李俊飛，劉小鴻，葉小明，黨勝國，王鵬飛

中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459

隨著勘探的不斷深入，在渤海灣盆地中深層儲層中發(fā)現(xiàn)了多個砂礫巖油氣藏[1]，其中LD油田砂礫巖儲層中發(fā)育裂縫，這在渤海灣盆地尚屬首次發(fā)現(xiàn)。由于裂縫的存在，導致LD-1Sa井測試獲得高產(chǎn)油流，裂縫的表征成為該油田開發(fā)的關鍵[2-6]。宋永東等[7]認為構造裂縫預測研究需要地質學方法、測井資料的應用和地球物理資料的應用等多方法結合才能取得滿意的效果，裂縫的空間分布是研究的難點；張嵐等[8]認為裂縫表征的重點是對裂縫發(fā)育進行描述和預測，進而建立合理的裂縫地質模型；張亞春等[9]認為開展裂縫的有效識別是裂縫建模的重點；肖大坤等[10]認為有效應用研究資料得到不同尺度裂縫的發(fā)育規(guī)律是影響裂縫建模質量的關鍵所在。然而，由于LD油田發(fā)育扇三角洲相儲層，儲層埋藏深，且橫向變化快，導致地震資料分辨率低，裂縫的分布規(guī)律認識難度大，進而給裂縫的表征也帶來很大困難。因此，筆者綜合地震、測井和巖心分析化驗資料，對LD油田沙河街組二段(Es2)儲層裂縫成因和特征進行研究，并在此基礎上探討離散裂縫網(wǎng)格模型的表征方法，實現(xiàn)對裂縫的定量表征，旨在為油藏數(shù)值模擬和方案設計提供依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

LD油田位于遼東南洼東斜坡帶，夾持于遼東南洼和渤東北洼之間，是北東走向的斷塊。LD油田鉆遇的地層自上而下為第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營組和沙河街組、中生界，Es2為其主力含油層系，埋藏深度2200～2500m。研究層段Es2是扇三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、席狀砂及分流間灣微相；巖性主要為礫巖、砂巖和泥巖，礫石成分以石英巖為主，少量為火成巖和碳酸鹽巖，碎屑顆粒分選較差，磨圓度為次棱角～次圓狀。儲層孔隙度12.0%～16.5%，滲透率35.4～235.5mD，屬于低孔、中-低滲儲層。

該油田于2016年發(fā)現(xiàn)，共鉆井3口，其中僅LD-1Sa井測試獲得高產(chǎn)油流，鉆井揭示，LD-1Sa井鉆探Es2儲層時，井液漏失明顯，分析認為是裂縫發(fā)育導致，因此，裂縫的表征對該油藏的開發(fā)至關重要。

2 裂縫特征

2.1 裂縫成因分析

LD-1Sa井完井地質報告指出，漏失井段與儲層段具有較好的匹配關系，說明裂縫主要發(fā)育在儲層段，而該井儲層段巖性主要為礫巖，因而，裂縫發(fā)育與礫巖存在良好的相關性。

根據(jù)鑄體薄片(見圖1)觀察，研究區(qū)發(fā)育的裂縫類型有礫內裂縫、礫緣裂縫、基質裂縫和構造裂縫，以礫內裂縫最發(fā)育(包括穿礫裂縫)，占比高達80%左右(見圖2(a))。礫內裂縫是由構造應力、上覆地層巖柱壓力等各種成巖過程中產(chǎn)生的應力壓碎作用所致[11]，也稱之為壓裂縫，在LD-1Sa井的礫巖內較發(fā)育。由于礫石之間的接觸點較砂巖少，因此在接觸點上的壓強要比砂巖高出幾個數(shù)量級，從而使得礫石被壓碎[8]。從圖1可以看出，不同礫石中發(fā)育的礫內裂縫沒有一致的方向性，且礫內裂縫與構造裂縫不同，其大部分未貫穿顆粒。礫內裂縫開度小，主要在100μm以下(見圖2(b))，根據(jù)裂縫開度劃分裂縫類型，則礫內裂縫屬于微裂縫。雖然礫內裂縫能提高儲層內流體的滲流性，但其形成是以礫間孔隙的損失為代價，因此，儲層孔隙度并未增加[8]。礫緣裂縫一般發(fā)育于大礫石的周緣，而基質裂縫主要發(fā)育于泥質含量較高的基質中，兩者是因早成巖階段泥巖脫水收縮或黏土礦物脫水收縮形成的，開度大，主要在50～400μm之間(見圖2(b))。構造裂縫僅在少數(shù)的薄片中被發(fā)現(xiàn)，能夠同時切穿礫石和基質，但橫向延伸范圍較?。煌ㄟ^聲波遠探測資料觀察，僅在LD-1Sa井Es2儲層可見一條構造裂縫，其余井的儲層段均未見到。在部分開度較大的裂縫內，局部充填了方解石和原巖雜基，但90%以上的裂縫呈半充填-未充填(見圖2(c))。

壓裂裂縫的發(fā)育程度與碎屑顆粒的粒級、組分、填隙物含量密切相關[7]，主要發(fā)育在以剛性碎屑組分為主的巖石中，雜基含量越少、粒級越粗、相互接觸的顆粒中接觸點越少,裂縫越發(fā)育。研究區(qū)LD-1Sa井、LD-E-1井儲層巖性較純、泥質含量低，礫石以脆性石英礫為主；LD-1井儲層泥質含量高，礫石以火山巖礫、灰?guī)r礫和石英巖礫為主。因此，研究區(qū)LD-1Sa井、LD-E-1井儲層礫內裂縫較發(fā)育，而LD-1井儲層礫內裂縫不發(fā)育。

圖1 鑄體薄片裂縫特征Fig.1 Fracture characteristics of casting thin sections

圖2 裂縫特征統(tǒng)計Fig.2 Statistics of fracture characteristics

礫內裂縫為成巖階段形成的壓裂縫，其分布受相帶控制明顯。Es2發(fā)育扇三角洲前緣沉積，扇三角洲前緣水下分流河道砂體水動力強，礫石較為發(fā)育，顆粒接觸方式以點接觸為主，在上覆壓力作用下易于在礫石內部發(fā)育壓裂縫。因此，該區(qū)的礫內裂縫主要發(fā)育于水下分流河道微相；而席狀砂微相巖性粒度更細，不利于礫內裂縫發(fā)育。

2.2 微相分布預測

對礫內裂縫進行表征，需弄清礫巖的展布，而研究區(qū)礫巖主要發(fā)育在水下分流河道微相中，因此，要實現(xiàn)礫內裂縫的表征，需弄清水下分流河道的期次和展布，并且還要能為裂縫的發(fā)育提供約束。然而，研究區(qū)地震資料僅能預測儲層范圍，不能對礫巖的展布和單期的水下分流河道展布進行預測，因此，筆者采用儲層沉積演化與基于目標的模擬相結合的方法，進行巖性和單期水下分流河道的展布預測。

眾所周知，砂礫巖儲層的展布受控于古地貌、古水深、可容納空間及物源供應等因素，因此，在基底初始水深、可容空間變化(沉降和湖平面升降)、物源供給和搬運方式研究的基礎上[12,13]，進行儲層沉積演化模擬研究，模擬結果與單井的厚度和巖性進行對比，調整模擬參數(shù)直至兩者一致，獲得經(jīng)過校正的沉積演化模型(見圖3)。然后提取礫巖、砂巖平面分布概率，以此作為礫巖和砂巖的分布趨勢，以井點巖相數(shù)據(jù)為硬數(shù)據(jù)，采用隨機模擬的方法建立巖性模型，為下一步單期水下分流河道的模擬提供基礎。

圖3 LD油田礫巖分布模型三維圖Fig.3 Three-dimensional map of conglomerate distribution model in LD Oilfield

由于常規(guī)的序貫指示模擬不能很好地再現(xiàn)模擬目標體的形態(tài)和規(guī)模，并且也不能對單期的目標體進行表征[14-16]，而基于目標的模擬不僅能夠較好地描述目標體的形態(tài)和規(guī)模，還能對目標體的期次進行清晰的刻畫[17]，在此基礎上，還可以提取基于目標體相關的屬性。

圖4 沙河街組二段上亞段(E)油組單期水下分流河道模型Fig.4 A single-phase underwater distributary channel model for the oil group of the upper sub-member of the second member of Shahejie Formation (E)

根據(jù)扇三角洲沉積模式，研究區(qū)發(fā)育水下分流河道、席狀砂和分流間灣等3種沉積微相，以各微相測井響應特征為基礎，在單井上劃分出水下分流河道、席狀砂和分流間灣，并根據(jù)自然伽馬曲線和電阻率曲線回返特征，對水下分流河道進行期次劃分。

在此基礎上，類比灤平扇三角洲野外露頭[18]、丘陵油田扇三角洲實例[19]、雙河油田扇三角洲實例[20]，綜合分析認為扇三角洲前緣水下分流河道的寬厚比在20～100之間，平均為60左右；以此為基礎，由井上單期水下分流河道的厚度，計算得到單期水下分流河道的寬度。

綜合水下分流河道的形狀、寬度、厚度、長度和主流線方向等地質信息，應用基于目標的模擬方法，建立單期水下分流河道模型(見圖4)。

3 裂縫表征

3.1 離散裂縫網(wǎng)格模型

礫內裂縫屬于微裂縫，基于單期水下分流河道模型的屬性信息可為微裂縫建模提供必要的依據(jù)。由于水下分流河道中心到河道邊部水動力逐漸減弱，因此，礫巖的展布也是從水下分流河道中心到河道邊部逐漸減少，所以，水下分流河道中心裂縫最發(fā)育，向河道邊部裂縫發(fā)育程度變弱，據(jù)此，提取距離河道邊部歸一化屬性(見圖5)，作為裂縫發(fā)育密度的趨勢約束。礫內裂縫傾角、傾向隨著礫石之間的接觸點而發(fā)生變化，由于礫石在河道中是隨機排列的，所以，裂縫的傾角和傾向在各個角度、各個方向均有發(fā)育。根據(jù)以上認識，對裂縫密度、傾角、傾向、開度進行設定，應用Petrel軟件模擬裂縫展布，最終生成裂縫密度數(shù)據(jù)體約束下的裂縫模型(見圖6)。

3.2 裂縫屬性模型

裂縫系統(tǒng)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)與基質系統(tǒng)關系的σ因子[21]。通過對離散裂縫網(wǎng)格模型進行粗化，計算得到等效裂縫孔隙度模型、等效裂縫滲透率模型及σ因子模型。裂縫屬性模型與基質屬性模型粗化后，通過σ因子耦合，可作為雙重介質油藏數(shù)值模擬的初始地質模型。

由于裂縫性砂礫巖儲層的非均質性強，裂縫形成條件復雜，裂縫預測難度大，因此，建立的裂縫模型能否真實地反映地下儲層的情況，還需要通過動態(tài)的試井分析資料對模型進行校驗，從而得到符合地下流體特征的地質模型[22]。

圖5 距離河道邊部歸一化屬性圖 圖6 LD油田裂縫模型圖Fig.5 The normalized attribute of the distance from the edge of the channel Fig.6 Fracture model diagram of LD Oilfield

3.3 裂縫模型的應用

在雙重介質模型的基礎上，開展油氣井中途測試定產(chǎn)量擬合井底流壓，擬合效果較好(見圖7)，表明該方法建立的雙重介質模型具有較高的準確性。在此基礎上，模型充分應用于油田開發(fā)方案編制，注采井網(wǎng)中充分考慮裂縫展布方向的影響，在改善滲流條件的前提下，避免裂縫直接連通注采井，部署了5口開發(fā)兼評價井——兩注兩采一水源的不規(guī)則井網(wǎng)布井方案，預測采收率23.3%。

圖7 DST測試定產(chǎn)量擬合井底流壓圖Fig.7 Fixed production fitting bottom hole flow pressure diagram by DST test

4 結論

1)LD油田砂礫巖儲層發(fā)育的礫內裂縫屬于壓裂縫，裂縫在水下分流河道微相最發(fā)育，在席狀砂微相不發(fā)育。采用儲層沉積演化與基于目標的模擬相結合的方法，建立了單期水下分流河道模型，提取距離河道邊部歸一化屬性，為裂縫密度發(fā)育提供趨勢約束。

2)綜合利用鉆井、測井、裂縫密度等資料，建立離散裂縫網(wǎng)格模型，并將裂縫網(wǎng)格模型轉化為裂縫屬性模型，為雙重介質油藏數(shù)值模擬提供初始地質模型。

3)以雙重介質模型為基礎，擬合井底流壓效果較好，進而將模型充分應用于油田開發(fā)方案編制。