基于地质导向的河流相储集层模式识别与随钻调整策略

0 引 言

河流相是油气富集的一种重要相带,由于河流的频繁迁移、改道,河流相储集层在平面上存在较强的非均质性,表现为多期河道砂体横向拼接或垂向叠置的结构模式。实践表明,对于河流相砂体而言,通过划分开发层系进行水平井开发可以获得较好的产能优势^[1,2]。然而,由于河道拼接或叠置的四级构型界面往往是泥岩发育的主要区域^[3],导致水平井的砂体钻遇率变化较大。以渤海Q油田为例,新近系明下段与馆陶组河流相砂体共实施93口水平井,水平段砂体钻遇率达到100%的占水平井总数的33%,水平段钻遇率低于80%的占水平井总数的23%。砂体钻遇率过低,势必降低水平井的产能优势。

目前,水平井的实施离不开地质导向技术^[4,5,6],即基于随钻测井(LWD)曲线,结合综合录井(钻时、岩屑、荧光)和气测录井资料,对井眼轨迹进行监测和控制,从而争取砂体的最大钻遇率。该技术在渤海地区已得到广泛使用^[7]。由于河流相储集层的地质模型常以钻井及地震资料为基础,并不能完全达到地质导向精细化的要求,在随钻过程中需要不断修正与更新^[8]。就地质导向技术自身而言,充分挖掘随钻过程中各类资料(以LWD曲线为主)对地质模式的响应特征,完成地质模式的重新构建,进而在钻进过程中选择适当的井眼轨迹控制及调整策略,是关系到水平井钻探能否成功的重点与难点。

本文以渤海Q油田新近系明下段与馆陶组河流相储集层水平井实施结果为依据,从砂体钻遇率的角度,以水平井钻遇地层不同的电性特征为标志,对钻遇的地质模式进行识别,进一步探讨水平井钻进过程轨迹控制策略选择,这不但对渤海地区类似油田水平井的实施具有现实意义,也为河流相油田精细的地质油藏研究提供了借鉴依据^[9]。

1 河流相水平井电性特征分析

河流相水平井电性特征是指水平井从着陆到水平段实施结束电性曲线的变化特点。对于河流相砂体而言,钻进过程中曲线变化特征是地层自身的构型界面与水平段轨迹互相作用的结果^[10,11,12]。对渤海Q油田93口水平井总体分析结果表明,钻遇不同的构型界面可以表现出相似或不同的电性特征,由此可以作为河流相砂体地质模式识别及构建的标志之一。通过分析得到,电性特征主要表现为3种类型: 波浪型、渐变型、突变型。

1.1 波浪型电性特征

波浪型电性特征表现为自然伽马及电阻率曲线有规律的重复跳动,且电阻率的变化尤为明显。电性曲线有规律重复跳动的原因为砂泥相对含量的变化,对于正韵律沉积的河流相砂体而言,该类型多为井眼轨迹已经靠近砂体顶部的主要曲线特征^[13]。以I 17H井为例(图1),由于着陆深度较浅,解释进入储集层仅0.7 m,在斜深1 9002 050 m井段,钻遇砂泥交互出现的过渡带。这个过渡带垂向分布范围12 m,此时电阻率的波动尤为明显,探边工具显示的边界强度(APR)同样表现为明显的起伏变化。直至斜深超过2 050 m时,边界强度曲线才逐渐稳定。因此,波浪型的电性特征可以作为钻进砂体顶面的判别标志之一。

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图1   I 17H井地质导向探边模型

   

1.2 渐变型电性特征

渐变型电性特征为水平井实施过程中一种常见类型,表现特征为自然伽马及电阻率曲线缓慢增大或减小。由于河流相砂体的正韵律沉积结构,当井眼轨迹相对较平且砂体顶面微构造局部下倾时,导致轨迹相对于砂体顶面的缓慢靠近,电阻率曲线表现为平缓降低的特征。当轨迹在泥岩层中进入油层时,电阻率曲线又可以表现为平缓增加的特征。以图2中J 27H1井水平段特征为例,在斜深1 620 1 720 m钻进过程中,电阻率及自然伽马曲线表现为缓慢递减的特征。从地震反演剖面分析得到,随着微构造的下倾,井眼轨迹距离砂体顶面越来越近。因此,渐变型的钻遇砂泥界面电性特征可以作为判断轨迹与砂体界面相对变化的标志之一。当轨迹相对平稳时,渐变型的曲线变化特征往往与砂体顶面的微构造有关。

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图2   J 27H1井水平段测井曲线及地震反演剖面

   

1.3 突变型电性特征

突变型电性特征为河流相储集层水平井电性特征的另一种常见类型,表现为自然伽马曲线或电阻率曲线突然大幅增加或突然大幅降低的一种变化状态。由于河流相砂体平面变化较快,这种类型对于地质模式的识别更为重要。突变的电性特征往往与河道拼接的四级构型界面有关,即水平段轨迹钻遇砂体侧部往往呈现突变的特征。这种特征可能是四级构型界面附近砂体横向拼接的突变,也可能是砂体之间具有一定高程差的垂向叠加的突变。对于横向拼接造成的突变,轨迹往往从砂体侧部钻遇泥岩,在经历较短的泥岩段后,又从侧部钻入砂岩,因此表现为对称型突变特征,其地震反演资料不易识别。如图3a所示,H 7H井在斜深2 1382 150 m、2 2702 288 m附近钻遇的泥岩段即为这种对称型表现形式。而对于垂向叠置的砂体,井眼轨迹可能从砂体侧翼或底部钻遇泥岩,因此多表现为单一突变形式,其叠置关系通过地震反演资料可能有一定响应。图3b中G 6H井在斜深2 465 m附近所钻遇的泥岩界面即为此种类型。

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图3   水平段“突变型”电性特征

   

2 河流相砂体地质模式构建

由于河流相砂体横向变化较快,基于地质导向技术的水平井随钻关键在于对地质模式不断识别与修正,从而为随钻策略的选择提供依据。地质模式的识别包含两层含义:狭义上,通过识别砂体发育特征去判别井眼轨迹与之相应的空间关系,即轨迹处于砂体之中的相对位置;广义上,通过这种相对关系可以进一步反演地下储集层横向变化模式及分布规律^[13,14]。

基于地质导向技术的调整主要是针对泥岩的钻遇进行调整,后者钻遇情况最终影响了砂体钻遇率。由于水平井所处位置的砂体地质发育模式以及着陆情况不同,导致水平段钻遇泥岩的原因也存在差异。找准泥岩的这种“成因”,需要对河流相沉积砂泥岩分布模式的整体特征进行分析。

2.1 河流相砂泥分布模式

层序地层学认为, 河道带结构是构造沉降、可容纳空间或A/S比值变化的函数,A(Accomodation)代表沉积时的可容空间,而S(Sediment)代表物源供给。低A/S比值条件下,物源供给强,形成相互叠置、彼此切割的河道砂岩;高A/S比值条件下,物源供给弱,产生孤立的、被冲积平原泥岩包围的、各相渐变的河道带砂岩^[4,5]。

以渤海Q油田明下段为例,明下段河流相体现了沉积样式随A/S比值变化的规律。根据沉积特征及岩性组合,明下段2号油层组顶到0号油层组顶可以划分为一个中期旋回(图4),并可进一步分为5个短期旋回。结合地震资料及小层对比,随着中期旋回上升,砂体的叠置特征从纵向切叠型逐渐过渡到侧向的拼接型,其砂泥分布模式则从局部“砂包泥”过渡到整体“泥包砂”。不难看出,在中期旋回上升的中期至末期,水平井钻遇泥岩概率显然更大。

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图4   Q油田明下段地层旋回划分与砂体叠置

   

2.2 泥岩钻遇模式分析

以层序地层学为指导,在把握研究砂泥岩分布模式整体特征的前提下,通过对渤海Q油田实施93口水平井水平段泥岩的钻遇情况分析,泥岩从钻遇“成因”角度可以分为3种主要类型: “浅着陆”型泥岩、“微构造”型泥岩、“拼接”型泥岩(图5)。

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图5   水平段钻遇泥岩类型及地震响应特征

   

2.2.1 “浅着陆”型泥岩

“浅着陆”型泥岩是指水平井在着陆过程中因着陆深度过浅导致水平段在出套管斜之后钻遇的泥岩,这种成因类型泥岩多存在于水平段的前端。着陆过浅导致钻遇泥岩主要是河流相储集层的沉积模式造成的。对于频繁迁移的河道储集层而言,其顶部往往发育相对较薄的孤立砂体,由于离真正的目的层顶面垂深较近,地震反演不易识别,在地层对比过程中容易把其作为主要目的层而着陆(“浅着陆”型A模式)。当井眼轨迹钻穿孤立砂体时,常呈现“突变”的电性特征。另一方面,由于河流相储集层正韵律特征,目的层顶面往往存在砂泥相对含量交替变化的过渡带(“浅着陆”型B),录井显示该过渡带泥质含量总体较高,含油显示较差。以I 17H井的地质导向探边结果分析为例(图1),在斜深1 900 2 050 m钻遇砂泥交互出现的过渡带,当在目的层顶面着陆时,水平段因为着陆较浅,容易钻遇过渡带范围内的泥岩。“浅着陆”钻遇泥岩的地质模式多存在于基准面上升中期及晚期沉积砂体(图4中切叠型B至侧向拼接型过渡期),此时河流相的垂向加积向侧向拼接进行转化,曲流化作用逐渐加强。

2.2.2 “微构造”型泥岩

“微构造”型泥岩是由于砂体顶面沉积的微构造面起伏变化钻遇的泥岩模式。对于河流相砂体而言,由于水平段往往在砂体的顶部钻进,距离砂泥界面较近,起伏的微构造界面相对于稳定的井眼轨迹而言易产生较大的影响,因此该类型也是钻遇泥岩较为常见的模式。当井眼轨迹靠近砂泥界面时,电性特征往往呈现“渐变型”的变化特征。在地震储集层反演资料比较清晰的情况下,该类型泥岩容易识别,如图5中G 7H井水平段钻遇的泥岩是由于微构造的变化引起的。微构造变化钻遇的泥岩在基准面变化多个时期砂体均可以出现,但对于基准面上升早期沉积的砂体而言可能是一种主要的泥岩钻遇原因。因为在这个时期,沉积砂体垂向及横向切割使砂体拼接成相对稳定的整体,如Q油田明下段2号油层组沉积的厚砂体,砂体内部构型界面泥岩并不发育,微构造的变化成为钻遇泥岩主要的地质模式。

2.2.3 “拼接”型泥岩

“拼接”型泥岩同样也是水平段泥岩钻遇的主要类型。该泥岩类型主要发育于砂体内部四级构型界面的拼接区域。这种砂体拼接构成的泥岩主要与两种拼接的地质模式相关。对于河流相侧向拼接而言(“拼接”型A模式),由于水平井设计区域储集层地震属性相对较好,且宏观上不同构型界面的拼接程度较高,在拼接砂体内部,即使拼接部位发育泥岩,其钻遇的泥岩长度也相对比较短,因此泥岩段地震属性并不明显。在钻遇泥岩的水平段中,该类型泥岩较为普遍的存在,泥岩长度多分布在1020 m,在电性特征上以“对称型”进行识别。对于具有高程差的垂向拼接而言,若着陆位置恰好位于砂体的边部,如图5“拼接”型B模式,此时井眼轨迹多为砂体侧部钻遇泥岩,因此曲线特征主要以“突变型”进行识别。“拼接”型泥岩钻遇模式往往存在于基准面上升中期及晚期沉积砂体,在基准面上升中期(如明下段1号油层组3号砂体)最为明显,可能主要钻遇“拼接”型B模式泥岩,而在基准面上升晚期由于主要以横向拼接为主,主要钻遇“拼接”型A模式泥岩。

3 随钻调整策略

随钻策略主要基于地震属性分析对地质模式的认识,进而制定对井眼轨迹的控制方式,以确保钻遇更多的砂岩。但是,基于地震属性的地质模式解释存在多解性,因此在钻进过程中砂泥界面电性特征的变化无疑是对地质模式认识的有力补充,两者相辅相成,据此对钻进过程中调整策略的选择显得尤为重要。通过总结不同基准面旋回时期砂岩的叠置样式及水平段泥岩的钻遇特征,归纳出5种主要随钻调整策略(表1)。需要注意的是,有些情况下电性特征与地质模式并非是一一对应的,例如“突变型”的电性特征,不同的地质模式可以采取的随钻调整策略并不一样。

将以上研究成果应用于渤海Q油田明下段调整井随钻过程中取得了较好的效果。该油田后续实施了20余口调整井,水平井水平段砂体钻遇率均超过85%,其中砂体钻遇率达到100%的水平段占到60%,较之前明显改善。现以调整井G 40H为例(图6),根据曲线特征对策略选择进行说明。

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图6   G 40H井水平段实施及调整策略选择

   

G 40H井在水平段随钻过程中出现了4种不同的曲线特征。在钻进至斜深1 900 m时,电阻率曲线出现渐变下降,自然伽马亦开始变大,推断井底钻头离储集层顶面较近,遂在1 900 m采取缓慢降低井斜的策略,钻进斜深1 910 1 940 m回到了较好储集层;而在斜深为1 940 m时,电阻率突然变低,判断井底钻头已位于叠置砂体的边部,此时采取了快速降低井斜至88°的策略;随后钻进过程中电阻率与自然伽马曲线在斜深1 950 2 010 m呈波浪型上升,证实了先前储集层边部的判断,钻头又逐渐进入储集层顶部,因此在该过程中采取增斜策略;钻进至斜深2 010 m之后,电阻率曲线与自然伽马曲线总体平稳,于是增斜至90°后采用了稳斜钻进的策略。该井水平段最终长度为330 m,其中砂岩段长298 m,砂岩钻遇率为91%,达到设计要求。

4 结 论

以地质导向技术为基础,对水平井钻进过程中的电性特征进行分析,水平段钻遇砂泥界面的电性特征表现为3种类型: 波浪型、渐变型、突变型。

以层序地层学为指导,分析不同基准面旋回砂体的叠置模式。以钻遇泥岩为基础,将Q油田新近系明下段与馆陶组实施水平段钻遇泥岩从钻遇“成因”角度分为3种模式:“浅着陆”型泥岩、“微构造”型泥岩、“拼接”型泥岩。

总结出5种基于测井电性特征的随钻调整策略。同时强调调整策略选择需要测井电性特征认识与地质模式相互结合,两者必须在认识上趋于统一。研究成果应用于渤海Q油田明下段调整井随钻中,水平井水平段砂体钻遇率均超过85%,取得了较好的效果。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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