礁灰巖基質與裂縫耦合快速模擬技術研究

程 佳，陳敏政，寧玉萍，李 偉，朱義東

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067）

1 研究背景

南海東部海上在生產礁灰巖油田地質儲量所占比例大，但油田的采出程度低，剩余可采儲量大，挖潛的空間巨大。而生物礁灰巖油藏和常規砂巖油藏儲層特征完全不同，生物礁灰巖油藏一般發育裂縫，非均質性強，表現在孔喉結構復雜，儲集空間多樣等，導致儲層精細描述、油水運動規律研究等比砂巖等其他類型儲層更加復雜[1]。本文以南海東部地區某一礁灰巖油田為例，該油田采出程度低，剩余儲量大，但增產挖潛手段單一，基本上以調整井為主，尤其是受油藏埋深淺、水下井口開發模式及平臺位置等海上生產條件限制的影響，鉆井難度也越來越大，加之油田地質油藏條件以及油水運動規律都極其復雜，對于油田剩余油的認識不足。而該油田原采用單重介質等效雙孔雙滲模擬進行動態預測，實際生產資料顯示與實際動態嚴重不符，如何有效精細化進行雙重介質油藏的模擬以進一步提高增產挖潛和提高采收率措施預測效果也是目前亟需解決的問題。

2 基質和多尺度裂縫精細表征技術

從地震、測井和巖心資料入手，在地震相、單井相、基底初始水深等初始沉積環境分析基礎上，進行沉積演化動態模擬，建立三維沉積相模型，指導三維基質屬性模型建立[2]。在常規平臺上進一步解放思想，為了彌補大多依據平面沉積相格架而建立，缺乏沉積相縱向疊置關系分析的不足，提出了“立體相控”概念。利用沉積演化模擬技術，刻畫沉積相立體空間展布規律，應用“立體相模型”約束基質屬性模型建立。

針對裂縫識別與評價、裂縫系統定量化表征以及裂縫基質孔隙模型融合等難點，提出了與褶皺相關裂縫模式、與斷層相關裂縫模式、巖性控制下裂縫模式以及層厚控制下裂縫模式，在裂縫模式指導下，多角度綜合分析明確裂縫發育主控因素，并以此分區建立不同類型裂縫分布地質知識庫（見表1）。

通過地震資料識別出的斷裂定義為大、中尺度裂縫，采用確定性的方法進行裂縫片的提取和建模，通過人機交互的方式進行交互式修正和補充。然后以巖心裂縫觀察和成像測井裂縫解釋數據為硬數據，以地震屬性體、綜合預測成果為井間裂縫分布趨勢約束，構建不同類型裂縫與不同類型儲層預測成果的相關關系，建立不同類型小尺度裂縫三維密度模型。采用分類建模的方法，在不同類型小尺度裂縫密度模型基礎上，以裂縫分布模式作為指導并結合裂縫主控因素，采用示性點過程建立各類小尺度DFN 裂縫離散分布模型[3-5]。基于Oda 方法將裂縫屬性升級到相應網格上，整合得到裂縫-孔隙屬性模型（見圖1）。

表1 裂縫分布地質知識庫

3 基質裂縫耦合滲流表征技術

通過立體相控獲得基質屬性模型以及不同尺度下裂縫等效孔隙度和滲透率靜態屬性模型，考慮動態因素，基于一體化思路建立雙重介質油藏模型，以進一步表征其可能的滲流特征。但是，動靜結合需要刻畫復雜基質與裂縫滲流，需重點把控基質裂縫耦合滲流、基質滲吸作用以及重力驅替作用、裂縫和基質兩相滲流在模型中精細刻畫[6，7]。

圖1 裂縫等效孔隙度和滲透率屬性模型

圖2 基質與裂縫系統耦合Sigma 參數場

在雙重介質裂縫性油藏中，彈性儲容比和竄流系數是關鍵參數。彈性儲容比描述裂縫系統和基質系統彈性儲容能力的相對大小，在模擬刻畫中可通過設置裂縫基質巖石和流體的壓縮系數來實現。但是，竄流系數大小取決于基質與裂縫滲透率級差，也取決于基質被裂縫切割的程度。級差越大或者裂縫密度越大，則竄流系數越大，其反映了基質中流體向裂縫竄流的能力，在雙重介質模型通過改變竄流系數中的形態因子，以達到調節基質與裂縫之間流體交換的物理量[8，9]。通過裂縫沿IJK 三個方向網格長度，計算模型中每個網格的形狀因子a，模型中以Sigma 表示（見圖2）。Sigma 增大，裂縫基質間竄流能力增強，底水也開始驅掃基質，含水上升變緩，增加驅替面積，從而提高驅油效率。通過設置Sigma 關鍵參數成功將基質裂縫系統耦合，后期通過DST 測試資料和實際生產動態可進一步微調以求進一步提高基質裂縫系統耦合的精度。

在雙重介質模型中，基質系統排驅過程主要是在小縫、小洞及裂縫發育的次生孔隙中進行，主要依靠毛管力作用自吸排油和油水密度差等重力作用驅替。考慮基質毛管壓力，水濕巖石喉道在毛管壓力下自吸排油。巖石滲吸作用對生產動態影響較大。通過巖心吸水排油潤濕性實驗顯示目標油田為親油-強親油儲層。為此，通過反轉毛管壓力曲線成功實現了在模型中表征親油儲層。而另一方面，由于巖塊高度和油水密度差，雙重介質模型中還存在微觀尺度上的重力驅替作用。巖塊高度越大，油水密度差產生的驅替作用越大，底水上升的驅替作用越能夠克服毛管力和黏滯力的阻力，進而原油采出程度也越高，但巖塊/基質塊高度級差對油田開發效果影響相對較小，加之巖塊中基質塊高度存在不確定性，因此模型中未考慮基質重力驅替作用（見圖3）。

圖3 滲吸和重力驅替作用敏感性分析

在數值模擬中，基質相對滲透率曲線可通過穩態和非穩態相滲獲得，但裂縫的相對滲透率曲線無法獲得。當毛管力為零，巖石孔隙中兩相流體均勻分布，潤濕相和非潤濕相不存在選擇大小孔道的差異，則油水相對滲透率曲線為兩條交叉對角直線。當裂縫寬度＞10 μm，裂縫內將不會形成彎月面，毛管力在裂縫中所起的作用很小或可以忽略，當寬度為20 μm～30 μm，毛管力消失[10-12]。由于基于DFN 建模得到的裂縫模型的最小裂縫開度為40 μm，在雙重介質中以X 型相滲來表征相對大尺度的裂縫滲流特征。另外，可以通過去掉顯裂縫的巖心實驗測試得到相滲表征微裂縫和基質的耦合效果。

4 儲層全面表征和快速模擬技術

目標油田整體為礁灰巖儲層，但不同區域儲層類型又有一定差異。結合礁灰巖儲層流動介質類型定量化表征研究，建立了四類儲層類型：相對致密型、孔隙孔洞型、孔洞裂縫型和致密裂縫型。依據巖心描述定義縱向上和平面上儲層類型（見圖4）。在雙重介質模型中，提出了分類交互式模擬應用，對相對致密層和孔洞型儲層不考慮裂縫的擬單重介質模擬，對于致密裂縫型和孔隙裂縫型儲層考慮基質裂縫共存的雙重介質，細化模擬后模型模擬效果與實際動態預測趨勢接近。結合歷史擬合，以盡量貼合油田實際情況。

圖4 礁灰巖儲層流動介質類型定量化表征

在建立雙重介質模型前，目標油田多使用單重介質或擬雙重介質模擬，但在基質滲透率較大時使用雙孔單滲模型，由于雙孔單滲中的基質系統微分方程中少了基質之間流動項，基質塊壓力隨時間的變化率變小了，所以基質壓力降的比較慢，從而造成早期雙孔單滲的產能比雙孔雙滲的要低。在求解過程中，雙重介質求解的變量個數是單重介質的二倍，形成的系數矩陣大小是單重介質的四倍，因此雙重介質模型計算速度較慢。由于雙重介質模型可以將裂縫系統和基質系統分別表示出來，可以描述裂縫內水竄和氣竄等現象，因而比單重介質模型要更好的模擬裂縫性油藏。雖然通過精細化雙重介質模擬打破了利用單孔模型等效雙重模型的方法，建立真正意義的裂縫與基質耦合的雙重介質油藏數值模型，將裂縫系統和基質系統分別表示出來，更符合雙重介質滲流特征。但是，雙孔雙滲模型運算時長過長，嚴重制約了雙重介質油藏模型應用。為此借助了斯倫貝謝公司的INTERSECT（IX）模擬器，實現了快速模擬[13，14]。運算時長大大縮短，最高提速約23倍，大大提高了工作效率（見圖5 和表2）。

基于雙重介質模型，通過油水運動模擬追蹤找出有效剩余油區域，成功指導了MRC 在南海礁灰巖油田首次應用。該井較措施前含水降低9 %，初產增加2.4倍，措施效果與模型預測接近。

圖5 不同模型采用E100 模擬運算時長對比

表2 不同模擬器運算時長對比

5 結論與建議

（1）形成了一套適用于海上礁灰巖油田高效開發的“精、準、快”雙重介質建模與數模一體化技術研究思路與方法。

（2）該技術方法應用于油田增產措施研究，從“點”上確保MRC 技術創新效果預測，為油田后續潛力挖潛提供有力保障。

（3）由于裂縫預測存在一定不確定性，因此雙重介質模型需借助實際動態數據擬合，以達到更貼近油藏實際的目的。