向上穿出泥巖夾層，繼續(xù)增斜使井眼軌跡控制在設計軌道以上0.2 m左右。此后，在4 066.0～4 069.0，4 175.0～4 182.5和4 193.5～4 199.0 m井段再次鉆遇了泥質(zhì)含量較重的粉砂條帶(3 663.0～3 666.0 m)，計算視地層傾角為0.53°，與預測值基本一致。該井水平段進尺347.0 m，錄井巖屑資料顯示儲層鉆遇率為100%，隨鉆測井資料顯示有效儲層鉆遇率為86.3%，這是因為錄井巖屑資料無法識別目的層中的泥質(zhì)隔夾層，與隨鉆測井資料相比精度較低。

5 認識與結論

1) 以測井資料為基礎構建地質(zhì)模型，推導了視地層傾角的確定方法，可以較為準確地計算地層分布穩(wěn)定地區(qū)的地層視傾角。

2) 以目的層地質(zhì)特征為基礎,建立了不同井位分布情況下的地層邊界方程，地層邊界深度是水平位移的函數(shù)，利用邊界方程可以實時預測鉆頭與目的層邊界的距離，可以提前調(diào)整控制井眼軌跡，使軌跡準確著陸和在目的層有利位置中穿行。

3) 以前基于視厚度的儲層界面預測方法只適用于地層厚度分布穩(wěn)定的地區(qū),對于地層厚度逐漸變化的地層，地層邊界方程的預測結果更為準確。

4) 對于地質(zhì)構造復雜、地層傾向傾角多變、地層突變或尖滅等情況，地層邊界方程不能對儲層界面進行有效預測，只能依靠隨鉆測井結果進行實時判斷。

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[編輯 滕春鳴]

A Method to Predict 2D Reservoir Interfaces in Geosteering

Wang Qian1, Li Guoli1, Li Zhen1, Su Bo1, Hong Yinglin2

(1.CNPCLoggingCo.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi,710077,China; 2.PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang, 841000,China)

Current pre-drilling geosteering models are often built through fine seismic data processing, with low resolution. So, it is necessary to develop a high accuracy method to predict a reservoir interface. Based on logging data, a calculation method of apparent formation dip was proposed. A reservoir boundary model was constructed and the mathematical relationship of reservoir boundary was deduced by means of translation and virtual wells to determine the reservoir information on horizontal well direction. The prediction model of apparent formation dip and the mathematical model of reservoir boundary under different location distributions have been used in oil fields. The results showed that the apparent formation dip of target stratum predicted on site was 0.70°, and the apparent formation dip calculated upon well completion was 0.53°, indicating a minor error. The predicted result with the mathematical model of reservoir boundary had an error of 0.1-3.6 m with the measured result, which was significantly affected by formation changes. The research suggested that the depth of formation boundary was a function of horizontal displacement. For the downdip formation, there was a linear positive correlation between the boundary depth and the horizontal displacement. Further, there was a linear negative correlation between the boundary depth and the distance from modeled well. For the updip formation, the changes were opposite. For the formation in which thickness changed gradually, the mathematical model provided more accurate prediction results than the apparent thickness method. The reservoir interface prediction results could provide direct and quantitative guidance for horizontal well geosteering.

geosteering; dip; reservoir interface; horizontal well; logging data

2014-11-15；改回日期：2015-05-12。

王謙(1982—)，男，山西大同人，2007年畢業(yè)于中國石油大學(華東)應用物理學專業(yè)，2010年獲中國石油大學(華東)物理學碩士學位，工程師，現(xiàn)主要從事測井資料解釋評價與隨鉆地質(zhì)導向工作。

國家科技重大專項“復雜儲層油氣測井解釋理論方法與處理技術”(編號：2011ZX05020-008)部分研究內(nèi)容。

?測井錄井?

10.11911/syztjs.201503017

P631.8

A

1001-0890(2015)03-0087-09

聯(lián)系方式：15114839880，fenyie@163.com