柴达木盆地东坪气田基岩储层裂缝建模方法研究

战 雕，邵振鹏，曾 丽，王英军，佟 林

中国石油青海油田分公司采气三厂，甘肃 敦煌 736202

引 言

东坪气田基岩古潜山块状气藏是近年来柴达木盆地勘探的重大发现，是国内外罕见的非常规基岩气藏之一[1]。东坪气田基岩储层具有岩性复杂、天然裂缝非均匀发育等地质特征。天然裂缝是基岩储层的主要渗流通道，也是气层与底水连通的主要通道，建立合理、有效的天然裂缝模型，准确模拟天然裂缝的发育及展布特征，是基岩储层高效开发的基础。

目前，常规的连续裂缝介质网络模型理论与应用研究已十分丰富，但有关离散裂缝网络（Discrete Fracture Network,DFN）模型的相关理论及应用研究较少。近年来，越来越多的学者开始针对DFN离散裂缝模型开展了相关研究工作[2-9]，但仍处于探索阶段。现有的DFN离散裂缝模型理论研究大多基于成像测井成果资料的DFN模型建立与表征[2]，未考虑断层等地震综合属性体约束条件，且对所建的模型未利用生产动态特征和数值模拟历史拟合等方法深入研究模型的适用性。还有一些有关DFN离散裂缝模型理论的研究工作则主要是针对建模过程中的模拟算法及算法的升级优化改进等方面开展的研究工作[3-5]，并未结合具体的裂缝性气藏实例进行应用分析。此外，有关DFN离散裂缝模型的应用研究主要表现在对页岩气藏、裂缝性致密油藏等非常规油气藏的初步应用[6-9]，未见DFN离散裂缝模型在非常规基岩储层中的应用研究。

针对东坪气田裂缝性基岩储层，运用离散裂缝建模方法模拟天然裂缝在储层空间中的3维分布状态及分布特征，国内外尚无成套的经验可借鉴。本文在前人已有的DFN离散裂缝模型研究的基础上，从东坪气田基岩储层的实际地质情况出发，基于成像测井（FMI）资料和地震资料，开展成像测井解释和地震解释，以测井解释成果为核心，强化地震综合属性为约束条件，构建了适用于东坪气田基岩储层的DFN离散裂缝模型。研究成果不仅为东坪气田基岩气藏的天然裂缝模拟提供了新的技术手段，还可为国内外其他同类型基岩气藏的离散裂缝研究提供参考。

1 东坪气田基岩储层储集空间特征

东坪气田位于柴达木盆地西北部阿尔金山前东段，是新近发现的国内外罕见的基岩古潜山块状气藏。柴达木盆地东坪构造整体为一个南倾斜坡背景下受近南北向断层控制的南倾古鼻状隆起。区内发育基岩风化壳、中生代与新生代三套地层，其中，主要的产气层为基岩层，储层岩性主要为变质岩，以花岗岩和片麻岩为主[1]。

东坪气田基岩储层的储集空间分为3类：一是风化壳形成的溶蚀孔洞，孔隙度可达5%～10%，渗透性取决于裂缝的发育程度；二是矿物溶蚀形成的溶孔，主要是地层水沿裂缝渗流，造成矿物溶蚀，形成溶孔；三是裂缝，基岩储层微裂缝十分发育，是研究工区主要的油气储集空间和渗流通道。

图1为东坪气田基岩储层2口井的岩芯照片。

图1 东坪基岩储层裂缝岩芯照片Fig.1 Core images of fractures in Dongping bedrock formation

从图1可以看出天然裂缝发育的一些基本特征。高角度缝、低角度缝和水平缝均有发育。多数岩芯呈碎块状态，说明微裂缝十分发育。同时也见不规则的小裂缝，多组交错分布。裂缝宽度可达1 mm，多数有不同程度的充填，多数岩芯碎裂，裂缝密度较大。通过地质认识，认为东坪气田属于基岩裂缝性储层，区块内裂缝十分发育，且结构复杂，裂缝既是油气藏的储集空间，也是主要的渗流通道[10]。因此，建立合理准确的裂缝地质模型对于该气藏的开发至关重要。

2 东坪气田基岩储层裂缝建模

2.1 裂缝模型的建立思路

针对东坪气田基岩储层裂缝系统复杂、微裂缝发育、非均质性强的特点[1]，确立了一套系统的基岩储层裂缝模型建立思路。依托成像测井数据和地震数据，开展成像测井解释和地震解释，获取基岩储层天然裂缝特征参数及地震综合属性参数[11-12]，并以测井解释成果为核心、综合地震属性为约束条件，按照随机建模的原则，建立适合于东坪气田基岩储层的DFN离散裂缝网络模型。建立基岩储层裂缝模型的主要流程如图2所示。

图2 基岩储层裂缝建模流程图Fig.2 Fracture modeling flow chart of bedrock reservoir

2.2 基岩储层裂缝模型的建立

2.2.1 东坪基岩储层裂缝特征

裂缝特征参数数据是基岩储层裂缝建模的基础[13-14]。基于东坪气田10口井的成像测井解释成果，确定了东坪基岩储层的裂缝倾角、裂缝方位角、裂缝密度、裂缝孔隙度、裂缝开度等基本特征参数的分布范围，为该气田基岩储层DFN裂缝的有效模拟提供基础数据[15]。东坪气田基岩储层裂缝特征表现为：裂缝倾角主要分布在30°～70°；主要发育A、B两组走向近似垂直的裂缝，一组为北东-西南走向、裂缝方位为北东35°的A组裂缝(图3a)，另一组为北西—东南走向、裂缝方位为北东140°的B组裂缝(图3b)；裂缝密度普遍小于2.5 m2/m3；裂缝孔隙度在0.2%左右；裂缝开度主要分布在5～120µm，平均40µm。

2.2.2 裂缝密度分布模拟

裂缝发育程度可用裂缝密度来描述[16-17]。模拟裂缝在三维空间的分布，需要用实际裂缝密度数据来加以约束[2]。利用成熟的商业化软件对成像测井（FMI Log）测试资料进行解释及图形化处理，除了可以绘制出反映不同井深条件下天然裂缝发育倾角的“蝌蚪图”（Dip Angle）和天然裂缝分布的矢量频率图（Polar Frequency Plot），还可以分别绘制出A、B两组裂缝的裂缝密度曲线，即裂缝密度曲线A和裂缝密度曲线B，如图4所示。将两组裂缝密度曲线作为目标曲线，可有效模拟两组裂缝密度的空间分布。

图3 裂缝方位分布玫瑰图Fig.3 Rose diagram of fracture azimuth distribution

对东坪气田基岩储层的地震测试资料进行有效的解释与处理，以建立地震综合属性体。先利用地震资料求取深度域方差体属性（图5a）和深度域蚂蚁体属性（图5b），再结合断层发育带基岩裂缝距断层的距离等[2]（图5c），通过分析统计波阻抗、裂缝密度、蚂蚁体属性等不同地震属性体之间的关系与规律，最终构建出地震综合属性数据体（图6）。

图4 DP105井成像测井解释裂缝密度曲线Fig.4 The fracture density curve is explained by DP105 well FMI log

图5 3种地震属性图Fig.5 Three types of seismic attributes

图6 地震综合属性图Fig.6 Seismic comprehensive attributes

通过与裂缝密度曲线的空间分布特征进行对比验证，确定了地震综合属性体的准确性。以地震综合属性体作为趋势约束体，可有效预测裂缝密度在三维空间的分布。

以裂缝密度曲线为目标曲线、地震综合属性作为趋势约束数据体，基于粗化的地质模型网格，采用序贯高斯模拟方法[18]对东坪气田基岩储层的裂缝密度及裂缝分布进行了模拟，获得了A、B两组裂缝的裂缝密度分布数据体，见图7。

2.2.3 DFN分布模型建立

应用Fracman裂缝建模，建立东坪气田基岩储层天然裂缝的DFN分布模型。以A、B两组裂缝的裂缝密度数据体作为约束数据体，以成像测井解释的裂缝倾角、裂缝方位、裂缝开度等裂缝特性参数作为输入参数，模拟获得了东坪气田基岩储层离散裂缝的三维空间分布图（图8）。在模拟过程中不断修改裂缝密度参数，直到利用模拟得到的两组裂缝密度及裂缝孔隙度分布特征与根据FMI资料统计的分布特征一致时，模拟结束。

图7 裂缝密度分布模拟图Fig.7 Distribution diagram of simulated fracture density

图8 东坪气田基岩储层离散裂缝的DFN模型Fig.8 DFN model of discrete fracture for the bedrock formation of Dongping Gas Field

2.2.4 基岩储层裂缝属性提取

利用建立的天然裂缝DFN分布模型，可提取天然裂缝密度、孔隙度及渗透率等属性参数值，以研究裂缝的分布特征[19-20]。对东坪气田基岩储层分别按上下两段进行了裂缝属性参数提取，绘制了天然裂缝密度、孔隙度及渗透率分布图（图9、图10）。

裂缝密度大、裂缝孔隙度大及裂缝渗透率高的地方为基岩储层天然裂缝相对发育的区域。从图9和图10可见，总体上裂缝分布受到断层的控制。平面上，东部裂缝发育程度相对较高，西南部裂缝发育程度相对较差；纵向上，靠近基岩顶面裂缝相对不发育，下部裂缝较发育。这一特征表明基岩储层裂缝受深部基底卷入构造影响。

3 基岩储层裂缝模型检验

建立的储层裂缝模型必须能有效地反映实际的地质情况，模型才具有适用性。特从生产动态特征和气藏数值模拟两个方面入手，来评价所建立的东坪气田基岩储层天然裂缝模型的适用性。

3.1 生产动态特征检验法

所谓生产动态特征检验法就是通过分析气井生产动态特征与基岩储层裂缝发育情况的匹配性来判断建立的储层裂缝模型是否与实际情况相符的一种检验方法。裂缝性基岩储层气井的生产动态特征，特别是气井水淹，是受裂缝的分布及发育程度所控制[10]。通过分析东坪气田各气井的生产动态资料，发现P1-2-7井、DP103井、DP104井、P1-2-9井、P1H-2-6井等5口气井发生了水淹，造成水淹的直接原因是底水沿天然裂缝迅速锥进。由此可推断出这5口水淹井位于基岩储层天然裂缝十分发育的区域，与建立的基岩储层裂缝模型裂缝展布属性相符，如图11所示。因此，本文建立的天然裂缝模型适用于描述东坪气田基岩储层天然裂缝的分布特性。

3.2 气藏数值模拟检验法

气藏数值模拟检验法就是将所建立的基岩储层裂缝模型作为基础地质模型进行气藏数值模拟，并根据气藏开发动态数据的历史拟合情况来判定裂缝模型适用性的一种检验方法。运用建立的天然裂缝模型作为基础地质模型，对东坪气田基岩储层开展了数值模拟研究。东坪基岩储层的日产气量与日产水量的全历史拟合结果如图12所示，其拟合精度高，符合率在96%以上，表明所建立的基岩裂缝模型能够有效反映目标储层的实际地质特征。

图9 裂缝密度及裂缝孔隙度分布图Fig.9 Distribution of fracture density and fracture porosity

图10 裂缝渗透率分布图Fig.10 Distribution of fracture permeability

生产动态特征检验结果和气藏数值模拟检验结果均表明，结合相控建模技术建立的基岩储层裂缝模型与东坪气田基岩储层的实际地质情况完全相符。本文建立的基岩储层裂缝模型已充分应用于东坪气田后续的气藏工程研究中。例如，针对东坪气田基岩储层后期开发过程中出水过快的问题，基于建立的裂缝模型，结合生产动态数据分析，诊断了东坪基岩储层出水的根本原因，进而有针对性地开展了气藏开发方式调整，制定出合理的气井开采制度，解决了东坪气田基岩储层的出水技术难题。矿场实践结果表明，本文研究的基岩储层裂缝建模技术强力支撑了东坪气田基岩气藏的高效开发。

图11 水淹井处裂缝渗透率属性图Fig.11 Fracture permeability property at the location of the flooded wells

图12 实际生产历史拟合图Fig.12 Matching curves of production data history

4 结 论

（1）以东坪气田基岩储层为研究对象，以成像测井解释成果为核心，强化地震综合属性为约束条件，研究了一套基岩储层DFN离散裂缝模型的建立思路与方法，可有效模拟基岩储层天然裂缝的3维空间展布。

（2）基于精细的成像测井解释结果，获取裂缝倾角、裂缝方位角、裂缝密度、裂缝孔隙度、裂缝开度等裂缝特性参数，是开展裂缝空间展布模拟的前提条件。利用深度域方差体属性、蚂蚁体属性等构建地震综合属性体，从宏观上约束裂缝网络系统的空间分布及走向，是构建基岩储层DFN离散裂缝模型的必要条件。

（3）从建立的DFN离散裂缝分布模型中提取天然裂缝密度、孔隙度及渗透率等属性参数值，可分析基岩储层裂缝的发育程度及分布特征。东坪气田基岩储层天然裂缝的发育与分布总体上受断层的控制，平面上东部裂缝较发育，西南部裂缝发育程度相对较差，纵向上靠近基岩顶面裂缝相对不发育，下部裂缝较发育。

（4）从气藏生产动态特征和数值模拟两方面着手，可检验DFN离散裂缝模型的适用性。经东坪气田基岩储层的生产动态特征分析，认为水淹气井位于天然裂缝十分发育的区域，与模拟的DFN离散裂缝展布特征相符。东坪气田实际日产气量、日产水量的全历史拟合结果验证了DFN离散裂缝对基岩储层的适用性。