聶玲玲， 張占女， 童凱軍， 房　娜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津　300452)

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裂縫性潛山油藏地質(zhì)建模與數(shù)值模擬一體化研究

聶玲玲， 張占女， 童凱軍， 房娜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津300452)

摘要：為了準(zhǔn)確模擬和預(yù)測裂縫性潛山油藏的油水運(yùn)動規(guī)律，以渤海海域J油田為例，綜合巖心、測井、地質(zhì)、地震及生產(chǎn)測試等多方面資料，分步建立了雙重介質(zhì)儲集層的三維地質(zhì)模型并開展了數(shù)值模擬研究。首先建立起工區(qū)構(gòu)造模型，并建立了基質(zhì)單元屬性模型，然后利用巖心成像測井裂縫描述成果，以地震疊前屬性反演成果為約束條件，模擬建立了裂縫分布網(wǎng)絡(luò)模型，最后將基質(zhì)屬性和裂縫分布網(wǎng)絡(luò)模型有機(jī)結(jié)合并建立了雙重介質(zhì)儲集層三維地質(zhì)模型。在此基礎(chǔ)上，開展研究區(qū)歷史擬合研究。結(jié)果表明：①采用該模型能夠很好地表征裂縫性變質(zhì)巖儲層的滲流介質(zhì)特征，數(shù)值模擬區(qū)塊和單井歷史擬合符合率高達(dá)90%；②潛山油藏開發(fā)可以劃分為裂縫主要供油階段、裂縫和基質(zhì)同時(shí)供油階段、基質(zhì)主要供油階段三個階段；③運(yùn)用定性-定量相結(jié)合方法研究得出的剩余油分布，能夠客觀地反映裂縫及基質(zhì)系統(tǒng)對流體流動規(guī)律的影響，有力地指導(dǎo)了研究區(qū)下一步調(diào)整措施的實(shí)施。

關(guān)鍵詞：潛山油藏； 基質(zhì)系統(tǒng)； 裂縫系統(tǒng)； 地質(zhì)建模； 數(shù)值模擬； 剩余油分布

0引言

目前，我國在冀中、遼河、濟(jì)陽、黃驊坳陷及渤海海域等地區(qū)先后發(fā)現(xiàn)了近百個潛山油氣藏，其中大部分已投入開發(fā)。潛山油氣藏將成為新世紀(jì)我國油氣勘探開發(fā)的主要目的層。對于變質(zhì)巖潛山油藏而言，由于變質(zhì)巖儲層中裂縫分布的強(qiáng)烈非均質(zhì)性，往往使得該類油藏的開發(fā)難度極大，對于海上油田開發(fā)尤為如此。目前已報(bào)道的變質(zhì)巖油氣藏開采實(shí)例不多[1]，多數(shù)研究成果主要集中在變質(zhì)巖儲層裂縫成因機(jī)制分析、裂縫識別、裂縫預(yù)測及儲層綜合評價(jià)等研究上[2-5]，而對于裂縫性變質(zhì)巖儲層的三維地質(zhì)建模及數(shù)值模擬仍缺乏很好的方法，將裂縫離散化并處理成高滲帶是目前國內(nèi)、外學(xué)者的主要方法[6-8]。

渤海J油田屬于典型的低滲透裂縫性變質(zhì)巖油藏，受構(gòu)造運(yùn)動及風(fēng)化作用影響，裂縫分布非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲集層中基質(zhì)孔隙為主要的儲集空間，而裂縫既是儲集空間又是重要的滲流通道，基質(zhì)孔隙中的原油只有通過裂縫才能流入井筒。不同部位裂縫、孔洞發(fā)育程度以及儲滲性能差異較大，儲集空間滲流特征復(fù)雜。這里針對J油田特殊的構(gòu)造、儲層特征及滲流特點(diǎn)，綜合應(yīng)用地質(zhì)、成像測井、地震疊前反演及生產(chǎn)測試資料，開展了低滲透裂縫性變質(zhì)巖儲層地質(zhì)建模及數(shù)值模擬研究，以準(zhǔn)確模擬和預(yù)測裂縫性潛山油藏的油水運(yùn)動規(guī)律，以便指導(dǎo)油田后續(xù)調(diào)整措施的實(shí)施。

1裂縫性變質(zhì)巖儲層地質(zhì)建模

裂縫性儲層由于存在基質(zhì)和裂縫雙重介質(zhì)系統(tǒng)，這兩套系統(tǒng)介質(zhì)類型和滲流機(jī)理均不相同。因此，儲層定量表征的思路是分基質(zhì)和裂縫兩個系統(tǒng)分別建模，然后通過表征二者之間竄流的Sigma因子將兩套系統(tǒng)溝通起來?；|(zhì)系統(tǒng)的建模方法與常規(guī)砂巖儲層建模方法類似，常規(guī)儲層建模技術(shù)已經(jīng)非常成熟[9]。我們關(guān)注的重點(diǎn)是裂縫系統(tǒng)的建模，裂縫系統(tǒng)的建模主要是對裂縫發(fā)育密度、裂縫片的三維分布等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行精細(xì)表征與刻畫，在此基礎(chǔ)上，對裂縫系統(tǒng)的孔隙度、滲透率以及表征基質(zhì)與裂縫溝通程度的Sigma因子進(jìn)行定量描述。

1.1裂縫特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)與分析

裂縫系統(tǒng)建模非常重要的一步就是對裂縫系統(tǒng)的特征參數(shù)開展統(tǒng)計(jì)與分析，裂縫特征參數(shù)主要包括裂縫的走向、傾向、傾角及裂縫密度等。通過露頭觀察及測井資料研究，J油田變質(zhì)巖潛山儲層垂向具有明顯的分帶性，由表及里可劃分為局部發(fā)育的頂部坡積砂巖帶、全部普遍發(fā)育的裂縫發(fā)育帶和內(nèi)幕致密帶。因此在統(tǒng)計(jì)裂縫參數(shù)時(shí)，也主要是細(xì)分為裂縫發(fā)育段和內(nèi)幕致密段進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。

1.1.1裂縫傾角

根據(jù)巖心和成像測井統(tǒng)計(jì)結(jié)果(圖1)，J油田變質(zhì)巖潛山裂縫傾角主要分布在20°～90°之間，表明研究區(qū)裂縫的產(chǎn)狀主要以低—高角度傾斜縫為主，占總裂縫數(shù)的80%以上。裂縫發(fā)育段和內(nèi)幕致密段裂縫傾角統(tǒng)計(jì)規(guī)律基本一致，裂縫傾角均值分別為52°和55°。

1.1.2裂縫走向及傾向

由于巖心分析很難準(zhǔn)確地獲得裂縫的走向及傾向，所以主要依靠成像測井獲得的裂縫產(chǎn)狀數(shù)據(jù)分析得到。裂縫的走向與傾向垂直，兩者可以相互轉(zhuǎn)換。根據(jù)成像測井統(tǒng)計(jì)結(jié)果，J油田變質(zhì)巖潛山裂縫走向主要為NE—SW向和NW—SE向兩個方向(圖2)，裂縫發(fā)育段和內(nèi)幕致密段裂縫走向及傾向統(tǒng)計(jì)規(guī)律基本一致。

圖1　巖心分析裂縫傾角統(tǒng)計(jì)圖Fig．1　The statistics histogram of fracture dip by core

1.1.3裂縫密度

作者對J油田變質(zhì)巖潛山的2口井(J-2、J-5)進(jìn)行了取心，根據(jù)兩口井巖心觀察與分析結(jié)果，裂縫發(fā)育線密度為2條/m ～5.2條/m。另外根據(jù)7口評價(jià)井及2口開發(fā)井成像測井的解釋結(jié)果，成像測井解釋裂縫密度主要以0.5條/m ～3.5條/m為主(圖3)。

1.2裂縫系統(tǒng)建模

圖2　成像測井獲取裂縫走向Fig．2　The calculation of fracture strike by imaging logging(a)NE-SW向裂縫;(b)NW-SE向裂縫

圖3　成像測井裂縫密度統(tǒng)計(jì)直方圖Fig．3　The statistics histogram of fracture 　　　density by FMI

依據(jù)地質(zhì)、測井、地震及生產(chǎn)測試資料，在研究區(qū)潛山油藏構(gòu)造、巖相、裂縫產(chǎn)狀等精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，利用裂縫儲層定量表征軟件，以疊前彈性參數(shù)(橫波阻抗地震反演)數(shù)據(jù)為軟數(shù)據(jù)、單井裂縫常規(guī)及成像分析資料為硬數(shù)據(jù)，建立了潛山油藏的三維裂縫分布密度模型、裂縫空間展布模型，精細(xì)刻畫了不同空間尺度裂縫的展布特征和分布規(guī)律，從而實(shí)現(xiàn)對該裂縫性儲層的三維定量化表征。

1.2.1裂縫密度三維定量化表征

裂縫密度三維定量化描述是裂縫系統(tǒng)定量描述的基礎(chǔ)。裂縫密度是描述裂縫發(fā)育程度的參數(shù)，一般由相對比值給定，常用的有體積密度、面密度和線密度，這里選用的是應(yīng)用裂縫的線密度。以疊前橫波阻抗反演屬性成果作為約束條件，利用裂縫建模FracMan和Petrel軟件，建立了表征裂縫儲層發(fā)育程度的裂縫密度三維定量地質(zhì)模型(圖4)。

圖4　裂縫密度三維定量模型Fig．4　The quantitative model of 　　　fracture density

1.2.2裂縫網(wǎng)絡(luò)空間展布三維定量化表征

裂縫空間展布主要是通過離散裂縫網(wǎng)絡(luò)的形式來進(jìn)行定量描述[10]。離散裂縫網(wǎng)絡(luò)的定量描述是在裂縫密度定量表征的基礎(chǔ)上，采用裂縫密度三維定量化表征結(jié)果和地應(yīng)力場模擬得到的裂縫方位分布趨勢作為約束條件對裂縫片的方位、幾何形態(tài)及空間分布進(jìn)行三維定量化描述。在離散裂縫網(wǎng)絡(luò)的定量描述的過程中，通常有以下步驟：

1)大裂縫網(wǎng)絡(luò)的定量描述。由地震資料確定大的斷層和裂縫，它們的位置和形態(tài)基本上都是確定的，不需要隨機(jī)生成。

2)中等裂縫和小裂縫網(wǎng)絡(luò)的定量描述。這些裂縫形成了儲層裂縫網(wǎng)絡(luò)的主體部分，通常不可能具有每個裂縫片的詳細(xì)信息，但可以獲得關(guān)于它們的分布密度、方位密度、大小、開度等方面的統(tǒng)計(jì)信息和先驗(yàn)認(rèn)識。利用這些信息，用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)的方法隨機(jī)生成由成千上萬個這樣的裂縫片組成的裂縫系統(tǒng)，使之滿足各種先驗(yàn)統(tǒng)計(jì)和認(rèn)識。

3)加入地層頂?shù)捉缑鎸ι鲜隽芽p片進(jìn)行切割，同時(shí)加入基質(zhì)系統(tǒng)，最終生成具有地層意義的裂縫網(wǎng)絡(luò)定量化模型。圖5為J油田潛山儲層裂縫密度數(shù)據(jù)體約束下生成的裂縫網(wǎng)絡(luò)三維分布模型。

圖5　裂縫網(wǎng)絡(luò)三維模型Fig．5　The quantitative model of fracture network

1.2.3裂縫屬性參數(shù)建模

裂縫系統(tǒng)地質(zhì)建模的最終目的是，建立裂縫系統(tǒng)的孔隙度、滲透率及表征裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)系統(tǒng)關(guān)系的Sigma因子。對于一個裂縫—基質(zhì)雙重介質(zhì)模型，根據(jù)裂縫的幾何模型結(jié)合基質(zhì)滲透率模型粗化得到其等效滲透率是一個非常復(fù)雜的過程。FracMan軟件在處理這一過程時(shí)，直接根據(jù)基質(zhì)滲透率和裂縫系統(tǒng)幾何模型計(jì)算得到等效滲透率模型。處理步驟為：①對裂縫固有滲透率和傳導(dǎo)率進(jìn)行計(jì)算；②對裂縫等效滲透率進(jìn)行計(jì)算；③計(jì)算等效基質(zhì)巖塊尺寸；④得到等效滲透率模型。

利用以上方法與原理，結(jié)合數(shù)值模擬的需要，對裂縫幾何模型進(jìn)行裂縫等效滲透率(Kx、Ky、Kz)、等效裂縫孔隙度及Sigma因子計(jì)算，得到裂縫系統(tǒng)的三維屬性參數(shù)模型。該模型與基質(zhì)系統(tǒng)粗化后的模型共同作為雙重介質(zhì)油藏?cái)?shù)值模型的初始地質(zhì)模型。

1.2.4模型的動態(tài)校驗(yàn)

由于裂縫性變質(zhì)巖儲層具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，成藏條件復(fù)雜，因此儲層裂縫預(yù)測的難度非常大。使建立的裂縫模型真正地反映地下的實(shí)際情況，需要通過動態(tài)的試井模擬與分析對模型進(jìn)行動態(tài)校驗(yàn)，以得到符合地下流體流動特征的地質(zhì)模型。

模型的動態(tài)校正，主要是通過生成不同長度的裂縫片，得到其等效后的裂縫參數(shù)場，然后與實(shí)際試井解釋獲得的裂縫儲層滲透率和裂縫平均開度的乘積進(jìn)行對比，如此反復(fù)校驗(yàn)，直到所建的裂縫網(wǎng)絡(luò)模型與油藏實(shí)際動態(tài)一致(圖6)。

1.2.5基質(zhì)模型與裂縫模型耦合技術(shù)

對于裂縫性油藏，在生產(chǎn)過程中，基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)是存在流體交換的，兩者如何交換、交換程度有多大，我們通常使用Sigma因子(σ)進(jìn)行定量描述[11]。Sigma因子場由沿i、j、k三個方向的平均裂縫間隔Li、Lj、Lk來定義，它與Li、Lj、Lk成負(fù)相關(guān)關(guān)系，Li、Lj、Lk可以通過裂縫網(wǎng)絡(luò)與網(wǎng)格的接觸關(guān)系由建模軟件計(jì)算得到。通過建模軟件獲得的Sigma因子場是否合理，還需要結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)動態(tài)對其進(jìn)行分析與處理。通過Sigma因子場可以實(shí)現(xiàn)基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)的有機(jī)耦合。

2裂縫性變質(zhì)巖儲層數(shù)值模擬

2.1模型選擇及網(wǎng)格劃分

本次數(shù)值模擬研究選用了斯倫貝謝公司的產(chǎn)品Eclipse數(shù)值模擬軟件。將Eclipse軟件的雙重介質(zhì)模型中網(wǎng)格層數(shù)增加1倍，上半部分處理成基質(zhì)網(wǎng)格塊，下半部分處理成裂縫網(wǎng)格塊。基質(zhì)網(wǎng)格塊和其對應(yīng)的裂縫網(wǎng)格塊之間會自動使用非相鄰網(wǎng)格塊連接，二者的滲流交換則依靠Sigma因子。在注水開發(fā)潛山變質(zhì)巖油藏時(shí)，水和油只在宏觀裂縫中滲流，而基質(zhì)和微觀裂縫只能依靠毛管壓力的滲吸作用將原油驅(qū)替到裂縫中，進(jìn)而滲流到生產(chǎn)井筒中。因此，油水在潛山變質(zhì)巖中的滲流為雙孔單滲模式。同時(shí)潛山變質(zhì)巖油藏中的原油為輕質(zhì)黑油，綜合儲層和原油的性質(zhì)，采用Eclipse中的雙孔單滲黑油模型對潛山變質(zhì)巖油藏進(jìn)行模擬。

對精細(xì)地質(zhì)模型粗化后，平面X方向劃分33個網(wǎng)格，Y方向劃分55個網(wǎng)格，縱向Z方向劃分109個網(wǎng)格；X、Y方向的網(wǎng)格步長均為50 m，Z方向網(wǎng)格步長平均為4.5 m。由于是雙重介質(zhì)模型，每個單元體由一個基質(zhì)巖塊及其周圍的裂縫構(gòu)成，所以模型的總節(jié)點(diǎn)數(shù)為33×55×218=395 670個。

基本方案設(shè)計(jì)：通過開展井型、井網(wǎng)、縱橫向部署等關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)政策參數(shù)優(yōu)選后，設(shè)計(jì)采用水平頂?shù)捉诲e立體注采開發(fā)方式，在油藏頂部1/3處部署8口水平采油井，底部油水界面處與頂部油井呈縱橫向交錯方式部署5口水平注水井。

圖6　J油田潛山裂縫網(wǎng)絡(luò)模型動態(tài)校正過程Fig．6　The dynamic calibration of fracture network model in J oilfield(a)長度為300 m的裂縫片；(b)長度為200 m的裂縫片；(c)長度為100 m的裂縫片；(d)裂縫孔隙度；(e)裂縫滲透度

圖8　J油田典型井含水率擬合成果Fig．8　The fitting results of water cut of typical wells in J oilfield(a)水平井注入水舍進(jìn)型；(b)水平井底水錐進(jìn)型；(c)水平井裂縫突進(jìn)型

2.2流體模型

2.2.1儲層及流體參數(shù)

J油田裂縫性變質(zhì)巖潛山油藏基本參數(shù)：油藏初始溫度為85°，原始地層壓力為17.9 MPa，飽和壓力為10.5 MPa，原油粘度為0.71 mPa·s，地層水粘度為0.3 mPa·s；基質(zhì)孔隙度為0.5 %～18 %；裂縫孔隙度為0.005 %～8 %；基質(zhì)滲透率為0.001 μm2～0.003 5 μm2；裂縫滲透率為15 μm2～8 μm2；基質(zhì)束縛水飽和度為40 %，裂縫束縛水飽和度為5%，巖石的壓縮系數(shù)為9×10-4MPa-1，地層水壓縮系數(shù)為1.4×10-4MPa-1；原油體積系數(shù)為1.26。

2.2.2相對滲透率及基質(zhì)毛管壓力數(shù)據(jù)

由于模型為雙重介質(zhì)模型，所以基質(zhì)與裂縫分別有一套油水相滲曲線(圖7)。綜合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，模型考慮基質(zhì)因毛管力作用而造成的滲吸驅(qū)油，裂縫系統(tǒng)則由于寬度較大，而忽略毛管力作用。

2.3歷史擬合認(rèn)識及剩余油分布

2.3.1J油田潛山開發(fā)規(guī)律

根據(jù)油藏實(shí)際生產(chǎn)情況，按生產(chǎn)開始時(shí)間2009年12月開始模擬，截止時(shí)間是2014年3月，共模擬4年零4個月。對J油田的儲量和生產(chǎn)動態(tài)(產(chǎn)量、含水率、壓力)歷史進(jìn)行了的精細(xì)擬合，典型井含水率擬合結(jié)果如圖8所示，并且區(qū)塊產(chǎn)水和單井產(chǎn)水歷史符合率超過90 %。從中可以得到如下認(rèn)識(表1)。

1)衰竭式開采。主要依靠裂縫閉合、巖石孔隙體積縮小以及原油膨脹作用排油，這個階段原油主要產(chǎn)自裂縫系統(tǒng)，因此裂縫系統(tǒng)的原油產(chǎn)出量及貢獻(xiàn)比例(81.46×104m3，96.11 %)遠(yuǎn)比基質(zhì)系統(tǒng)大(1.86×104m3，3.89 %)，而且裂縫采出程度也比基質(zhì)高，分別為15.9 %和0.12 %。

圖7雙重介質(zhì)油水相滲曲線及基質(zhì)毛管壓力曲線
Fig．7The oil-water relative permeability curve
of dual medium and capillary pressure
curve of matrix
(a)基質(zhì)的油水相滲曲線及毛管力曲線；
(b)裂縫的油水相滲曲線

2)注水開采。裂縫性變質(zhì)巖油藏的裂縫系統(tǒng)(大縫大洞)主要依靠注入水的驅(qū)替作用排油，而基質(zhì)系統(tǒng)(小孔及微裂縫)則主要依靠毛管力作用自吸排油。由于J油田采用了合理高效的井網(wǎng)開發(fā)模式，使得注入水既很好地補(bǔ)充了地層能量，同時(shí)又較好地?cái)U(kuò)大了水驅(qū)波及體積，避免了大規(guī)模的沿裂縫突進(jìn)而造成的無效注水。加上研究區(qū)原油粘度低而流動性好，注入水將充分驅(qū)替裂縫中的原油，同時(shí)注入水波及區(qū)域的毛管力滲吸作用也得到了很好地體現(xiàn)，通過滲吸作用從基質(zhì)中也采出了一定比例的原油。從表1中可以看出，注水開采早期階段，采出的原油依然主要來自于裂縫系統(tǒng)(136.97×104m3)，但其所占比例較衰竭開采階段有所降低(貢獻(xiàn)比例為75.74 %)；另外一方面，從基質(zhì)系統(tǒng)中采出的原油無論是產(chǎn)出量(21.24×104m3)還是所占比例(24.26 %)，均較衰竭開采階段有大幅度提升。

為了進(jìn)一步刻畫不同含水開發(fā)階段裂縫與基質(zhì)產(chǎn)量變化關(guān)系，以歷史擬合文件為基礎(chǔ)，對目前井網(wǎng)開發(fā)效果進(jìn)行了全過程預(yù)測(圖9)。由圖9可以看出，潛山油藏開發(fā)可以劃分為三個階段：①裂縫主要供油階段：含水小于35 %時(shí)，裂縫產(chǎn)量/基質(zhì)產(chǎn)量(F/M)大于5；②裂縫和基質(zhì)同時(shí)供油階段：含水在35 %～60 %之間，裂縫產(chǎn)量/基質(zhì)產(chǎn)量(F/M)在1～5之間；③基質(zhì)主要供油階段：當(dāng)含水大于60 %后，裂縫產(chǎn)量/基質(zhì)產(chǎn)量(F/M)小于1。研究表明隨著水驅(qū)開發(fā)的深入，基質(zhì)系統(tǒng)產(chǎn)量在整個潛山開發(fā)中的貢獻(xiàn)比重也將越來越大。表1 為不同開發(fā)方式下基質(zhì)、裂縫的原油采出量與采出程度(歷史擬合)。

2.3.2J油田潛山油藏剩余油分布

綜合考慮J油田潛山有效厚度、孔隙度、含油飽和度、原油密度、原油體積系數(shù)等參數(shù)的影響，克服應(yīng)用剩余油飽和度單參數(shù)描述剩余油的片面性，綜合應(yīng)用剩余油飽和度及剩余地質(zhì)儲量豐度兩項(xiàng)參數(shù)來定量描述潛山剩余油分布。由圖10可以看出，剩余油主要集中在北塊構(gòu)造高點(diǎn)，具有連片分布的特點(diǎn)。按照縱向?qū)游患?xì)分，可以看出，目前潛山注水開發(fā)水淹區(qū)域主要集中在內(nèi)幕致密段，且剩余地質(zhì)儲量豐度極低；頂部坡積砂巖段雖然剩余油飽和度高，但其剩余地質(zhì)儲量豐度低，無調(diào)整空間；對于裂縫發(fā)育段，無論是從剩余油飽和度分布，還是剩余地質(zhì)儲量分布來看，北塊構(gòu)造高點(diǎn)及區(qū)塊中部均體現(xiàn)出剩余油富集，這也是該區(qū)塊下一步的重點(diǎn)調(diào)整區(qū)域。

2.4調(diào)整措施研究

在剩余油分布定量研究基礎(chǔ)上，結(jié)合油藏工程方法，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)對裂縫性變質(zhì)巖潛山油藏后續(xù)調(diào)整措施進(jìn)行了優(yōu)化研究。

針對本區(qū)弱底水裂縫性油藏的地質(zhì)特征及人工注水開發(fā)過程中暴露出的問題，在開發(fā)中、后期，將采取鉆加密井、側(cè)鉆低產(chǎn)井、優(yōu)化注水方式(人工連續(xù)注水轉(zhuǎn)周期注水)等手段來開采剩余油，采用卡堵水、提液等措施降低含水，提高產(chǎn)油量，從而達(dá)到提高潛山裂縫油藏采出程度的目的。這里設(shè)計(jì)并對比了三套開發(fā)方案：①方案1。針對目前井網(wǎng)，考慮部分單井受裂縫分布影響，造成注水無效循環(huán)，而采取了優(yōu)化注水措施，包括高含水井卡堵水、平面調(diào)剖等；②方案2。針對目前井網(wǎng)造成的剩余油富集區(qū)域，補(bǔ)充注采井點(diǎn)，通過鉆加密井方式來提高潛山整體動用程度，并通過控制不同構(gòu)造位置注水井的注水強(qiáng)度，保證油井得到較為均衡的注水效果；③方案3。在方案2的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步優(yōu)化注水方式，即將連續(xù)注水方式調(diào)整為周期注水，以促使毛管力滲吸作用的充分發(fā)揮，以更加有效地動用基質(zhì)系統(tǒng)儲量。由圖11，可以看出，通過對 J 油田潛山油藏采取全面調(diào)整以后，其采收率也從目前井網(wǎng)條件下的22.5 %提高到調(diào)整后的27 %，采收率提高4.5 %，切實(shí)改善了潛山整體開發(fā)效果。

表1　不同開發(fā)方式下基質(zhì)、裂縫的原油采出量與采出程度(歷史擬合)

圖9　J油田不同含水階段裂縫與基質(zhì)產(chǎn)量比值(F/M)變化曲線Fig．9　The production ratio curve between fracture and matrix in 　　　different water cut stages in J oilfield

圖10　J油田潛山儲層裂縫系統(tǒng)剩余油及剩余地質(zhì)儲量豐度分布圖Fig．10　The distribution of residual oil and remaining reserves abundance of fracture 　　　system in J oilfield(a)全油田剩余油分布；(b)頂部坡積砂巖段剩余油分布；(c)裂縫發(fā)育段剩余油分布；(d)內(nèi)幕致密段剩余油分布；(e)全油田儲量豐富；(f)頂部坡積砂巖段儲量豐富；(g)裂縫發(fā)育段儲量豐富；(h)內(nèi)幕致密段儲量豐富

圖11　J油田各類開發(fā)方案預(yù)測效果對比Fig．11　The prediction results comparison of different 　　　development methods in J oilfield

3結(jié)論

1)綜合利用巖心分析、成像測井、地震疊前反演及生產(chǎn)測試等資料建立了裂縫幾何模型，并將裂縫幾何模型轉(zhuǎn)化成滲流模型。運(yùn)用上述方法建立的裂縫三維地質(zhì)模型一方面能客觀地反映裂縫的空間分布，另一方面可以較好地滿足油藏?cái)?shù)值模擬和油藏分析的需求。

2)結(jié)合J油田實(shí)際生產(chǎn)動態(tài)開展了精細(xì)歷史擬合研究。結(jié)果表明，在衰竭開采及人工注水開采兩個階段，裂縫系統(tǒng)供油占絕對主體地位，采出程度分別達(dá)到15.9 %和26.75 %。但隨著注水開發(fā)的進(jìn)行及毛管力作用自吸排油的進(jìn)行，基質(zhì)系統(tǒng)供油作用也越來越明顯，使得裂縫系統(tǒng)供油比例較衰竭開采階段有所降低(供油比例分別為75.74 %和96.11 %)。另外一方面，注水開發(fā)階段，從基質(zhì)系統(tǒng)中采出的原油無論是產(chǎn)出量還是所占比例均較衰竭開采階段有大幅度提升，說明隨著水驅(qū)開發(fā)的深入，基質(zhì)系統(tǒng)產(chǎn)量在開發(fā)中的貢獻(xiàn)比重也將越來越大。

3)通過定性和定量分析J油田潛山油藏剩余油分布規(guī)律，掌握了該油藏的剩余油分布特點(diǎn)。在此基礎(chǔ)上，通過開展調(diào)整措施研究，包括油水井平面調(diào)剖、井網(wǎng)加密及優(yōu)化注水方式等，可以有效改善潛山油藏整體水驅(qū)效果。研究表明，這一系列措施實(shí)施以后，采收率預(yù)測最高增幅達(dá)4.5 %。

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Integrative research on geological modeling and numerical simulation of buried hills fracture reservoir

NIE Ling-ling, ZHANG Zhan-nv, TONG Kai-jun, FANG Na

(Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin300452, China)

Abstract:In order to guide oilfield subsequent adjustment measures, it's important to simulate and predict accurately the oil-water distribution relationships in buried hill fractured reservoir. The 3D geological model of dual porosity reservoir in the J oilfield, a typical metamorphic rock buried hill reservoir in Bohai Bay, is built step by step based on the detailed core observation and employing core data, log data, geological data, seismic data and production test data. Firstly, the structure model is built. Secondly, the fracture distribution model is established applying the results of the seismic property analysis and the core-FMI fracture description. Thirdly, the 3-D integrated geological model of the dual porosity reservoirs is set up by combining the matrix property models with the fracture distribution model and applying the filtration theory between matrix and fractures. On this basis, the study of simulation and history matching are carried out. The results show that: ①the seepage features of buried hill fractured reservoir can be well characterized by applying this model. The compliance rate between history matching and measured data is up to 90%. ②The development of buried hills reservoir can be divided into three stages;③The remaining oil distribution by simulation can objectively reflect the impact of fracture and matrix on dual porosity media fluid flow and which can effectively guide the next adjustment plan for study area.

Key words:buried hill; matrix system; fracture system; 3D geological modeling; numerical simulation; remaining oil distribution

中圖分類號：TE 122.2

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI：10.3969/j.issn.1001-1749.2016.01.20

文章編號：1001-1749(2016)01-0131-08

作者簡介：聶玲玲(1983-)，女，工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的工作，E-mail：Niell2@cnooc.com.cn。

基金項(xiàng)目:國家自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目(40772089)；中國海洋石油總公司重大項(xiàng)目(CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02)

收稿日期：2015-01-10改回日期：2015-04-22