礁灰岩基质与裂缝耦合快速模拟技术研究

2020-02-27陈敏政宁玉萍朱义东

石油化工应用 2020年1期

程佳，陈敏政，宁玉萍，李伟，朱义东

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518067）

1 研究背景

南海东部海上在生产礁灰岩油田地质储量所占比例大，但油田的采出程度低，剩余可采储量大，挖潜的空间巨大。而生物礁灰岩油藏和常规砂岩油藏储层特征完全不同，生物礁灰岩油藏一般发育裂缝，非均质性强，表现在孔喉结构复杂，储集空间多样等，导致储层精细描述、油水运动规律研究等比砂岩等其他类型储层更加复杂[1]。本文以南海东部地区某一礁灰岩油田为例，该油田采出程度低，剩余储量大，但增产挖潜手段单一，基本上以调整井为主，尤其是受油藏埋深浅、水下井口开发模式及平台位置等海上生产条件限制的影响，钻井难度也越来越大，加之油田地质油藏条件以及油水运动规律都极其复杂，对于油田剩余油的认识不足。而该油田原采用单重介质等效双孔双渗模拟进行动态预测，实际生产资料显示与实际动态严重不符，如何有效精细化进行双重介质油藏的模拟以进一步提高增产挖潜和提高采收率措施预测效果也是目前亟需解决的问题。

2 基质和多尺度裂缝精细表征技术

从地震、测井和岩心资料入手，在地震相、单井相、基底初始水深等初始沉积环境分析基础上，进行沉积演化动态模拟，建立三维沉积相模型，指导三维基质属性模型建立[2]。在常规平台上进一步解放思想，为了弥补大多依据平面沉积相格架而建立，缺乏沉积相纵向叠置关系分析的不足，提出了“立体相控”概念。利用沉积演化模拟技术，刻画沉积相立体空间展布规律，应用“立体相模型”约束基质属性模型建立。

针对裂缝识别与评价、裂缝系统定量化表征以及裂缝基质孔隙模型融合等难点，提出了与褶皱相关裂缝模式、与断层相关裂缝模式、岩性控制下裂缝模式以及层厚控制下裂缝模式，在裂缝模式指导下，多角度综合分析明确裂缝发育主控因素，并以此分区建立不同类型裂缝分布地质知识库（见表1）。

通过地震资料识别出的断裂定义为大、中尺度裂缝，采用确定性的方法进行裂缝片的提取和建模，通过人机交互的方式进行交互式修正和补充。然后以岩心裂缝观察和成像测井裂缝解释数据为硬数据，以地震属性体、综合预测成果为井间裂缝分布趋势约束，构建不同类型裂缝与不同类型储层预测成果的相关关系，建立不同类型小尺度裂缝三维密度模型。采用分类建模的方法，在不同类型小尺度裂缝密度模型基础上，以裂缝分布模式作为指导并结合裂缝主控因素，采用示性点过程建立各类小尺度DFN 裂缝离散分布模型[3-5]。基于Oda 方法将裂缝属性升级到相应网格上，整合得到裂缝-孔隙属性模型（见图1）。

表1 裂缝分布地质知识库

3 基质裂缝耦合渗流表征技术

通过立体相控获得基质属性模型以及不同尺度下裂缝等效孔隙度和渗透率静态属性模型，考虑动态因素，基于一体化思路建立双重介质油藏模型，以进一步表征其可能的渗流特征。但是，动静结合需要刻画复杂基质与裂缝渗流，需重点把控基质裂缝耦合渗流、基质渗吸作用以及重力驱替作用、裂缝和基质两相渗流在模型中精细刻画[6，7]。

图1 裂缝等效孔隙度和渗透率属性模型

图2 基质与裂缝系统耦合Sigma 参数场

在双重介质裂缝性油藏中，弹性储容比和窜流系数是关键参数。弹性储容比描述裂缝系统和基质系统弹性储容能力的相对大小，在模拟刻画中可通过设置裂缝基质岩石和流体的压缩系数来实现。但是，窜流系数大小取决于基质与裂缝渗透率级差，也取决于基质被裂缝切割的程度。级差越大或者裂缝密度越大，则窜流系数越大，其反映了基质中流体向裂缝窜流的能力，在双重介质模型通过改变窜流系数中的形态因子，以达到调节基质与裂缝之间流体交换的物理量[8，9]。通过裂缝沿IJK 三个方向网格长度，计算模型中每个网格的形状因子a，模型中以Sigma 表示（见图2）。Sigma 增大，裂缝基质间窜流能力增强，底水也开始驱扫基质，含水上升变缓，增加驱替面积，从而提高驱油效率。通过设置Sigma 关键参数成功将基质裂缝系统耦合，后期通过DST 测试资料和实际生产动态可进一步微调以求进一步提高基质裂缝系统耦合的精度。

在双重介质模型中，基质系统排驱过程主要是在小缝、小洞及裂缝发育的次生孔隙中进行，主要依靠毛管力作用自吸排油和油水密度差等重力作用驱替。考虑基质毛管压力，水湿岩石喉道在毛管压力下自吸排油。岩石渗吸作用对生产动态影响较大。通过岩心吸水排油润湿性实验显示目标油田为亲油-强亲油储层。为此，通过反转毛管压力曲线成功实现了在模型中表征亲油储层。而另一方面，由于岩块高度和油水密度差，双重介质模型中还存在微观尺度上的重力驱替作用。岩块高度越大，油水密度差产生的驱替作用越大，底水上升的驱替作用越能够克服毛管力和黏滞力的阻力，进而原油采出程度也越高，但岩块/基质块高度级差对油田开发效果影响相对较小，加之岩块中基质块高度存在不确定性，因此模型中未考虑基质重力驱替作用（见图3）。

图3 渗吸和重力驱替作用敏感性分析

在数值模拟中，基质相对渗透率曲线可通过稳态和非稳态相渗获得，但裂缝的相对渗透率曲线无法获得。当毛管力为零，岩石孔隙中两相流体均匀分布，润湿相和非润湿相不存在选择大小孔道的差异，则油水相对渗透率曲线为两条交叉对角直线。当裂缝宽度＞10 μm，裂缝内将不会形成弯月面，毛管力在裂缝中所起的作用很小或可以忽略，当宽度为20 μm～30 μm，毛管力消失[10-12]。由于基于DFN 建模得到的裂缝模型的最小裂缝开度为40 μm，在双重介质中以X 型相渗来表征相对大尺度的裂缝渗流特征。另外，可以通过去掉显裂缝的岩心实验测试得到相渗表征微裂缝和基质的耦合效果。

4 储层全面表征和快速模拟技术

目标油田整体为礁灰岩储层，但不同区域储层类型又有一定差异。结合礁灰岩储层流动介质类型定量化表征研究，建立了四类储层类型：相对致密型、孔隙孔洞型、孔洞裂缝型和致密裂缝型。依据岩心描述定义纵向上和平面上储层类型（见图4）。在双重介质模型中，提出了分类交互式模拟应用，对相对致密层和孔洞型储层不考虑裂缝的拟单重介质模拟，对于致密裂缝型和孔隙裂缝型储层考虑基质裂缝共存的双重介质，细化模拟后模型模拟效果与实际动态预测趋势接近。结合历史拟合，以尽量贴合油田实际情况。

图4 礁灰岩储层流动介质类型定量化表征

在建立双重介质模型前，目标油田多使用单重介质或拟双重介质模拟，但在基质渗透率较大时使用双孔单渗模型，由于双孔单渗中的基质系统微分方程中少了基质之间流动项，基质块压力随时间的变化率变小了，所以基质压力降的比较慢，从而造成早期双孔单渗的产能比双孔双渗的要低。在求解过程中，双重介质求解的变量个数是单重介质的二倍，形成的系数矩阵大小是单重介质的四倍，因此双重介质模型计算速度较慢。由于双重介质模型可以将裂缝系统和基质系统分别表示出来，可以描述裂缝内水窜和气窜等现象，因而比单重介质模型要更好的模拟裂缝性油藏。虽然通过精细化双重介质模拟打破了利用单孔模型等效双重模型的方法，建立真正意义的裂缝与基质耦合的双重介质油藏数值模型，将裂缝系统和基质系统分别表示出来，更符合双重介质渗流特征。但是，双孔双渗模型运算时长过长，严重制约了双重介质油藏模型应用。为此借助了斯伦贝谢公司的INTERSECT（IX）模拟器，实现了快速模拟[13，14]。运算时长大大缩短，最高提速约23倍，大大提高了工作效率（见图5 和表2）。

基于双重介质模型，通过油水运动模拟追踪找出有效剩余油区域，成功指导了MRC 在南海礁灰岩油田首次应用。该井较措施前含水降低9 %，初产增加2.4倍，措施效果与模型预测接近。