裂缝孔隙性气藏储层地质建模研究

张小平 孙祥熙 苏 燕 康保平 蒋宏伟

(1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610081;2.阿什卡集团，北京 100101;3.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 100195)

新场气田须家河组须二气藏断层、裂缝发育，气藏产水且产能分布严重不均;作为复杂的有水气藏，随着勘探开发的深入，应用三维地质建模技术成为开发此类复杂气藏的重要手段。然而，裂缝性油气藏具有孔隙结构复杂、非均质性强的特征，给裂缝性油气藏地质模型的建立带来了极大的不确定性，因此，不断采用新技术，提高裂缝性油气藏地质建模的精细水平具有重要意义。Petrel地质建模软件在进行三维地质建模方面具有一定的优势，但对裂缝建模有一定的困难;而FracFlow软件在裂缝建模方面具有一定的优势。本文以新场气田须家河组须二气藏为研究对象，充分发挥两软件的优势，即利用Petrel地质建模软件完成储层构造和沉积相模型，采用相控建模方法完成基质属性三维地质模型的建立，在此基础上运用FracFlow裂缝建模软件，对裂缝系统拟采用离散裂缝网络技术完成裂缝系统模型的建立，从而得到储层的包含基质和裂缝系统的双重介质地质模型。

1 气藏地质特征

新场构造位于四川盆地西部坳陷中段鸭子河—孝泉—新场—合兴场—丰谷北东东向构造带之中段，其南为彭州 — 德阳向斜，北为梓潼、金山铺向斜。西为鸭子河构造，东为东泰、合兴场构造。孝泉—新场—丰谷北东向构造带整体表现为西高东低。在该构造带内发育有近斜列展布的孝泉—新场构造带和高庙子—丰谷构造带，在这2个斜列的构造带的结合部位与合兴场—石泉场南北向构造带交错、复合，形成较为复杂的构造形态。须二孔隙发育程度极差，孔隙度均小于10%;储层基质渗透性也极差，渗透率普遍低于0.1×10-3μm2，只有当裂缝发育时，才表现出较高的渗透性，须二气藏属于典型的致密储层［1-2］。

2 地质建模

2.1 基质模型

2.1.1 构造模型

应用Petrel地质建模软件，根据构造精细解释，结合井筒地质分层数据、断点数据、地震标定和地质分层，划分断层，确定全区断裂体系的分布及目的层段顶底界面。用地震确定的顶底界面构造图控制约束等时沉积单元(对应段)的顶面构造，建立三维构造模型(图1(a))，它是进一步精细刻画地层框架内部储层及其属性参数空间发育特征的物质基础［3-4］。

2.1.2 沉积微相分布模型

河流三角洲是须家河组储集砂体的主要沉积类型，须二段以三角洲平原 — 前缘沉积为主。三角洲平原沉积微相以分流河道沉积为主，部分河口坝、河道侧积、远砂坝以及分流间湾沉积;三角洲前缘微相主要以水下分流河道为主，部分河口坝、远砂坝以及湖泊微相沉积。

对于河道的模拟，多数都采用布尔模拟算法，它可以较好地再现岩性空间的分布形态。同时，布尔模拟算法也需要较长的模拟时间，因此，综合考虑，本区相建模采用的是序贯指示模拟方法。

砂:将水下分流河道微相与河道侧积微相组合为一个相体。

细砂:将河口坝微相与远砂坝微相组合为一个相体。

泥:将三角洲平原漫溢砂、前缘席状砂微相和分流间湾、浅湖微相组合为一个相体。按上述建模方法建立了岩相在三维空间中的分布模型(图1(b))。

图1 新场须二构造模型、沉积微相模型

2.1.3 相控储层参数模型

一般情况下岩石物理模型要受沉积相的约束，这将约束储层岩石物理参数。利用沉积微相的研究成果，在沉积微相分布模型建立之后，采取沉积微相分布模型控储层建模方法，这种方法称之为相控建模［5-6］。分小层、分微相统计各种物性参数分布特征，然后利用序贯高斯模拟方法分别进行模拟(其建模优点同前相建模)，建立了研究区的孔隙度模型和渗透率模型，其拟合数据精度分析见图2。

分相确定各种属性(孔隙度、渗透率)变差函数模型以后，采取序贯高斯模拟法，建立井点的属性三维随机模型(图3)。

图2 须二气藏储层孔隙度、渗透率三维模型拟合数据精度分析图

图3 新场须二POR、Perm模型

将所得储层孔隙度和渗透率粗化，得到可供后期数值模拟研究所用的气藏储层的基质模型。

2.2 裂缝模型

运用ESSCA公司最新研发的专用于裂缝建模的FracFlow软件，该软件主要是在基于地震解释的宏观断层、构造解释成果和基于单井解释得到的微裂缝两者之间相关性的分析和研究的基础上，将地震信息和测井解释结果有机的结合起来，建立断层和裂缝三维地质网格模型［7-8］。

2.2.1 网格体粗化

利用Petrel软件得到的基质模型进行初步的网格和属性体的粗化，导入到FracFlow软件中进一步进行断层、构造、裂缝的分析和基质+裂缝建模。

2.2.2 断层和构造分析

利用Petrel建模结果在FracFlow软件中拾取断层，并对断层进行分组。将断层分为东西向和南北向2组(图4)。结合断层分析和构造层面的曲率分析，研究受断层控制的裂缝密度分布模型(图5)，裂缝可能发育区域主要分布在研究工区的中部和东部，工区中部为裂缝最发育地带，其次为东部，西部裂缝不发育。

图4 断层分组(东西向、南北向)图

图5 受断层和构造控制的裂缝密度分布模型

2.2.3 单井裂缝分析

对测井解释得到的单井裂缝进行统计和分析，认为裂缝在北东方向(68°附近)和近南北方向(148°附近)裂缝相对较为发育，对选择的裂缝进行分组(图6)，与南北向断层发育方向一致的裂缝设为主方向，与东西向裂缝发育方向一致的裂缝设为次方向。

充分考虑储层构造、断层发育情况及储层岩相特征等有可能影响裂缝发育的因素，对分组以后的裂缝进行裂缝密度与裂缝连通性分析可知，裂缝密度与断层、岩相、曲率的相关程度较高。

图6 裂缝分组(主方向、次方向)图

2.2.4 大尺度裂缝(亚断层)模拟

结合前面得到的断层分析结果与地质构造中对断层要素的统计分析，对东西向亚断层各项参数取值分别为:倾角80°，倾角离散值12°;裂缝平均长度3 000 m，长度范围2 000～5 000 m;裂缝宽度0.001 m;平均渗透率1×102μm2。对南北向亚断层各项参数取值分别为:倾角80°，倾角离散值12°;裂缝平均长度2 600 m，长度范围1 300～4 000 m;裂缝宽度0.001 m;平均渗透率1×102μm2。模拟结果如图7(a)所示，显示与断层发育方向密切。

2.2.5 微裂缝模拟

在大尺度裂缝模拟的基础上，结合前面的微裂缝统计分析结果，对新场须二微裂缝进行模拟。首先选择关键区域(ZOI)，设置裂缝平均长度为10 m，裂缝开度0.000 1 m，裂缝渗透率500×10-3μm2;在确定与实际单井裂缝解释相对应，并与实际生产情况相符的情况下，在全区进行整个网格格架内的裂缝模拟。从其中一口典型井X856井的微裂缝模拟结果(图7(b))来看，利用FracFlow软件进行裂缝建模是切实可行的。模拟结果显示微裂缝的发育与断层发育密切相关。

图7 大尺度裂缝、微裂缝模拟结果图

2.2.6 裂缝模型

将上述建立的裂缝及断层粗化至模型网格体中，其最终体现为网格体裂缝渗透率及裂缝孔隙度(图8)，从而得到裂缝系统地质模型，从模型上容易发现，裂缝渗透率、孔隙度的发育不均匀，原因是受断层、岩相等的影响。

图8 TX22裂缝渗透率、裂缝孔隙度分布图

3 模型验证

通过油气藏数值模拟的历史拟合证明，建立的模型是否符合生产历史动态变化，从而确定模型的准确性。

新场气田须二气藏新856井区参与数值模拟的井有8 口(X101、X856、X853、X3、X2、X301、X201 和X202)，拟合效果都比较好。X856井产水量、压力拟合曲线见图9，新856井区部分单井拟合产水量、压力误差统计见表1。

图9 X856井产水量、压力拟合曲线图

表1 新856井区部分单井拟合产水量、压力误差统计表

模型计算新856井区系统累积产气12.425 5×108m3，和实际采气量一致。计算累积产水31.38×104m3，与实际值28.88×104m3相比，相对误差为8.7%。

从以上生产历史拟合结果可看出，对单井生产历史及新856井区整体生产历史拟合的精度都较高，表明所建立的三维双孔介质地质模型符合生产实际，能够体现真实的储层状况，是可靠的。该地质模型为指导新场气田须二气藏的开发奠定了一定基础。

4 结论

(1)结合Petrel地质建模软件和FracFlow裂缝建模软件，可以建立孔隙裂缝性储层的双重介质三维地质模型。

(2)裂缝密度与断层、岩相、储层层面曲率呈正相关。

(3)通过模型检验，尤其是油气藏数值模拟历史拟合与生产井的生产动态吻合较好，所建立的双重介质模型比较接近储层真实状况。

(4)模型为指导新场气田须二气藏的合理高效开发奠定了一定基础。

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