这类油层有效厚度多在1~2 m之间, 多为远砂坝和席状砂等远端沉积, 砂体平面展布不稳定, 向远离物源方向储层泥质含量增加, 砂岩厚度有所变薄。海上油田井资料相对较少, 地层厚度又小于地震资料最大分辨能力, 使得对这类薄储层空间展布及其平面物性变化分析难度加大。

当存在非均匀分布的高速异常体, 地震速度难以准确拾取, 会出现地震资料同相轴上拉或下拉的现象, 导致对无井控区域的构造解释存在不确定性。受断层阴影带的影响, 近断层附近地震资料发生局部变形, 使得近断层储层构造也存在较大的不确定性。受上覆地层差异性压实影响, 储层构造垂向发生局部微变化。这使得在无井控区域和近断层处水平井着陆及井斜角控制难度较大, 同时给水平段实施中井斜角控制增加难度。

在非均质性强的储层中, 储层顶部发育钙质砂岩, 内部常发育不稳定的钙质和泥质夹层, 导致水平段常会钻遇各类夹层, 给水平井井轨迹及时调整、保障水平段有效钻遇率带来困难, 使得水平段实施过程中识别储层内部钙质和泥质夹层及优质储层的难度增大。

经过多年生产, 油藏的动油水界面已经有一定程度上升, 并且受储层非均质性影响, 油水界面通常不是水平界面。在生产井附近, 动油水界面相对上升较快, 远离生产井则动油水界面相对上升较慢; 在均质储层附近, 油水界面相对上升较快, 在非均质储层附近, 油水界面相对上升较慢。由于剩余油柱有限, 井轨迹必须位于储层顶部, 尽量远离油水界面, 这对已生产油藏剩余油精准预测及油水界面准确分析的要求进一步提高。

针对无井控区域构造准确解释难度较大的情况, 考虑到海相地层在油田范围内相对稳定, 构造从深至浅具有一定继承性, 在无井控区域加入虚拟井对其进行控制和修正, 从而降低钻探风险。从已钻井中选取钻遇地层较全的井, 统计各解释层地层厚度, 并逐层进行分析, 找出厚度平面分布规律, 进一步分析其平面分布是否符合地质规律。在地震资料解释构造变化较大的位置加入虚拟井, 根据地层厚度平面分布对解释构造进行控制和修正, 校正后构造由深至浅继承性明显改善, 整体构造形态更趋合理, 钻后误差也更小。

针对油层厚度薄、平面物性变化大、非均质性较强的储层, 利用地震波形指示反演的地震波形横向变化特征来表征储层空间变化, 具有分辨率高、多解性低的特点, 有较好的预测效果^[10], 在海底扇、三角洲、河道、滩坝等不同相带薄层砂体的预测中得到成功应用^{[11, 12, 13, 14]}, 是井控程度低区域薄储层预测的有效方法。通过地震资料品质分析, 选择分辨率高、成像准确、保幅性高的地震资料开展合成地震记录标定, 及断层和层位解释等工作, 再对油田内测井曲线进行预处理, 包括自然伽马、声波、密度和电阻率等测井曲线的标准化和一致性处理, 最后更加精细地合成地震记录标定, 确定储层的波形信息, 优选出能够区分储层和非储层的地球物理参数, 进而开展高分辨率的波形指示反演（图2）。在反演结果上通过属性提取、地层切片等方法预测储层空间展布, 结合已有地质认识及测井资料, 进一步分析储层物性变化, 为寻找优质储层提供依据, 从而指导水平井部署及水平段实施。

图2

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	图2 波形指示反演过井剖面图

针对非均质性较强的复杂储层需构建高精度的地质模型, 重点做好2个模型：构造模型和属性模型。

3.2.1 构造模型的建立

利用储层反演成果中层位解释数据、断层数据建立油田断层模型和储层顶底构造模型。由于非均质性较强储层内部多发育夹层, 需要进行储层内部夹层精细划分来建立夹层构造模型, 考虑到夹层厚度多为1~2 m, 将平面网格距离设计为50 m× 50 m, 纵向网格平均间隔为0.5 m。通过已有的测井、地质和地震资料刻画出夹层空间展布, 构建夹层顶底构造模型, 为水平段轨迹设计提供依据, 并在钻进过程中根据实际钻遇地层深度变化, 实时调整构造模型, 为水平段的实施提前打下基础。

3.2.2 属性模型的建立

由于地震资料横向连续采集, 对无井地区的信息具有较好的预测性, 将精细地震反演数据作为次级变量或趋势条件约束油田内无井控区域的孔隙度和渗透率属性模型计算, 可以更客观地反映储层物性空间变化。在钻前根据精细属性模型预测水平井储层物性变化（图3）, 分析实施过程中可能钻遇的风险, 做好应对策略, 保障水平井高效实施。在钻井过程中通过实钻地层数据同步更新属性模型, 从而提高水平井的储层钻遇率。

图3

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	图3 薄油层储层物性地质模型栅状图

通过对油田多年的开发生产中所累积的岩心数据、流体化验、生产动态、测井解释和试井等资料进行分析, 在高精度储层三维地质模型的基础上建立了油藏动态模型, 拟合生产井和油藏的压力、产液量、含水率等关键指标, 误差控制在2%以内, 单井含水率拟合精度达到90%以上。分析夹层分布、薄油层物性变化、断层发育情况等各种地质因素对生产效果的影响及油藏油水变化规律, 并定量评价现阶段油藏压力变化及剩余油分布, 预测未来不同时间段薄油藏生产动态及剩余油的分布, 以此指导生产井的类型确定和井位部署, 合理规划水平井长度、单井产能及产液量, 设计多种开发生产方案, 根据后续生产情况进行及时调整, 最终实现薄油层高速、高效开发。

随钻测井工具可以实时测量自然伽马、电磁波电阻率、密度、中子及探边电阻率等多种测井曲线, 其中探边电阻率测井工具以斯伦贝谢PeriScop和贝克休斯AziTrack为代表, 探测原理是根据地层含不同流体或矿物导致不同探测范围的电阻率出现差异, 通过电阻率测井工具测量地层电阻率并反演计算出电性界面相对测井工具的距离, 地层电阻率差异越大, 工具探测深度越远^{[15, 16]}。在非均质性较强的储层水平井地质导向中, 随钻测井工具能够识别井轨迹附近油水界面及隔夹层的岩性界面, 并计算井轨迹距边界距离及地层构造倾角, 便于实钻过程中根据地层变化提前决策, 规避风险, 提高水平井在薄储层中优质储层钻遇率, 从而提高单井产能及油田采收率。

珠江口盆地A油田Z 30层为边水油藏, 是中孔、中渗储层, 具有由下至上物性变好的反韵律特征, 现有6口定向井（A 1、A 2、A 3、A 4、A 5、A 6）钻过该层, 其中有2口井（A 2和A 6）进行射孔生产, 对这2口井的生产情况和油藏数值模拟分析认为, 该层油藏采出程度低, 构造高部位剩余油较富集, 计划在油藏高部位沿构造走向由西北向东南部署1口水平井A 7H挖掘油藏剩余油。钻前通过多专业一体化分析对井位进行优化和部署, 具体内容分为5部分。

4.1.1 砂体展布及储层物性分析

Z 30层地层物源主要来自北部古珠江三角洲, 从西北往东南方向沉积微相由河口坝逐渐过渡为远砂坝沉积。地层厚度为5~7 m, 有效厚度2 m, 平面上由西北向东南逐渐减薄, 储层有效孔隙度为19.3%, 有效渗透率为126 mD。通过高精度储层预测波形指示反演成果提取沿层地震反演属性, 显示储层物性平面上由西北向东南逐渐变差。储层在垂向上测井曲线呈典型的反韵律特征, 下部泥质含量逐渐增加, 油层主要发育于储层中上部物性较好部位, 层内非均质性较强, 发育不连续分布的泥质薄夹层。

4.1.2 地层对比与层内小层精细划分

为确保A 7H井定向井段顺利着陆, 选择周边3口邻井A 1、A 2和A 3井进行地层对比, 确定目的层上部3个稳定发育标志层, 分别为标志层A、B、C。标志层A为稳定发育的泥岩隔层, 地层厚度为1.2~3.2 m, 标志层B为标志层A下部稳定发育的砂岩层, 地层厚度1.5~3 m, 标志层C为目的层上部稳定发育的泥岩隔层, 地层厚度6.4~7.4 m。为保障水平井在目的层内顺利实施, 将目的层精细划分为3个小层：小层1为层顶部稳定发育的钙质砂岩层, 地层厚度0.5~0.8 m, 电阻率6.5~9 Ω · m, 密度2.5~2.65 g/cm³; 小层2为层中部水平井实施的油层段, 岩性为细粒石英砂岩, 地层厚度2.9~4 m, 电阻率6~11 Ω · m, 密度2.25~2.35 g/cm³; 小层3为层下部物性较差高含泥质的砂岩段, 地层厚度1.9~3.4 m, 电阻率2~4 Ω · m, 密度2.35~2.5 g/cm³（图4）。

图4

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	图4 地层划分对比图

4.1.3 预测剩余油分布

根据A 2和A 6两口开发井生产效果及生产测试分析结果, 结合各生产层储层物性, 劈分出2口开发井在该层油藏产油量, 分析认为目前目的油藏采出程度仅为7.7%。根据油藏数值分析结果, 目前仅油藏西北部物性较好部位局部有所动用, 其他部位基本未动

用, 故剩余油较富集, 并预测在现有井网情况下油藏最终采收率仅为22.1%, 油藏高部位及东南部物性较差部位仍有较多剩余油未采出, 在构造高部位需部署1口调整井完善井网。

4.1.4 地质导向工具可行性分析

在邻井A 1井测井结果显示油层与上部和下部地层电阻率差异不大的情况下, 根据探边工具中多种反演方法合理计算出地层界面, 结果显示探边工具最大探测距离只能在距井轨迹1.3 m范围内。在邻井A 2和A 3井电阻率曲线显示油层与上部和下部地层存在差异的情况下, 探边工具最大探测距离可以在距井轨迹2 m范围内。根据适应性分析可知, 在井轨迹半径为1.3~2 m范围内, 探边工具能够较清晰地反演出砂岩与泥岩的界面及油层与水层的界面, 超出该范围则反演界面较模糊, 并且结果也存在不确定性。

4.1.5 风险与对策

鉴于A 7H井定向井段着陆点附近已钻井少, 构造高点存在不确定性风险, 根据实钻过程中目的层上部3个标志层的地层深度与厚度变化情况, 适时调整井斜确保井轨迹以设计井斜角着陆在设计靶点范围内。同时储层非均质较强, 目的层内小层1厚度发育不稳定, 并且在小层2内部也发育有不稳定分布的泥质夹层, 而小层3泥质含量高且物性和含油性均较差, 这就容易导致水平段钻进时有钻遇非油层的风险。因此在A 7H井水平段实施过程中, 根据电阻率探边工具反演计算显示电阻率边界, 结合实测曲线综合分析后调整井轨迹来保障水平段有效钻遇率。由于该油藏已经有2口定向井生产, 油藏数值模拟结果显示油水界面上升1~2 m, 水平段后半段距油水界面较近, 导致投产后含水率上升风险, 结合地层孔隙度模型变化情况, 将A 7H井轨迹设计在小层2的中上部, 与小层1距离1 m以内钻进（图5）。

图5

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	图5 过A 7H设计井轨迹地层孔隙度属性剖面图

A 7H井定向井段钻进中通过与邻井地层对比, 发现目的层上部标志层A和B与邻井厚度基本一致, 实钻深度与钻前预测深度相差不到1 m。根据实时测井与钻井参数变化, 发现自然伽马从泥岩段120 API下降到80 API, 电阻率从泥岩段3 Ω · m上升到10 Ω · m, 钻速从泥岩段60 m/h下降到20 m/h, 录井岩屑由之前的泥岩变为块状致密灰岩。综合分析认为, A 7H井轨迹已经钻入目的层顶部钙质砂岩层（小层1）, 将井斜增到设计井斜88° 后中完。由于油层厚度较薄且内部发育不稳定泥质夹层, 根据实钻情况, 将水平井段钻进过程分为5个阶段（图6）。

图6

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	图6 水平段随钻地质导向综合测井曲线图

4.2.1 近顶部钙质砂岩层阶段

由于沿井轨迹方向前半段构造上倾, 后半段构造下倾, 水平段开始井斜仅为88° , 需要逐渐增斜到90.5° , 将井轨迹调整到小层2上部物性好的部位钻进。在钻进约140 m后发现钻速开始下降, 井斜下降, 方位密度曲线的上密度值增大, 综合分析认为井轨迹靠近小层1钙质砂岩层, 根据探边工具反演结果认为地层构造开始变平缓, 决定降斜远离顶部小层1。

4.2.2 近泥质夹层阶段

继续钻进约80 m后发现自然伽马曲线略有增大, 电阻率也有所下降, 探边工具反演结果表明, 井轨迹下部0.5 m处存在低阻地层, 结合邻井资料分析认为, 井轨迹下部发育泥质夹层, 决定增斜将井轨迹调整到小层2物性好储层的上部。

4.2.3 第二次近顶部钙质砂岩层阶段

继续钻进约100 m后随钻测井曲线出现第一阶段现象, 发现钻速下降、井斜下降、上密度增大, 分析认为井轨迹再次靠近小层1钙质砂岩层, 根据探边工具反演结果分析认为地层构造开始下倾, 决定降斜远离顶部小层1。

4.2.4 第二次近泥质夹层阶段

继续钻进约90 m后随钻测井曲线又出现第二阶段现象, 自然伽马曲线略有增大、电阻率下降, 探边工具反演结果也显示井轨迹下部存在低阻地层, 分析认为井轨迹再次靠近下部泥质夹层, 考虑到构造下倾, 决定继续稳斜钻进逐渐远离泥质夹层。

4.2.5 第三次近顶部钙质砂岩层阶段

继续钻进约60 m后随钻测井曲线再次出现第一阶段现象, 综合分析认为油层厚度逐渐变薄, 储层物性变差, 导致井轨迹3次靠近小层1钙质砂岩层, 考虑到水平段剩余较少, 决定继续稳斜钻进至完钻深度。

根据实际A 7H井定向井着陆深度, 及水平段尾端钻遇层顶深度情况, 结合水平段探边工具反演结果, 综合分析认为目的层Z 30层构造高部位钻后构造较钻前有1~2 m抬升。水平段储层非均质性强, 层顶砂泥岩界面上下起伏变化快, 层内部发育不稳定泥质夹层, 沿水平段方向油层厚度由2 m逐渐变薄为1.5 m, 储层物性也逐渐变差, 实钻情况与钻前砂体物性展布及地震属性分析结果基本一致。

水平段共钻进490 m, 储层钻遇率达到100%, 油层平均垂厚仅约2 m, 测井解释储层物性好, 有效孔隙度21%, 有效渗透率550 mD, 含油饱和度62%。投产后高峰产油量达390 m³/d, 无水自喷生产, 产能远超钻前设计, 创下该油田薄油层水平井最佳生产记录。