试井解释在火山岩气藏数值模拟中的应用

梁树义，马世忠，王海燕

试井解释在火山岩气藏数值模拟中的应用

梁树义1，马世忠2，王海燕3*

1.中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 163154 2.东北石油大学地球科学学院，黑龙江 大庆 163318 3.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712

徐深气田火山岩气藏储层内部存在岩性岩相变化快且非常复杂，裂缝相对发育等地质特征，在进行数值模拟过程中需要将模型进行网格加密等细化研究。针对数值模拟历史拟合具有多解性，不同的网格加密、属性参数组合有可能达到相同的拟合效果的问题，开展了在细化模型的同时最大限度减少不确定性的研究，研究中结合徐深气田火山岩储层储渗结构特征，识别出了3种类型的试井模型，提出利用试井模型对数值模拟模型进行修正的新方法。该方法使得数值模拟模型更加精细化，开发指标预测的精度大大提高，对于徐深气田火山岩气藏进一步精细挖潜，单井合理配产，以及方案优选具有十分重要的意义。

火山岩气藏；储渗结构；试井解释；数值模拟；网格加密；属性参数拟合

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梁树义，马世忠，王海燕.试井解释在火山岩气藏数值模拟中的应用［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2015，37（2）：138-144.

Liang Shuyi，Ma Shizhong，Wang Haiyan.Application of Well Test Interpretation in Numerical Simulation of Volcanic Gas Reservoir［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2015，37（2）：138-144.

引言

由于火山岩气藏储层内部岩性岩相变化快且非常复杂、裂缝相对发育等地质特征，传统的数值模拟历史拟合又具有多解性，修正模型时不同的网格加密、属性参数组合有可能达到相同的拟合效果，但对模型的不同修正会导致开发指标预测精度差异，那么如何找到最佳修正方法，使得历史拟合更接近地下真实情况，从而达到提高开发指标预测精度的目的？

本文在传统数值模拟参数拟合方法的基础上，为了进一步优化模型以减少多解性，提出利用试井解释对数值模拟模型进行修正的新方法。该方法结合徐深气田火山岩气藏3种储渗结构对火山岩气藏数值模拟网格模型进行加密，结合试井解释对属性模型进行修改。在此基础上，总结建立了一套适用于火山岩气藏的数值模拟网格加密、属性参数修改方法，并在实际区块进行了应用和验证，对比应用该方法前后指标预测效果，结果表明，应用该方法后拟合效果更好，预测精度更高。

1　试井解释与数值模拟相结合修正模型的方法

（1）细化模型。针对数值模拟网格模型进行均匀加密和非均匀调整，属性模型进行参数调整，使压力拟合达到细化量化的程度。（2）模拟试井过程。由于数值模拟历史拟合具有多解性，如何验证上述网格加密、属性参数修改方法是否可靠性高、预测效果好？用拟合好的数值模拟模型模拟试井过程，在模型中使井定产量开井生产一段时间，然后关井进行压力恢复。（3）进行试井解释修正。将所得到的压力和生产数据导入试井解释Saphir软件中，观察双对数曲线，与该井的实际试井解释对照，符合率较高，说明上述精细化过程可信度较高，该处理方法正确，进行下步开发指标预测。如果符合率较低，重新修正数值模拟模型，重复上述过程，直至符合率较高。流程图如图1所示。

图1　试井解释与数值模拟相结合流程图Fig.1　The flow chart of well test interpretation combined with numerical simulation

2　试井解释修正徐深气田火山岩数值模拟模型

徐深气田发育的火山岩储层以营城组的营一段和营三段为主，平面上分布主要受火山岩体控制，为多期次多个火山体喷发形成，内部岩性岩相变化快且非常复杂，储层连通性差，非均质性强。火山岩储层中既存在低孔渗体（孔隙度＜8%，渗透率＜1.0 mD），又发育高孔渗体（孔隙度≥8%，渗透率≥1.0 mD）及天然裂缝，按照发育的规模不同可以组合成不同的储渗结构形式。从徐深气田火山岩气藏选择不同储渗结构典型井进行不稳定试井测试，从试井解释结果可以看出，储层存在线性流动、径向流动、球型（半球型）流动、流动变畅、流动受阻等多种渗流状态，从而识别出3种试井模型：方向性裂缝带发育型、高孔渗连续分布型、高孔渗局部连续型［1-5］。

针对火山岩气藏不同储渗结构的典型井，建立相应的数值模拟模型，分别根据储渗结构特点进行网格加密等处理以优化模型，利用试井解释与数值模拟相结合修正模型方法对属性模型进行修改，总结建立了一套适用于火山岩气藏的数值模拟网格加密、属性参数修改方法。

2.1方向性裂缝带发育型

储渗结构特征：气井井控区域储层低孔渗体连续分布；高孔渗体规模小，呈零散分布；发育方向性裂缝带或进行了压裂改造（图2a）。

试井解释特征：压力在低孔渗体内扩散缓慢，不易出现拟径向流动，双对数曲线表现为线性流动特征［6-8］（图2d）。

数值模拟模型：数值模拟模型大面积设置低孔渗，采用非均匀网格加密，逐级改变渗透率，设定X方向渗透率为Y方向的一定倍数，模拟方向性裂缝带，模拟线性流。加密网格的基本属性参数：孔隙度为6%，X方向渗透率由外向内分别为0.2，1.0，2.0 mD；水平Y方向渗透率由外向内分别为：0.2，5.0，10.0 mD（图2c）。

试井解释修正：用数值模拟模型模拟试井过程，以20×104m3/d开井生产80 d，关井压力恢复120 d，导入试井解释软件中得到双对数曲线（图2b），与该井的实际试井解释曲线对照（图2d），如双对数曲线形态不符，反复调试模型，直至与实际井双对数曲线形态相符，观察解释形态为条带型，说明较好地模拟了线性流，符合率较高，可以进行下步开发指标预测［9］。

图2　方向性裂缝带分布模型Fig.2　The model of distribution of directional fracture zone

2.2高孔渗连续分布型

储渗结构特征：气井井控区域储层高孔渗体连续分布，连通性好，规模大；低孔渗体少量分布；发育天然裂缝，但规模小，连续性差（图3a）。

试井解释特征：由于高孔渗体纵向上厚度较大（通常大于50 m），多采用射孔完井，打开程度不完善，横、纵向的气体均向井底流动，双对数试井曲线显示在近井附近呈现半球型或球型流动特征。随着测试时间的推移，由于高孔渗体在平面上连续分布，分布范围较广，双对数试井曲线出现拟径向流特征［6-8］（图3d）。

数值模拟模型：数值模拟模型大面积设置高孔渗，在井周围进行均匀加密。模型基本属性参数：孔隙度为10%，水平Y方向渗透率等于X方向渗透率，均为3.0 mD，垂向渗透率为水平方向的4/5。（图3c）

试井解释修正：通过数值模拟模型模拟试井过程，以60×104m3/d开井生产90 d，关井压力恢复120 d，导入试井解释软件中得到双对数曲线（图3b），与该井的实际试井解释曲线对照（图3d），反复修改调试，直至曲线与实际相符，确定最终属性参数［10］。

图3　高孔渗连续分布模型Fig.3　The model of continuous distribution of high porosity and permeability zone

2.3高孔渗局部连续型

储渗结构特征：广泛分布低孔渗体；局部空间上连续分布高孔渗体；气井钻遇低孔渗体，射孔达不到工业气流，需要进行压裂改造（图4a）。

图4　高孔渗局部连续模型Fig.4　The model of locally continuous distribution of high porosity and permeability zone

试井解释特征：压裂裂缝沟通高孔渗体，流动变畅，压力传导较快，掩盖了由于压裂缝产生的线性流特征，但高储渗体分布规模有限，后期流动受阻，压力导数曲线上翘，出现由于物性变差引起的阻流边界特征［6-8］（图4d）。

数值模拟模型：大面积设置低孔渗，局部设定高渗，非均匀网格加密，以井所在网格为中心从中间到到两边逐级降低渗透率，模拟沟通高渗区与低渗区的裂缝带。模型基本属性参数：低渗区孔隙度5%，高渗区孔隙度9%；水平Y方向渗透率等于X方向渗透率，均为高渗区3.0 mD，低渗区0.02 mD（图4c）。

试井解释修正：通过数值模拟模型模拟试井过程，以40×104m3/d开井生产90 d，关井压力恢复120 d，导入试井解释软件中得到双对数曲线（图4b），对照实际试井解释曲线（图4d），反复调试加密网格的渗透率，直至符合率较高，证明很好地模拟了沟通高渗区与低渗区的裂缝带［11-12］。

这3类模型基本涵盖了徐深气田火山岩气藏的各类储层情况，所以今后在进行徐深气田火山岩数值模拟细化研究时可先判断储渗结构类型，然后选择相应的模型加密、属性修改方法，最后进行试井解释验证，进行微调，无需进行大量的属性参数修改来进行拟合，大大地节省拟合时间，提高了拟合精度，为开发指标准确预测提供了保障。

3　应用实例

3.1判断储渗结构类型

通过地质建模建立A区块的数值模拟模型（图5），从火山岩段裂缝方向分布图可以看出A1井位于方向性裂缝带上（图6），属于方向性裂缝带发育型［13］。

3.2选择相应模型加密、属性修改方法，结合试井解释修正模型

选择方向性裂缝带发育型的处理方法，拟合好后模拟试井过程，对该井进行试井解释修正，反复微调模型，直至与该井真实试井解释相符（图5）。最终对模型的修正处理方法为：对井周围网格进行单方向非均匀加密，从中间向两边比例为1：4：8：14：20：30，模拟方向性裂缝带。对Y方向与X方向渗透率进行差异赋值，根据拟合效果，Y方向渗透率赋值为X方向的10∼50倍较好，有效地模拟了线性流［14］。

图5 徐深气田A区块A1井模型Fig.5　The well model of A1 in block A of Xushen Gas Field

图6　开发指标预测效果对比图Fig.6　The comparison of development index between forecasting model and performance

3.3应用上述方法前后开发指标预测效果对比

A1井投产2.7 a，将前两年做历史拟合，后面7个月分别用结合前后模型进行预测，从图6中可以看出，虽然两个模型拟合效果均较好，但从预测效果来看，结合试井技术和数值模拟修正的模型，预测精度更高。这说明应用试井解释对数值模拟模型进行修正的新方法是十分必要的，可以大大提高预测精度，为开发方案编制提供更有力的保障［15］。

4　结　论

（1）形成了试井解释修正火山岩气藏数值模拟模型的方法和流程。

（2）结合大庆火山岩储层储渗结构特征，识别出了3种类型的试井模型；针对不同储渗结构的典型井，建立相应的数值模拟模型。根据储渗结构特点进行网格加密等处理以优化模型，利用试井解释与数值模拟相结合修正模型方法对属性模型进行修改，总结建立了一套适用于火山岩气藏的数值模拟网格加密、属性参数修改方法。该方法使得模拟过程大大简化，拟合效率大大提高，对今后徐深气田火山岩气藏的数值模拟研究有指导意义。

（3）通过在实际区块的应用，提高了拟合效率和开发指标预测精度，为徐深气田火山岩气藏进一步精细挖潜、单井合理配产、以及方案对比优化奠定了坚实的基础。

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梁树义，1983年生，男，汉族，黑龙江明水人，助理工程师，硕士，主要从事油气田开发地质方面的研究工作。E-mail：liangshuyi123@126.com

马世忠，1963年生，男，汉族，河北东光人，教授，博士生导师，主要从事沉积学、油气田开发地质学的教学和研究工作。E-mail：szm6503@sina.com

王海燕，1986年生，女，汉族，黑龙江大庆人，高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究。E-mail：haiyan1@petrochina.com.cn

编辑：牛静静

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Application of Well Test Interpretation in Numerical Simulation of Volcanic Gas Reservoir

Liang Shuyi1，Ma Shizhong2，Wang Haiyan3*
1.No.6 Oil Production Plant，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang 163154，China 2.Faculty of Earth Sciences，Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang 163318，China 3.Exploration and Development Research Institute，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang 163712，China

Itisnecessarytorefinethemodelgridfortheprocessofthenumericalsimulationofthevolcanicgasreservoirbecause of the complex reservoir lithologies，lithofacies and developed fractures.The history fitting of the numerical simulation，which has ambiguity，different grid refinement，and different property parameter combinations，may accomplish the similar results. The research was carried out to minimize the uncertainty while refining the model.How to reduce the uncertainty to the lowest degree is a challenge in the numerical simulation of volcanic gas reservoir at Xushen Gas Field.The research results have identified three well-testing models according to the characteristics of storage-seepage structures of Xushen Gas Field and proposes a new method which revises the numerical model with well-testing models.The result indicates that it can improve theaccuracyofthe numericalmodel andforecasting results.It isimportant todevelopthe remainedreserves，setthe appropriate production rate and optimize the development plans.

volcanic gas reservoir；storage-seepage structure；well test interpretation；numerical simulation；local grid refinement；property revision

10.11885/j.issn.1674-5086.2012.12.04.02

1674-5086（2015）02-0138-07

TE319

A

2012-12-04网络出版时间：2015-03-30

王海燕，E-mail：haiyan1@petrochina.com.cn