碳酸盐岩裂缝性油藏双重介质渗流表征研究

罗宪波 高振南 党胜国 刘小鸿 李廷礼

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459)

0 前 言

F油田是目前渤海地区最大的海相碳酸盐岩潜山裂缝油田，受多期构造运动和长期剥蚀作用的影响，储层类型复杂，裂缝预测难度较大。传统的储层预测方法，主要是基于地震预测结果和地质模式认识建立碳酸盐岩双重介质裂缝模型，进而刻画裂缝的真实分布情况和流体的渗流特征。面对F油田的现状，采用传统预测方法已难以实现对储层裂缝的准确刻画，油田储量动静矛盾较突出。目前对储层开发特征和油水运动规律的认识尚不明确，注水开发经验和技术储备也略有不足，这在一定程度上制约着油田的规模化开发。在此情况下，本次研究将基于地震、测井、岩心和实际生产资料分析F油田开发中的动静矛盾，基于地质模型与数值模拟往复反馈技术开展双重介质渗流机理模拟，定量刻画裂缝渗流非均质性及总结各类型储层的开发特征及见水规律，以进一步指导油田的高质量开发[1-3]。

1 F油田概况

F油田位于渤海西部海域，沙垒田凸起西侧北段，紧邻南堡凹陷，为海相碳酸盐岩潜山裂缝油田。受多期构造运动和长期剥蚀作用的影响，F油田发育了裂缝和溶蚀孔洞，其储层为双重介质。

F油田的主要含油层系包括下古生界下马家沟组、亮甲山组、冶里组，其孔隙度介于3.0%～6.0%，渗透率介于(4.8～85.4)×10-3μm2，储层呈低孔 — 特低孔、中低渗特征。裂缝整体走向为近东西向，倾角为30°～80°，开度为 84～281 μm，密度为1.4～4.3条/m。

F油田的地面原油密度为0.844 g/cm3，地层原油黏度为0.34 mPa·s，气油体积比为189～204。在已开发区域，初期采用了水平井天然能量开发方式，共部署14口水平井，水平段长度为300 m，井距为300 m。目前，累计产油量为42×104t，综合含水率为83%。

2 碳酸盐岩潜山储层的划分

综合潜山钻井认识、测井认识、地震预测结果及储层发育主控因素等静态资料，将F油田碳酸盐岩潜山储层在平面上划分为以下3类储层：Ⅰ类，裂缝-孔洞型储层；Ⅱ类，裂缝-孔隙型储层；Ⅲ类，基质-孔隙型储层[4-5]。

(1) Ⅰ类储层。断裂系统发育，距离断层近，位于古地貌构造高部位；同时，溶蚀作用强烈，孔洞裂缝发育，钻井液漏失量大，地震属性预测效果好；此外，储层有效厚度大于100 m，储层孔隙度大于4.0%，裂缝孔隙度大于1.0%，裂缝开度大于100 μm。

(2) Ⅱ类储层。断裂系统发育较充分，距离断层较近，位于古地貌构造中 — 高部位；同时，裂缝有所发育，钻井液漏失量中等，地震属性预测效果较好；此外，储层有效厚度介于50～100 m，储层孔隙度介于3.0%～4.0%，裂缝孔隙度介于0.3%～1.0%，裂缝开度介于30～100 μm。

(3) Ⅲ类储层。断裂系统未发育，距离断层较远，位于古地貌构造低部位；同时，裂缝发育情况差，钻井液漏失量小甚至无漏失，地震属性预测效果较差；此外，储层有效厚度小于50 m，储层和裂缝的孔隙度分别小于3.0%和0.3%，裂缝开度小于30 μm。

3 油藏双重介质渗流表征研究

首先，建立双重介质三维模型；其次，基于数模动态响应对油田储量动静矛盾的主控因素进行分析；然后，通过数值模拟往复反馈对双重介质渗流特征进行表征；最后，根据油田储量动静因素拟合分析结果，总结储层的开发特征及见水规律[6-9]。

3.1 双重介质三维地质模型

三维地质模型是油藏数值模拟的基础。由于基质系统和裂缝系统的渗流机理不同，因此需要分别独立建模，建模过程如下:

(1) 建立基质模型。首先，通过残余厚度法还原岩溶古地貌，应用沉积演化软件模拟碳酸盐岩的沉积过程；其次，根据实际钻井的岩性拟合情况约束井间碳酸盐岩的分布，并在此基础上建立岩相模型；最后，通过沉积成因分析，建立碳酸盐岩基质储层分布模型。

(2) 建立裂缝模型。首先，对原始地震数据进行构造平滑处理，提取方差体属性，并通过蚂蚁追踪解释得到反映裂缝密度的蚂蚁体属性；其次，应用离散裂缝网络建模方法建立大尺度裂缝，并协同岩相模型约束建立中、小尺度裂缝，进而生成裂缝系统的孔隙度场、渗透率场。

(3) 建立双重介质三维模型。通过用来表征基质系统与裂缝系统沟通程度的Sigma因子对基质模型和裂缝模型进行耦合，进而建立F油田双重介质三维模型(见图1)。

图1 F油田双重介质三维模型

在双重介质三维模型中：北部区域的孔隙度较大(>4.0%)，裂缝渗透率较高，与钻井液漏失量大、成像测井显示孔洞裂缝发育的情况相一致；中部区域的孔隙度中等(3.0%～4.0%)，裂缝渗透率高，与钻井液漏失量中等、成像测井显示裂缝发育的情况相一致；东部区域的孔隙度较小(<3.0%)，裂缝渗透率较低，与钻井液漏失量小、成像测井显示裂缝不发育的情况相一致。

3.2 储量动静矛盾的主控因素

模型中，平面网格的尺寸为50 m×50 m，纵向网格的长度为1.5 m，有效网格总数为583 799。模型的上部为基质系统，下部为裂缝系统，二者通过Sigma因子实现渗流系统的耦合，所得有效网格总数为 1 167 598。针对渗流机理复杂、模型具有收敛性等问题，采用并行模拟的方法提高计算精度与计算效率。

以定油量生产作为条件进行数值模拟，各参数拟合情况较好，储量误差小于3%，日产油量的误差小于1%，但含水率拟合结果与实际动态存在较大差别。模型拟合结果显示，边底水呈整体推进趋势，推进速度较慢，整体含水率偏低；而实际开发动态显示，各生产井的投产时间和见水时间先后不一，水线推进速度有明显差异，整体含水率较高。

综合储层物性、裂缝特征、含水情况及产能差异分析，认为储量动静矛盾的主控因素为裂缝非均质性，而采用随机模拟方法不能准确地刻画裂缝的实际分布情况，且裂缝属性被网格均匀化，无法有效地描述裂缝高速流动的机理。在此情况下，可通过地质模型与数值模拟往复反馈研究对碳酸盐岩裂缝渗流机理和见水特征进行深入分析，以解决油田开发中的生产矛盾。

3.3 双重介质的渗流特征

3.3.1 双重介质油藏驱油效率

水体能量是控制渗流机理的外部因素，影响着边底水在基质系统和裂缝系统中的推进速度，进而决定驱油效率。在小水体等效天然能量的注水开发过程中，裂缝系统的流体运移速度较快，导致系统压力迅速亏空、边底水能量供给不足，从而加大了基质和裂缝之间的压差，使基质流体窜流到裂缝；但由于水体能量不足，整体驱油效率较低，基质系统中的剩余油较多。在大水体等效天然能量的注水开发中，裂缝系统压力亏空导致基质流体窜流到裂缝中，而水体能量充足、驱替压差大导致窜流到裂缝中的流体被迅速带走，且此过程会持续进行；因此，驱油效率高，基质剩余油较少[10-14]。

模型中显示油田整体含水率偏低、水体能量不足，因此通过数模敏感性分析来增大水体倍数并不能有效地提升整体含水率，且地层压力仍偏高于实际压力。F油田实际测压资料显示，平面上沿低部位向高部位过渡依次分为能量充足区、能量不足区和低压区，且相邻生产井的投产效果和见水特征出现了明显差异，这进一步表明油田储层裂缝具有强非均质性。结合实际地层压力资料，拟合所得水体能量的大小为实际水体能量的22倍。考虑到储层裂缝的非均质性及沟通能力等因素的影响，在油田衰竭开发中应根据不同阶段的变化及时完善井网注水开发模式，以保证足够的驱油效率和采液能力。

3.3.2 双重介质油藏动用机理

由于裂缝和基质的储集、渗流性能差别悬殊，因此压力在各自系统中的传播速度不同，当两个系统之间存在压力降时，就会发生系统之间的流体交换，即窜流现象。窜流量的大小与基质网格的属性、形状因子之间具有正相关性。形状因子表示基质被裂缝切割的程度，与被切割的岩块大小和正交裂缝组的数量有关，可以客观地反映裂缝发育的密度。裂缝发育情况越好、切割程度越大，则基质的岩块尺寸越小、形状因子越大、窜流能力越强，进而使得单位时间内基质系统流体向裂缝系统供给的能力也越强，系统动用程度也随之更高[15-21]。

根据数模敏感性分析，窜流系数越大，基质储量的动用就越容易。究其原因，主要是由于裂缝和基质的沟通渠道多，在裂缝压力亏空之后基质流体在单位时间内更容易窜流到裂缝之中。相反，窜流系数越小，基质储量的动用就越困难。通过对油藏实际含水率-采出程度关系曲线及裂缝系统、基质系统的理论含水率-采出程度关系曲线的对比，发现油藏初期含水率上升规律与裂缝系统的吻合度较好。F油田在开发中以动用裂缝储量为主，需结合数模敏感性分析对实际井区的窜流系数进行拟合。

3.3.3 裂缝渗流非均质性

基于双重介质流体渗流内外部影响因素机理研究，结合动静态资料进行数模三维驱替敏感性分析，重新认识裂缝的分布情况。

(1) L1井位于Ⅰ类储层，溶蚀孔洞和裂缝发育，产能高，稳产时间长，含水率低，且该井与边底水之间无裂缝发育。

(2) P1井与P2井同期晚于L1井投产，位于 Ⅱ类储层，裂缝发育，投产后呈现产能高、见水快、递减幅度大的裂缝性油藏见水特征。

(3) P4与P6井同期投产，产能均较高，而P6井则迅速见水。结合含水突破时间与边底水距离等因素对P6井进行数模敏感性分析，发现在P6井中见L1井次生边水。结合投产时间和生产动态进行分析，发现边底水依次迅速突破到P13井和P12井，由此判断P6井、P13井、P12井之间有裂缝发育。

(4) P4井刚刚见水，孔洞裂缝发育情况较好，且P4井、P6井与边底水之间无裂缝发育。

(5) P9井、P10井最后投产，产能低，见水时间晚，见水幅度小，且所在区域距离断层较远。结合地震属性预测效果较差的情况，判断该区无裂缝发育。

基于储层三维驱替敏感性分析，获得储层裂缝分布定量刻画的依据。同时，结合地震预测结果和地质模式认识，将合理参数调整转化为确定性地质条件，以此对离散裂缝网络建模过程进行约束，并在裂缝模型更新过程中对拟合的裂缝分布规律进行耦合。经过多轮次地质建模和油藏数模的往复反馈，最终获得描述地下裂缝真实发育情况的三维地质模型，并在模型中实现了水线推进规律(见图2)和单井含水率的拟合(见图3)。

图2 三维地质模型中的水线推进规律

图3 单井含水率的拟合图

3.4 各类储层的开发特征及见水规律

通过多轮次地质建模和油藏数模往复反馈实现对油田动静因素的拟合，总结F油田各类型储层的开发特征及见水规律。

3.4.1 Ⅰ类储层

Ⅰ类储层位于层状边水区，距离断层较近，发育孔洞裂缝。其开发特征是：初期产能高，稳产时间长。其见水规律是：先边水突破，后底水锥进，见水后呈阶梯状快速上升或发生暴性水淹，中高含水期的产量递减幅度增大。剩余油分布受裂缝平面发育特征的控制：若裂缝发育区域渗流作用强，则剩余油少；反之，则剩余油相对富集。

3.4.2 Ⅱ类储层

Ⅱ类储层位于块状底水区，距断层有一定距离，裂缝发育程度较好。其开发特征是：初期产能高，稳产时间短。其见水规律是：底水锥进迅速，含水呈凸型上升，见水后产量大幅下降。此类储层距离油水边界较近，整体剩余油较少。

3.4.3 Ⅲ类储层

Ⅲ类储层距离断层较远，不发育孔洞裂缝，储层物性较差。其开发特征是：产能较低，能量补给不足。其见水规律是：多为相临井的次生边水突破，含水呈间歇波动型，生产井未发生水淹现象。此类储层井间通常会富集大量的剩余油。

4 油田新区块开发方案的优化

基于以上研究，结合储层裂缝的发育情况对F油田新区块开发方案进行优化。

根据生产井、注水井在油层中的位置设计了 4组注采优化方案。其中，当顶部生产、底部注水时，开发效果最好。这是由于在一定的重力作用下，注入水不易沿裂缝突破，水驱均匀，波及系数较大。

基于裂缝高速渗流机理设计了5组开发井与裂缝夹角优化方案。其中，当裂缝夹角为45°时，开发效果最好。这是由于水平井能够沟通更多的裂缝而避免水窜现象，进一步扩大水驱波及范围，从而在最大程度上提高了产能。

基于F油田饱压差较小的情况设计了5组注水时机优化方案。当超过半年转注时，易发生原油脱气和裂缝闭合现象，影响水驱开发效果，因此推荐采用半年内转注的方案。

针对注采井距设计了5组优化方案。其中：当注采井距过小时，注入水易沿着裂缝迅速突破，从而加快含水率的上升，致使产量递减；当注采井距过大时，不能有效地动用储量。经过综合分析，认为注采井距为800 m的方案最优。

针对水平段长度设计了5组优化方案。经过对比发现，水平段越长，沟通裂缝的能力就越强，产能也越高。因此，综合采收率和单井产油情况，认为水平段长度为500 m的方案最优。

5 结 语

F油田是渤海最大的碳酸盐岩裂缝性油田，依据目前的地震预测结果和地质模式认识已不足以准确地对其裂缝渗流特征进行定量描述，油田储量动静矛盾突出。为解决此问题，综合潜山钻井、测井、地震等静态资料将F油田碳酸盐岩潜山储层划分为裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、基质-孔隙型，并通过双重介质模型分析了影响油田储量动静矛盾的主控因素。基于沉积成因控制分析结果建立了基质模型，基于蚂蚁追踪解释结果建立了裂缝模型，进而通过对基质模型和裂缝模型的耦合建立了双重介质模型。总结了F油田的储层开发特征及见水规律，在此基础上结合储层裂缝的发育情况设计了新区块开发优化方案，并从中选出了最优方案。