吳則鑫， 王愛霞， 張含明

（1.中國石油長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧盤錦124010；2.中國石油青海油田公司冷湖油田管理處，青海海西816300）

油氣藏精細描述隨著現(xiàn)代科學技術的進步和生產(chǎn)的需要，已進入了一個全新的時期，更加表現(xiàn)出整體性、綜合性和先進性的特點。與早期的描述相比，現(xiàn)代油氣藏描述將油氣藏得各種屬性如構造、地層、儲集層、油氣水看成一個完整的系統(tǒng)來研究；也是多學科綜合、集約化、協(xié)同研究的整體，涉及到地質、地球物理、油藏工程和數(shù)值模擬等諸多學科；同時油氣藏描述貫穿于勘探開發(fā)的全過程。實踐表明，油氣田發(fā)現(xiàn)后，開發(fā)工作人員介入越早，油氣藏描述開展的越好，更有利于最終采收率的提高。

研究井區(qū)作為整個區(qū)塊水平井整體開發(fā)試驗區(qū)，一方面要完成產(chǎn)能建設，一方面為整體區(qū)塊的開發(fā)做先導試驗，提供水平井整體部署所需各個合理參數(shù)。針對井區(qū)地質條件復雜，氣層非均質強、識別困難，水平井跟蹤實施難度大等問題，在原有地質認識的基礎上，對井區(qū)進行精細氣藏描述，弄清河道砂體展布規(guī)律和剩余氣分布規(guī)律是很有必要的；同時通過氣藏數(shù)值模擬并對水平井井網(wǎng)井距，水平段長度等參數(shù)進行優(yōu)化論證，為開發(fā)方案制定提供可靠依據(jù)［1－2］。

1 氣藏模型建立和在地質導向中的應用

井區(qū)位于區(qū)塊中南部，東西長約14.44km，南北寬約8.40km，面積約121.30km2，地質儲量為2.247 2×1010m3，儲量豐度為1.92×108m3／km2。截止目前，井區(qū)已完鉆水平井45口，投產(chǎn)水平井44口，已建成1.0×109m3／a產(chǎn)能規(guī)模。區(qū)塊構造總體特征為北東－南西向傾斜的單斜構造，并且局部微構造發(fā)育，地層中未發(fā)現(xiàn)斷層。研究區(qū)的儲層形成于沖積背景下的河流相沉積體系，氣藏埋藏深度在3 300～3 600m，山1段孔隙度為8.2%，滲透率為5.0×10－4μm2；盒8 段孔隙度為9.0%，滲透率為7.8×10－4μm2。氣藏類型為無邊底水定容彈性驅動、低孔、低滲、低壓的巖性氣藏。

綜合各種地震、地質、鉆測井資料，針對蘇里格地質發(fā)育河流相，相變快、砂體呈多期河道相互疊置特點，分別建立三維地質網(wǎng)格模型，構造模型，儲層及相關屬性模型［3－6］，模型模擬精度為405×192×420＝32 659 200，可分辨出較薄的夾層和砂體，其中采用指數(shù)模型和序貫指示模擬方法模擬砂體；在地震震幅屬性相關趨勢的軟約束下及相模型的硬約束下，利用序貫高斯隨機模擬技術對孔隙度和滲透率進行屬性隨機模擬。

建立的模型精細描述單砂體，研究了儲層物性及含氣性情況，結合鄰井情況，進行井位部署和地質跟蹤導向，如圖1和圖2所示，在SU35－5H 井軌跡位置靠儲層下部，綜合GR 曲線形態(tài)、數(shù)值大小以及巖屑，判斷為底板隔層泥巖，應上調軌跡。

2 剩余氣分布和井位區(qū)域優(yōu)選

基于井區(qū)地質研究成果，以井區(qū)地質模型為基礎，結合井區(qū)生產(chǎn)動態(tài)建立了氣藏數(shù)值模型［7－8］。模擬首先是對所有井進行單井歷史擬合，得出井區(qū)剩余氣分布規(guī)律，用于全區(qū)進行水平井分批投產(chǎn)設計。

圖1 模型設計的靶點設計圖Fig.1 Target spot design map using the model

圖2 地質導向中軌跡調整示例圖Fig.2 Well trance adjustment in the geosteering

在選取流體PVT 參數(shù)、相滲資料及溫壓取值等資料的基礎上，運用粗化的氣藏模型進行歷史擬合，考慮保證模擬精度為前提下，盡可能提高模擬速度的原則，同時采用了角點網(wǎng)格系統(tǒng)。為便于水平井及裂縫描述，網(wǎng)格方向沿水平井水平段延伸方向，即最小水平地應力方向，模擬得出氣藏地質儲量2.271×1010m3。

為使建立模型的計算結果盡可能接近于實際情況，需要依據(jù)動態(tài)數(shù)據(jù)進行氣藏整體指標的擬合、單井的擬合，主要包括以下擬合參數(shù)：氣藏平均地層壓力、氣井日產(chǎn)氣、累產(chǎn)氣、產(chǎn)水、流壓、靜壓等。由于目前模擬的水平井部署潛力區(qū)內(nèi)已測試投產(chǎn)的直井很少且生產(chǎn)歷史較短，區(qū)塊壓力測試數(shù)據(jù)不足，因此歷史擬合階段只擬合單井井底流壓。

區(qū)塊總體擬合質量較好，擬合較好的井比例達92.3%，滿足了工程精度要求。擬合真實反映了區(qū)塊動態(tài)實際，據(jù)此得出區(qū)塊剩余氣分布圖（見圖3），可以用于指導水平井的分布實施，同時可以應用修正后的模型進行配產(chǎn)和水平井優(yōu)化設計、井網(wǎng)井距等研究工作。

圖3 基于剩余氣分布的井位規(guī)劃圖Fig.3 Well planning map based on the distribution map of the remaining gas

3 水力壓裂裂縫處理和水平井部署參數(shù)論證

在數(shù)值模型中，裂縫的處理非常重要，尤其對于水平井整體開發(fā)的低滲透氣藏。水力壓裂井在地層中存在兩個流動系統(tǒng)，即流體在儲層中和在裂縫中流動，對壓裂裂縫的數(shù)值模擬的關鍵是要反映出裂縫和儲層兩部分的串流特種和滲流特征。然而在氣藏數(shù)值模擬中，網(wǎng)格系統(tǒng)的處理方法直接影響壓裂裂縫的模擬效果［9］。

目前處理的方法可以分成常規(guī)方法和非結構網(wǎng)格（PEBI）方法。前者多采用黑油模型中的局部網(wǎng)格加密，等值滲流阻力或者等連通系數(shù)等方法，其均視裂縫和儲層為同一滲流體系，裂縫被簡化為高滲流條帶，這種方法模擬結果受裂縫網(wǎng)格幾何尺寸的影響大，同時適應性差，工作量大，且在早期動態(tài)擬合誤差大［10－11］。后者是通過改變滲流方程的離散方式來改變水力裂縫的高精度模擬方法，實質是顯式網(wǎng)格加密和等值滲流阻力方法的結合，可以對任意方位的裂縫進行描述；同時對壓裂井近井地帶局部物性變化可進行細分計算。

本文應用非結構網(wǎng)格方法描述裂縫系統(tǒng)和儲層系統(tǒng)，更能反映地層裂縫的真實性，模擬精度更好，在此基礎上對水平井部署井網(wǎng)方式、井距和水平井方位進行了論證，以尋求適合水平井整體開發(fā)的部署參數(shù)值［12］。

（1）井網(wǎng)方式：其依據(jù)主要考慮儲層分布特征、單井控制儲量及經(jīng)濟效益等方面，使儲量得到最大限度動用并能實現(xiàn)開發(fā)效益的最大化。井區(qū)盒8段發(fā)育辮狀河沉積，有效儲層呈近南北向條帶狀分布，東西向連續(xù)性差，儲層非均質性嚴重。單個砂體寬度一般300～800m，長度1 000～1 500m。在方案實施過程中采用菱形井網(wǎng)，南北向排距大于東西向井距，可根據(jù)實際情況進行適當調整。對氣藏水平井平行井網(wǎng)和交錯菱形井網(wǎng)進行了模擬研究，結果見圖4。由圖4可以看出，生產(chǎn)40a，在相同生產(chǎn)條件下交錯菱形井網(wǎng)的產(chǎn)能要高于平行井網(wǎng)的產(chǎn)能。這是由于交錯井網(wǎng)的泄氣面積大，單井的控制程度好，有效的預防了井間干擾，同時又最大程度的提高了采出程度。

圖4 水平井平行井網(wǎng)和交錯菱形井網(wǎng)平均單井累計產(chǎn)氣量曲線Fig.4 Mean cumulative production correlation curve of single well of paralleled and crisscross rhombus horizontal well pattern

（2）合理井距：開發(fā)井距的確定應根據(jù)氣藏地質、儲層參數(shù)分布特征，有足夠的單井控制儲量，保證井具有一定的生產(chǎn)能力、一定的供氣能力，一定的經(jīng)濟效益。模擬計算設計了不同的井距大小，水平井段采取交錯菱形井網(wǎng)形式部署，分別取井距為400m 到1 800m 八個井距序列進行了模擬，計算分析如下。模擬結果表明，隨著水平井井距的增加，累計產(chǎn)氣量均增加，但水平井井距達到某一數(shù)值后，水平井井距增加累計產(chǎn)氣量增加趨勢變緩。

由平均單井累計產(chǎn)氣量和采收率（見表1）表明，井距的變化對平均單井累計產(chǎn)氣量和采收率的影響比較大。隨著井距的增大，采收率不斷下降，其下降幅度逐步減小。當井距大于某個值時，平均單井累計產(chǎn)氣量增大趨勢明顯減??；當井距小于某個值時，其值開始迅速下降。當井距大于800 m 時，平均單井累計產(chǎn)氣量增加明顯減緩。綜合分析認為，合理井距為600～800m（見圖5）。而對于豐度低的區(qū)域，應增大合理井距至800～1 000 m，方可取得較好開發(fā)效益。

（3）水平段方位：根據(jù)蘇里格氣田研究成果，最大主應力方位在80°左右，因此，在水平井部署過程中，設計水平段方位采用南北向167°或347°。

通過模擬設計水平井方位與地層主應力方向不同夾角時的產(chǎn)氣量，當水平段與地層主應力方向垂直（即垂直于壓裂縫方向）時，氣井生產(chǎn)過程中累積產(chǎn)氣量始終高于水平段與地層主應力成其它度數(shù)夾角時的累積產(chǎn)氣量（見圖6）。因此推薦水平井的方位與地層主應力垂直，即為近南－北向。綜合上面幾個因素，兼顧山1段井網(wǎng)，水平井方位選擇為近南－北向，與正南北向坐標軸夾角為13°。

表1 水平井不同井距條件下氣井開發(fā)效果Table 1 Horizontal gas wells in different well spacing

4 結論

（1）綜合各方面資料，建立精細地質氣藏模型，刻畫了儲層在巖性和物性的非均質性，精細描述單砂體，為水平井的地質跟蹤實施提供了地質保障。

（2）經(jīng)過歷史擬合之后的動態(tài)地質模型，得出井區(qū)剩余氣分布規(guī)律，為水平井整體開發(fā)分步實施提供了依據(jù)。

（3）利用非結構網(wǎng)格方法刻畫裂縫網(wǎng)格系統(tǒng)，并在此基礎上通過數(shù)值模擬對水平井井網(wǎng)距，井距和水平井方位部署參數(shù)進行了論證，得出適合本井區(qū)水平井整體開發(fā)各參數(shù)的合理取值。

圖5 不同井距下開發(fā)效果曲線Fig.5 Development effect curve of different well spacing

圖6 水平井方位與生產(chǎn)時間關系曲線Fig.6 Relation curve between horizontal well azimuth and production time

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