平落坝须二段气藏孔隙-裂缝型储层建模及数模技术

2021-01-11裴森奇李旭成郭静姝张清秀龙虹宇周光亮邓清源

天然气勘探与开发 2020年4期

裴森奇胡欣邓波李旭成郭静姝张清秀龙虹宇周光亮邓清源李琦

1.中国石油西南油气田公司川西北气矿 2.西南石油大学地球科学与技术学院 3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

平落坝气田位于四川省邛崃市境内，属龙门山推覆构造带南段、山前隐伏构造带中的一个潜伏背斜构造。1989年1月，PL1井在上三叠统须家河组二段砂岩储层中获工业气流，测试产量35.03 104m3/d，标志着平落坝须二段孔隙-裂缝型砂岩气藏的发现。至今平落坝须二段气藏已投入开发近30年，共完钻24口井，先后有19口气井投入生产，累计产气55.8 108m3。目前气藏受自然递减、水侵及工程质量等因素影响，仅剩生产井7口，日均产能不足20 104m3，开发矛盾日益凸显，逐渐显露出以下问题：①气藏综合含水率升高，产量持续递减；②井口压力差异大，部分井口压力已接近外输压力；③井底积液增大了生产压差，气井产能降低；④整体开采不均衡，低渗区储量动用程度低。为解决以上问题，有必要结合动态数据资料，修正气藏地质模型，开展气藏精细描述，落实气藏剩余储量及压力特征分布，为下步提高气藏储量动态，提高采收率奠定基础。

针对低孔低渗裂缝型储层建模，姚军辉等通过随机建模技术建立该区裂缝性储层的静态地质模型，使用模糊逻辑技术筛选裂缝的主要控制参数，定量化分析裂缝分布方位[1]；郎晓玲等通过DFN离散裂缝网络模型的裂缝性储层建模的思路和方法，提出分大尺度和中小尺度两种裂缝级别建立DFN离散裂缝模型[2]；李玉梅针对朝5北井区开展了裂缝建模、数模、剩余油定量评价及综合挖潜技术研究，建立了能够反映储层实际裂缝发育及分布规律的裂缝模型[3]。目前对于裂缝型储层建模及数模研究，目前已经取得了较多成果[4-10]，但针对平落坝须二段低孔低渗裂缝-孔隙型边水局部活跃的高含水气藏建模技术方面，目前还鲜有描述。利用随机裂缝建模的方法，在裂缝强度模型的约束下，对各裂缝集进行模拟，最终得到裂缝属性模型。在地质建模成果的基础上开展了数值模拟工作，描述了区块剩余油分布特征，为开发调整技术对策的制定奠定基础。

1 平落坝须二段气藏地质特征

1.1 微观裂缝特征

微观裂缝的张开度小于50 µm，需要借助于显微镜观察，微观裂缝的开度与常规高孔渗砂岩储层的孔隙孔喉直径处于同一量级。平落坝须二段有效储层的平均中值喉道半径为0.02～0.311 µm，而微裂缝的开度常在2～20 µm之间，前者比后者低了1～2个数量级，因此微裂缝极大地改善了储层的孔隙结构和整体性能，有利于油气井的开采。微观裂缝采用测井等手段无法识别而往往被忽视。从裂缝的演化角度讲，微观裂缝可能是宏观裂缝的雏形，根据自相似原理，研究微观裂缝的分布，对宏观裂缝分布规律的认识具有重要的参考价值[11]。

根据薄片分析，平落坝构造微观裂缝包括三种类型：①粒内缝，表现为石英的裂纹缝和长石的解理缝，在颗粒内发育，其开度一般小于10 µm；②粒缘缝，表现为裂缝分布在粒间，通常称为粒间缝或贴粒缝，开度一般小于10 µm，少数可达20µm；③穿粒缝，即通常所称的微观裂缝，与前两者相比，其规模相对较大，延伸较长，不受颗粒限制，其开度一般小于40 µm，主要为10～20 µm，微裂缝溶蚀现象普遍，溶蚀以后在40 µm以上（图1）。

图1 平落坝构造微观裂缝薄片分析图

1.2 测井裂缝描述

通过在成像资料上对所有的开启缝进行了解释。它们大多都切割全井眼，在FMI井壁展开图上呈完整正弦曲线特征，为天然缝，它们的倾向南西且非常一致，为构造应力的产物（图2）。对各层裂缝的方位进行统计认为，中高角度裂缝以北东—南西向为主，该结果和之前地质研究结果一致[12]。并且与研究区地应力研究的分析一致，主要为北西—南东向的挤压和北东—南西向的拉张应力环境，倾向主要为南西向。

1.3 宏观裂缝分布特征

图2 PL11井成像测井解释图

对于平落坝这类孔隙-裂缝型气藏，产能的主控因素是裂缝而不是孔隙，通过构造的裂缝预测，掌握裂缝分布规律，对于气藏井位部署和气藏开发至关重要。使用叠前裂缝预测技术对平落坝须二段裂缝性致密砂岩储层进行横向预测，从预测剖面与断层分析效果看，裂缝主要发育于断层附近，断层上盘裂缝相对发育，且在背斜轴部有部分裂缝发育。从单井的成像测井裂缝解释成果分析，裂缝发育段在深度3 531～3 537 m、3 624～3 626 m，高角度缝发育，与预测结果吻合。整体上断层附近裂缝发育。从叠前裂缝预测效果看，裂缝主要分布于断层附近，受断层影响较明显，背斜轴部局部发育裂缝。

2 裂缝-孔隙型储层建模

2.1 构造模型建立

通过储集空间特征分析和油藏的生产动态特征认为，平落坝须二段气藏为裂缝-孔隙型边水局部活跃的高含水的非均质气驱气藏。这类气藏存在孔隙度、渗透率完全不同的两类储集空间，即双重介质储层。一般情况下，基质系统是流体的主要储集空间，裂缝系统是流体的主要流动通道。初期产量主要受裂缝控制，裂缝中的流体动用比较大，随着裂缝系统内的压力降低，基质开始向裂缝供流，同时基质本身也提供一部分流体，整体上体现出双孔双渗介质的特征。

平落坝须二段气藏整体上为一个断层-构造圈闭的低陡型背斜构造，走向为近北东向。区内共发育9条断层，均为逆断层，其中平落①号和平落④号断层对研究区的构造起着控制作用。通过对全区范围内29口钻井的生产特征发现，平落①号断层下盘无生产井，平落④号断层下盘仅PL15井初期有少量产气，后期改为排水井。考虑到逆断层建模的复杂性，以及尽量保留产气区内的构造特征，本次建模范围主要为平落①号和平落④号断层之间，该范围内共有钻井资料20口井，7条逆断层，研究目的层为须二段共9个小层。

地质建模工区范围内共发育7条逆断层，利用构造部分提供的断层Polygon数据，对这7条断层的断面进行了编辑生成断裂模型。其中，PL7井、PL003-3井和PL16井钻遇平落④号断层，利用这3口井的断点数据，对平落④号断层进行了核实和校正。

在断裂模型的基础上，生成骨架网格。骨架网格为一套综合断层模型及平面网格剖分方案的三维网格格架，由网格化断面、上/中/下三个骨架网格面构成。建立骨架网格的目的，是为层面与地层建模建立一套辅助的角点网格支撑系统。层面与地层模型将在该网格系统的支持下建立，这与修建房屋时搭建的脚手架及房梁有同样的作用。

骨架网格的建立是从创建中面骨架网格开始。建立过程中，需要将断层面中线投影在二维视图中，并设置网格大小、I/J/K网格趋势线、块分割线、网格边界线等。精细网格方向定为北偏西48 ，与边界断裂垂直。网格间距的选择参照了开发井距进行划分（两井之间需要有3～8个网格）。平落坝须二段气藏开发区最小井距为400 m（PL10井和PL20井之间），为了保证地质模型的精度，最终网格间距确定为50 m 50 m。顶面、中间及底面网格平滑，没有塌陷等现象。

地震解释层位包括须二段顶界，须二3层底界，须二2层底界和须二段底界共4层。层面建模以时深转换后的这4个层面为格架搭建标志层层面，将层面数据进行网格化，从而形成构造格架，利用更详细的小层分层数据计算小层地层厚度。在此基础上通过整合的方法，建立研究区的层面模型和小层，从而建立精确的3D构造模型。

2.2 裂缝模型建立

由于缺少对裂缝分布函数定量描述的结果，最终离散裂缝网络DFN模型的确定是通过计算裂缝属性模型，并与成像裂缝属性进行对比，进而调整和修正模型参数，使之达到更好的拟合效果[13-20]（图3）。裂缝属性的计算是利用裂缝立方定律得到的，计算了每个裂缝离散网络的裂缝渗透率和裂缝孔隙度，通过对离散裂缝网络粗化，得到裂缝网格模型包括裂缝孔隙度，裂缝渗透率。整体上裂缝渗透率在10～100 mD之间，孔隙度0.1%左右，与单井成像裂缝分析结果一致。

裂缝立方公式为

式中b表示裂缝宽度，cm；φf表示裂缝孔隙度（又称裂缝性系数），小数；Kf表示裂缝渗透率，mD。

图3 平落坝须二段气藏离散裂缝网络模型图

3 平落坝须二段气藏数值模拟

3.1 数值模型建立

初步确定数值模型总网格数108 974个，设置X、Y方向网格步长80 m，纵向网格步长10 m，相渗参数取值如表1所示。相渗曲线确定：结合孔隙度分布频率特征（主要分布在4%～5%），依据Ⅱ、Ⅲ类储层和驱替实验数据，综合标定基质束缚水饱和度50%，最大含气饱和度50%，临界含气饱和度20%，最大相对渗透率取值不变；其他气藏及流体参数参考相关报告及实验数据。

表1 平落坝须二段气藏数值模型参数取值表

从原始含水饱和度及地层压力分布看，气藏的原始产能分布与构造形态及断层分布有着密切的关系，具有横向上均匀分布、纵向上存在差异的特点。含水主要分布在构造西北和东南方向低部位。原始压力分布均匀，具有统一气水界面，受毛细管压力影响，局部位置气水过渡带高度不尽一致（图4、图5）。

3.2 生产历史拟合

通过充分分析单井生产历史，研究生产过程中产量调整，开关井时压力波动的地质及生产控制因素，定性确认实测压力的可信度及井壁污染的影响，通过对相关敏感参数的修改，获得了较理想的拟合效果（图6）。

由拟合完善的动态模型对目前场图分布特征评价，受边部水体及区域产能影响，目前含气饱和度不均匀分布，主要集中在构造高部位主体采气区及西南部井网稀疏区。西北角及东南角边部水体已侵入气藏主体部位，导致气井产能快速下降，治水难度增加。气藏水侵较弱及高部位主体采气区地层亏空严重，压力保持程度较低（图7）。

图4 平落坝须二段气藏原始含水饱和度模型图

图5 平落坝须二段气藏原始地层压力模型图

图6 平落坝须二段气藏日产气拟合曲线图

3.3 潜力资源评价

基于动态数据资料，结合数值模拟成果认为气藏主要存在西北角、东南角、东北角三个弱水体。气藏水侵主要存在以下推进方向：①西北角水体→PL20→PL10；②东南角水体→PL18→PL1；③东南角水体→PL18→PL8→PL2；④东南角水体→PL12；⑤东北角水体→PL3→PL11。水体体积均大于等于300 104m3，西北角水体主要沿Ⅰ小层侵入，东南、东北角水体主要沿Ⅱ小层侵入，气藏累积水侵量119.7 104m3，以西北、东南角水侵为主，东南角水侵前缘沿主干断裂分布，展布最宽，达1.6 km（图8）。