基于精细地质模型的参数优化应用探讨

■王广开

（武汉衡通公路勘察设计院有限公司 湖北 武汉430062）

基于精细地质模型的参数优化应用探讨

■王广开

（武汉衡通公路勘察设计院有限公司 湖北 武汉430062）

使用均质地质模型分析压裂裂缝参数优化问题，取得的结果无法与储层较好的匹配，所以不利于相关研究工作的开展。基于这种情况，本文提出了一种基于精细地质模型的参数优化方法，利用精细地质建模技术对具体的实例展开了研究，从而通过建立模型完成了研究区块的压裂裂缝参数的优化。而从研究结果来看，使用该方法获得的优化结果能够更好的符合实际。

精细地质模型裂缝参数优化应用

想要实现对低渗透油气藏的高效开采，还要利用整体压裂改造技术。而想要对储层进行整体压裂改造，还要对裂缝参数进行优化。就目前来看，可以使用解析法和数值模拟法这两类方法进行裂缝参数优化。使用前一种方法，无法对地应力和水力裂缝的匹配问题进行考虑，所以无法满足油气藏的实际开采需要。使用后一种方法，在建立地质模型时，需要对整个油气藏展开研究，并且使用模拟软件分析不同参数产生的不同影响，从而更好的完成参数的选择。因此，地质模型的建立将成为裂缝参数优化的关键环节。

1 储层地质概况

在对压裂裂缝参数优化问题展开分析时，多数研究学者都将优化对象假设为均质地质模型。但是，采取这种模型将导致低渗透油气藏受砂体展布和储层非均质性的影响，从而导致优化结果无法较好的与储层匹配。针对这一问题，可以某油田的低渗透油气藏区块为例，利用精细地质建模技术进行精细地质模型的建立，从而对储层砂体展布和物性在横纵方向的变化展开分析。为此，还要以层系分布和地层系数为依据，对储层的类型进行划分，从而对不同类型储层展开分析。而列举的该油气藏区域位于潮间沼泽地带，含油层系位于沙三段下第二油组，油气的埋藏深度在3600m到3900m范围之间。在该油组中，油组分将划分为5个砂层组，一、二砂层组为含油小层的集中区域。而储层具有一定的非均质性，层间平均渗透率为1.00mD，孔隙度平均能够达到14.12%。就目前来看，地层压力系数为0.96，中部温度在135℃到145℃之间，油气藏具有常压、低孔、特低渗和高温等特性。在对该储层进行开发时，将使用480m*150m五点矩形井网进行区块开发，并且仅进行生产井的部署。但是，由于油井产能较低，所以需要对储层进行整体压裂改造，以便达成提高油井产能的目的。在实际进行参数优化时，如果对三个产层进行整体压裂，将难以完成储层的充分改造[1]。因此，还要将储层划分成多段，然后根据各砂层组地质特征进行两段大型压裂，从而得到能够与储层地质特征相匹配的裂缝优化参数。

2 精细地质模型的建立

2.1 模型的建立

精细地质模型为一种能够进行区块储层物性和构造变化反映的模型，需要使用油气藏描述技术进行建立。在模型建立的过程中，需要使用Petrel软件对地震、测井、钻井和开发动态等信息展开分析比较。此外，还要使用不同建模方法，并且结合夹层反演结果进行骨架模型的构造。通过分析岩相描述曲线，则能够完成岩相模型的建立。对孔渗曲线等资料进行分析，则能够完成属性模型的建立。最后，则能够得到符合油气藏实际的精细地质模型。考虑到该油气藏将使用五点矩形井网进行开发，还要确保井距方向与主应力方向相同。所以，网格精度可以设为25m*25m，数量为95*69*19，三维节点共有124545个，模型的网格方向与最大主应力方向相同。此外，在建立地质模型时，还要根据井网部署完成新井的部署。值得注意的是，在建立精细地质模型时，需要按照井网部署完成各储层地质模型单元的选取，单元控制面积为480m*150m，在平面的横向和纵向，需要设置10m的网格步长，然后将纵向网格划分成19，以实际地层厚度为网格步长。目前，压裂人工裂缝宽度一般不超过10m，渗透率则较之储层大2-3个数量级。在实际进行网格裂缝尺寸设置时，如果使用实际裂缝参数，则会出现求解不收敛的问题。因此，还要在附近网格进行人工裂缝的二次加密，并且使用等值渗流方法发完成裂缝网格的处理。使用该方法，就是将储层基质当成是一个整体，然后利用水电相似理论将渗流过程等效成电路的流动，然后利用电路定律完成复杂渗流问题的求解。

2.2 模型的分析对比

不同于均质地质模型，利用精细地质模型可以实现裂缝参数的准确优化，可以得到与物性匹配的参数。利用各种建模方法完成孔隙度、厚度、渗透率等模型的建立后，可以对各模型参数进行对比。而经过分析发现，一砂层组的储层厚度在21.5-24.20m范围内，渗透率在0.1-13.2mD范围内，含水饱和度约为48%，孔隙度在0-23%范围内。利用地质模型对这些内容展开分析，得到的一砂层组的孔隙度和渗透率将呈均匀分布态势。但就实际情况而言，该油气藏具有非均匀性，储层厚度和孔隙度等参数都将在一定范围内发生变化。利用精细地质模型对储层的层间非均质性展开分析可以发现，从一砂层组到四砂层组，有着相互接近的渗透率变化。但是，在埋深和砂体展布的作用下，各砂层组之间的渗透率分布并不相同[2]。相较于四、五砂层组，前三个个砂层组拥有较高的渗透率。参考油气藏资料，该储层的层间和层内的非均质性并不相同。所以，利用均值模型进行裂缝参数的优化，无法进行储层情况的真实反映。因此，还要利用精细地质模型对储层物性分布展开分析，以便得到与其相匹配的裂缝参数。

3 基于精细地质模型的参数优化应用

实际在实现裂缝参数优化的过程中，需要先完成储层类型的划分。具体来讲，就是根据物性分布确定储层的类型，并且根据储层类型完成模型单元的选取，而选取的模型单元将具有不同的物理特征。在此基础上，利用局部加密的方法实现人工裂缝的植入，则能够得到数值模拟单元，从而实现裂缝参数的优化。

3.1 数值的模拟分析

3.1.1 储层类型划分

在对储层类型进行划分时，需要以油井产能提高为目的进行裂缝参数优化，所以还要对油气藏压裂垂直裂缝井产量进行计算。而油气层的产能需要利用地层系数反应，这一系数又为油藏渗透率和厚度的乘积。所以，将对压裂效果产生影响的因素包含油层厚度、渗透率、纵向砂体展布，因此还要根据层系分布和地层系数进行储层类型的划分。从层系分布的角度来看，可以将储层划分为一、二、三组，一组为一砂层，二组为中间两个砂层，三组为剩余砂层。而其体积系数则可达到1.20，地层压力为0.96。按照地层系数，可以将一组储层划分为四类，一类地层系数不小于60mD*m，二类地层系数在30-60mD*m之间，三类地层系数在15-30mD*m之间，四类地层系数不大于15mD*m。而二组储层也可划分为四类，一类地层系数不小于180mD*m，二类地层系数在80-180mD*m之间，三类地层系数在20-80mD*m之间，四类地层系数不大于20mD*m。此外，三组储层只有一类，地层系数大于5mD*m。

3.1.2 模型单元选取

完成储层划分后，结合井网单元的渗流场流线封闭特性和对称性，可以完成相应储层的地质模型单元的选取。考虑到该油气藏井网垂直裂缝方位属于不利方向，还要进行单元面积为480m*150m的模型单元的截取。由油气藏参数可知，其含水饱和度为42%，地层压力为42.5MPa。利用模型对这些参数进行修正，然后进行含水率、单井控制储量和产量的拟合，则能够得到参数优化需要使用的油气藏参数。

3.1.3 数值模拟单元

完成模型单元选取后，可以使用Petrel建模软件进行模型输出。具体来讲，就是将地质模型单元输入到数值模拟软件中，从而对地质模型尺寸和人工裂缝尺寸的差异进行分析。而使用局部加密法，则能够实现人工裂缝的植入，从而得到宽度为0.05m的局部网格。在此基础上，对局部加密网格的渗透率进行改变，则能实现对人工裂缝长度和导流能力的表征，从而获得数值模拟单元。

3.2 裂缝参数的优化

在利用精细地质模型对裂缝参数展开深入分析时，可以凭借以往的开发经验进行各参数的取值。具体来讲，就是在0.15-0.45范围内进行裂缝缝长选取，然后进行10、20、30、40、50D*cm裂缝导流能力的选取。在对裂缝参数进行优化时，还要以初期产量、压后3a净现值和3a累计产量为指标。以18井为例，经过分析发现，二、三砂层组的9-14小层为裂缝参数的优化目标层，其地层厚度在5.34-13.22m之间，渗透率在 0-3.07mD之间，地层系数在0-33.63mDm之间。而二、三砂层组拥有39.13mDm的地层系数，为三类储层。

在储层整体压裂后3个月中，随着缝长比的变化，日产量也将随之变化。在裂缝导流能力相同的情况下，日产量将随着缝长比的增加而呈现出先增加后稳定的发展趋势。在缝长比大于0.33的情况下，日产量的增长幅度开始减小。而在裂缝缝长比保持一致时，在裂缝导流能力增加的情况下，日产量也有所提高。直至导流能力超出20D*cm，日产量的增长幅度将开始减小。以日产量为评价指标，则能够得到0.33裂缝缝长比和20D*cm导流能力这两个最优裂缝参数。

在储层压裂后3个月内，缝长比、导流能力和累计产量呈现出一定的变化关系。在相同的裂缝导流能力下，随着缝长比的增加，雷击产量呈现出先增加后平稳的发展趋势。在缝长比大于0.33的情况下，累计产量的增长幅度开始减小。而在裂缝缝长比保持一致时，在裂缝导流能力增加的情况下，累计产量也有所提高。直至导流能力超出30D*cm，累计产量的增长幅度将开始减小。以累计产量为评价指标，则能够得到0.33裂缝缝长比和30D*cm导流能力这两个最优裂缝参数。

提升产能的目的就在于获得更多的经济效益，所以还要对裂缝参数优化结果的经济性展开分析。为得到与储层地质特征相匹配的最经济的裂缝优化参数，还要建立参数优化的经济模型。就现阶段而言，可以使用净现值法进行裂缝参数优化的经济性分析。利用该方法，可以预定折现率完成投资方案未来现金量折现，所以能够完成净现值的统计计算。根据得到结果的大小，则可以评价方案的经济性，从而使压裂施工费用小于产量收益，继而确保方案具有一定的经济性。在实际计算的过程中，还要进行方案现金流量总值的计算，然后进行流出现值的扣除，从而获得方案的净现值。使用该方法进行裂缝参数优选，还要以净现值最大者为最优的参数组合。在储层压裂后3个月内，储层净现值将随着裂缝导流能力和缝长比的变化而变化。在裂缝导流能力相同的条件下，净现值将随着缝长比的增加而呈现出先增加后平稳的发展趋势[3]。直至缝长比超出0.38，净现值的增长幅度也随着减小。在裂缝缝长比相同的情况下，随着裂缝导流能力的增加，净现值也随着增加。直至导流能力超出20D*cm，净现值的增长幅度将开始减小。以净现值为评价指标，则能够得到0.38裂缝缝长比和20D*cm导流能力这两个最优裂缝参数。

对利用三个指标得到的不用裂缝参数优选结果进行综合分析，可以将0.38设为最优的裂缝缝长比，然后将20D*cm设为最优导流能力。

3.3 优化效果的评价

使用精细地质模型对油气藏的多井次的裂缝参数进行优化，得到的3井的二、三砂层组为二类储层，半缝长为156m。而这一结果与实际设计结果相比较可以发现，设计半缝长为158m，与优化结果相符合。在压后初期，储层日产量将达到15.9t，日产液为27.8m3。而就目前来看，该储层的日产量为15.2t，日产液为18.6m3。所以，可以利用得到的优化参数进行储层改造，从而使储层的油气产量得到提升。而利用精细地质模型得到28井的一砂层组为二类储层，半缝长为180m，设计的半缝长为179m。在压后初期，储层日产量将达到11.5t，日产液为18.1m3。而就目前来看，该储层的日产量为10.1t，日产液为17.5m3。因此，可以利用得到的优化参数进行储层改造。

分析储层压后的初期产量可以发现，使用精细三维地质模型进行压裂裂缝参数的优化，将能取得较好的压裂效果。开发非均质油气藏的过程中，使用该种模型则能够得到最优的裂缝参数，并且能够确保参数与储层物性匹配。在具体应用的过程中，利用地层系数完成储层类型的划分，然后对储层的非均质性和砂体展布进行分析，则能够完成每类储层裂缝参数的优化，从而得到更符合实际的裂缝参数优化结果。

4 结论

总之，通过对比地震、地层、钻井等信息，然后利用多种建模方法完成符合储层地质特征的精细地质模型的建立，将能够较好的使裂缝参数与油藏地质特征相匹配，从而更好的完成裂缝参数的优化。因此，相信本文对应用该模型实现压裂裂缝参数优化的问题展开的探讨，可以为相关工作的开展提供指导。

[1]李君君，王志章，张枝焕等.精细三维地质模型构建 [J].新疆石油地质，2011，32（5）：484 486.

[2]雷德文，刘继山，张越迁等.构造建模及三维可视化技术在准噶尔盆地的应用 [J].新疆石油地质，2012，33（5）：589 591.

[3]王益维，张士诚，李宗田等.低渗油藏整体压裂数学模型研究与应用 [J].钻采工艺，2010，33（3）：64 66，71.

P62[文献码]B

1000-405X（2016）-12-244-2