鄭 卓 王建立 夏良冰 劉廣明 張 弘

(①中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司；②中海石油(中國)有限公司天津分公司)

0 引 言

埕北油田位于渤海西部海域，立足于一套井網(wǎng)，一套開發(fā)層系，依靠邊水能量開發(fā)[1]，目前，采出程度已達(dá)43%。長期高強(qiáng)度水驅(qū)生產(chǎn)方式影響儲層流體性質(zhì)的穩(wěn)定性，使儲層氣、油、水流體特征差異性降低，含水率高達(dá)90%以上[2]。

為提高埕北油田整體產(chǎn)能，大規(guī)模采用調(diào)整作業(yè)的模式優(yōu)化井網(wǎng)，經(jīng)過多年實施“油氣同采”的開發(fā)模式，致使埕北油田開發(fā)后期的氣頂區(qū)儲層壓力降低、部分下部流體運(yùn)移至上部氣層中，以油氣混合的狀態(tài)存在，最終導(dǎo)致氣頂區(qū)氣層經(jīng)過多年生產(chǎn)逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榛旌嫌蜌鈱印Ｄ壳皻忭攨^(qū)域在調(diào)整井著陸作業(yè)過程中無法準(zhǔn)確辨識混合油氣層，著陸于儲層頂部混合油氣層將影響油田調(diào)整井網(wǎng)部署，同時也將加大鉆井作業(yè)安全風(fēng)險，數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)能從海量的數(shù)據(jù)中提取出有效信息，發(fā)揮出每一項信息的長處，并組合形成綜合優(yōu)勢參數(shù)[3]?；诟咚够旌夏Ｐ蛣?chuàng)新的混合油氣層解釋方法，對埕北油田調(diào)整作業(yè)有實質(zhì)性指導(dǎo)意義。

1 埕北油田區(qū)域概況

1.1 地質(zhì)概況

埕北油田構(gòu)造位于濟(jì)陽坳陷與渤中坳陷之間，油田氣頂油藏是渤海黃河口凹陷典型的一類油氣藏，頂部氣層圈閉范圍及規(guī)模由北部的北西向與南部的東西向斷層決定。埕北油田東二上亞段油組為北東走向的斷背斜，受古地貌和后期構(gòu)造作用的影響，油田的主體部位拱升，形成較典型的披覆背斜構(gòu)造，是油氣富集的有利區(qū)帶[4]。東二上亞段砂體夾于大套暗色湖相泥巖之間，具有良好的蓋層，斷裂兩盤巖性以砂泥對接為主，側(cè)向封堵性好，有優(yōu)越的成藏條件[5]。開發(fā)儲層以中細(xì)砂巖為主，巖石類型主要為巖屑長石砂巖，泥質(zhì)膠結(jié)、疏松，泥質(zhì)夾層分布不穩(wěn)定。東二上亞段油組儲層厚度17～35 m，儲層平均孔隙度為28.6%，平均有效滲透率為1 817.2 mD，具有高孔、特高滲特征，砂體疊置連片分布，橫向展布較為穩(wěn)定。

埕北油田氣頂區(qū)油氣藏邊、底水能量弱，在早期“避氣開發(fā)”的開發(fā)模式下，氣頂區(qū)在開發(fā)后期發(fā)生氣竄、油侵等現(xiàn)象，由于氣頂區(qū)不規(guī)則分布的油藏特性，導(dǎo)致氣頂指數(shù)差異大[6]。埕北油田氣頂區(qū)油藏埋深為1 110.0～1 990.0 m，主力單元油層厚度8.0～12.0 m，氣層厚度2.0～6.0 m，目前油氣界面混亂。

1.2 氣頂區(qū)錄測井特征

東二上亞段油組氣藏是位于構(gòu)造高部位的氣頂，氣油界面為海拔-1 635 m左右，氣頂區(qū)探明含氣面積約2.6 km2，圈閉分布范圍較廣，氣藏儲層延展性好。埕北油田在勘探開發(fā)前期，為保證儲層高開采率，采用巖屑錄井、氣測錄井、隨鉆伽馬測井、隨鉆電阻率測井、隨鉆中子密度測井等較齊備的錄測井方法；但是在油田后期開發(fā)調(diào)整作業(yè)中，為降低油田開發(fā)作業(yè)成本，優(yōu)選錄測井作業(yè)方案，僅采用巖屑錄井、氣測錄井、隨鉆伽馬測井、隨鉆電阻率測井這4項常規(guī)錄測井方法。

通過對油田氣頂區(qū)開發(fā)初期的錄測資料進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，氣頂區(qū)氣層在實鉆中的氣全量較油層高出10%～20%，氣層中子、密度反向交會特征明顯，電阻率呈突刺狀，油層電阻率曲線特征較平緩，中子、密度交會不明顯，符合常規(guī)氣層響應(yīng)特征[7]。如圖1所示，CB-5井為開發(fā)初期正常氣層響應(yīng)特征，CB-22井為開發(fā)后期混合油氣層響應(yīng)特征。在油田開發(fā)初期，氣頂區(qū)錄測井響應(yīng)特征明顯，常規(guī)油氣界面識別方法適用于該油田的初期開發(fā)階段。

圖1 開發(fā)初期(CB-5井)與后期(CB-22井)氣頂區(qū)地質(zhì)完井綜合圖

通過對開發(fā)后期作業(yè)的12口井的資料統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，氣頂區(qū)的混合油氣層與油層在自然伽馬、電阻率、氣全量等錄測特征相似性較高，著陸儲層電阻率為10～20 Ω·m，自然伽馬為60～80 API，氣全量為10%～20%。目前使用的常規(guī)錄測井解釋方法符合率低于65%，已無法滿足實時解釋混合油氣層的要求，為此很有必要建立適用于油田現(xiàn)狀的混合油氣層解釋方法。

2 混合油氣層解釋方法

2.1 解釋方法介紹

聚類算法是一種統(tǒng)計分類的方法，目的是找出所研究參數(shù)之間存在的不同程度的相關(guān)性，根據(jù)參數(shù)集找出各參數(shù)間的關(guān)聯(lián)性，以不同組分氣測值為參數(shù)原本，找到相同層位、不同深度條件下氣測組分值之間的關(guān)聯(lián)性，使各參數(shù)之間的相似度盡可能小[8]。高斯混合模型依據(jù)聚類算法能有效地將無關(guān)聯(lián)性的數(shù)據(jù)通過非監(jiān)督訓(xùn)練迭代計算，建立標(biāo)準(zhǔn)化數(shù)據(jù)關(guān)聯(lián)項，最終得到混合油氣層組分參數(shù)之間的關(guān)聯(lián)系數(shù)，進(jìn)而可將關(guān)聯(lián)系數(shù)應(yīng)用于后續(xù)作業(yè)井中。

埕北油田是經(jīng)過二十余年生產(chǎn)開發(fā)的老油田，氣頂區(qū)開發(fā)調(diào)整井?dāng)?shù)量較多且資料齊全，優(yōu)選著陸層位于氣頂區(qū)的12口井氣測數(shù)據(jù)作為數(shù)據(jù)因子(包括全烴Tg、C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5共8項氣測參數(shù))，將其作為基準(zhǔn)項參與混合油氣層解釋方法的建立。

2.2 圖板及解釋標(biāo)準(zhǔn)建立

對埕北油田氣頂區(qū)已鉆的12口井進(jìn)行分析與總結(jié)，發(fā)現(xiàn)C1/C4在鉆遇混合油氣層時，特征呈現(xiàn)極高值后突降(圖2)，具有一定的指導(dǎo)意義。根據(jù)油層重組分高，氣層重組分低的固定特征，采取重組分與輕組分比值法，給定各組分值固定系數(shù)，可得到歸一化范圍區(qū)間的無量綱值；根據(jù)該無量綱值區(qū)間范圍劃分油氣水界限，且埕北油田氣頂區(qū)混合油氣層的特殊性，不適用于氣油比大于890的產(chǎn)氣層工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)[9]；根據(jù)埕北油田已投產(chǎn)的12口井的氣油比總結(jié)經(jīng)驗，投產(chǎn)現(xiàn)狀認(rèn)為氣油比高于100即可解釋為混合油氣層。以此建立了適用于埕北油田混合油氣層含油指數(shù)(Io)公式及含氣指數(shù)(Ig)經(jīng)驗公式：

圖2 埕北油田CB-32井混合油氣層氣體綜合分析圖

混合油氣層解釋方法使用高斯混合模型進(jìn)行聚類分析，將收集的氣測數(shù)據(jù)庫采用高斯混合模型作為調(diào)度函數(shù)，首先使用極大似然估計算法迭代更新估計高斯混合模型中參數(shù)[10]，得到各項氣測參數(shù)的標(biāo)準(zhǔn)值，通過確定分離系數(shù)α使氣測參數(shù)能各向分離形成簇，最終計算得出的分離系數(shù)α(表1)即為各項氣測參數(shù)的

表1 埕北油田混合油氣層分離系數(shù)α值

計算系數(shù)值。

將高斯混合模型聚類分析得出的分離系數(shù)α值導(dǎo)入含油、氣指數(shù)經(jīng)驗公式中，得出以下氣頂區(qū)混合油氣層優(yōu)化后含油指數(shù)(Io′)、含氣指數(shù)(Ig′)解釋公式：

以優(yōu)化后含氣指數(shù)為橫坐標(biāo)，優(yōu)化后含油指數(shù)為縱坐標(biāo)，將氣頂區(qū)氣層解釋公式計算得出的含油、氣指數(shù)投入Excel建立含油、氣指數(shù)解釋圖板，形成直觀的含油、氣指數(shù)交會圖板(圖3)。根據(jù)埕北油田混合油氣層解釋圖板判定：含油指數(shù)>2.0，且含氣指數(shù)<1.0解釋為油層；含油指數(shù)在1.5～3.0之間，且含氣指數(shù)在0.5～2.0之間解釋為油氣混合層；含油指數(shù)<1.5，且含氣指數(shù)>1.5解釋為氣層。

圖3 混合油氣層解釋圖板

3 應(yīng)用效果

將混合油氣層解釋圖板應(yīng)用于埕北油田氣頂區(qū)近期3口正鉆井中，后經(jīng)投產(chǎn)驗證，混合油氣層解釋圖板在水平段儲層解釋中符合率較高，現(xiàn)將這3口井的分析數(shù)據(jù)進(jìn)行展示，計算得出的結(jié)論表明混合油氣層的含氣指數(shù)駝峰明顯，與實際生產(chǎn)情況(表2)吻合。

表2 埕北油田近期作業(yè)3口井解釋結(jié)論

埕北油田CB-18井是其中一口水平井，儲層著陸靶點位置處于油氣混合層發(fā)育區(qū)塊，儲層巖性為細(xì)砂巖，受油氣混合層影響，實鉆過程中的氣測參數(shù)及測井參數(shù)無法實時解釋著陸儲層流體性質(zhì)，給著陸作業(yè)帶來極大的挑戰(zhàn)。在該井儲層著陸過程中使用混合油氣層解釋圖板解釋得出(表3)：在1 933.2～1 975.9 m井段含油指數(shù)介于2.2～2.5之間，含氣指數(shù)介于1.3～1.6之間，圖板解釋為混合油氣層；在1 975.9～2 103.7 m井段含油指數(shù)介于2.7～3.5之間，含氣指數(shù)介于0.5～0.8之間，圖板解釋為油層。通過鉆后測井曲線解釋判定水平段(1 980.7～2 103.7 m)流體性質(zhì)為氣層，將混合油氣層解釋圖板與測井解釋結(jié)論對比分析(圖4)，油氣混合層與油層界面在1 988.5 m，油氣解釋圖板結(jié)論與投產(chǎn)結(jié)論基本一致。

圖4 CB-18井混合油氣層圖板解釋與測井解釋對比

表3 埕北油田CB-18井儲層流體性質(zhì)解釋結(jié)論

埕北油田CB-18井水平段(1 980.7～2 103.7 m)下入氣密篩管后進(jìn)行投產(chǎn)作業(yè)，初期產(chǎn)能顯示產(chǎn)油量為30.30 m3/d，產(chǎn)氣量為382 m3/d，且氣油比僅為18.19。通過產(chǎn)能判定本井水平段為油層，所產(chǎn)出的氣為混合氣。生產(chǎn)結(jié)果與測井解釋為氣層的結(jié)論不符，印證了本文混合油氣層解釋方法的準(zhǔn)確性。

4 結(jié) 論

本文通過深度挖掘氣測數(shù)據(jù)在復(fù)雜混合油氣層的應(yīng)用效果，依托真實的錄井、測井、投產(chǎn)等多項參數(shù)，將高斯混合模型的分離系數(shù)α值與錄井解釋經(jīng)驗公式相結(jié)合，形成適用于埕北油田開發(fā)后期的氣頂區(qū)混合油氣層的特定解釋方法。

該解釋方法具有一定局限性，文中計算所得的分離系數(shù)僅適用于埕北油田開發(fā)后期的氣頂區(qū)混合油氣層。對于其他具有類似氣層的油田，尚需通過實際參數(shù)對分離系數(shù)α值進(jìn)行重新標(biāo)定，并需重新擬合經(jīng)驗公式后使用。

該解釋圖板在渤海油田廣泛應(yīng)用前需開展一系列測錄井?dāng)?shù)據(jù)標(biāo)定工作，以提高錄井定性解釋油田開發(fā)后期的混合油氣層準(zhǔn)確性，提升錄井參數(shù)智能化解釋應(yīng)用效果。