雙模迭代技術在裂縫性碳酸鹽巖油藏中的應用

高振南，霍春亮，羅成棟，徐 靜，李俊飛

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

碳酸鹽巖油藏中的裂縫對流體滲流具有重要影響，實現裂縫定量化表征對于開發生產意義重大。目前對于較大尺度的裂縫可以應用螞蟻體追蹤術進行確定性建模[1-2]，而對于較小尺度的裂縫則無法進行定量描述，目前常規預測方法為隨機建模技術，但此類方法僅能提供等概率的不確定性模型，依然無法對較小尺度裂縫進行準確的定量預測[3-4]。以MB油田為例，結合多專業開展儲層裂縫識別及預測，針對微裂縫無法準確定量化表征的難題，創新性提出雙模迭代技術，在隨機建模生成的微裂縫模型基礎上建立雙孔雙滲油藏模型，通過雙模迭代將合理動態認識耦合在地質模型中，經過多次建模、往復迭代，實現MB油田微裂縫的精準定量化預測，并以此為基礎進行注水方案優化。

1 油田概況

MB油田屬海相碳酸鹽巖沉積[5-8]，油藏類型為邊水層狀構造油藏，埋深為3 850 m，探明含油面積為89.85 km2，主力層厚度為74.3 m，儲層平面、縱向連通性良好，物性以中孔、低滲為主，地層原油黏度為0.65～1.03 mPa·s。油田采用不規則井網開發、頂部射孔的原則，初期單井產能約為650 m3/d。經過40 a高速開采，油田從無水高產期進入低含水階段，地層壓力由43.4 MPa降至31.0 MPa，能量虧空造成瀝青析出，嚴重影響了開發井的產能[9-12]。

2 儲層裂縫識別及預測

由于裂縫賦存方式復雜，不確定性較大，需要對巖心資料、測井資料、地震資料進行綜合研究，以實現儲層裂縫的識別及預測。

2.1 巖心裂縫特征分析

巖心是觀測儲層裂縫最直接和最可靠的資料，然而MB油田受外界因素影響，原始資料保存不完善，現存巖心實物僅局部發育低角度水平縫、壓溶縫及縫合線等少量裂縫，未能反映裂縫發育的完整情況。

巖心描述資料相對較全，取心井均觀測到不同程度的裂縫。統計結果顯示，該區以微裂縫為主，縫長大多小于50 cm，且以中高角度縫為主。平面上，南區裂縫(以BU-3、BU-11井為代表)比北區發育，主要表現為裂縫線密度相對較大；垂向上，裂縫主要發育在Ⅲ、Ⅵ、Ⅷ小層相對致密的泥晶灰巖、含粒屑泥晶灰巖和粒屑泥晶灰巖中。

2.2 測井裂縫識別

對MB油田7口井的成像測井資料進行處理，結合巖心及常規測井資料對裂縫發育情況進行綜合評價，除個別疑似溶蝕孔洞外，從成像測井資料上看不到明顯的裂縫；對5口井的陣列聲波測井資料進行處理，根據聲波參數、偶極橫波遠探測、力學參數結合等對微裂隙及儲層滲透性進行評價，結果顯示儲層內部存在微裂隙。

綜合分析認為，成像測井和陣列聲波資料均未揭示明顯的裂縫發育特征，與巖心資料證實微裂縫客觀存在有所出入。可能存在以下原因：油田裂縫尺度和規模小，成像測井資料受分辨率影響無法對其進行有效識別；裂縫發育不確定性較大，而具有陣列聲波資料的井集中分布在MB油田北區，取樣代表性有所欠缺。

2.3 地震綜合分析

區域構造發育史和應力場分析認為，MB油田位于低角度褶皺帶，主要構造運動發生在新近系之后，目的層白堊系Mishrif組的巖性為脆性較大的塊狀灰巖，具有受擠壓產生裂縫的先天條件。基于裂縫在地震資料上的不連續性表現，應用混沌屬性、振幅對比、曲率連續性、曲率等多種屬性開展裂縫發育程度檢測(圖1)。由圖1可知，MB油田南區產生裂縫的概率高于北部，與目前油田見水情況保持一致。

圖1地震曲率屬性體檢測裂縫發育程度示意圖

2.4 裂縫綜合認識

通過上述研究，確定MB油田屬于中高角度微裂縫發育的雙重介質碳酸鹽巖油藏，平面上南區裂縫較北區發育，垂向上裂縫主要發育在Ⅲ、Ⅵ、Ⅷ小層致密泥晶灰巖。該定性認識與實際油田生產動態一致，并且微裂縫的存在已造成部分生產井含水劇增、產能驟降的實際生產問題。然而受到沉積、成巖和構造運動共同影響，微裂縫在三維空間中的分布具有較大不確定性，僅靠現有靜態資料無法對儲層內部的微裂縫分布進行準確的定量預測，急需一種有效辦法實現微裂縫的定量描述，以掌握高水淹層分布規律，指導油田后續生產。

3 雙模迭代技術

針對較小尺度裂縫定量描述，創新性提出并應用雙模迭代技術，通過地質建模與油藏數模的往復迭代，最終實現MB油田微裂縫的精準預測。

3.1 雙模迭代技術路線

根據雙重介質油藏特征，分別搭建基質模型與裂縫模型，并通過Sigma因子溝通建立雙孔雙滲模型，結合生產動態歷史擬合進行儲層三維驅替敏感性分析，根據動態響應判斷主控因素，以合理的動態認識為約束條件，對裂縫模型進行定量化更新，進而開展新一周期歷史擬合，最終通過多次迭代實現微裂縫的準確刻畫，為油田注水方案優化提供精準預測模型，技術流程如圖2所示。

圖2雙模迭代技術流程

3.2 儲層三維地質建模

由于基質與裂縫屬于滲流機理不同的介質系統，因此需要分別建模。基質系統的建模方法與常規砂巖儲層建模方法類似，裂縫建模主要是對裂縫的發育情況進行精細表征與刻畫。結合前文儲層裂縫識別及預測研究，合理應用巖心描述資料及地震研究成果，以井點處實際統計的微裂縫線密度為目標值，以表征層狀巖石彎曲程度的地震曲率屬性體為區域約束條件，對MB油田微裂縫發育的平面分布趨勢進行刻畫。以巖性分析結果及曲率連續性為次要約束條件對微裂縫縱向發育趨勢進行分區描述，并以巖心描述資料統計得出的微裂縫密度、長度、傾角等主要參數對裂縫片進行刻畫，然后在Petrel平臺采用隨機建模技術進行離散裂縫網絡(DFN)建模[13-16]，對裂縫片在三維空間中的展布進行精確刻畫，并最終生成裂縫系統的孔隙度場、滲透率場以及表征基質與裂縫溝通程度的Sigma因子(圖3)。

圖3初始模型裂縫片分布示意圖

3.3 雙孔雙滲模型建立

基于地質模型屬性場，應用Petrel軟件RE模塊建立雙孔雙滲模型。平面網格精度為150 m×150 m，縱向網格尺寸為3 m，網格總數為67×184×111=1 368 408個，有效網格數為583 799個。由于基質與裂縫均有儲集能力與滲流能力，需要在模型中分別進行設定，上部為基質系統，下部為裂縫系統，兩者通過表征溝通程度的Sigma因子實現耦合并生成總網格系統，有效網格總數為1 167 598個，考慮到網格數量巨大、滲流機理復雜、模型收斂性等問題，選用全球先進的INTERSECT模擬器開展并行計算，提高精度與效率。

3.4 動態響應約束裂縫模型更新

結合生產動態歷史擬合進行儲層三維驅替敏感性分析，以合理的動態認識為約束條件對裂縫模型進行定量化更新，通過地質建模與油藏數模的往復迭代實現MB油田微裂縫的準確刻畫。

3.4.1 油藏歷史擬合

MB油田歷史擬合采取定油量生產工作制度，擬合時間為1977年4月至2017年4月，根據動態反應進行參數調整，完成儲量、油藏靜壓、日產油量、含水率等指標的擬合。研究區模型計算儲量為399×106m3，實際石油地質儲量為396×106m3，相對誤差為0.8%；模型日產油量與實際生產完全一致，累計產油量均為34×106m3；全區含水率擬合誤差小于1.5%，單井各指標擬合精度均滿足擬合要求。

3.4.2 三維驅替敏感性分析

以油藏歷史擬合結果為分析依據，將擬合模型與原始模型的靜態參數場進行求差得到差異模型，結合地質及地震研究認識，根據參數調整幅度及范圍進行三維驅替敏感性分析。經過數據統計，確定裂縫為剩余油分布的主控因素。累計產油量低、含水高的生產井在平面分布上呈現區域集中現象，此類生產井所在的Ⅲ、Ⅵ、Ⅷ小層較發育裂縫，產出以縱向驅替為主；累計產油量高、不見水的生產井集中在北區，生產井附近不發育裂縫，但Ⅰ、Ⅱ小層較發育溶蝕孔洞，產出以平面驅替為主。

3.4.3 裂縫模型耦合動態響應

基于儲層三維驅替敏感性分析，得到儲層裂縫定量化依據，將符合地質認識的合理動態響應作為更高級別條件，對離散裂縫網絡建模過程進行約束，使通過歷史擬合得到的裂縫發育規律在裂縫模型的更新過程中得以繼承，并以此生成新的基質、裂縫系統的孔隙度場、滲透率場以及Sigma因子，進而更新雙孔雙滲模型，并開展下一周期歷史擬合(圖4)。

圖4耦合模型裂縫片分布示意圖

3.5 多次迭代成果

由于新模型的建立基于上一周期合理動態認識，因此階段性歷史擬合成果在新模型中得到完整保留，通過地質建模與油藏數模的往復迭代，MB油田的微裂縫發育情況逐漸被精確地定量刻畫，直到油田全部擬合指標達到標準，認為此時的微裂縫發育情況已被精確刻畫完畢，由此獲得符合地下真實情況的精準預測模型，進而得到準確剩余油分布。

圖5為MB油田模型的含油飽和度場。由圖5可知，剩余油主要富集在2個部分：西北部由于位置邊緣化剩余油富集；東南部由于局部裂縫發育造成底水錐進，儲層平面動用少造成剩余油富集。中部構造高點位置儲層物性好，產能高，剩余油匱乏，壓力虧空較大，考慮到瀝青析出嚴重損害地層，此區域是下一步注水方案優化關注的重點區域。

圖5MB油田含油飽和度場

4 油田注水方案

MB油田經過40 a高產開發，地層壓力由43.4 MPa降至31.0 MPa，瀝青析出嚴重，注水開發保持地層能量勢在必行。

4.1 注水方案優化

以降本增效理念為原則，建立低效井轉注思路，結合相似油田注水開發經驗，基于瀝青析出臨界壓力保持水平(35 MPa)，采用反九點井網開展注水方案研究(表1)。考慮裂縫發育規律，對研究區進行分區配注：中北部高產區裂縫不發育，能量虧空較大，是注水重點區域；南部高含水區域裂縫發育，儲層采出程度較低，地層能量相對穩定，無需注水或少量注水。結合工藝及經濟因素，以降本增效為原則，確定方案三為最優方案。截至預測時間結束，地層壓力保持在35.2 MPa左右，采收率為45.0%。

表1 方案對比

4.2 實際注水效果

結合儲層裂縫定量預測成果，以最優預測方案為依據，有效指導MB油田底注頂采注水開發方案實施。目前該油田已完成4口注水井的方案實施，重點區域為中北部壓力虧空區，以恢復地層壓力、控制瀝青析出為主，該區域生產井產量增幅較小，日產油提高5%，達到0.31×104m3/d；南區由于剩余油富集，日產油增幅近50%，達到0.38×104m3/d。截至目前，MB油田整體日產油能力提高了18%，達到0.94×104m3/d。

5 結論與認識

(1) 通過儲層裂縫綜合研究，確定MB油田屬于微裂縫發育的雙重介質碳酸鹽巖油藏；裂縫主要發育在III、VI、VIII小層相對致密的泥晶灰巖相中，以中高角度縫為主，平面上南區比北區發育，與目前南區大部分井高含水情況吻合。

(2) 創新性提出雙模迭代技術，基于離散裂縫網絡建立雙孔雙滲模型，通過歷史擬合開展三維驅替敏感性分析，將主控因素的合理認識作為約束條件對裂縫模型進行定量化更新，經過地質建模與油藏數模往復迭代，實現MB油田微裂縫分布的定量化預測。

(3) 基于雙模迭代技術成果，在精確模型上部署反九點井網，以低效井轉注為思路開展注水方案研究。以最優注水方案為依據，有效指導MB油田底注頂采注水開發，目前MB油田日產油能力提高18%，達到0.94×104m3/d。

(4) 雙模迭代技術從實際資料出發，充分結合多專業理論，在成果精確性上具有特殊優勢，并且改變傳統的地質油藏一體化研究流程，以動態條件為約束變量實現地質油藏有效耦合，然而其基礎為多專業大量生產數據，當專業之間無法閉合時需要根據油田實際進行深入研究。

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