致密油藏水平井立體動用程度預測—以西峰油田Z 井區長7 油藏為例

郁林軍，張 濤，易 濤，趙曉東，周大霖，鄒俐儼，薛 銳，趙曉紅，陳貞萬

（1.中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水 745400；2.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

我國致密油儲層資源非常豐富，大部分含油氣盆地都可能有致密油的分布。尤其在鄂爾多斯盆地姬塬、華慶、富縣等地區已發現一定規模的致密油富集區。縱向上主要分布在三疊系延長組長6、長7、長8 和長9油層組，是鄂爾多斯盆地致密油發育的主力層位，主要發育在鄰近湖盆中心的三角洲前緣及重力流沉積所形成的致密砂巖中，是延長組致密油發育的主力儲層；由于源儲配置好，原油密度低，油質較輕，是目前石油勘探開發的主要接替儲層。

由于鄂爾多斯盆地致密油氣藏儲層滲透率極低，一般以滲透率小于0.4 mD 為主，滲流阻力較大，儲層連續性差，且層內、層間及平面非均質性較強將直接影響儲層的開發水平，致密油藏開發都需要經過一定的儲層體積壓裂改造。通過儲層體積壓裂改造能夠有效的改善油藏的滲流能力，使油藏的有效動用程度得以提高，進而提高單井產能的一種方法。儲層的體積壓裂改造包括：定向井為了提高縱向剖面的儲層動用程度的分層式壓裂；水平井為提高致密儲層的導流能力，改善儲層泄油半徑，增大儲層泄油波及面積而采用的分段式體積壓裂。使得油井自然無自然產能或自然產能達不到工業油流標準，為了提高單井產能，對于致密油氣藏開發主要采用水平段分段體積壓裂的方式開發。從而改善儲層的滲流能力和連通性，提高了單井產能和經濟開發效益。

目前致密油采用水平井開發技術較成熟，但進行井下微地震裂縫監測的水平井只有少數的典型井，這些井可以明確水平井不同水平段壓裂改造后造縫的規模（包括裂縫半長、裂縫高度、裂縫寬度），對其他未監測的水平井壓裂改造后造縫規模不明確，更沒有定量描述造縫規模，對后期地質模型的建立和產量的擬合影響較大。為了能夠更真實的模擬裂縫在地下儲層的特征，需要對其他未監測微裂縫的水平井進行裂縫的預測和描述。

以典型西峰油田Z 井區長7 油藏為例，長7 油藏屬于典型致密油藏，孔隙度集中分布在6%～10%，滲透率集中分布在0.02×10-3μm2～0.04×10-3μm2；水平井采用水力噴砂體積壓裂，資料統計，壓裂后造縫高度在55～240 m，平均縫高68～180 m，結合地層對比發現，裂縫溝通了長7 及部分長6 儲層，縱向上動用有效儲層的程度對水平井產量影響較大，需要對水平井立體動用程度進行預測，為致密油藏的有效開發提供可靠科技依據。本次充分利用現場4 口水平井井下微地震裂縫監測成果，統計每段壓裂改造規模對應的儲層特征、縱向儲層砂地比等參數下所形成的縫半長、縫高及縫寬。應用聚類分析方法明確影響造縫規模的主控因素，采用多元線性回歸的方法預測縫半長、縫高及縫寬擬合公式，為預測其他水平井不同壓裂規模下儲層的立體動用程度提供依據。

1 致密油儲層特征

西峰油田Z 井區長7 致密油油藏與張家灘生油巖相互共生，張家灘生油巖有機碳含量高、成熟度高，為油氣的富集提供了良好的優質生油源。近生油源附近儲層孔隙、滲透率較低，孔喉半徑小，滲流阻力大，儲層連通性差，有效儲層以細砂巖為主；且原油運移距離較短，為原地或就近成藏的特征[1-2]。致密油層通常無自然產能或產能達不到工業油流標準，但油源儲配好，原油密度低，油質較輕，在開發時須經過體積壓裂等儲層改造措施后才能獲得一定的經濟產能[4-5]。

1.1 致密油儲層物性

以西峰油田長7 油藏為例：長7 儲層為淺湖-深湖相沉積環境，主要沉積體系屬于重力流沉積體系，沉積微相類型以碎屑流和濁流沉積為主，長7 發育多套優質烴源巖，巖性特征表現為灰黑色泥頁巖、油頁巖，屬于延長組的主要生油巖[6-8]。油藏的富集與構造沒有相關性，邊底水不發育，屬于典型的巖性油藏；巖心樣品統計結果與巖心分析資料表明：長7 含油性較好的儲層孔隙度主要分布在8%～10%，滲透率主要分布在0.02×10-3μm2～0.04×10-3μm2，巖石密度為2.44 g/cm3，屬于典型的致密油儲層。

1.2 天然裂縫發育特征

區塊內裂縫資料較少，通過區塊GP41-65 井巖心觀察及周邊x252 成像測井資料可以看出研究區發育低角度層理縫、高角度構造縫及微裂縫。

從GP41-65 井巖心觀察可以看出，受沉積及構造作用影響，致密油儲層普遍發育低角度層理縫、高角度構造縫及微裂縫，發育的巖性以細砂巖為主，裂縫在巖心上沒有觀察到終端，說明巖心上的裂縫僅是地層中裂縫的一小部分。部分裂縫中以方解石充填為主，部分裂縫以瀝青充填為主。裂縫中充填瀝青，說明裂縫是開啟的，裂縫中充填方解石，說明裂縫是封閉的，這些封閉的裂縫在后期壓裂或超破裂壓力注水過程中將優先破裂。這些裂縫破裂后對于注水是有利還是有弊，要看注水井、采油井、裂縫走向的配置關系。如果注水井和采油井的連線與裂縫走向平行，則易發生水竄，進而演變為暴性水淹。如果注水井和采油井的連線垂直裂縫走向，則利于注入水的均勻推進，有利于有效驅替系統的形成。早期高角度構造縫促進儲層鈣化致密，裂縫斷面少見油氣運移痕跡，后期微裂縫改善油氣滲流能力，合水長7 天然裂縫優勢方位為北東向。

2 致密油儲層水平井立體動用程度預測

對于致密油水平井而言，壓裂所形成的人工裂縫、油氣藏的各類地質因素及水平井工藝參數等對水平井產能都有不同程度的影響。本次通過實際致密油水平井區油藏地質特征及水平井分段壓裂規模各項參數等多因素預測水平井不同壓裂規模所形成的裂縫半長及縫高的方法，為同類油藏預測水平井立體動用程度提供可行性指導思路[9-10]。

2.1 微地震監測水平井體積壓裂儲層動用情況

西峰油田Z 井區長7 油藏，水平井采用多簇水力噴砂體積壓裂，通過現場4 口水平井井下微地震裂縫監測資料統計，部分水平段由于壓裂規模的不同，不但長7 儲層全部動用，長6 部分儲層也有不同程度的動用。水平井壓裂后造縫高度在50～242 m，平均縫高127 m，縫高主要分布在100～200 m，占51%；造縫半長分布區塊較大在117～543 m，平均縫半長304 m，主要分布在200～300 m，占36%，其次分布在300～400 m，占27%；縫寬在36～124 m，平均縫寬75 m，縫寬主要分布在50～100 m，占71%。

Z 井區HP5 井，目的層長71，采用水力泵送橋塞體積壓裂，壓裂后縫高度在41～114 m，裂縫長30～272 m，裂縫寬度63～159 m（見圖1）。

圖1 HP5 井下微地震裂縫監測成果圖

從水平井所處層位及壓裂規模來看：大部分水平井體積壓裂時縱向上動用了長6 儲層。如HP5 水平井，水平段鉆遇層位長7，油層鉆遇率91.8%，平均滲透率0.04 mD、孔隙度7.4%、油飽55.3%，試油日產油111.69 t，日產水0；初期產量日產油11.8 t；根據微裂縫監測，裂縫半長在211～544 m，平均縫半長365 m；縫高41～114 m，平均縫高78 m；裂縫寬度在63～159 m，平均裂縫寬度104.3 m（見表1）；通過微裂縫監測數據，將不同井段儲層裂縫規模投影到水平井剖面上來看：HP5 水平井段壓裂后縱向上不但動用了長7 的儲層，而且部分井段裂縫已波及到長6 儲層，使得長6 儲層受到了不同程度的動用（見圖2）。

圖2 HP5 井下裂縫示意圖

表1 HP5 各段裂縫改造參數

2.2 未監測水平井壓裂改造程度預測

儲層體積壓裂的規模大?。òㄋ骄畨毫芽p半長及縫高、縫寬等）取決于儲層本身的特征（孔隙度、滲透率、泥質含量等參數）、壓裂改造程度（加砂量、排量、加砂濃度、入地液量等）大小以及儲層縱向上發育（砂地比參數）情況，本次綜合運用微地震監測裂縫成果資料，結合各類地質與壓裂施工參數及縱向儲層特征，與監測微裂縫的縫半長、縫高、縫寬等進行聚類相關性分析；得出影響縫半長的主要敏感因素為壓裂改造加砂量的大小，其次為排量、儲層泥質含量和物性；影響縫高的主要敏感因素為砂地比，其次是加砂濃度、排量。進一步采用最小二乘法建立多元線性回歸模型，確定縫半長、縫高等參數的模型圖版，分析體積壓裂程度與各參數的權重系數，回歸裂縫半長及縫高的線性公式來預測和分析未監測水平井井段的壓裂程度，明確壓裂改造裂縫半長、裂縫高度，為水平井三維地質模型的建立奠定堅實的基礎。

通過實際裂縫測值與預測值擬合可以看出：裂縫半長與裂縫高度擬合程度較好（見表2），說明此方法對其他未監測裂縫的水平井進行造縫規模的預測較為合理可行。

表2 水平井預測壓裂裂縫規模與實際監測裂縫規模對比表

通過多因素綜合分析認為體積壓裂后所形成的縫半長大小主要取決于儲層改造的加砂量，權重系數占71%，表明壓裂改造程度主控裂縫半長的延伸規模，主要控制參數為加砂量，加砂量越大，壓裂造縫縫半長越長；壓裂縫縫高地質主控因素為砂地比，砂地比越小，壓裂造縫縫高越高，表明對于砂泥互層巖性脆性指數較高，壓裂后裂縫易形成，對于塊狀厚層砂巖天然裂縫發育較差，壓裂后造縫規模較小。

3 “縫網模式”地質建模建立

由于Z 區水平井采用體積壓裂技術，儲層立體動用要模擬壓裂縫，依據實際監測造縫規模與其他水平井預測造縫規模，本次選用Petrel 軟件的裂縫建模與常規的三維地質建模相結合，通過改變網格的參數來模擬壓裂造縫規模，實現了裂縫與基質儲層地質模型建立的無縫連接。

為了更準確的反映水平井屬性，保證建模精度，本次建立了Z 區水平井區三維地質模型，建模精度為：平面網格間距為20 m×20 m，垂向上分辨率定位0.6 m，主力層可分辨出0.5 m 以下的薄質夾層。網格方向方面綜合考慮到水平井段所在方位、地層應力方位及壓裂縫延伸方位建立沿水平井方向及垂直水平井方向的網格。

人工裂縫模型的建立：充分利用微裂縫監測資料，預測裂縫改造規模，成像測井監測的裂縫等各種資料，并將這些資料轉換成模型所需裂縫參數，來建立三維的裂縫模型。采用離散型數據的形式來描述和表征裂縫的規模，每一條裂縫都可以用一個面和加密網格的形式來表示。水平井裂縫長度及裂縫形狀可以用裂縫預測的成果數據進行描述，裂縫傾角大小用Fisher 分布定義，進而建立離散型裂縫模型。通過對裂縫密度、裂縫位置、裂縫開度等參數來確定裂縫的孔隙度及滲透率大小，并生成地質模型網格單元值。

模型中通過展布于三維空間中的各類裂縫規模的特征，對裂縫周圍網格可以進行局部網格加密來構建整體的裂縫模型的建立，實現和刻畫出了對裂縫系統從幾何形態到其滲流特征真實細致的有效描述和表征。

4 預測水平井動用程度的應用效果

“縫網模式”下三維地質模型，真實的刻畫了裂縫系統從幾何形態到其滲流特征表征，在后期數值模擬過程中，水平井初始擬合率達70%左右，且單井擬合程度較高（見圖3，圖4）。

圖3 Z 井區日產油擬合曲線

圖4 HP6 井日產油擬合曲線

5 結論

（1）致密油儲層水平井體積壓裂立體造縫，壓裂程度主控裂縫半長的延伸規模，主要控制參數為加砂量，加砂量越大，壓裂造縫縫半長越長；縱向上砂地比對壓裂縫高度起主控作用，砂地比越小，壓裂造縫縫高越高，表明對于砂泥互層巖性脆性指數較高，壓裂后裂縫易形成，對于塊狀厚層砂巖天然裂縫發育較差，壓裂后造縫規模較小。

（2）充分利用微裂縫監測資料，預測裂縫規模，成像測井的裂縫等各種資料，并將這些資料轉換成裂縫強度等參數，對裂縫周圍網格進行局部網格的加密來構建整體的裂縫模型，實現和刻畫出了對裂縫系統從幾何形態到其滲流特征真實細致的有效描述和表征。