海上低渗砂砾岩气藏水平井地质导向初始模型

江锚，王黎，周东红，牛涛，李飞

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

海上低渗砂砾岩区块二期开发区域位于气田主体区域南部，包含沙河街组、孔店组和太古界[1]，其中沙河街组至孔店组主要发育砂砾岩及砂岩。沙河街下部至孔店组中部小层孔渗特性强于太古界，单井无阻流量高于太古界，为该区主力气藏。对于海上低渗砂砾岩区块而言，岩石基本性质及天然微裂缝分布规律决定着地质甜点的分布趋势。前期研究已开展中等分辨率地震解释并识别出部分区域的岩性，但并未进行精细刻画与表征，导致直井及水平井产量差异大，为了降本增效，实现“少井高产”，后期继续采用水平井优化开发井网。

根据文献调研，地质导向技术横跨钻井工程、地震解释、物探、测井及油藏工程等多个学科领域，形成带有测定GR 曲线、电阻率曲线、钻井轨迹井斜角、方位角及其他辅助参数的短节，凭借电磁波方式传至MWD/LWD，再将数据传送至地面控制系统。包含精细地质模型、岩石属性参数解释结果和目标井钻遇轨迹控制3 个主要模块的软件系统可以适时作出解释与决策，实施随钻控制。国内经过十几年的发展，基于探井测录井及区块构造地震等资料的地质导向钻井技术已在陆上油气田得到广泛应用[2-4]。在复杂岩性及构造条件下，该技术能够有效增加各类井型钻井作业的钻遇率[5-6]，但海上低渗气田应用很少。相比于常规砂岩气藏，海上低渗砂砾岩区块断层发育，并且根据岩心资料分析出地层微裂缝较为发育，要落实有利于储量动用的气层立体分布情况，提高地层孔渗物性及岩石力学参数精度，为压裂开发层位优选及水平钻井各项参数调整提供依据。

1 目标区块地质建模

以多学科一体化为理念，运用地震基础理论及三维地质建模理论，结合探井录井、探井测井、岩心化验及区块构造地震等资料[7]，建立了海上低渗砂砾岩区块构造模型、岩性模型、岩石各类属性模型[8]。

1.1 基本地质模型

1.1.1 断层模型

研究区拟钻遇地层受多期构造活动影响，长期活动断层及其派生断层发育，长期活动断层沟通油源，并与不整合面和砂体组成复式油气疏导体系，油气运移通畅，具备油气规模成藏的基本条件。研究区共钻遇6 条断层，海拔总体呈现从西南向东北方向逐渐递减的趋势。运用地震解释结果和已钻井资料，重新落实孔店组到太古界的构造基本属性，并对地震解释结果获取的断层产状、位置进行有效的排列组合，进而建立出海上砂砾岩三维断层模型，如图1 所示。

图1 海上砂砾岩储层三维断层模型

1.1.2 地层结构模型

在建立三维断层模型的基础上，利用不同小层平面构造图，开展了三维构造面尺度上的精细刻画，目标层位断层总体较为连续，海上砂砾岩储层三维地层结构模型如图2 所示。

图2 海上砂砾岩储层三维地层结构模型

图3 海上砂砾岩储层三维地层岩性模型

图4 海上砂砾岩储层三维地层孔隙度模型

图5 海上砂砾岩储层三维地层渗透率模型

图6 海上砂砾岩储层三维声波纵波时差模型

图8 海上砂砾岩储层三维岩石力学参数模型

海上低渗砂砾岩储层三维建模目标层位包括孔店组及太古界，单小层厚度2～45 m，平均9.7 m。由于目标区块压裂水平井钻遇孔店组，为真实地展现出孔店组不同小层砂体在三维空间上的变化情况，含气层位纵向网格细分的厚度调整为3～6 m 的精度剖分，泥岩隔层调整为15 m 等比例剖分，太古界上部层位网格厚度为8 m，下部层位以灰岩、泥岩为主，因此下部层位网格厚度25 m。

1.1.3 小层岩性模型

目标区块砂砾岩钻遇厚度整体向构造高部位逐渐减薄，局部低洼处厚度大。砂砾岩纵向差异大，沙河街组上段以辫流带沉积为主，层理发育、物性较好，沙河街组下段至孔店组以残积、坡积及冲积扇为主，块状致密、物性差。结合录井资料分析，上述钻遇地层隔夹层岩性以泥岩为主夹杂着灰岩。岩性属性模型离不开精细化小层模型。以地震解释结果速度场为中间媒介，将时间域层位转变为深度域层位。在考虑探井分层数据的前提下，修正各层位若干个气组的上下构造面，进而形成精细化小层模型。目标区块砂砾岩钻遇厚度整体向构造高部位逐渐减薄，局部低洼处厚度大。砂砾岩纵向差异大，沙河街组上段以辫流带沉积为主，层理发育、物性较好，沙河街组下段至孔店组以残积、坡积及冲积扇为主，块状致密、物性差。结合录井资料分析，上述钻遇地层隔夹层岩性以泥岩为主夹杂着灰岩。岩性属性模型离不开精细化小层模型。以地震解释结果速度场为中间媒介，将时间域层位转变为深度域层位，在考虑探井分层数据的前提下，修正各层位若干个气组的上下构造面，进而形成精细化小层模型。

在精细化小层模型的基础上，结合区域沉积储层研究、探井实际钻探结果分析，太古界砂砾岩发育程度低于灰岩，孔店组以砂砾岩地层为主，因此将目标区块砂砾岩储层岩性划分为砂岩、砾岩、泥岩和灰岩四类。结合地质建模的理论知识，采用序贯指示模拟算法，拟合变差函数，进行3 次等概率模拟，进而完成小层岩性模型的建立。

1.2 地层物性模型

孔店组发育大套砂砾岩，为裂缝-孔隙型储层，5D 探井孔店组旋转壁心实测孔隙度1.2%～10.5%，平均5.8%，渗透率0.046～15.10 mD，平均0.64 mD；13D探井孔店组旋转壁心实测孔隙度1.4%～12.9%，平均6.3%，渗透率0.011～4.970 mD，平均0.53 mD，该探井渗透率极差及平均值低于5D 井，但平均孔隙度好于5D 井，与上覆泥岩构成较好储盖组合。

由于海上低渗储层埋深较大，各类属性存在较强非均质性，因此，用平面不超过三个观测点实施插值的传统固定性建模方法，不能够充分展现中深层低渗砂砾岩物性在立体方向上的变化。在目标区块以小层岩性模型为约束条件的基础上进行气藏基础物性参数模拟才能相对真实反映储层物性的非均质性。结合上述认识，采用岩性三维分布规律作为约束条件的序贯高斯模拟算法，建立了孔隙度、渗透率、声波时差、岩石密度模型。

1.3 岩石力学及地应力模型

结合岩石密度、声波纵波时差、横波时差三个属性，岩石杨氏模量及泊松比计算如式(1)所示：

式(1)～式(2)中：Δts为横波时差(μs/ft)；Δtp为纵波时差(μs/ft)；E为杨氏模量(GPa)；μ为岩石泊松比；ρ为岩石密度(g/cm3)。

结合岩石密度、静态泊松比、地层孔隙压力、构造系数等属性，岩石最大水平主应力、最小水平主应力如式(3)和式(4)所示：

式(3)～式(4)中：β为最大水平主应力方向构造常数；γ为最大水平主应力方向构造常数；H为地层测定垂直深度(m)；μs为岩石静态泊松比；ρ为岩石密度(g/cm3)；pp为地层孔隙压力(MPa)。

根据现场经验，获得三维地应力数据体的方法有以下两种：一是基于已钻探井的声波时差、密度及伽马连续测井数据，计算岩石力学参数，再运用伊顿法计算地层破裂压力，进而获得目标地层三个方向的地应力；二是运用有限元数值模拟方法对低渗油藏精细化地质模型的地应力进行反演。然而水平井测井资料质量较差，仅有伽马曲线可用，利用探井数据等效至水平井来计算岩石力学及地应力误差很大，不利于指导水平井压裂施工。因此，需要在精细化地质模型的基础上，运用有限元数值模拟方法表征水平井岩石力学及应力参数。有限元数值模拟方法考虑了裂缝性低渗储层非均质性对地应力整体分布的影响[9]，在探井数量较少且伽马测井质量偏低的条件下具备较好的适用性。因此在计算岩石力学参数的基础上，利用有限元三维地应力模拟软件Visage 来完成目标区块地应力参数的模拟，包括三向主应力、最大水平主应力夹角及最小水平主应力夹角。其中，最大水平主应力及最小水平主应力如图9 所示。目标低渗砂砾岩储层最小水平主应力变化范围56～103 MPa，最大水平主应力变化范围64～109 MPa。

图9 海上砂砾岩储层水平方向三维地应力模型

2 井眼轨迹优化应用

2.1 三维地质模型修正

利用2023 年完成随钻及钻井作业水平气井的施工设计资料对精细化地质模型开展验证，经过模型网格及相关属性的完善，使得F1H、F2H、F7H 三口水平井实际井眼轨迹与所建的模型结果误差很小(如图10所示)，地质模型准确程度满足精细化数值模拟要求。因此，在精细化模型的基础上，对后续已完成勘探井位部署的水平井井眼轨迹开展优化。

图10 海上砂砾岩储层三口水平井轨迹剖面图

2.2 水平井地质导向验证

利用修正后的三维精细地质模型，对目标区块已完成勘探井位部署的两口水平井开展实际钻遇地层的轨迹优化工作，优化后水平井砂岩钻遇率相比于优化前提高6%～10%，最小水平主应力相比于优化前降低1.5 MPa 以上，水平方向应力差平均值从5.8 MPa降低至4.1 MPa。根据矿场实际经验，若水平主应力差异系数小于0.15，水力人造裂缝则较大概率先沿着井筒规则扩展，之后在压裂液与脆性矿物组分的作用下，逐渐朝着天然裂缝走向扩展，进而形成复杂裂缝网络。因此，孔店组气井满足水平主应力差异系数的基本要求，水平井轨迹优化有助于提高体积压裂实施概率及气井压裂施工效率，有助于降低钻井、完井及后续生产阶段出现复杂情况的概率。

3 结论及建议

(1)砂砾岩气藏孔店组至太古界拥有较多断层，针对这一特点运用地震解释结果、成像测井资料与钻井设计资料进行较频繁地比较与验证，从而实现海上砂砾岩地层的精准刻画，为后续钻井、完井及压裂施工提供保障。

表1 优化后的水平井砂岩层位钻遇率及无阻流量与邻井对比表

(2)应用修正后的三维岩石属性模型，指导海上低渗砂砾岩气藏水平井钻探实施及调整，降低了钻井、完井及后续生产阶段出现复杂情况的概率，提高砂岩气层钻遇率，从而提高海上低渗砂砾岩气井无阻流量。