羅憲波 高振南 黨勝國 劉小鴻 李廷禮

(中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459)

0 前 言

F油田是目前渤海地區(qū)最大的海相碳酸鹽巖潛山裂縫油田，受多期構(gòu)造運動和長期剝蝕作用的影響，儲層類型復(fù)雜，裂縫預(yù)測難度較大。傳統(tǒng)的儲層預(yù)測方法，主要是基于地震預(yù)測結(jié)果和地質(zhì)模式認(rèn)識建立碳酸鹽巖雙重介質(zhì)裂縫模型，進(jìn)而刻畫裂縫的真實分布情況和流體的滲流特征。面對F油田的現(xiàn)狀，采用傳統(tǒng)預(yù)測方法已難以實現(xiàn)對儲層裂縫的準(zhǔn)確刻畫，油田儲量動靜矛盾較突出。目前對儲層開發(fā)特征和油水運動規(guī)律的認(rèn)識尚不明確，注水開發(fā)經(jīng)驗和技術(shù)儲備也略有不足，這在一定程度上制約著油田的規(guī)?；_發(fā)。在此情況下，本次研究將基于地震、測井、巖心和實際生產(chǎn)資料分析F油田開發(fā)中的動靜矛盾，基于地質(zhì)模型與數(shù)值模擬往復(fù)反饋技術(shù)開展雙重介質(zhì)滲流機理模擬，定量刻畫裂縫滲流非均質(zhì)性及總結(jié)各類型儲層的開發(fā)特征及見水規(guī)律，以進(jìn)一步指導(dǎo)油田的高質(zhì)量開發(fā)[1-3]。

1 F油田概況

F油田位于渤海西部海域，沙壘田凸起西側(cè)北段，緊鄰南堡凹陷，為海相碳酸鹽巖潛山裂縫油田。受多期構(gòu)造運動和長期剝蝕作用的影響，F(xiàn)油田發(fā)育了裂縫和溶蝕孔洞，其儲層為雙重介質(zhì)。

F油田的主要含油層系包括下古生界下馬家溝組、亮甲山組、冶里組，其孔隙度介于3.0%～6.0%，滲透率介于(4.8～85.4)×10-3μm2，儲層呈低孔 — 特低孔、中低滲特征。裂縫整體走向為近東西向，傾角為30°～80°，開度為 84～281 μm，密度為1.4～4.3條/m。

F油田的地面原油密度為0.844 g/cm3，地層原油黏度為0.34 mPa·s，氣油體積比為189～204。在已開發(fā)區(qū)域，初期采用了水平井天然能量開發(fā)方式，共部署14口水平井，水平段長度為300 m，井距為300 m。目前，累計產(chǎn)油量為42×104t，綜合含水率為83%。

2 碳酸鹽巖潛山儲層的劃分

綜合潛山鉆井認(rèn)識、測井認(rèn)識、地震預(yù)測結(jié)果及儲層發(fā)育主控因素等靜態(tài)資料，將F油田碳酸鹽巖潛山儲層在平面上劃分為以下3類儲層：Ⅰ類，裂縫-孔洞型儲層；Ⅱ類，裂縫-孔隙型儲層；Ⅲ類，基質(zhì)-孔隙型儲層[4-5]。

(1) Ⅰ類儲層。斷裂系統(tǒng)發(fā)育，距離斷層近，位于古地貌構(gòu)造高部位；同時，溶蝕作用強烈，孔洞裂縫發(fā)育，鉆井液漏失量大，地震屬性預(yù)測效果好；此外，儲層有效厚度大于100 m，儲層孔隙度大于4.0%，裂縫孔隙度大于1.0%，裂縫開度大于100 μm。

(2) Ⅱ類儲層。斷裂系統(tǒng)發(fā)育較充分，距離斷層較近，位于古地貌構(gòu)造中 — 高部位；同時，裂縫有所發(fā)育，鉆井液漏失量中等，地震屬性預(yù)測效果較好；此外，儲層有效厚度介于50～100 m，儲層孔隙度介于3.0%～4.0%，裂縫孔隙度介于0.3%～1.0%，裂縫開度介于30～100 μm。

(3) Ⅲ類儲層。斷裂系統(tǒng)未發(fā)育，距離斷層較遠(yuǎn)，位于古地貌構(gòu)造低部位；同時，裂縫發(fā)育情況差，鉆井液漏失量小甚至無漏失，地震屬性預(yù)測效果較差；此外，儲層有效厚度小于50 m，儲層和裂縫的孔隙度分別小于3.0%和0.3%，裂縫開度小于30 μm。

3 油藏雙重介質(zhì)滲流表征研究

首先，建立雙重介質(zhì)三維模型；其次，基于數(shù)模動態(tài)響應(yīng)對油田儲量動靜矛盾的主控因素進(jìn)行分析；然后，通過數(shù)值模擬往復(fù)反饋對雙重介質(zhì)滲流特征進(jìn)行表征；最后，根據(jù)油田儲量動靜因素擬合分析結(jié)果，總結(jié)儲層的開發(fā)特征及見水規(guī)律[6-9]。

3.1 雙重介質(zhì)三維地質(zhì)模型

三維地質(zhì)模型是油藏數(shù)值模擬的基礎(chǔ)。由于基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的滲流機理不同，因此需要分別獨立建模，建模過程如下:

(1) 建立基質(zhì)模型。首先，通過殘余厚度法還原巖溶古地貌，應(yīng)用沉積演化軟件模擬碳酸鹽巖的沉積過程；其次，根據(jù)實際鉆井的巖性擬合情況約束井間碳酸鹽巖的分布，并在此基礎(chǔ)上建立巖相模型；最后，通過沉積成因分析，建立碳酸鹽巖基質(zhì)儲層分布模型。

(2) 建立裂縫模型。首先，對原始地震數(shù)據(jù)進(jìn)行構(gòu)造平滑處理，提取方差體屬性，并通過螞蟻追蹤解釋得到反映裂縫密度的螞蟻體屬性；其次，應(yīng)用離散裂縫網(wǎng)絡(luò)建模方法建立大尺度裂縫，并協(xié)同巖相模型約束建立中、小尺度裂縫，進(jìn)而生成裂縫系統(tǒng)的孔隙度場、滲透率場。

(3) 建立雙重介質(zhì)三維模型。通過用來表征基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)溝通程度的Sigma因子對基質(zhì)模型和裂縫模型進(jìn)行耦合，進(jìn)而建立F油田雙重介質(zhì)三維模型(見圖1)。

圖1 F油田雙重介質(zhì)三維模型

在雙重介質(zhì)三維模型中：北部區(qū)域的孔隙度較大(>4.0%)，裂縫滲透率較高，與鉆井液漏失量大、成像測井顯示孔洞裂縫發(fā)育的情況相一致；中部區(qū)域的孔隙度中等(3.0%～4.0%)，裂縫滲透率高，與鉆井液漏失量中等、成像測井顯示裂縫發(fā)育的情況相一致；東部區(qū)域的孔隙度較小(<3.0%)，裂縫滲透率較低，與鉆井液漏失量小、成像測井顯示裂縫不發(fā)育的情況相一致。

3.2 儲量動靜矛盾的主控因素

模型中，平面網(wǎng)格的尺寸為50 m×50 m，縱向網(wǎng)格的長度為1.5 m，有效網(wǎng)格總數(shù)為583 799。模型的上部為基質(zhì)系統(tǒng)，下部為裂縫系統(tǒng)，二者通過Sigma因子實現(xiàn)滲流系統(tǒng)的耦合，所得有效網(wǎng)格總數(shù)為 1 167 598。針對滲流機理復(fù)雜、模型具有收斂性等問題，采用并行模擬的方法提高計算精度與計算效率。

以定油量生產(chǎn)作為條件進(jìn)行數(shù)值模擬，各參數(shù)擬合情況較好，儲量誤差小于3%，日產(chǎn)油量的誤差小于1%，但含水率擬合結(jié)果與實際動態(tài)存在較大差別。模型擬合結(jié)果顯示，邊底水呈整體推進(jìn)趨勢，推進(jìn)速度較慢，整體含水率偏低；而實際開發(fā)動態(tài)顯示，各生產(chǎn)井的投產(chǎn)時間和見水時間先后不一，水線推進(jìn)速度有明顯差異，整體含水率較高。

綜合儲層物性、裂縫特征、含水情況及產(chǎn)能差異分析，認(rèn)為儲量動靜矛盾的主控因素為裂縫非均質(zhì)性，而采用隨機模擬方法不能準(zhǔn)確地刻畫裂縫的實際分布情況，且裂縫屬性被網(wǎng)格均勻化，無法有效地描述裂縫高速流動的機理。在此情況下，可通過地質(zhì)模型與數(shù)值模擬往復(fù)反饋研究對碳酸鹽巖裂縫滲流機理和見水特征進(jìn)行深入分析，以解決油田開發(fā)中的生產(chǎn)矛盾。

3.3 雙重介質(zhì)的滲流特征

3.3.1 雙重介質(zhì)油藏驅(qū)油效率

水體能量是控制滲流機理的外部因素，影響著邊底水在基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)中的推進(jìn)速度，進(jìn)而決定驅(qū)油效率。在小水體等效天然能量的注水開發(fā)過程中，裂縫系統(tǒng)的流體運移速度較快，導(dǎo)致系統(tǒng)壓力迅速虧空、邊底水能量供給不足，從而加大了基質(zhì)和裂縫之間的壓差，使基質(zhì)流體竄流到裂縫；但由于水體能量不足，整體驅(qū)油效率較低，基質(zhì)系統(tǒng)中的剩余油較多。在大水體等效天然能量的注水開發(fā)中，裂縫系統(tǒng)壓力虧空導(dǎo)致基質(zhì)流體竄流到裂縫中，而水體能量充足、驅(qū)替壓差大導(dǎo)致竄流到裂縫中的流體被迅速帶走，且此過程會持續(xù)進(jìn)行；因此，驅(qū)油效率高，基質(zhì)剩余油較少[10-14]。

模型中顯示油田整體含水率偏低、水體能量不足，因此通過數(shù)模敏感性分析來增大水體倍數(shù)并不能有效地提升整體含水率，且地層壓力仍偏高于實際壓力。F油田實際測壓資料顯示，平面上沿低部位向高部位過渡依次分為能量充足區(qū)、能量不足區(qū)和低壓區(qū)，且相鄰生產(chǎn)井的投產(chǎn)效果和見水特征出現(xiàn)了明顯差異，這進(jìn)一步表明油田儲層裂縫具有強非均質(zhì)性。結(jié)合實際地層壓力資料，擬合所得水體能量的大小為實際水體能量的22倍?？紤]到儲層裂縫的非均質(zhì)性及溝通能力等因素的影響，在油田衰竭開發(fā)中應(yīng)根據(jù)不同階段的變化及時完善井網(wǎng)注水開發(fā)模式，以保證足夠的驅(qū)油效率和采液能力。

3.3.2 雙重介質(zhì)油藏動用機理

由于裂縫和基質(zhì)的儲集、滲流性能差別懸殊，因此壓力在各自系統(tǒng)中的傳播速度不同，當(dāng)兩個系統(tǒng)之間存在壓力降時，就會發(fā)生系統(tǒng)之間的流體交換，即竄流現(xiàn)象。竄流量的大小與基質(zhì)網(wǎng)格的屬性、形狀因子之間具有正相關(guān)性。形狀因子表示基質(zhì)被裂縫切割的程度，與被切割的巖塊大小和正交裂縫組的數(shù)量有關(guān)，可以客觀地反映裂縫發(fā)育的密度。裂縫發(fā)育情況越好、切割程度越大，則基質(zhì)的巖塊尺寸越小、形狀因子越大、竄流能力越強，進(jìn)而使得單位時間內(nèi)基質(zhì)系統(tǒng)流體向裂縫系統(tǒng)供給的能力也越強，系統(tǒng)動用程度也隨之更高[15-21]。

根據(jù)數(shù)模敏感性分析，竄流系數(shù)越大，基質(zhì)儲量的動用就越容易。究其原因，主要是由于裂縫和基質(zhì)的溝通渠道多，在裂縫壓力虧空之后基質(zhì)流體在單位時間內(nèi)更容易竄流到裂縫之中。相反，竄流系數(shù)越小，基質(zhì)儲量的動用就越困難。通過對油藏實際含水率-采出程度關(guān)系曲線及裂縫系統(tǒng)、基質(zhì)系統(tǒng)的理論含水率-采出程度關(guān)系曲線的對比，發(fā)現(xiàn)油藏初期含水率上升規(guī)律與裂縫系統(tǒng)的吻合度較好。F油田在開發(fā)中以動用裂縫儲量為主，需結(jié)合數(shù)模敏感性分析對實際井區(qū)的竄流系數(shù)進(jìn)行擬合。

3.3.3 裂縫滲流非均質(zhì)性

基于雙重介質(zhì)流體滲流內(nèi)外部影響因素機理研究，結(jié)合動靜態(tài)資料進(jìn)行數(shù)模三維驅(qū)替敏感性分析，重新認(rèn)識裂縫的分布情況。

(1) L1井位于Ⅰ類儲層，溶蝕孔洞和裂縫發(fā)育，產(chǎn)能高，穩(wěn)產(chǎn)時間長，含水率低，且該井與邊底水之間無裂縫發(fā)育。

(2) P1井與P2井同期晚于L1井投產(chǎn)，位于 Ⅱ類儲層，裂縫發(fā)育，投產(chǎn)后呈現(xiàn)產(chǎn)能高、見水快、遞減幅度大的裂縫性油藏見水特征。

(3) P4與P6井同期投產(chǎn)，產(chǎn)能均較高，而P6井則迅速見水。結(jié)合含水突破時間與邊底水距離等因素對P6井進(jìn)行數(shù)模敏感性分析，發(fā)現(xiàn)在P6井中見L1井次生邊水。結(jié)合投產(chǎn)時間和生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)邊底水依次迅速突破到P13井和P12井，由此判斷P6井、P13井、P12井之間有裂縫發(fā)育。

(4) P4井剛剛見水，孔洞裂縫發(fā)育情況較好，且P4井、P6井與邊底水之間無裂縫發(fā)育。

(5) P9井、P10井最后投產(chǎn)，產(chǎn)能低，見水時間晚，見水幅度小，且所在區(qū)域距離斷層較遠(yuǎn)。結(jié)合地震屬性預(yù)測效果較差的情況，判斷該區(qū)無裂縫發(fā)育。

基于儲層三維驅(qū)替敏感性分析，獲得儲層裂縫分布定量刻畫的依據(jù)。同時，結(jié)合地震預(yù)測結(jié)果和地質(zhì)模式認(rèn)識，將合理參數(shù)調(diào)整轉(zhuǎn)化為確定性地質(zhì)條件，以此對離散裂縫網(wǎng)絡(luò)建模過程進(jìn)行約束，并在裂縫模型更新過程中對擬合的裂縫分布規(guī)律進(jìn)行耦合。經(jīng)過多輪次地質(zhì)建模和油藏數(shù)模的往復(fù)反饋，最終獲得描述地下裂縫真實發(fā)育情況的三維地質(zhì)模型，并在模型中實現(xiàn)了水線推進(jìn)規(guī)律(見圖2)和單井含水率的擬合(見圖3)。

圖2 三維地質(zhì)模型中的水線推進(jìn)規(guī)律

圖3 單井含水率的擬合圖

3.4 各類儲層的開發(fā)特征及見水規(guī)律

通過多輪次地質(zhì)建模和油藏數(shù)模往復(fù)反饋實現(xiàn)對油田動靜因素的擬合，總結(jié)F油田各類型儲層的開發(fā)特征及見水規(guī)律。

3.4.1 Ⅰ類儲層

Ⅰ類儲層位于層狀邊水區(qū)，距離斷層較近，發(fā)育孔洞裂縫。其開發(fā)特征是：初期產(chǎn)能高，穩(wěn)產(chǎn)時間長。其見水規(guī)律是：先邊水突破，后底水錐進(jìn)，見水后呈階梯狀快速上升或發(fā)生暴性水淹，中高含水期的產(chǎn)量遞減幅度增大。剩余油分布受裂縫平面發(fā)育特征的控制：若裂縫發(fā)育區(qū)域滲流作用強，則剩余油少；反之，則剩余油相對富集。

3.4.2 Ⅱ類儲層

Ⅱ類儲層位于塊狀底水區(qū)，距斷層有一定距離，裂縫發(fā)育程度較好。其開發(fā)特征是：初期產(chǎn)能高，穩(wěn)產(chǎn)時間短。其見水規(guī)律是：底水錐進(jìn)迅速，含水呈凸型上升，見水后產(chǎn)量大幅下降。此類儲層距離油水邊界較近，整體剩余油較少。

3.4.3 Ⅲ類儲層

Ⅲ類儲層距離斷層較遠(yuǎn)，不發(fā)育孔洞裂縫，儲層物性較差。其開發(fā)特征是：產(chǎn)能較低，能量補給不足。其見水規(guī)律是：多為相臨井的次生邊水突破，含水呈間歇波動型，生產(chǎn)井未發(fā)生水淹現(xiàn)象。此類儲層井間通常會富集大量的剩余油。

4 油田新區(qū)塊開發(fā)方案的優(yōu)化

基于以上研究，結(jié)合儲層裂縫的發(fā)育情況對F油田新區(qū)塊開發(fā)方案進(jìn)行優(yōu)化。

根據(jù)生產(chǎn)井、注水井在油層中的位置設(shè)計了 4組注采優(yōu)化方案。其中，當(dāng)頂部生產(chǎn)、底部注水時，開發(fā)效果最好。這是由于在一定的重力作用下，注入水不易沿裂縫突破，水驅(qū)均勻，波及系數(shù)較大。

基于裂縫高速滲流機理設(shè)計了5組開發(fā)井與裂縫夾角優(yōu)化方案。其中，當(dāng)裂縫夾角為45°時，開發(fā)效果最好。這是由于水平井能夠溝通更多的裂縫而避免水竄現(xiàn)象，進(jìn)一步擴大水驅(qū)波及范圍，從而在最大程度上提高了產(chǎn)能。

基于F油田飽壓差較小的情況設(shè)計了5組注水時機優(yōu)化方案。當(dāng)超過半年轉(zhuǎn)注時，易發(fā)生原油脫氣和裂縫閉合現(xiàn)象，影響水驅(qū)開發(fā)效果，因此推薦采用半年內(nèi)轉(zhuǎn)注的方案。

針對注采井距設(shè)計了5組優(yōu)化方案。其中：當(dāng)注采井距過小時，注入水易沿著裂縫迅速突破，從而加快含水率的上升，致使產(chǎn)量遞減；當(dāng)注采井距過大時，不能有效地動用儲量。經(jīng)過綜合分析，認(rèn)為注采井距為800 m的方案最優(yōu)。

針對水平段長度設(shè)計了5組優(yōu)化方案。經(jīng)過對比發(fā)現(xiàn)，水平段越長，溝通裂縫的能力就越強，產(chǎn)能也越高。因此，綜合采收率和單井產(chǎn)油情況，認(rèn)為水平段長度為500 m的方案最優(yōu)。

5 結(jié) 語

F油田是渤海最大的碳酸鹽巖裂縫性油田，依據(jù)目前的地震預(yù)測結(jié)果和地質(zhì)模式認(rèn)識已不足以準(zhǔn)確地對其裂縫滲流特征進(jìn)行定量描述，油田儲量動靜矛盾突出。為解決此問題，綜合潛山鉆井、測井、地震等靜態(tài)資料將F油田碳酸鹽巖潛山儲層劃分為裂縫-孔洞型、裂縫-孔隙型、基質(zhì)-孔隙型，并通過雙重介質(zhì)模型分析了影響油田儲量動靜矛盾的主控因素?；诔练e成因控制分析結(jié)果建立了基質(zhì)模型，基于螞蟻追蹤解釋結(jié)果建立了裂縫模型，進(jìn)而通過對基質(zhì)模型和裂縫模型的耦合建立了雙重介質(zhì)模型。總結(jié)了F油田的儲層開發(fā)特征及見水規(guī)律，在此基礎(chǔ)上結(jié)合儲層裂縫的發(fā)育情況設(shè)計了新區(qū)塊開發(fā)優(yōu)化方案，并從中選出了最優(yōu)方案。