Permeability Evaluation from Logs in Tight Sandstone Reservoirs Based on Classification and Optimization of Flow Units
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摘要:
致密砂岩储层非均质性强，常规测井解释模型没有考虑储层纵向上渗流特征的差异性，导致渗透率解释精度低。为此，采用储层流动单元描述致密砂岩储层非均质特征，建立了具有不同渗流单元的渗透率解释模型，以提高渗透率预测精度。首先，结合岩心实验流动单元指数频数分布与累计分布频率，建立流动单元分类标准，并优选流动单元分类数目，分类构建渗透率模型；然后，引入深度神经网络，结合常规测井和核磁测井数据，预测流动单元指数；最后，基于分类渗透率解释模型，计算储层渗透率。珠江口盆地惠州凹陷古近系恩平组应用该渗透率计算方法进行计算，流动单元分为5类最佳，测井尺度的流动单元识别分类与沉积相具有较好的一致性，渗透率计算准确度相比核磁模型明显提高。研究结果为深层致密砂岩储层渗透率评价提供了新的计算方法。
Abstract:Due to the strong heterogeneity of tight sandstone reservoirs, conventional log interpretation models usually overlook the difference in the longitudinal flow properties of the reservoirs, leading to low accuracy in the calculation and interpretation of permeability. Therefore, the flow units (FUs) of reservoirs were utilized to describe and quantify the heterogeneity characteristics of tight sandstone reservoirs. Permeability interpretation models of different FUs were constructed to improve the accuracy of permeability predictions. First, the FU classification standard was established by combining the frequency distribution and cumulative distribution probability of the experimental FU indicator (IFZ) from cores, and the optimal classification number of FUs was selected to establish permeability models in different categories. Additionally, deep neural networks (DNN) were introduced to predict IFZ by combining conventional logging and nuclear magnetic resonance (NMR) logging data. Finally, reservoir permeability was calculated based on the permeability interpretation models in different categories. This permeability calculation method was applied to the Paleogene Enping Formation in Huizhou Sag, Pearl River Mouth Basin, and five FU categories were selected for optimal classification. The identification and classification of FUs at the log scale were in good agreement with sedimentary facies, and the accuracy of permeability calculation was significantly improved compared to the NMR model. The research results provide a new calculation method for evaluating the permeability of deep tight sandstone reservoirs.
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Keywords:
- tight sandstone /
- permeability evaluation /
- flow unit /
- deep learning
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随着我国经济持续快速发展，对石油天然气的需求不断增长，而我国深层油气资源达671×108 t油当量，因此油气勘探开发转向深层–超深层[1–2]。近10年来，经过地质理论认识探索和钻井实践，在顺北地区的超深层古老碳酸盐岩地层中获得重大勘探突破[3–4]，在7000 m以深获得高产轻质油。顺北地区油气勘探开发不同阶段存在不同的钻井技术难点：2015—2017年为初步探索阶段，主要面临二叠系火成岩，英安岩、玄武岩强度高，可钻性差[5]。桑塔木组发育有火成岩侵入体（覆盖面积达117 km2），井眼坍塌压力高[6]。通过初步探索，提出“剪切+冲击”的破岩思路，形成了“牙轮钻头冲击预破碎+PDC钻头钻齿剪切刮削+等壁厚螺杆”的混合破岩技术，保障了二叠系的高效破岩；采用专封专打和加强封堵防塌，配合稠浆塞洗井和细化工程措施，实现了火成岩侵入体井段安全钻进。2018—2019年为攻关突破阶段，主要面临志留系砂泥岩互层诱导裂缝发育、易漏失、承压能力低等导致的复杂多、钻井周期长等问题[7–8]。通过采用低密度随钻封堵防塌技术和动态循环承压堵漏技术，大幅提高了志留系地层钻井效率，志留系薄弱地层应用12井次，地层承压能力提高0.10 kg/L，复漏率大幅降低。2020年至目前为优快钻井阶段，通过地质工程一体化深度融合，优化了井身结构和防漏防塌钻井液[9–10]，配套了二叠系火成岩、桑塔木组辉绿岩的安全钻进技术[11–16]，形成了以井眼稳定保障技术和安全钻井技术为核心的优快钻井技术，在井深逐年增加的情况下，钻井周期逐年缩短，保障了顺北油气田高效勘探、效益开发[17–19]。笔者通过梳理顺北地层特征和主要钻井技术难点，回顾总结了多年的技术攻关、实践认识及形成的顺北特深层高效钻井技术，并针对顺北油气田特深层对钻井技术的需求提出了发展建议，以期推动该油气田的勘探开发进程。
1. 地层特征及钻井技术难点
1.1 地层特征
顺北断控型油气藏是一种受断裂带控制、以构造破碎为主、经流体改造形成的裂缝–洞穴型储集体，被致密碳酸盐岩封盖和侧向遮挡形成圈闭，在后期油气充注成藏后形成的特殊油气藏。顺北超深断控型储层以一间房组、鹰山组为主要目的层，岩性以灰岩为主，埋藏深度大于7 500 m，油气藏类型多样。储层温度160～209 ℃，压力89～129 MPa。受断裂差异化影响，上覆地层岩性复杂：古生界岩石强度高、可钻性差；二叠系火成岩、志留系和奥陶系灰岩常伴随裂缝、孔洞发育，导致地层承压能力低，易井漏；桑塔木组发育辉绿岩侵入体，坍塌压力高，储层存在破碎带，易垮塌。顺北油气田呈现“深、高、漏、塌、硬”的地层特点，对钻井技术提出了巨大挑战。
1.2 主要钻井技术难点
顺北油气田在断裂带挤压、拉伸等构造力影响下地质条件复杂，主要存在以下钻井技术难点：
1）井身结构设计难。顺北油气田储层埋藏深，油气藏精细描述难，钻井面临“二叠系等多套复杂岩性地层，地震波多解，精度待提高”“二叠系火成岩、志留系砂泥岩裂缝承压能力小于1.20 kg/L”“奥陶系桑塔木组泥岩及辉绿岩侵入体坍塌压力当量密度大于1.60 kg/L”“次级断裂带存在局部高压，压力系数大于2.00”等难题，地层自古生界开始存在破碎、应力高、易漏易塌、局部高压等，压力体系复杂，井身结构优化设计难度大。
2）钻井提速难。古生界地层厚度大，岩性差异大，对钻井技术提速提出了挑战。二叠系英安岩的单轴抗压强度平均可达102 MPa，可钻性级值达7.6；玄武岩的单轴抗压强度平均达到124 MPa，可钻性级值达到8.2。志留系软硬地层交错，柯坪塔格组石英砂岩研磨性强；奥陶系桑塔木组辉绿岩抗压强度高，地层倾角大，易发生井斜。
3）井壁稳定性差。古生界地层受断裂活动影响，上覆复杂地层多，井壁稳定难度大。二叠系火成岩天然裂缝发育，易漏失和垮塌。泥盆系—志留系砂泥岩互层诱导裂缝发育，地层承压能力低，易漏失。奥陶系桑塔木组辉绿岩侵入体易坍塌、掉块，且难以携带出井。
4）高温定向难。顺北油气田储层温度高于165 ℃，实钻最高可达209 ℃。超深定向井存在高温下测量仪器故障率高，据统计，2016—2020年共计下钻483趟，出现异常达100趟，异常率高达20.7%。测量仪器失效后井眼轨迹控制难度大，无法满足高效定向和精准中靶需求。
5）储层保护难。顺北油气田储集空间由洞穴和裂缝组成，洞穴规模大，实钻放空3～6 m，裂缝差异大，缝宽2 nm～100 μm。前期钻井液漏失风险大，漏失率可达92%。同时，碳酸盐岩高温高压裂缝性气藏气侵活跃，前期气测上窜速度可达128 m/h。高密度压井液会直接渗漏至储层，对储层造成伤害，导致油气井产能降低。
2. 钻井关键技术现状
为满足顺北超深高温断控型油气藏勘探开发需求，根据各断裂带地质特点和钻井技术难点，通过攻关井身结构优化、分层提速技术、井筒强化技术、高效防漏固井技术、高效定向技术和断控型储层保护技术，经多次技术迭代，形成了顺北特深层高效钻井技术。
2.1 井身结构优化
勘探开发初期，为保障安全成井，采用六级井身结构，钻井周期长达400 d以上。通过持续进行地质工程一体化深度融合，形成以“二叠系火成岩反演、志留系断裂检测、侵入岩量化描述、一间房组异常高压预测”为核心的地质风险预测技术，其中，地质侵入体识别精度由20 m提升至10 m，可精准识别局部高压，采用随钻致密封堵动态提高地层承压能力，形成了物理化学耦合防塌技术，拓宽了古生界长裸眼地层钻井液安全密度窗口，实现了志留系、桑塔木组等复杂地层同开次钻开，井身结构由六级逐步优化为四级。随着对地层认识的逐步深入及工程技术的进步，主干断裂带全面推广顺标IA井身结构，次级断裂带为保障井控安全，采用顺标IIA井身结构，同时在部分区域探索采用三级井身结构，目前已形成标准化井身结构系列（见图1）。
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图 1 顺北油气田标准化井身结构系列Figure 1. Standardized casing program series for Shunbei Oil and Gas Field2.2 古生界分层提速技术
二叠系火成岩可钻性差，易发生掉块卡钻。针对玄武岩硬度高、脆性强的问题，提出“剪切+冲击”的破岩思路，形成“牙轮冲击预破碎/PDC齿剪切刮削+等壁厚螺杆”的混合破岩技术，保障玄武岩高效破岩。针对英安岩、凝灰岩强度高、吃入困难的问题，提出“分级破岩”与“强参数复合破岩”的思路，形成“异形齿PDC+大扭矩螺杆”的复合破岩技术，解决了英安岩、凝灰岩破岩问题。
针对志留系厚度大（1 000～2 000 m）、石英含量高、研磨性强的特征，优选“异形齿PDC钻头+等应力大扭矩螺杆”，根据“大钻压+大扭矩+中低转速”的思路，提高钻头吃入深度，同时对高研磨性地层起到“防磨保径”的作用，实现了强化钻井参数提速。
针对桑塔木组对钻井参数敏感、易井斜的问题，持续深化对地层造斜规律的认识，建立了预弯曲“地层倾角–钻进参数”评价图版，明确了预弯曲钻具组合的适用条件和最优钻井参数，地层倾角小于6°时，防斜思路由“垂钻防斜”转变为“预弯曲防斜”。钻压由100 kN提高至160 kN，扭矩由19 kN·m提高至26 kN·m，形成了预弯曲防斜打快技术，机械钻速与垂直钻井技术基本持平。
古生界分层提速技术在顺北油气田累计推广应用40余口井，提速效果显著，二叠系机械钻速由3.80 m/h提高至7.80 m/h，志留系机械钻速由5.50 m/h提高至7.50 m/h，桑塔木组单井节省垂直钻井系统租赁费达200万元。
2.3 复杂地层井筒强化技术
针对二叠系火成岩裂缝发育、易漏失的问题，提出2种封堵技术：第一种为封堵防漏技术，即按照“以防为主、防堵结合”的思路，将钻井液密度由1.28 kg/L降至1.21～1.24 kg/L，优化钻井液性能和配套工程技术措施（起钻前注入裸眼封闭浆，下钻分段循环，控制下钻、开泵速度），实现了随钻高效防漏；第二种为全井堵漏浆高效穿漏技术，堵漏浆中包含全尺寸颗粒堵漏材料，以粒径3～5 mm颗粒堵漏材料为主，加量8%～15%可调，配套粗筛布保证颗粒堵漏材料的加量，加密清理沉砂罐，形成了多级配堵浆快速穿漏技术。
针对志留系地层诱导裂缝发育、漏失压力低、下部侵入体、高压盐水层等潜在风险，提出2种承压堵漏技术：第一种为低密度随钻封堵防塌技术，将钻井液密度由1.40 kg/L降至1.32 kg/L，配合使用粒径1200/2500目的微纳米材料，控制K+质量浓度大于20000 mg/L，强化纳米封堵和抑制水化，严格控制滤失量，提高志留系地层钻井效率；第二种为动态循环承压堵漏技术，通过调整排量控制漏层ECD，逐级充填、夯实地层，提高地层承压能力。
针对桑塔木组侵入体井壁易坍塌、掉块难携带问题，深化认识辉绿岩特征，明确了钻井液合理密度范围为1.35～1.45 kg/L，形成了以“合理密度、强化封堵、严控性能”为核心的低密度协同防塌技术。
复杂地层井筒强化技术成功解决了二叠系易漏失、志留系地层承压能力低、桑塔木组辉绿岩侵入体和破碎地层易坍塌掉块导致卡钻的难题。二叠系应用封堵随钻防漏技术后漏失率降低了55.13百分点；二叠系应用全井堵漏浆高效穿漏技术后漏失率降低了51百分点；志留系应用低密度随钻封堵防塌技术后无漏失；动态循环承压堵漏技术应用12井次，单井漏失量由应用前的725 m3降至50 m3。应用低密度协同防塌技术后，侵入体井段井径扩大率由43.2%降至7.2%。
2.4 易漏地层高效防漏固井技术
针对二叠系低密度水泥浆不完善、常规防漏固井质量差等问题，通过优化超低密度水泥浆配方、升级防漏固井工具、完善下套管技术措施等，固井工艺由以低密度水泥浆防漏为主升级为综合防漏，二叠系固井率由86.96%降至20.00%，填充率由71.3%提高至85.8%。低密度水泥浆防漏是采用密度不低于1.60 kg/L的粉煤灰水泥浆或密度1.50～1.60 kg/L的微珠水泥浆，下入常规机械式分级箍，套管下入速度60 s/根，到底后循环。综合防漏是采用密度1.20～1.50 kg/L的微珠水泥浆或密度1.10～1.45 kg/L的泡沫水泥浆，下入封隔式分级箍，套管下入速度120～240 s/根，进行分段循环。
针对志留系地层承压能力低的问题，优化防窜水泥浆配方，升级尾管悬挂器，采用控压固井技术，固井工艺由水泥浆防窜迭代升级为综合防窜，志留系固井漏失率由20.0%降至4.7%，自由段长度由641 m降至276 m。水泥浆防窜是采用密度1.45～1.50 kg/L的常规水泥浆和内嵌式悬挂器，窄密度窗口井段采用正注反挤方式注水泥，套管下到底循环。综合防窜是采用密度1.30～1.50 kg/L的胶乳液硅防窜水泥浆和平衡液缸封隔式悬挂器，采用控压固井工艺，控制下套管速度，中途进行循环。
2.5 高温储层高效定向技术
针对超深定向井存在高温下测量仪器故障率高、测量仪器失效后无法控制井眼轨迹的难题，基于储层井底静止温度，提出2种井眼轨道设计优化方案：井底静止温度不超过200 ℃时，优化为单增三段式井眼轨道，使用1.75°单弯螺杆在温度达到180 ℃之前完成定向，之后稳斜钻进；井底静止温度超过200 ℃时，优化为双增四段式井眼轨道，使用1.75°单弯螺杆在温度达到185℃之前完成定向，之后进行稳斜盲打。2种井眼轨道的井眼曲率均不高于12°/30m，便于提高机械钻速和降低衬管下入难度。
造斜段使用“二牙轮+四刀翼”的混合钻头，使用寿命由30 h延长至60 h。稳斜段使用“五或六刀翼、ϕ13.0 mm双排、尖圆齿”的异形齿PDC钻头，使用寿命由70 h延长至120 h。选用等壁厚大扭矩螺杆，螺杆扭矩从2 850 N·m提至6 750 N·m，使用寿命从70 h延长至120 h。
通过升级耐高温AD板、耐高温传感器模块、耐高温中控板MPU和耐压筒，国产MWD仪器稳定工作的井底最高温度达到了194 ℃，实现了井底温度200 ℃以内可测可控。通过优化井眼轨迹预测模型，创建平衡趋势造斜率预测方法，结合稳斜钻具组合优化技术，建立了稳斜钻具组合井眼轨迹控制方法，不仅实现了井底温度大于200 ℃的稳斜中靶，解决了超高温定向井眼轨迹控制难的问题，还创造了亚洲陆上定向温度（209 ℃）最高的纪录。
通过应用高温储层高效定向技术，配合强化钻井参数，排量由12 L/s提高至16 L/s，钻压由40 kN提高至60 kN，转速由40 r/min提高至60 r/min，泵压由22 MPa提高至28 MPa，储层段机械钻速由2.40 m/h提高至3.50 m/h，测量仪器失效率降低了15百分点。
2.6 断控型储层保护技术
通过室内试验及对生产动态进行综合评价，明确了固相侵入和应力敏感是储层损害的主控因素。针对损害主控因素，提出了“低固相、少漏失、高酸溶”的储层保护理念：第一，井眼轨道从“打中心”优化为“擦头皮”，钻井液由常规暂堵升级为高温可酸溶暂堵；第二，深化储层压力认识（主干断裂无异常高压、次级断裂可能有高压），转变储层保护理念，推广“低密度工作液+控压”的施工工艺；第三，研制核心材料，提高其关键性能，构建高质量工作液体系。其中抗高温工作液的漏斗黏度由75 s降至45 s，动塑比由0.48降至0.31，无固相工作液中的固相含量由5%降至2%。
应用断控型储层保护技术后，成井率提高84百分点，漏失率降低40百分点。钻井液漏失密度由1.70 kg/L降至1.18 kg/L，漏失量降低了56%，储层伤害率降低51百分点。
3. 发展建议
上述钻井技术虽然取得了较好的效果，但随着顺北油气田勘探开发步伐的持续推进，对工程地质条件认识的不断深化，仍然存在一些问题，还需有针对性地进行攻关。
1）顺北断控型储层为实现少井高产，一口井需钻穿多条断裂带，因地层破碎程度高，井壁垮塌掉块严重，导致钻井周期长、安全完井难度大。下一步亟需深化断裂带井周局部应力场分布规律研究，明确破碎地层井壁坍塌机理，以指导井眼轨道设计与破碎带防塌工艺优化，保障破碎性地层的安全高效钻进。
2）顺北油气田断裂间、次级断裂压力预测精度低，发育异常高压概率高，部分井局部钻遇异常高压导致井筒起压快、关井压力高（顺深1斜井关井套压58 MPa），采用高密度钻井液易井漏，安全密度窗口窄制约安全成井。建议深入开展异常压力识别、高效钻井、差异化压井技术研究，提升异常高压工程应对能力，保障气藏安全高效开发。
3）随着顺北油气田勘探开发逐步向东部拓展，储层物性变差，单井累计产量低，效益开发难度加，大，降本需求迫切。目前井身结构进一步优化难度大，亟需突破现有提速技术瓶颈，引进科学钻井提速理念，科学配套提速工具，实时优化钻井参数，力争实现顺北“革命性”提速，支撑顺北油气田高质量勘探、高效益开发。
4）为实现向地球深部要资源的战略目标，中国石化深地工程开启万米新征程，万米深层温度更高，地层压力系统、地应力环境更复杂，地质条件更苛刻，钻井工程面临多重风险叠加等情况，目前工程技术水平尚无法有效保障，建议加大关键装备、关键核心技术攻关力度，力争钻井工具、测量测井仪器、材料的耐温能力突破200 ℃，持续引领深地工程技术发展。
4. 结束语
顺北油气田特深井钻井技术的研究与实践中，取得了一系列钻井关键技术突破，并通过地质工程一体化的深度融合，对井身结构、分层提速、井筒强化、高效防漏固井、高温储层高效定向和断控型储层保护等关键技术进行持续优化与创新，顺北油气田的勘探与开发效率得到了显著提升。尽管如此，面对日益增长的勘探深度和复杂的地质条件，仍需不断深化对地层特征的认识，提高对异常高压的应对能力，提升钻井工具和材料的耐温性能，并在万米深井钻探方面进行更深入的基础理论与技术装备研究，推动顺北油气田勘探开发的进程，确保安全成井，解锁更深的地下资源，为国家的能源安全和经济发展作出更大的贡献。
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图 1 不同流动单元的IRQ与ϕe交会图及相关性特征
Figure 1. Cross plot and relationship between IRQ and ϕe of different FUs
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图 2 建立流动单元分类标准的基本方法
Figure 2. Basic methods for establishing classification criteria of FUs
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图 4 基于流动单元分类和优选的储层渗透率计算流程
Figure 4. Permeability calculation workflow of reservoir based on classification and optimization of FUs
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图 6 测井参数对流动单元指数预测精度的影响
Figure 6. Influence of log parameters on prediction accuracy of IFZ
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图 8 不同流动单元分类及其对应的渗透率解释模型
Figure 8. Classification of different FUs and their corresponding permeability interpretation models
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图 9 不同流动单元分类的渗透率计算结果
Figure 9. Calculation results of permeability corresponding to classification of different FUs
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图 10 惠州油田HZ–A井渗透率计算实例
Figure 10. Example of permeability calculation of Well HZ–A in the Huizhou Oilfield
表 1 5类流动单元类型的储层特征
Table 1 Reservoir properties of flow units with five types
流动单元分类 沉积微相 流动单元指数/μm 岩性 孔隙度，% 渗透率/mD Ⅰ类 分流间湾 IFZ≤0.45 泥质粉砂岩、中–细砂岩为主 5.4～15.0（9.4） 0.01～0.96（0.08） Ⅱ类 河口坝 0.45 < IFZ≤1.42 中–细砂，少量粗砂和含砾中砂 5.0～16.1（9.8） 0.07～11.00 （0.75） Ⅲ类 河口坝, 分流河道 1.42< IFZ≤3.00 中–细砂为主，含砾粗砂次之 6.2～16.2（10.7） 0.56～48.00 （6.76） Ⅳ类 分流河道 3.00< IFZ≤8.00 中–粗砂为主，含砾粗砂次之 7.0～15.2（12.1） 2.9～379.0（70.0） Ⅴ类 分流河道 IFZ >8.00 粗砂和含砾粗砂 9.0～17.6（14.2） 101～ 3611 （758）注：孔隙度及渗透率数值后（）内数值为平均值。 
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