苏里格气田国际合作区河流相储层井位部署关键技术
郝骞1,2, 卢涛1,2, 李先锋3, 李武科1,2
1.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心
2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
3.中国石油长庆油田公司气田开发处

作者简介: 郝骞, 1982年生,高级工程师,博士;主要从事苏里格气田国际合作项目的科研工作。地址:(710018)陕西省西安市未央区西北石油管道大院0号办公楼。ORCID: 0000-0003-4274-1782。E-mail:haoq1_cq@petrochina.com.cn

摘要

苏里格气田国际合作区位于该气田中南部,其开发层系属于二叠系复杂河流相岩性气藏,掌握河流相储层的类型、分布、规模和集中程度,是合理高效部署开发井位的前提和基础。通过实践探索与技术攻关,在该区形成了以三维地震泊松比岩性识别、棋盘式井网主河道带预测、河道微相精细解剖、动—静结合高产井筛选及东—西向水平井钻探为核心的井位部署关键技术。应用效果表明:①泊松比地震反演可有效识别厚砂岩(砂岩泊松比介于0.19~0.25,泥岩泊松比介于0.27~0.30),把握大河道带的分布;②通过提取棋盘式井网净砂岩(自然伽马小于60 API,有效孔隙度大于6%,含气饱和度大于60%)厚度能快速识别河流中心部位;③明确该区发育2类叠置河道带、5种主要沉积相和10种河道微相;④单井动—静态数据分析表明,具有低自然伽马值(小于40 API)、高有效孔隙度(超过10%)及较高深电阻率响应(大于90 Ω·m)是上古生界二叠系下石盒子组盒8段高产井(单井最高可采储量超过1×108m3)的典型配置;⑤在辫状主河道带中心区域部署东—西向水平井有利于横向沟通多期河道。结论认为,该套井位部署关键技术加深了对该区河流相储层地质规律的认识,有效支撑了该合作区的开发建设。

关键词: 苏里格气田国际合作区; 二叠纪; 三维地震泊松比; 棋盘式井网; 净砂岩; 主河道带; 动—; 静参数分析; 水平井; 井位部署
Key technologies for well location deployment in fluvial reservoirs in the southern Sulige Block, Ordos Basin, a CNPC-Total joint project
Hao Qian1,2, Lu Tao1,2, Li Xianfeng3, Li Wuke1,2
1. Sulige Gasfield Research Center, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China;
2. State Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;
3. Gasfield Development Department, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China;
Abstract

The CNPC-Total joint natural gas project is located in the south central Sulige Gasfield, and its development target is lithologic gas reservoir of complex fluvial facies. The prerequisite and fundament for rational and efficient well deployment and development is to figure out the types, distribution, scale and concentration degrees of those fluvial reservoirs. Based on practical exploration and technical research, a series of key technologies for well location deployment in this block have been developed, including lithology identification based on the 3D seismic Poisson ratio, prediction of main channel belts in a chessboard well pattern, channel micro-facies dissection, dynamic-static selection of high-productivity wells , and drilling of E-W horizontal wells. The following results are achieved based on the practice. First, by virtue of seismic inversion of the Poisson ratio, thick sandstones can be identified effectively (the Poisson ratios of sandstone are 0.19-0.25, and those of shale are 0.27-0.30), and the distribution of major channel belts can be understood. Second, the central part of a river can be identified quickly by extracting the thickness of the net sand ( GR< 60 API, effective porosity > 6%, and gas saturation > 60%) in the chessboard well pattern. Third, it is clarified that two types of superposed channel belts are developed in this block, and five types of sedimentary facies and ten channels subfacies are identified. Fourth, analysis on dynamic-static well parameters shows that the typical configuration of high-productivity wells in He 8 Member of Lower Shihezi Fm, Upper Paleozoic (the EUR > 1×108m3) is low GR (< 40 API), high effective porosity (> 10%) and high deep resistivity (> 90 Ω·m). And fifth, it is favorable for the lateral communication of multi-stage channels by arranging E-W horizontal wells in the central area of main braided channel belts. It is concluded that this set of key technologies for well location deployment deepens cognitions on the geological laws of fluvial reservoirs in this block and provides effective supports for the development and construction of this cooperation block.

Keyword: Joint South Sulige natural gas project; Permian; 3D seismic Poisson Ratio; Chessboard well pattern; Net sand; Main channel belts; Dynamic-static parameter analysis; Well location deployment of horizontal wells

苏里格国际合作区(以下简称合作区)是中石油第一个由中方主导作业的对外合作项目(合作期为2006— 2036年, 合作方为法国道达尔石油公司)[1]。经历了4年前期评价和6年滚动开发, 截至2017年7月, 合作区总产气量突破67× 108m3, 在推动苏里格大气田230× 108m3天然气年产量稳定生产的同时, 合作双方在复杂河流相储层井位部署关键技术上也取得了新认识。

地球物理宏观解释是地质微观刻画的基础, 二者紧密结合更易于发现油气藏富集有利区[2, 3, 4, 5, 6]。笔者重点介绍了合作区三维地震泊松比反演技术要点、泊松比井位部署应用效果及局限性, 在此基础上从地质角度对复杂河流相储层解剖刻画, 形成的井位部署关键技术可为苏里格气田其他区块深入开发提供参考。

1 合作区概况

苏里格国际合作区(图1)位于苏里格气田中南部, 地理位置接近内蒙古自治区及陕北交界处, 区块面积约2 393 km2。其构造形态整体表现为东北高、西南低、局部残留不规则鼻状隆起的平缓斜坡, 平均坡降为5~10 m/km, 地层倾角为0.3° ~0.5° , 简单平稳的构造背景有利于气藏的形成和保存。按照三维地震部署及滚动开发建产顺序, 将合作区划分为4区5块(1区, 2A区、2B区, 3区, 4区), 2007— 2013年分区采集了不同密度的三维地震资料1 748 km2, 并于2014年完成三维连片处理及解释。为保证数据信息完整, 在三维连片处理中未做提频。地震资料品质主要受低降速层厚度及近炮点能量变化等因素影响, 储层段有效频带宽度为5~30 Hz, 有效主频为15 Hz。

图1 苏里格国际合作区地质与开发概况示意图

合作区开发层系为二叠系盒8段和山1段, 属于复杂河流岩性气藏[7, 8] , 河流相储层的类型、分布、规模和集中程度对气藏的分布和气田开发效果有直接影响。盒8段发育大型辫状河道带, 河道底部砂岩粒度粗, 发育槽状交错层理, 多见砾石分散铺垫于河道底部, 砂岩断面夹杂云母片, 这类辫状河道砂岩叠合厚度一般超过18 m, 最厚处可达41.5 m; 山1段发育连续沉积的高弯度曲流河道带, 河道砂岩自下而上逐渐变细, 河道底部发育白色槽状交错层理粗砂岩, 中部为灰白色中砂岩, 可见波痕层理及云母片, 上部覆盖灰褐色植物碎片泥岩。

2 三维地震泊松比井位部署
2.1 三维地震泊松比岩性识别

合作区河流相储层段含气砂岩纵波速度介于3890~4 640 m/s, 虽低于干砂岩纵波速度(4515~ 4870 m/s), 但与泥岩纵波速度差异较小[3], 利用常规波阻抗反演进行岩性识别的效果欠佳。前期勘探评价阶段(2006— 2010年), 合作区集中开展了三维地震河流储层识别及预测攻关, 发现采用叠前三维地震资料泊松比反演能较好地区分砂岩和泥岩, 特别是对主河道带内整装厚砂岩发育部位具有极好的预测效果。

2.1.1 泊松比反演关键过程技术要点

泊松比反演包括4个关键过程:测井曲线岩石物理分析、地震数据预处理、子波估算和反演模型建立。

测井曲线岩石物理分析的目的是建立纵、横波速度比、泊松比等地震属性与岩性、含水饱和度、孔隙度等岩石物理属性之间的关系。除了自然伽马、中子、孔隙度等常规测井数据, 泊松比反演中最重要的测井数据是纵波速度、横波速度和密度值。首先要对各类测井曲线进行一致性处理, 以保证为子波估算和反演提供准确信息。质量控制原则是各类测井曲线获得一致合理的岩性解释。这个阶段建立的地震属性和岩石物理属性关系为:砂岩具有低纵、横波速度比特征, 泥岩、煤岩和碳酸盐岩具有高纵、横波速度比特征。

叠前反演质量的好坏取决于输入地震数据的质量和稳定性。合作区三维地震由5个角度的数据叠加体构成, 若同相轴叠加错位会降低反演精度, 因此反演运算前需要做数据优化预处理。将原始角度叠加体拉平对齐校正是地震数据预处理的首选方法, 该方法将地震反射界面在时间域内向参考反射界面对齐并保持振幅以补偿残余动校正效应。理想参考反射界面是受剩余动校正量影响最小的叠加体, 在深度方向具有相对最准确的旅行时和最高的信噪比。从数据道集和信噪比计算考虑, 将第2(角度11° ~19° )叠加体作为参考反射面, 其他叠加体均向它对齐。第4(角度27° ~35° )、第5(角度35° ~43° )叠加体的地震拉平对齐校正应递归进行, 即第4个叠加体先向第3个叠加体对齐, 其结果再向第2个叠加体对齐。由此得到各个时移体后, 进行低通滤波(25 Hz)和空间平滑(5× 5条线)处理, 最后将各叠加体拉平对齐完成地震预处理。

子波是检验合成地震道与井旁道相关性高低的重要参数。预选子波的时窗长度为140~350 ms, 在估算实验中观察到200 ms的子波能量优于其他长度的子波, 故将其设置为估算子波长度。采用最小平方可变相位法和最小平方常相位法对地震标定井分别做单井子波估算, 再与不同区内的单井子波联合进行多井子波估算, 经交互验证后得到最优子波。最后将最优子波与其他井的反射率曲线褶积, 统计合成地震道和井旁道地震数据之间的相关系数, 完成子波估算阶段的质量控制。

反演模型建立时窗为1 780~1 940 ms, 主要针对目的层为盒8段和山1段。反演优化参数为:输入地震数据叠加体(第1至第4角度叠加体)、权重(20%~30%~30%~20%)、水平方向连续性(0.075)、初始模型偏离程度(0.115), 反射系数门限值(0.0003)。

2.1.2 泊松比井位部署效果

在泊松比反演数据体中准确拾取储层的顶底界面, 并在经验时窗内提取泊松比属性, 得到储层段泊松比三维空间分布。通过与井数据对比校正, 确定砂岩泊松比介于0.19~0.25, 泥岩泊松比介于0.27~0.3。再结合区域地质特点进一步预测河道厚砂岩分布, 最后将其应用于9井丛棋盘式滚动开发井位部署中。

2011— 2017年滚动开发建产的1区、2A和2B区采用了三维地震泊松比井位部署, 共完钻421口开发井。实钻效果显示, 盒8段大型辫状河道厚砂带更多出现在1区(盒8段累积砂厚达19.102 m), 山1段高弯度曲流河道厚砂带主要连片出现在2B区(山1段累积砂厚达18.506 m); 横向对比可见, 各区主力层段实钻累积厚度差异较小(累积砂厚差异在1.7 m以下, 累积气厚差异在0.2 m以下), 表明三维地震泊松比对河道砂岩有较好的识别能力, 形成的井位部署方法有利于宏观上把握大河道带的分布(图2)。

图2 苏里格国际合作区内盒8段及山1段实钻对比图

合作区投产气井335口, 投产井的静态Ⅰ +Ⅱ 类井占比较高, 达92%, 而投产井的动态Ⅰ +Ⅱ 类井占比达79%, 均高于大苏里格平均水平(静态Ⅰ +Ⅱ 类井占比81%、动态Ⅰ +Ⅱ 类井占比63%)。进一步表明三维地震泊松比井位部署有助于提升气田开发效果。

2.2 三维地震泊松比局限性

三维地震泊松比整体上对砂泥岩有较好的识别效果, 其局限性集中体现在地质情况较为复杂的2A区。2A区76口单井中57口井在盒8段钻遇4层以上砂体, 且平均单砂层厚度仅为2~5 m(图3), 说明2A区河道纵向叠置期次增多, 缺乏整装厚河道砂岩, 河道储层内部的非均质性极强。在泊松比反演剖面中识别出4种砂岩反射地震相, 其中块状砂岩反射地震相集中分布在1区, 2A区大量分布多层串珠状、透镜状及横向条带状延展的砂岩反射地震相, 亦反映出2A区河道储层内部非均质性增强。

图3 苏里格国际合作2A区盒8段储层钻遇情况统计图

大苏里格的勘探开发经验[9, 10]显示, 致密储层初期产能的贡献者主要是具有大孔隙的纯厚砂岩。虽然1区与2A区钻遇的砂体累积厚度差别较小, 但1区多为块状纯厚砂岩, 2A区河道砂岩由于分散及多层叠置, 导致储层物性变差。而三维地震泊松比预测的砂岩厚度为累积厚度, 受分辨率限制无法识别具有相近累积厚度砂岩内部的单砂层, 这是其在2A区应用效果不佳的主要原因。

3 复杂河流相储层地质解剖
3.1 基于棋盘式网格的主河道带预测

合作区在勘探评价阶段(2006— 2010年)建立了大苏里格河流沉积环境静态模型, 认为区域上大苏里格自北向南发育由冲积扇、大型辫状河、低弯度顺直河和高弯度曲流河组成的数千米宽的叠置河道带。合作区内盒8— 山1段处于辫状河向曲流河过渡的复杂河流沉积环境中, 河道带内水流复杂多变, 各类河道砂岩为主要储集层, 常可遇到一口井的储层段钻遇厚叠置河道砂岩而临近井储层段却为大套泥岩。

紧随各区块三维地震采集处理解释进度, 合作区在开发初期(2011— 2018年)以9井丛、1 000 m井底间距、棋盘式井网的网格布局; 开发中期(2019— 2030年)将加密到18井丛、700 m井底间距的网格布局。针对复杂河流沉积环境, 即使在局部地区提前采用700 m加密井网刻画出叠置河道带的边界, 横向对比多期主河道带与河流中心仍然很困难。因此, 在河流精细刻画中除了借鉴相邻区块加密井区河道砂体解剖经验[11], 还需要寻找新方法。

经历探索, 合作区主河道带划分以自然伽马GR< 90 API来确定河道带边界下限, 将粉砂岩和砂岩都包含在河道带之内; 另将储层段满足自然伽马GR< 60 API、有效孔隙度φ > 6% 、含气饱和度Sg> 60% 的砂岩统一归类为净砂岩。根据这一标准统计每口开发井的储层净砂岩厚度, 将净砂岩厚度值粗化到井丛网格之中(图4), 并结合相邻区块的地质认识以区分主河道带和河流中心部位(色标深红指示河流中心区域, 色标蓝绿指示河流边缘地带)。

图4 苏里格国际合作1区及2A区棋盘式主河道带及河流中心预测示意图

3.2 河道沉积微相精细解剖

在区域河流沉积环境静态模型的基础上, 确定合作区发育高能量与低能量两类叠置河道带, 高能量河道带由辫状河+顺直河构成, 低能量河道带由曲流河构成。这两类叠置河道带又可细分出5种主要沉积相类型:辫状河道、顺直河道、曲流河道、决口河道和洪泛平原。GR曲线(储层段厚度、值域和形态)对河流相砂岩响应敏感, 通过与取心井岩心描述相互校正, 可进一步细分出10种典型河道微相, 包括1种决口河道(砂体厚度小于2 m, GR< 70 API, 呈短锯齿状)、2种辫状河道(砂体厚度大于6 m, GR< 40 API, 呈高箱状及块状)、3种顺直河道(砂体厚度小于3 m, GR< 50 API, 呈低箱状、箱顶削截突变状及箱底缓慢渐变状)和4种曲流河道(砂体厚度大于6 m, GR< 60 API, 呈底部长指尖状、底部增厚台阶状、柏树状及顶部短指尖状)。2类叠置河道带和5种主要沉积相是合作区开发初期综合沉积环境分析的基础, 而10种典型河道微相可为开发中期以优势河道钻探为目标的井位加密部署提供地质精细刻画依据。

通过对1区111口开发井沉积微相精细解剖(图5), 发现盒8段发育以高能量河道带为主、低能量河道带为辅的叠置河流沉积体系。流经1区的高能量河道带有4~5支, 河道带走向受到北高南低的古地貌形态影响, 河流方向以北西— 南东向为主; 河道带内部残存不连续条带状细粒溢岸沉积, 岩性主要为泥质砂岩和少量细砂岩; 河道带底砾岩十分发育, 伴随发育明显的侵蚀、切割及高低不齐的冲刷构造。其中, 有38口井在盒8上段钻遇高能量河道沉积微相(26口井为辫状河道微相, 12口井为顺直河道微相); 60口井在盒8下段钻遇高能量河道沉积微相(37口井为辫状河道微相井, 23口井为顺直河道微相)。若以井点沉积微相数量而论, 容易得出盒8上段高能量河道带规模及发育程度不及盒8下段的结论, 但通过精细分辨各类河道沉积微相的厚度及GR曲线形态样式, 发现盒8上段井点的辫状及顺直河道沉积微相厚度更大(累积砂厚为7~22 m), 且85%以上河道砂岩的GR曲线形态为完整的箱装, 反映这个时期河流水动力极强, 形成的河道带规模更大, 是开发井部署钻探的首要目标。而盒8下段井点辫状及顺直河道沉积微相厚度变小(累积砂厚为4~15 m), 且河道砂岩的GR曲线形态呈现主要为块状和顶底突变状, 说明该时期河道带分支增多, 规模受限。

图5 苏里格国际合作1区盒8段沉积环境综合解释图

特别在盒8上段沉积时期1区中部形成了一条近南— 北向展布的高能辫状河道带, 河道带内由多条中心宽度介于300~700 m的分支辫状河道组成。分支辫状河道之间频繁迁移, 横向上易将多个辫状河道砂体连接成片, 从而形成最宽处达5 km的高能辫状河道带。1区生产效果最好的114井丛正位于这条辫状河带主河道中心区域, 经钻井揭示该河道砂岩粒度粗, 砂层厚度大, 储层含气性高, 说明底部河道砂岩易于形成优质气藏, 建议未来在下游未布井地区的主河道中心部位部署新井位。

3.3 动— 静态结合高产井筛选及地质情况复杂区井位调整

为了优化部署滚动开发井, 充分利用开发井的动— 静态数据关系。将单井最终采收率(EUR)作为动态参数与各类静态参数拟合。发现EUR和各类静态参数之间的相关性较低, 分析认为利用短期历史生产数据(2~4年)拟合推导所得的EUR具有极高不确定性。但对盒8段单层生产的高产井(EUR> 1× 108m3)来说[12], 厚箱状低自然伽马(小于40 API)砂岩、高有效孔隙度(超过10%)及较高深电阻率响应(大于90 Ω · m)是目前已发现的大连通储量井的典型配置。

针对地质情况更为复杂的2A区, 需要有更加清晰的地质认识来进行井位部署。通过对2A区探井、评价井及开发井网内控制的河道方向、宽度、边界及叠合类型做详细的解剖描述(图6), 认为2A区高能量叠加河道砂的东— 西向最小连通范围介于800~950 m, 井位优化部署以9井式骨架井外围部署为宜; 低能量叠加河道砂的东— 西向最小连通范围介于100~300 m, 井位优化部署以骨架井内部加密部署为宜。

图6 苏里格国际合作2A区复杂河流相解剖示意图

3.4 东— 西向水平井设计

在储层段实施水平井钻进, 能提高砂岩(或有效储层)及裂缝的钻遇率, 同时有利于后期压裂改造, 进而提高单井产量及采收率。因此, 水平井在大苏里格地区已得到广泛应用[13]

由于大苏里格气田盒8段古河道基本上呈南— 北向展布, 因此在产能建设中形成了沿河道厚砂岩叠合有利区布设南— 北向水平井的开发方案, 并在开发初期取得了较好的应用效果[14, 15, 16]。但由于对主河道方向水平段泥岩隔夹层的预测精度不够导致水平井轨迹设计困难, 实施的水平井段并不能准确连通南— 北向的单期河道砂体; 同时, 合作区中地质复杂区的东西向河道的最小连通范围介于100~300 m, 而压裂缝的长度却仅有40~70 m, 很可能局限在单期河道内, 难以沟通东西向的多期河道, 从而影响气藏动用程度, 不能满足产能规模持续提升的需求。故打破常规思路, 优选高能辫状主河道带中心区域, 设计东— 西向水平井, 尝试在水平段方向及压裂造缝方向上沟通内部多期河道。由此, 合作区部署完钻了5口东西向水平井, 平均水平段长度1 030.6 m, 砂岩钻遇率84.6%, 有效储层钻遇率57.5%, 压裂段数5.4段, 最高无阻流量为147× 104m3/d, 平均无阻流量达70.1× 104m3/d, 是同期大苏里格地区二叠系气藏南— 北向水平井试气无阻流量的2~3倍。经过4年平稳生产, 其中1口东— 西向水平井(114-19H)累积产气量超过1.2× 108m3, 井口产量稳定在5.1× 104m3/d以上, 良好的开发效果掀开了苏里格地区东— 西向水平井开发篇章。

4 结论

1)在苏里格国际合作区, 三维地震泊松比反演对块状厚砂岩识别效果较好, 可取代波阻抗地震反演来进行岩性识别。由其指导部署完钻的Ⅰ +Ⅱ 类投产井比例高(静态92%, 动态79%); 但在主频低、频宽窄的条件下对叠合砂体内部的单砂层没有明确响应。

2)在棋盘式井位主河道带及河流中心预测的基础上, 确定合作区发育2类叠置河道带, 5种主要沉积相和10种典型河道微相; 结合气藏动— 静参数地质分析, 认为具有低自然伽马值(小于40 API)、高有效孔隙度(超过10%)以及较高的深电阻率响应(大于90Ω · m)是盒8段高产井(EUR> 1× 108m3)的典型配置。

3)1区盒8段为以北西— 南东向高能量河道带为主、低能量河道带为辅的叠置河流沉积体系, 故在辫状主河道带中心区域部署东— 西向水平井, 有利于横向沟通多期河道, 压裂试气及气井累产效果得到大幅提升。

4)以三维地震泊松比部署、棋盘式井网主河道带预测、河道微相精细解剖、动— 静结合高产井筛选及东— 西向水平井先导钻探为代表的国际合作区井位部署关键技术, 加深了对复杂河流相储层的判识和预测能力, 可为苏里格气田其他区块深入开发提供参考。

The authors have declared that no competing interests exist.

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