裂缝性潜山油藏地质建模与数值模拟一体化研究

聂玲玲， 张占女， 童凯军， 房　娜

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津　300452)



裂缝性潜山油藏地质建模与数值模拟一体化研究

聂玲玲， 张占女， 童凯军， 房娜

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津300452)

摘要：为了准确模拟和预测裂缝性潜山油藏的油水运动规律，以渤海海域J油田为例，综合岩心、测井、地质、地震及生产测试等多方面资料，分步建立了双重介质储集层的三维地质模型并开展了数值模拟研究。首先建立起工区构造模型，并建立了基质单元属性模型，然后利用岩心成像测井裂缝描述成果，以地震叠前属性反演成果为约束条件，模拟建立了裂缝分布网络模型，最后将基质属性和裂缝分布网络模型有机结合并建立了双重介质储集层三维地质模型。在此基础上，开展研究区历史拟合研究。结果表明：①采用该模型能够很好地表征裂缝性变质岩储层的渗流介质特征，数值模拟区块和单井历史拟合符合率高达90%；②潜山油藏开发可以划分为裂缝主要供油阶段、裂缝和基质同时供油阶段、基质主要供油阶段三个阶段；③运用定性-定量相结合方法研究得出的剩余油分布，能够客观地反映裂缝及基质系统对流体流动规律的影响，有力地指导了研究区下一步调整措施的实施。

关键词：潜山油藏； 基质系统； 裂缝系统； 地质建模； 数值模拟； 剩余油分布

0引言

目前，我国在冀中、辽河、济阳、黄骅坳陷及渤海海域等地区先后发现了近百个潜山油气藏，其中大部分已投入开发。潜山油气藏将成为新世纪我国油气勘探开发的主要目的层。对于变质岩潜山油藏而言，由于变质岩储层中裂缝分布的强烈非均质性，往往使得该类油藏的开发难度极大，对于海上油田开发尤为如此。目前已报道的变质岩油气藏开采实例不多[1]，多数研究成果主要集中在变质岩储层裂缝成因机制分析、裂缝识别、裂缝预测及储层综合评价等研究上[2-5]，而对于裂缝性变质岩储层的三维地质建模及数值模拟仍缺乏很好的方法，将裂缝离散化并处理成高渗带是目前国内、外学者的主要方法[6-8]。

渤海J油田属于典型的低渗透裂缝性变质岩油藏，受构造运动及风化作用影响，裂缝分布非均质性严重，储集层中基质孔隙为主要的储集空间，而裂缝既是储集空间又是重要的渗流通道，基质孔隙中的原油只有通过裂缝才能流入井筒。不同部位裂缝、孔洞发育程度以及储渗性能差异较大，储集空间渗流特征复杂。这里针对J油田特殊的构造、储层特征及渗流特点，综合应用地质、成像测井、地震叠前反演及生产测试资料，开展了低渗透裂缝性变质岩储层地质建模及数值模拟研究，以准确模拟和预测裂缝性潜山油藏的油水运动规律，以便指导油田后续调整措施的实施。

1裂缝性变质岩储层地质建模

裂缝性储层由于存在基质和裂缝双重介质系统，这两套系统介质类型和渗流机理均不相同。因此，储层定量表征的思路是分基质和裂缝两个系统分别建模，然后通过表征二者之间窜流的Sigma因子将两套系统沟通起来。基质系统的建模方法与常规砂岩储层建模方法类似，常规储层建模技术已经非常成熟[9]。我们关注的重点是裂缝系统的建模，裂缝系统的建模主要是对裂缝发育密度、裂缝片的三维分布等关键参数进行精细表征与刻画，在此基础上，对裂缝系统的孔隙度、渗透率以及表征基质与裂缝沟通程度的Sigma因子进行定量描述。

1.1裂缝特征参数统计与分析

裂缝系统建模非常重要的一步就是对裂缝系统的特征参数开展统计与分析，裂缝特征参数主要包括裂缝的走向、倾向、倾角及裂缝密度等。通过露头观察及测井资料研究，J油田变质岩潜山储层垂向具有明显的分带性，由表及里可划分为局部发育的顶部坡积砂岩带、全部普遍发育的裂缝发育带和内幕致密带。因此在统计裂缝参数时，也主要是细分为裂缝发育段和内幕致密段进行统计。

1.1.1裂缝倾角

根据岩心和成像测井统计结果(图1)，J油田变质岩潜山裂缝倾角主要分布在20°～90°之间，表明研究区裂缝的产状主要以低—高角度倾斜缝为主，占总裂缝数的80%以上。裂缝发育段和内幕致密段裂缝倾角统计规律基本一致，裂缝倾角均值分别为52°和55°。

1.1.2裂缝走向及倾向

由于岩心分析很难准确地获得裂缝的走向及倾向，所以主要依靠成像测井获得的裂缝产状数据分析得到。裂缝的走向与倾向垂直，两者可以相互转换。根据成像测井统计结果，J油田变质岩潜山裂缝走向主要为NE—SW向和NW—SE向两个方向(图2)，裂缝发育段和内幕致密段裂缝走向及倾向统计规律基本一致。

图1　岩心分析裂缝倾角统计图Fig．1　The statistics histogram of fracture dip by core

1.1.3裂缝密度

作者对J油田变质岩潜山的2口井(J-2、J-5)进行了取心，根据两口井岩心观察与分析结果，裂缝发育线密度为2条/m ～5.2条/m。另外根据7口评价井及2口开发井成像测井的解释结果，成像测井解释裂缝密度主要以0.5条/m ～3.5条/m为主(图3)。

1.2裂缝系统建模

图2　成像测井获取裂缝走向Fig．2　The calculation of fracture strike by imaging logging(a)NE-SW向裂缝;(b)NW-SE向裂缝

图3　成像测井裂缝密度统计直方图Fig．3　The statistics histogram of fracture 　　　density by FMI

依据地质、测井、地震及生产测试资料，在研究区潜山油藏构造、岩相、裂缝产状等精细描述的基础上，利用裂缝储层定量表征软件，以叠前弹性参数(横波阻抗地震反演)数据为软数据、单井裂缝常规及成像分析资料为硬数据，建立了潜山油藏的三维裂缝分布密度模型、裂缝空间展布模型，精细刻画了不同空间尺度裂缝的展布特征和分布规律，从而实现对该裂缝性储层的三维定量化表征。

1.2.1裂缝密度三维定量化表征

裂缝密度三维定量化描述是裂缝系统定量描述的基础。裂缝密度是描述裂缝发育程度的参数，一般由相对比值给定，常用的有体积密度、面密度和线密度，这里选用的是应用裂缝的线密度。以叠前横波阻抗反演属性成果作为约束条件，利用裂缝建模FracMan和Petrel软件，建立了表征裂缝储层发育程度的裂缝密度三维定量地质模型(图4)。

图4　裂缝密度三维定量模型Fig．4　The quantitative model of 　　　fracture density

1.2.2裂缝网络空间展布三维定量化表征

裂缝空间展布主要是通过离散裂缝网络的形式来进行定量描述[10]。离散裂缝网络的定量描述是在裂缝密度定量表征的基础上，采用裂缝密度三维定量化表征结果和地应力场模拟得到的裂缝方位分布趋势作为约束条件对裂缝片的方位、几何形态及空间分布进行三维定量化描述。在离散裂缝网络的定量描述的过程中，通常有以下步骤：

1)大裂缝网络的定量描述。由地震资料确定大的断层和裂缝，它们的位置和形态基本上都是确定的，不需要随机生成。

2)中等裂缝和小裂缝网络的定量描述。这些裂缝形成了储层裂缝网络的主体部分，通常不可能具有每个裂缝片的详细信息，但可以获得关于它们的分布密度、方位密度、大小、开度等方面的统计信息和先验认识。利用这些信息，用地质统计的方法随机生成由成千上万个这样的裂缝片组成的裂缝系统，使之满足各种先验统计和认识。

3)加入地层顶底界面对上述裂缝片进行切割，同时加入基质系统，最终生成具有地层意义的裂缝网络定量化模型。图5为J油田潜山储层裂缝密度数据体约束下生成的裂缝网络三维分布模型。

图5　裂缝网络三维模型Fig．5　The quantitative model of fracture network

1.2.3裂缝属性参数建模

裂缝系统地质建模的最终目的是，建立裂缝系统的孔隙度、渗透率及表征裂缝系统与基质系统关系的Sigma因子。对于一个裂缝—基质双重介质模型，根据裂缝的几何模型结合基质渗透率模型粗化得到其等效渗透率是一个非常复杂的过程。FracMan软件在处理这一过程时，直接根据基质渗透率和裂缝系统几何模型计算得到等效渗透率模型。处理步骤为：①对裂缝固有渗透率和传导率进行计算；②对裂缝等效渗透率进行计算；③计算等效基质岩块尺寸；④得到等效渗透率模型。

利用以上方法与原理，结合数值模拟的需要，对裂缝几何模型进行裂缝等效渗透率(Kx、Ky、Kz)、等效裂缝孔隙度及Sigma因子计算，得到裂缝系统的三维属性参数模型。该模型与基质系统粗化后的模型共同作为双重介质油藏数值模型的初始地质模型。

1.2.4模型的动态校验

由于裂缝性变质岩储层具有极强的非均质性，成藏条件复杂，因此储层裂缝预测的难度非常大。使建立的裂缝模型真正地反映地下的实际情况，需要通过动态的试井模拟与分析对模型进行动态校验，以得到符合地下流体流动特征的地质模型。

模型的动态校正，主要是通过生成不同长度的裂缝片，得到其等效后的裂缝参数场，然后与实际试井解释获得的裂缝储层渗透率和裂缝平均开度的乘积进行对比，如此反复校验，直到所建的裂缝网络模型与油藏实际动态一致(图6)。

1.2.5基质模型与裂缝模型耦合技术

对于裂缝性油藏，在生产过程中，基质系统和裂缝系统是存在流体交换的，两者如何交换、交换程度有多大，我们通常使用Sigma因子(σ)进行定量描述[11]。Sigma因子场由沿i、j、k三个方向的平均裂缝间隔Li、Lj、Lk来定义，它与Li、Lj、Lk成负相关关系，Li、Lj、Lk可以通过裂缝网络与网格的接触关系由建模软件计算得到。通过建模软件获得的Sigma因子场是否合理，还需要结合实际生产动态对其进行分析与处理。通过Sigma因子场可以实现基质系统与裂缝系统的有机耦合。

2裂缝性变质岩储层数值模拟

2.1模型选择及网格划分

本次数值模拟研究选用了斯伦贝谢公司的产品Eclipse数值模拟软件。将Eclipse软件的双重介质模型中网格层数增加1倍，上半部分处理成基质网格块，下半部分处理成裂缝网格块。基质网格块和其对应的裂缝网格块之间会自动使用非相邻网格块连接，二者的渗流交换则依靠Sigma因子。在注水开发潜山变质岩油藏时，水和油只在宏观裂缝中渗流，而基质和微观裂缝只能依靠毛管压力的渗吸作用将原油驱替到裂缝中，进而渗流到生产井筒中。因此，油水在潜山变质岩中的渗流为双孔单渗模式。同时潜山变质岩油藏中的原油为轻质黑油，综合储层和原油的性质，采用Eclipse中的双孔单渗黑油模型对潜山变质岩油藏进行模拟。

对精细地质模型粗化后，平面X方向划分33个网格，Y方向划分55个网格，纵向Z方向划分109个网格；X、Y方向的网格步长均为50 m，Z方向网格步长平均为4.5 m。由于是双重介质模型，每个单元体由一个基质岩块及其周围的裂缝构成，所以模型的总节点数为33×55×218=395 670个。

基本方案设计：通过开展井型、井网、纵横向部署等关键开发技术政策参数优选后，设计采用水平顶底交错立体注采开发方式，在油藏顶部1/3处部署8口水平采油井，底部油水界面处与顶部油井呈纵横向交错方式部署5口水平注水井。

图6　J油田潜山裂缝网络模型动态校正过程Fig．6　The dynamic calibration of fracture network model in J oilfield(a)长度为300 m的裂缝片；(b)长度为200 m的裂缝片；(c)长度为100 m的裂缝片；(d)裂缝孔隙度；(e)裂缝渗透度

图8　J油田典型井含水率拟合成果Fig．8　The fitting results of water cut of typical wells in J oilfield(a)水平井注入水舍进型；(b)水平井底水锥进型；(c)水平井裂缝突进型

2.2流体模型

2.2.1储层及流体参数

J油田裂缝性变质岩潜山油藏基本参数：油藏初始温度为85°，原始地层压力为17.9 MPa，饱和压力为10.5 MPa，原油粘度为0.71 mPa·s，地层水粘度为0.3 mPa·s；基质孔隙度为0.5 %～18 %；裂缝孔隙度为0.005 %～8 %；基质渗透率为0.001 μm2～0.003 5 μm2；裂缝渗透率为15 μm2～8 μm2；基质束缚水饱和度为40 %，裂缝束缚水饱和度为5%，岩石的压缩系数为9×10-4MPa-1，地层水压缩系数为1.4×10-4MPa-1；原油体积系数为1.26。

2.2.2相对渗透率及基质毛管压力数据

由于模型为双重介质模型，所以基质与裂缝分别有一套油水相渗曲线(图7)。综合室内实验结果，模型考虑基质因毛管力作用而造成的渗吸驱油，裂缝系统则由于宽度较大，而忽略毛管力作用。

2.3历史拟合认识及剩余油分布

2.3.1J油田潜山开发规律

根据油藏实际生产情况，按生产开始时间2009年12月开始模拟，截止时间是2014年3月，共模拟4年零4个月。对J油田的储量和生产动态(产量、含水率、压力)历史进行了的精细拟合，典型井含水率拟合结果如图8所示，并且区块产水和单井产水历史符合率超过90 %。从中可以得到如下认识(表1)。

1)衰竭式开采。主要依靠裂缝闭合、岩石孔隙体积缩小以及原油膨胀作用排油，这个阶段原油主要产自裂缝系统，因此裂缝系统的原油产出量及贡献比例(81.46×104m3，96.11 %)远比基质系统大(1.86×104m3，3.89 %)，而且裂缝采出程度也比基质高，分别为15.9 %和0.12 %。

图7双重介质油水相渗曲线及基质毛管压力曲线
Fig．7The oil-water relative permeability curve
of dual medium and capillary pressure
curve of matrix
(a)基质的油水相渗曲线及毛管力曲线；
(b)裂缝的油水相渗曲线

2)注水开采。裂缝性变质岩油藏的裂缝系统(大缝大洞)主要依靠注入水的驱替作用排油，而基质系统(小孔及微裂缝)则主要依靠毛管力作用自吸排油。由于J油田采用了合理高效的井网开发模式，使得注入水既很好地补充了地层能量，同时又较好地扩大了水驱波及体积，避免了大规模的沿裂缝突进而造成的无效注水。加上研究区原油粘度低而流动性好，注入水将充分驱替裂缝中的原油，同时注入水波及区域的毛管力渗吸作用也得到了很好地体现，通过渗吸作用从基质中也采出了一定比例的原油。从表1中可以看出，注水开采早期阶段，采出的原油依然主要来自于裂缝系统(136.97×104m3)，但其所占比例较衰竭开采阶段有所降低(贡献比例为75.74 %)；另外一方面，从基质系统中采出的原油无论是产出量(21.24×104m3)还是所占比例(24.26 %)，均较衰竭开采阶段有大幅度提升。

为了进一步刻画不同含水开发阶段裂缝与基质产量变化关系，以历史拟合文件为基础，对目前井网开发效果进行了全过程预测(图9)。由图9可以看出，潜山油藏开发可以划分为三个阶段：①裂缝主要供油阶段：含水小于35 %时，裂缝产量/基质产量(F/M)大于5；②裂缝和基质同时供油阶段：含水在35 %～60 %之间，裂缝产量/基质产量(F/M)在1～5之间；③基质主要供油阶段：当含水大于60 %后，裂缝产量/基质产量(F/M)小于1。研究表明随着水驱开发的深入，基质系统产量在整个潜山开发中的贡献比重也将越来越大。表1 为不同开发方式下基质、裂缝的原油采出量与采出程度(历史拟合)。

2.3.2J油田潜山油藏剩余油分布

综合考虑J油田潜山有效厚度、孔隙度、含油饱和度、原油密度、原油体积系数等参数的影响，克服应用剩余油饱和度单参数描述剩余油的片面性，综合应用剩余油饱和度及剩余地质储量丰度两项参数来定量描述潜山剩余油分布。由图10可以看出，剩余油主要集中在北块构造高点，具有连片分布的特点。按照纵向层位细分，可以看出，目前潜山注水开发水淹区域主要集中在内幕致密段，且剩余地质储量丰度极低；顶部坡积砂岩段虽然剩余油饱和度高，但其剩余地质储量丰度低，无调整空间；对于裂缝发育段，无论是从剩余油饱和度分布，还是剩余地质储量分布来看，北块构造高点及区块中部均体现出剩余油富集，这也是该区块下一步的重点调整区域。

2.4调整措施研究

在剩余油分布定量研究基础上，结合油藏工程方法，应用数值模拟技术对裂缝性变质岩潜山油藏后续调整措施进行了优化研究。

针对本区弱底水裂缝性油藏的地质特征及人工注水开发过程中暴露出的问题，在开发中、后期，将采取钻加密井、侧钻低产井、优化注水方式(人工连续注水转周期注水)等手段来开采剩余油，采用卡堵水、提液等措施降低含水，提高产油量，从而达到提高潜山裂缝油藏采出程度的目的。这里设计并对比了三套开发方案：①方案1。针对目前井网，考虑部分单井受裂缝分布影响，造成注水无效循环，而采取了优化注水措施，包括高含水井卡堵水、平面调剖等；②方案2。针对目前井网造成的剩余油富集区域，补充注采井点，通过钻加密井方式来提高潜山整体动用程度，并通过控制不同构造位置注水井的注水强度，保证油井得到较为均衡的注水效果；③方案3。在方案2的基础上，进一步优化注水方式，即将连续注水方式调整为周期注水，以促使毛管力渗吸作用的充分发挥，以更加有效地动用基质系统储量。由图11，可以看出，通过对 J 油田潜山油藏采取全面调整以后，其采收率也从目前井网条件下的22.5 %提高到调整后的27 %，采收率提高4.5 %，切实改善了潜山整体开发效果。

表1　不同开发方式下基质、裂缝的原油采出量与采出程度(历史拟合)

图9　J油田不同含水阶段裂缝与基质产量比值(F/M)变化曲线Fig．9　The production ratio curve between fracture and matrix in 　　　different water cut stages in J oilfield

图10　J油田潜山储层裂缝系统剩余油及剩余地质储量丰度分布图Fig．10　The distribution of residual oil and remaining reserves abundance of fracture 　　　system in J oilfield(a)全油田剩余油分布；(b)顶部坡积砂岩段剩余油分布；(c)裂缝发育段剩余油分布；(d)内幕致密段剩余油分布；(e)全油田储量丰富；(f)顶部坡积砂岩段储量丰富；(g)裂缝发育段储量丰富；(h)内幕致密段储量丰富

图11　J油田各类开发方案预测效果对比Fig．11　The prediction results comparison of different 　　　development methods in J oilfield

3结论

1)综合利用岩心分析、成像测井、地震叠前反演及生产测试等资料建立了裂缝几何模型，并将裂缝几何模型转化成渗流模型。运用上述方法建立的裂缝三维地质模型一方面能客观地反映裂缝的空间分布，另一方面可以较好地满足油藏数值模拟和油藏分析的需求。

2)结合J油田实际生产动态开展了精细历史拟合研究。结果表明，在衰竭开采及人工注水开采两个阶段，裂缝系统供油占绝对主体地位，采出程度分别达到15.9 %和26.75 %。但随着注水开发的进行及毛管力作用自吸排油的进行，基质系统供油作用也越来越明显，使得裂缝系统供油比例较衰竭开采阶段有所降低(供油比例分别为75.74 %和96.11 %)。另外一方面，注水开发阶段，从基质系统中采出的原油无论是产出量还是所占比例均较衰竭开采阶段有大幅度提升，说明随着水驱开发的深入，基质系统产量在开发中的贡献比重也将越来越大。

3)通过定性和定量分析J油田潜山油藏剩余油分布规律，掌握了该油藏的剩余油分布特点。在此基础上，通过开展调整措施研究，包括油水井平面调剖、井网加密及优化注水方式等，可以有效改善潜山油藏整体水驱效果。研究表明，这一系列措施实施以后，采收率预测最高增幅达4.5 %。

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Integrative research on geological modeling and numerical simulation of buried hills fracture reservoir

NIE Ling-ling, ZHANG Zhan-nv, TONG Kai-jun, FANG Na

(Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin300452, China)

Abstract:In order to guide oilfield subsequent adjustment measures, it's important to simulate and predict accurately the oil-water distribution relationships in buried hill fractured reservoir. The 3D geological model of dual porosity reservoir in the J oilfield, a typical metamorphic rock buried hill reservoir in Bohai Bay, is built step by step based on the detailed core observation and employing core data, log data, geological data, seismic data and production test data. Firstly, the structure model is built. Secondly, the fracture distribution model is established applying the results of the seismic property analysis and the core-FMI fracture description. Thirdly, the 3-D integrated geological model of the dual porosity reservoirs is set up by combining the matrix property models with the fracture distribution model and applying the filtration theory between matrix and fractures. On this basis, the study of simulation and history matching are carried out. The results show that: ①the seepage features of buried hill fractured reservoir can be well characterized by applying this model. The compliance rate between history matching and measured data is up to 90%. ②The development of buried hills reservoir can be divided into three stages;③The remaining oil distribution by simulation can objectively reflect the impact of fracture and matrix on dual porosity media fluid flow and which can effectively guide the next adjustment plan for study area.

Key words:buried hill; matrix system; fracture system; 3D geological modeling; numerical simulation; remaining oil distribution

中图分类号：TE 122.2

文献标志码：A

DOI：10.3969/j.issn.1001-1749.2016.01.20

文章编号：1001-1749(2016)01-0131-08

作者简介：聂玲玲(1983-)，女，工程师，主要从事油气田开发方面的工作，E-mail：Niell2@cnooc.com.cn。

基金项目:国家自然科学基金重点项目(40772089)；中国海洋石油总公司重大项目(CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02)

收稿日期：2015-01-10改回日期：2015-04-22