呂坐彬，文佳濤，李廣龍，祝曉林，房 娜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

地層及儲層劃分對比是地質研究的基礎，對油氣田的勘探開發(fā)意義重大[1-12]。水平井與定向井或直井的地層及儲層對比是一個難題，有關水平井地層及儲層對比方面的文獻比較少[13-22]。其主要原因是，通常水平井一般只針對一套儲層，軌跡近似平行于儲層頂面，水平段橫向物性變化不大，且多數未完全鉆穿整個儲層段，因此，無法與定向井或直井進行地層及儲層對比。斜穿地層水平井，由于水平井軌跡斜穿地層，且完全鉆穿整個儲層段，因此，具備與定向井或直井對比條件，但由于水平井水平段垂深為一定值，無法直接以垂深與定向井或直井進行地層及儲層對比，再加上海上油田部分水平井受平臺位置限制，多為反扣井，更增加了地層及儲層對比難度。錦州25-1南油田沙河街組氣頂砂巖油藏為典型的氣頂邊水窄油環(huán)油藏，開發(fā)井中70%以上的井為水平井，水平井中又有超過50%為反扣井，因此，實現水平井與定向或直井間的地層及儲層對比，對油田的開發(fā)井隨鉆實施及油藏精細生產管理意義重大。在多年實踐及經驗積累基礎上，形成了水平井水平段斜深折算垂深方法，較好地解決了該難題。

1 研究區(qū)概況

錦州25-1南油田區(qū)域上位于渤海遼東灣海域，油田發(fā)現于2002年，2009年末陸續(xù)投產，包括古近系沙河街組和太古宇2套含油氣層系，為一個億噸級海上油田，沙河街組和太古宇探明原油地質儲量分別占油田總儲量的1/2左右，其中，沙河街組主力含油層段為沙二段，沙二段整體上為一個受構造控制的短軸半背斜氣頂砂巖油藏，油藏類型主要為層狀構造油藏和巖性-構造油藏。根據沉積旋回特征，沙二段自上而下劃分為0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油層組。沙二段目前共有104口開發(fā)井，其中，水平井為78口，定向井為26口。

沙二段主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，巖性以細—中砂巖為主，儲集層平均孔隙度為25%，平均滲透率為325 mD，屬于中高孔滲儲層。油田整體開發(fā)方案中井型設計沿用傳統開發(fā)模式，以定向井開發(fā)為主。實施階段為確保油田高效開發(fā)，從儲層適應性及產能等方面論證了水平井開發(fā)氣頂邊水窄油環(huán)的可行性。最終采用平行流體界面斜穿地層鉆進方式、以油層組或小層分層系部署水平采油井開發(fā)窄油環(huán)油藏，通過優(yōu)化設計取得了較好的開發(fā)效果，水平采油井初期產能為50～300 m3/d，平均單井初期產能超過100 m3/d，生產壓差為0.5～1.0 MPa。

2 水平井水平段垂厚折算方法

要實現水平井與定向井以垂深進行對比，首先需要將水平井水平段的地層斜厚進行垂厚折算，求取由斜厚折算垂厚的折算系數，作為后續(xù)水平井水平段測井曲線、巖性、測井解釋結論等由斜深轉為垂深過程中的折算系數。海上油田實際開發(fā)過程中，由于受水平段靶點位置、平臺位置、地層產狀等因素的限制，水平井通常分為自上而下穿儲層的水平井和自下而上穿儲層的反扣水平井。2類水平井水平段垂厚折算方法不完全相同，下面分別加以闡述。

2.1 水平井水平段垂厚折算方法

建立了斜穿地層水平井井軌跡鉛垂剖面模型(圖1a)，在水平井井軌跡鉛垂剖面中，過水平段終點C做水平段BC的垂線與儲層段頂面相交于B′，則B′C即為水平段BC的折算垂厚段。由于水平段BC的長度是已知的，可以在井位構造圖上直接讀取，折算垂厚段B′C的地層垂厚也可以在儲層頂面構造圖上通過B、C2點的構造等值線高差計算得到(圖1b)。因此，由B′C/BC可以得到水平段地層垂厚折算系數。

2.2 反扣水平井水平段垂厚折算方法

建立了斜穿地層反扣水平井井軌跡鉛垂剖面模型(圖1c)，反扣水平井水平段斜厚折算垂厚過程與水平井折算類似：在水平井過井軌跡鉛垂剖面中，過水平段BC的起始點B做BC的垂線交儲層頂面于C′，則C′B即為水平段BC的折算垂厚段，采用與水平井相同的方法，可以得到水平段地層垂厚折算系數C′B/BC(圖1d)。

3 水平井水平段儲層對比方法

3.1 水平井水平段儲層對比方法

3.1.1 測井曲線垂深處理

水平井水平段測井曲線垂深處理流程如圖2所示。

(1) 確定水平段起始點位置，根據水平井每米一個點井斜數據，讀取水平段起始點斜深(MD0)和垂深(TVD0)。

(2) 對水平井垂深進行處理。以Excel格式打開水平井測井曲線，在測井曲線數據表中重新定義一列垂深列TVD_N，定向井段垂深保持不變，將水平段進行斜深折算垂深處理，將水平段斜深列(MD)減去水平段起始點斜深(MD0)后乘以水平段地層垂厚折算系數(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處理。其他與水平井相關的巖性、測井解釋結論、射孔數據等垂深處理方法與測井曲線處理方法類似。

圖1 水平井水平段垂厚折算示意圖

圖2 水平井測井曲線垂深處理流程

3.1.2 儲層對比

將水平井測井曲線、巖性、測井解釋結論等數據按照上述方法處理后，以垂深格式加入水平段垂深處理后的測井曲線、巖性、測井解釋結論等數據，即可實現水平井與定向井或直井以垂深進行對比。需要特別加以說明的是，折算后的垂深僅用于與定向井或直井的對比，不具有實際深度意義，不能用于判斷流體界面。

3.2 反扣水平井水平段儲層對比方法

3.2.1 測井曲線垂深處理

反扣水平井水平段測井曲線垂深處理流程較水平井復雜。反扣水平井由于2次穿儲層，需要將軌跡從水平段起始點進行拆分，拆分成起始點之前的定向井和起始點之后的水平井(水平段)。與水平井不同的是，反扣水平段需要進行頂底倒置處理，即將水平段的頂、底位置互換，斜深重新標注刻度且需保持測井曲線形態(tài)不變。倒置處理后，與水平井水平段折算垂深處理方法類似，將斜深轉換成折算垂深即可實現與定向井或直井間的連井對比。具體處理過程如圖3所示。

(1) 確定水平井水平段起始點位置，讀取起始點斜深(MD0)和垂深(TVD0)，讀取井底斜深(MDT)。自水平段起始點將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測井曲線，即可實現與其他定向井或直井以垂深進行對比。拆分后的水平井(水平段)由于其自儲層底反扣穿儲層，首先需要進行水平段測井曲線頂底倒置處理，需要重新定義一列斜深列MD_N=(MD0+MDT)-MD，得到的新的斜深MD_N是按深度遞減排列的，需將測井曲線按照MD_N深度遞增排序，排序后即可實現水平段測井曲線頂底倒置校正；然后將倒置后的水平段按照與水平井類似處理方法，重新定義一列垂深TVD_N=(MD_N-MD0)×E+TVD0，將測井曲線按新的垂深TVD_N重新標注刻度，即可實現水平段折算垂深處理。其他的與水平井相關的巖性、測井解釋結論、射孔數據等垂深處理方法與測井曲線處理方法類似。

圖3 反扣水平井測井曲線垂深處理流程

3.2.2 儲層對比

與水平井儲層對比方法類似，以垂深格式加入水平段垂深處理后的測井曲線、巖性、測井解釋結論等數據，即可實現反扣水平井與定向井或直井間的連井地層及儲層對比。

4 應用實例

以錦州25-1南油田A49井區(qū)為例，介紹該方法的具體應用。井區(qū)目的層為沙二段Ⅰ油組3小層，油藏類型為小氣頂弱邊水油藏，井區(qū)西部為斷層邊界，東北部為巖性邊界，氣頂指數為0.3，水體倍數為4；采用水平井采油、邊部定向井注水的方式保持地層壓力開發(fā)，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；井區(qū)地層厚度為16～22 m，儲層厚度為6～10 m。由于水平井垂深近似為同一深度，按照傳統的方法無法實現水平井與定向井間的儲層對比，利用文中方法可以實現水平井與定向井以垂深進行儲層對比(圖4)。

(1) 求取水平段垂厚折算系數。由井區(qū)沙二段Ⅰ油組3小層油層頂面構造井位圖，讀取A46H、A42H井水平段長度分別為408、543 m，水平段頂、底對應的構造高差分別為17、22 m，A46H井水平段垂厚折算系數為0.0417，A42H井水平段垂厚折算系數為0.0406。

(2) 根據井斜對水平井軌跡進行拆分。從每米1個點井斜數據分別讀取A46H、A42H井水平段起始斜深分別為2 365.00、2 396.00 m，對應的垂深分別為1678.64、1711.82 m，分別按斜深對A46H、A42H井軌跡進行拆分，將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之間的反扣水平段，將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之間的反扣水平段。

(3) 將水平段測井曲線進行頂底倒置處理。以A46H井為例，提取A46H井斜深2 365.00～2 773.00 m反扣水平段測井曲線數據，以Excel格式打開數據文件，重新定義一列斜深列MD_N=(2 365.00+2 773.00)-MD，MD為測井曲線原斜深，將測井曲線按新的斜深MD_N遞增排序，即可實現水平段測井曲線頂底倒置處理。利用類似的方法對A42H井水平段測井曲線進行頂底倒置處理。其他的與水平井相關的巖性、測井解釋結論、射孔數據等倒置處理方法與測井曲線處理方法類似。

(4) 計算水平段折算垂深。仍以A46H井為例，在水平段測井曲線頂底倒置處理基礎上，在測井曲線數據文件中，新定義一列垂深TVD_N=1 678.64+(MD_N-2 365.00)×0.041 7，TVD_N即為水平段折算垂深。利用類似的方法對A42H井水平段進行垂深折算。

(5) 以垂深為深度刻度進行地層及儲層對比。水平井A46H、A42H井以水平段折算垂深為深度刻度，定向井A49井直接以實測垂深為深度刻度，加入測井曲線、巖性、測井解釋結論、射孔數據、地質分層等數據，即可實現反扣水平井A46H、A42H與定向井A49井連井地層及儲層對比。

經井區(qū)生產動態(tài)證實，儲層對比方案與油藏動態(tài)認識一致，證實了對比方法的可靠性。井區(qū)2口采油井A42H、A46H井分別于2011年12月和2012年12月投產，A42H井初期日產油為120 m3/d，A46H井初期日產油為54 m3/d，開發(fā)初期為充分利用氣頂能量，采用水平井平行流體界面的模式衰竭開發(fā)，投產后，地層壓力下降較快，產量遞減大，氣竄嚴重，為補充地層能量，提高區(qū)塊開發(fā)效果，2013年9月在油水邊界附近實施了定向注水井A49井，A49井投注后，采油井A46H、A42H產量遞減減緩，流壓呈現上升趨勢，氣油比逐步下降。生產動態(tài)證實，2口水平采油井和定向注水井注采對應關系均較好，截至目前，該區(qū)塊的累計產油量為32.47×104m3，綜合含水為30.1%，采出程度為17.2%，開發(fā)效果較好。

圖4 A49井區(qū)反扣水平井與定向井連井儲層對比結果

利用文中提出的斜穿地層水平井與定向井對比方法，對錦州25-1南油田沙二段78口水平井與60口定向井(包括潛山過路井)及10口直井(探井)開展了精細地層及儲層對比，為油田精細地質研究及油藏精細生產管理奠定了地質基礎，該對比方法的可靠性已通過油藏生產動態(tài)驗證，可推廣應用于其他類似水平井開發(fā)油田。

圖5 A49井區(qū)注采曲線

5 結 論

(1) 斜穿地層水平井可以通過將水平段斜深折算到垂深，實現與定向井或直井連井地層及儲層進行對比。

(2) 斜穿地層反扣水平井可以通過將軌跡拆分、反扣水平段測井曲線倒置處理后，將水平段斜深折算到垂深，實現與定向井或直井連井地層及儲層對比。

(3) 斜穿地層水平井與定向井或直井連井地層及儲層對比結果已成功應用于錦州25-1南油田水平井隨鉆實施及油田精細生產管理，對比方法的可靠性已得到現場驗證，可推廣應用于其他類似水平井開發(fā)油田。