裂缝性砂砾岩油藏数值模拟

季迎春 （中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257015）

在进行边底水裂缝砂砾岩稠油油藏开发过程中，由于基质渗透率小，地下原油黏度大，原油流动性差，裂缝不发育区域油井产能低，因此天然裂缝是其开发过程中需考虑的重要因素。因为一方面裂缝的存在改善了砂砾岩油藏的渗流条件；另一方面边底水沿开启裂缝水窜，又会造成油井过早水淹［1］。

实际储层中的天然裂缝分布极为复杂，需确定裂缝的发育特征、渗流能力和边底水对油藏整体开发效果的影响［2］。油藏数值模拟通过历史拟合合理地调整模型中一些不确定的油藏静态、动态参数，达到两者的匹配统一。通过油藏数值模拟历史拟合，发现和修正不合理的油藏描述数据，使油藏模型更加完善，更加接近油藏地下实际情况。油藏数值模拟是验证地质研究成果的有效方法之一［3］。

1 油藏概况

1.1 地质概况

CP油田位于哥伦比亚西南部Yari次盆地西北部Ombu区内，主要储层为白垩系顶部Kc组碎屑岩，储层非均质性较强。Kc组岩性以灰白－灰绿色砂砾岩为主，岩性致密，局部发育砂岩层，为灰绿色含砾中－细砂岩。该段发育的砂岩为长石岩屑砂岩，岩心也较为致密，镜下见强烈的压实和胶结作用（灰质和硅质胶结）。整套地层厚度平均38m左右，岩心测试表明，Kc组储层孔隙度多在15%以下，渗透率多小于5mD，属低孔低渗储层，然而5口井的DST（钻杆测试）结果显示储层渗透性相当好，初期峰值产能较高，其中3口井平均峰值日产油为20t/d，而地下原油黏度3473mPa·s，原油可流动性差，这显示裂缝极大地改善了储层物性。

地层微电阻率扫描成像 （以下简称FMI）测井研究的结果是区域内裂缝延伸方向为平行于主断层及区域最大主应力方向，在断层附近约100m范围内受断层影响，裂缝延伸方向发生转变，垂直于断层方向［4］。

1.2 油藏开发特征

油田自2008年11月开始试采，共投产3口井，初期产能的差异受储层岩性及物性影响，C5井附近FMI测井解释裂缝相对不发育，导致产能低，仅为4t/d；A3井和E8井裂缝发育产能高，平均日产油高达37.6t/d。

3口井初期含水率均不高 （6.4%）。2011年6月有A3井和C5井2口井因高含水关井；E8井含水也明显上升，截止到2011年6月含水20%。该层裂缝比较发育，造成A3井底水水锥现象，导致含水上升较快；C5井离边水近，导致其含水上升；E8井靠近断层，裂缝发育，含水上升较快。

2 油藏数值模拟研究

2.1 选区模型建立

由于油藏含油面积大 （26.7km2），受软件和计算机性能限制，无法建立双重介质模型开展全区研究，初期采用建立等效模型开展数值模拟工作。由于受地层裂缝发育非均质严重的影响，模型很难反映地层实际特征，历史拟合效果差。

因此采用选区开展数模研究工作，选择具有代表性的E8井附近区域，在地质研究定性描述的基础上，初步建立了双孔双渗油藏数值模拟模型［4］。

E8井附近构造相对简单，砂层分布稳定，且选区内E8井生产时间长，选区范围内包含边底水，可通过调整水体大小，模拟油藏的主要开发特征，即边底水沿裂缝窜流影响油井产能和含水的变化规律。选区范围内包含控制地层裂缝发育方向的2条主要边界断层，可通过数值模拟开展裂缝发育方向受断层影响范围的定量研究。

2.2 裂缝渗流能力确定

由于裂缝的渗流能力受裂缝发育强度、裂缝宽度、裂缝密度以及裂缝填充情况等多种因素影响［5，6］，当储层裂缝发育程度低，储层非均质性相对弱时，裂缝渗透率与基质渗透率比值较小；随着储层裂缝发育程度的提高，非均质程度增加，裂缝渗透率与基质渗透率比值增大。在不同油藏中裂缝渗透率与基质渗透率比值不同［7］。

在研究裂缝渗流能力的过程中，根据单井常规测井解释和FMI成像测井解释结果，初期在裂缝系统渗透率建模时，根据确定的基质渗透率模型，按照裂缝系统渗透率为基质系统渗透率30倍的对应关系建立裂缝系统的渗透率模型，裂缝系统渗透率范围为200～600mD。通过对E8井日产液水平的拟合，未调整模型前E8井模型计算的日产液量远小于实际生产数据 （如图1所示），模型的渗流能力不能反映实际地层情况。分析原因是地下原油黏度大，超过3000mPa·s，按照达西定律初步估算，作为模型主要渗流通道的裂缝渗透率偏小，储层的非均质性要远高于初期的认识。

通过增加储层非均质性，逐步调整裂缝渗透率与基质渗透率比值，将模型裂缝网格系统的渗透率数量级提高，最终将裂缝系统渗透率提高到基质系统渗透率的300倍，即裂缝渗透率调整为原来的10倍，裂缝渗透率范围为2000～6000mD，模型日产液拟合效果好 （如图2所示）。

2.3 裂缝发育方向研究

FMI测井研究的结果是区域内裂缝延伸方向为平行于主断层及区域最大主应力方向，在断层附近受断层影响，裂缝延伸方向发生转变，垂直于断层方向，根据单井统计结果，断层影响范围为100m左右。

图1 模型调整前产液能力拟合曲线

图2 模型调整后产液能力拟合曲线

图3 模型调整前后含水率拟合曲线

在历史拟合过程中，由于地质建模受资料限制，未能准确反映裂缝发育方向的展布规律，尤其是在裂缝发育方向受断层影响发生转变时过渡带的影响，模型计算的E8井见水后含水上升过快，含水率拟合效果差 （如图3所示）。

通过调整模型沿断层附近不同距离范围内的裂缝网格的传导率，既考虑到断层附近裂缝发育方向受断层影响，裂缝发育方向垂直于断层方向，裂缝网格的传导率沿断层方向远小于垂直于断层的方向，同时考虑到在裂缝发育方向发生转变的区域存在过渡带，为方便调整模型参数，减小对计算速度的影响，对距断层100m左右，即距断层90～110m沿垂直断层方向的网格进行局部加密，其他区域模型网格适当加大。

最终调整距断层90m范围内裂缝网格沿断层方向的传导率和垂直断层方向的传导率比值为1∶20（即沿断层方向的传导率小于垂直断层方向的传导率），在距断层110m以外的范围内裂缝网格沿断层方向的传导率和垂直断层方向的传导率比值为20∶1，而在距断层90～110m范围内平面上两个方向裂缝传导率的比值沿垂直断层方向逐渐变化。

通过对模型进行调整后油井含水率拟合较好 （如图3所示），模型更准确地反映了储层裂缝的发育规律。

3 方案部署建议与效果

工区内Kc组储层为裂缝性砂砾岩储层，储层非均质性强，基质的渗透率低，地层原油黏度大，原油流动性差，裂缝是储层的主要渗流通道，裂缝是否发育直接影响油井产能，因此开发井优先部署在裂缝发育区；同时油藏边底水发育，而区域上裂缝主要发育方向平行边界大断层的北东方向，在断层附近90～110m范围内发生转变，变成垂直于断层方向，因此，在靠近边底水且断层平行于油水界面的区域，避免在距断层110m范围布井；在油藏的中心区域水平井方向垂直于边界大断层方向；在远离边底水区域，断层附近水平井方向平行于该断层方向。

现场实施时，充分考虑了两者裂缝延伸方向上的差别，避免了油井过早水淹和水平井延伸方向对水平井产能的影响。投产的水平井初期产能是直井的3倍左右，见水时间推迟，无水采油期延长1倍，见水后含水上升速度减缓。

4 结 论

1）研究区储层非均质性强，通过调整模型裂缝渗透率与基质渗透率比值，提高模型裂缝的渗流能力，从而反映油藏实际渗流特征。

2）裂缝受断层影响，储层裂缝发育方向发生转变，通过在模型中逐渐改变过不同区域不同方向裂缝传导率比值，模拟裂缝发育方向的变化特点，能更准确地提高地质模型的精确度，提高历史拟合效果，从而开展开发效果预测研究，指导开发方案部署。

［1］刘建军，冯夏庭，刘先贵 .裂缝性砂岩油藏水驱效果的物理及数值模拟 ［J］.岩石力学与工程学报，2004，23（14）：2313～2318.

［2］阴国锋，徐怀明，张广群，等 .砾岩油藏裂缝特征及其对开发效果的影响——以克拉玛依油田八区乌尔禾组油藏为例 ［J］.科技导报，2011，29 （15）：46～51.

［3］李允 .油藏模拟 ［M］.东营：石油大学出版社，1998.234.

［4］王伟 .哥伦比亚Ombu区Kc组裂缝描述和地质建模 ［J］.现代地质，2012，26（1）：139～144.

［5］王志章 .裂缝性油藏描述及预测 ［M］.北京：石油工业出版社，1999.18～58.

［6］冯陈东，戴俊生，王霞田，等 .不同坐标系中裂缝渗透率的定量计算 ［J］.石油学报，2011，32（1）：135～139.

［7］孙业恒 .裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法 ［J］.油气地质与采收率，2010，17（2）：87～90.

［编辑］ 萧 雨