變質巖裂縫性潛山油藏儲層建模方法研究

顧少華，劉月田，范樂賓，魏俊，程道偉

（1.中國石油大學教育部石油工程重點實驗室，北京 102200；2.中國石油大學石油天然氣工程學院，北京 102249；3.中國石油遼河油田公司沈陽采油廠，遼寧 沈陽 110316）

變質巖裂縫性潛山油藏儲層建模方法研究

顧少華1，2，劉月田1，2，范樂賓1，2，魏俊1，2，程道偉3

（1.中國石油大學教育部石油工程重點實驗室，北京 102200；2.中國石油大學石油天然氣工程學院，北京 102249；3.中國石油遼河油田公司沈陽采油廠，遼寧 沈陽 110316）

根據潛山油藏巖性分布復雜、非均質性強的特點，提出了變質巖潛山油藏相控建模方法，即依據“優勢巖性”理論，利用錄井資料中的巖性分析數據，建立變質巖相分布模型；以變質巖相為約束條件進行儲層建模，實現了相控條件下基質的孔滲模擬。針對該類油藏裂縫發育、存在裂縫滲透率各向異性的特點，將各向異性建模方法引入潛山裂縫性油藏建模中，建立裂縫滲透率各向異性的定量表征模型。該方法考慮了裂縫和基質滲流特征，建立了雙重介質模型，更便于與油藏數值模擬結合應用。

潛山油藏；地質建模；變質巖；各向異性；裂縫表征

1 潛山油藏成因及地質特征

變質巖潛山在我國東部的渤海灣地區分布廣泛。文中以遼河盆地為例，根據鉆井資料，該盆地廣泛分布太古界變質巖系，構成其最古老的結晶基底。基巖受到多次活躍的巖漿影響，不斷發生變質作用，造成各類巖性交錯分布。該區域也曾受多期地質構造作用影響，產生了持續周期性的斷裂活動，對潛山的形成及后期潛山披覆構造具有重要影響。斷層作用形成了復雜的斷層微裂縫及儲層微裂縫，成為成藏過程中油氣運移的通道。潛山帶的各側均存在斷距較大的斷裂，使生油巖與潛山接觸，為變質巖潛山提供區域性大面積的供油窗口，斷裂同期產生的不整合面及斷面也成為油氣運移通道。

上覆泥巖為頂部油氣藏提供有效的蓋層，由于變質作用，潛山內發育了不同巖性，其中由暗色礦物體積分數較高的斜長角閃巖、基性輝綠巖組成的致密巖層，確保了內幕油氣藏的保存。此類油氣藏為常壓成藏系統，說明內幕儲層相互連通［1-9］。以勝601潛山油藏為例建立儲層地質模型。

2 潛山儲層建模

2.1 潛山巖相控制模型

相控建模的基本思想，是同一層內相同沉積微相或巖相具有相近的參數分布特征。遼河油田在長期的地質研究中形成了“優勢巖性”理論：在同樣構造應力作用下，暗色礦物體積分數較高的巖石塑性較強，不容易產生裂縫，難成為儲集巖；暗色礦物體積分數較低的巖石塑性較弱，容易產生裂縫而成為儲集巖。

按照巖心分析資料，由各種變質巖暗色礦物的體積分數對變質巖古潛山進行巖石排序，形成巖性序列。在巖性序列中，靠前的巖性相對于靠后的巖性為“優勢巖性”。

根據錄井資料，勝601潛山油藏中主要分布混合花崗巖、片麻巖、輝綠巖。按照暗色礦物體積分數排序如下：輝綠巖>片麻巖>混合花崗巖。依據“優勢巖性”理論，勝601油藏中易形成儲層的巖石巖性依次為混合花崗巖、片麻巖、輝綠巖。采用序貫指示模擬法進行建模，如圖1所示。

圖1 勝601油藏潛山變質巖巖相控制模型

變質巖潛山油藏是典型的裂縫性油藏，具有雙重孔隙性質，因此，應分別考慮基質和裂縫的性質進行建模。由于基質屬性主要受巖性分布控制，不同巖性油藏的孔隙度、滲透率存在一定差異，因而需要在巖性控制基礎上對基質屬性進行離散。對勝601油藏基質采用該方法進行儲層物性建模，模型如圖2、圖3所示。

圖2 勝601潛山相控下的基質孔隙度序貫高斯隨機實現

圖3 勝601潛山相控下的基質滲透率序貫高斯隨機實現

2.2 潛山油藏裂縫建模

2.2.1 裂縫屬性參數處理

在變質巖潛山裂縫油藏中，裂縫是重要的滲流通道，對整個油藏的開發效果具有極其重要的影響，因此裂縫的模擬在建模過程中非常關鍵。當裂縫開度大于0.01 mm時，其滲透能力較強，表現為被鉆開后鉆井液濾液能迅速侵入并形成較深的侵入帶，因此，可采用代表性較強的測井方法計算孔隙度。測井解釋裂縫孔隙度是利用現代測井的雙側向電阻率，根據式（1）進行計算：

式中：φf為裂縫孔隙度；Rd為鉆井液濾液電阻率，Ω· m；RLLS為淺側向電阻率，Ω·m；RLLD為深側向電阻率，Ω·m；c為膠結指數，c=1.5。

在早期完鉆井中，Rd值采用斯倫貝謝測井圖標定的測量值；在后期完鉆井中，由于鉆井過程中為防止鉆井液污染，均采用二次完井，在潛山地層采用無固相鉆井液鉆井，鉆井液密度為1.0 g/cm3左右，因此，Rd值與鉆井液電阻率相等。

利用式（2）、式（3），將地面測量的鉆井液電阻率換算到地層條件下：

式中：Rd1，Rd2分別為地面和地層條件下的鉆井液濾液電阻率，Ω·m；T1，T2分別為測量值環境溫度、地層條件下的溫度，℃；D為計算層中深，m。

根據遼河盆地區域變質巖的研究，擬合出變質巖潛山條件下的裂縫滲透率與孔隙度和開度的關系式：

式中：Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；d為裂縫開度，μm。

裂縫開度由勝601潛山6口井的巖心描述數據確定。目前，裂縫開度計算方法可以使用較成熟的雙側向電阻率模型，該模型由斯倫貝謝測井公司的A.M.Sibbit等人提出［10］。經過大量的模擬實驗研究，得出了裂縫開度與深淺側向電導率的關系式（5）、式（6）。

式中：CLLS為淺側向電導率，S/m；CLLD為深側向電導率，S/m；Cb為圍巖電導率，S/m；Cm為地層條件下鉆井液濾液電導率，S/m。

應用上述裂縫孔隙度模型之前，首先需要對裂縫的傾斜角度進行判別，判別參數為

式中：X為裂縫角度判別數。

對垂直裂縫，X＞0.1；對斜交裂縫，0≤X≤0.1；對水平裂縫，X＜0。將勝601油藏按以上步驟處理，工區潛山儲層裂縫滲透率主要為（1～1 000）×10-3μm2。

2.2.2 裂縫各向異性模型的建立

在變質巖潛山油藏中，發育大量裂縫，其走向對整個油藏的滲透率分布存在影響。假設油藏內任意一組平行裂縫，方位角為β，傾角為α，平行于裂縫的滲透率為K。首先以大地為參照物建立一個直角坐標系，假設東、北、上3個方向為坐標線，它們分別對應3個單位坐標向量e1，e2，e3（見圖4）。再以裂縫為參照物建立一個直角坐標系。以裂縫與水平面的交線為一條坐標線，對應單位坐標向量f2；在裂縫內取與f2垂直的方向為另一條坐標線，對應單位坐標向量f1；再取垂直于f1和f2的方向為第3條坐標線，對應單位坐標向量f3（見圖4）。

圖4 裂縫的立體方位及坐標轉換關系

經過推導得到［11］，潛山油藏裂縫各向異性滲透率計算方法如下：

勝601油藏有4組裂縫，由于裂縫總體走向為北偏東45°方向，由式（8）可求得4組裂縫的總體滲透率張量：

由此得到勝601油藏裂縫的各向異性滲透率計算方法，采用高斯序貫模擬方法進行插值，得到各向異性裂縫模型（見圖5）。

圖5 勝601潛山裂縫X，Y，Z方向滲透率計算模型

3 油藏數值模擬驗證

為了檢驗新建模方法模型的應用狀況，應用油藏數值模擬技術，分別對新方法和常規方法所建模型進行對比驗證。計算中采用勝601油藏的實測數據進行定壓生產，得到結果如圖6所示。由計算結果可知，新方法的曲線與油藏歷史值較為接近，所建模型更符合真實情況；而采用常規方法建立的模型缺少巖性控制，因而物性與實際油藏差異較大。

圖6 用新方法與常規方法建模的累計產液量與歷史值對比

4 結論

1）變質巖潛山油藏的成因及地質特征與常規砂巖油藏存在較大差異，不能套用常規建模方法，建模時必須考慮儲層成因、巖性分布、裂縫發育程度等因素。

2）變質巖潛山油藏受變質作用影響，形成了明顯的巖性分布差異，根據“巖性優勢”理論可將巖性分布作為儲層二次建模的巖相進行相控建模。

3）進行裂縫參數處理時，應考慮實際油藏裂縫發育特征，可從裂縫傾角、開度、方位角等屬性對油藏裂縫的各向異性程度進行評價，進而建立精確的油藏各向異性模型。

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（編輯 劉麗）

Method study on reservoir modeling of fractured buried hill reservoir with metamorphic rock

Gu Shaohua1，2,Liu Yuetian1，2,Fan Lebin1，2,Wei Jun1，2,Cheng Daowei3
(1.MOE Key Laboratory for Petroleum Engineering,Beijing 102200,China;2.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.Shenyang Oil Production Plant,Liaohe Oilfield Company,PetroChina, Shenyang 110316,China)

Proceed with the characteristics of complex lithology and strong heterogeneity for buried hill reservoir,this paper proposed the method of facies controlled modeling for buried hill reservoir with metamorphic rock.The distribution model was established based on the advantage lithology theory and using the analysis data in logging information.The porosity and permeability of matrix was simulated under the facies-controlling condition.Aimed at the characteristics of fracture development and fracture permeability anisotropy for this kind of reservoir,the anisotropy modeling method was introduced to the modeling of fractured buried hill reservoir and the quantitative representation model of permeability anisotropy was established.Taking into account the difference of permeability between matrix and fracture,the aim of this method is to establish dual porosity model,which can be easily used in reservoir simulation.

buried hill reservoir;geological modeling;metamorphic rock;anisotropy;fracture characterization

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子課題“復雜油氣田地質與提高采收率技術”（2011ZX05009-004）

TE319

：A

1005-8907（2012）03-0312-04

2011-09-13；改回日期：2012-02-29。

顧少華，男，1984年生，在讀博士研究生，研究方向為油藏工程、開發方案設計等。E-mail：cc0012@126.com。

顧少華，劉月田，范樂賓，等.變質巖裂縫性潛山油藏儲層建模方法研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：312-315. Gu Shaohua，Liu Yuetian，Fan Lebin，et al.Method study on reservoir modeling of fractured buried hill reservoir with metamorphic rock［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：312-315.