基于水熱耦合模擬的油氣區(qū)地?zé)衢_發(fā)井網(wǎng)布局

段忠豐 李福來 鞏 亮 楊永紅 李曉燕

1.中國石油大學(xué)（華東）深層油氣重點實驗室 2.中國石油大學(xué)（華東）新能源學(xué)院3.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

我國各大含油氣沉積盆地同時也賦存著大量的地?zé)豳Y源[1]，隨著2017年《地?zé)崮荛_發(fā)利用“十三五”規(guī)劃》的發(fā)布，各大油氣田紛紛開展地?zé)衢_發(fā)業(yè)務(wù)，用于生活采暖、輸油伴熱、管道清洗等，節(jié)約了大量燃油、燃?xì)夂腿济?，?jīng)濟(jì)、社會效益顯著[2-3]。然而，地?zé)崃黧w的過度開采會導(dǎo)致熱儲壓力下降，帶來諸如地面沉降、地表水體污染等一系列環(huán)境問題[4]?；毓嗍介_采是目前公認(rèn)的地?zé)豳Y源可持續(xù)開采方式[5-7]。低溫回灌水注入熱儲后，儲層的壓力（水位）、溫度等均呈復(fù)雜的動態(tài)變化，若采灌量、采灌井距等井網(wǎng)布局參數(shù)設(shè)置不合理，將引發(fā)熱儲壓力下降過快、開采井溫度降低（熱突破）等系列問題，影響地?zé)崽飰勖?。因此，探討不同開發(fā)情景下熱儲溫壓場的變化，對于確定油氣區(qū)地?zé)豳Y源合理開發(fā)策略至關(guān)重要。

水熱耦合模擬是認(rèn)識地?zé)衢_發(fā)過程中熱儲響應(yīng)的有效方法，已廣泛應(yīng)用于地?zé)崽锏囊?guī)劃和管理[8]。回灌開采模式下，熱儲中的流體運移上是復(fù)雜的水動力—溫度耦合過程，可應(yīng)用數(shù)值模擬手段刻畫這一過程，定量研究不同地質(zhì)條件、開發(fā)情境下熱儲層溫度場和壓力場的變化，從而找出最優(yōu)化的地?zé)衢_發(fā)模式[9]。不同地區(qū)、不同類型地?zé)崽锏难芯拷Y(jié)果表明，在控制好采灌井間距的情況下，回灌式開采不會對開采井溫度造成影響，而且能夠很好地維持儲層壓力[10-14]。

筆者以濟(jì)陽坳陷東營凹陷中央隆起帶東營城區(qū)地?zé)崽餅槔C合油區(qū)前期勘探所得的豐富測溫、測井、巖心、地震等各類資料，建立了地?zé)崽锍梢蚋拍钅Ｐ?，采用Tough2為核心的PetraSim軟件建立數(shù)值模型，系統(tǒng)研究了開采、回灌條件下熱儲的溫壓場響應(yīng)，確定了采灌量、采灌比、采灌井距等井網(wǎng)布局參數(shù)的限制條件，進(jìn)而提出了地?zé)衢_發(fā)優(yōu)化策略。

1 地?zé)崽锏責(zé)岬刭|(zhì)特征

正確分析、認(rèn)識地?zé)崽锏牡責(zé)岬刭|(zhì)特征是制定地?zé)衢_發(fā)方案的前提。熱儲的采灌能力取決于熱儲的巖性、孔滲性、補給等地質(zhì)條件。需要對地?zé)嵯到y(tǒng)綜合認(rèn)識，根據(jù)地?zé)岬刭|(zhì)條件確定合理的布井方案，保證地?zé)豳Y源的可持續(xù)開發(fā)[15-16]。油氣田在多年勘探開發(fā)過程中取得了大量的地質(zhì)鉆孔、巖心和物探資料，這大大降低了油氣區(qū)地?zé)峥碧降某杀綶17]。在地?zé)嵫芯窟^程中需要充分挖掘這些數(shù)據(jù)，這也是油氣區(qū)地?zé)崽镌陂_發(fā)初期就能采用數(shù)值模擬手段進(jìn)行開發(fā)模擬，確定采灌井網(wǎng)布局策略的前提。

研究區(qū)為位于濟(jì)陽坳陷東營凹陷中央隆起帶西部辛鎮(zhèn)構(gòu)造帶的東營城區(qū)地?zé)崽铮▓D1）。根據(jù)初步勘探，區(qū)內(nèi)廣泛分布低溫地?zé)豳Y源，熱儲為新近系館陶組和古近系東營組砂巖。

1.1 儲蓋組合

根據(jù)地?zé)衢_采井HR2井的垂向孔滲性分布，新近系館陶組下段和古近系東二段、東三段孔滲良好，熱儲溫度介于50～75 ℃，可滿足使用要求。而下伏古近系沙河街組是勝利油田的主力含油層系，采出水含油花，總?cè)芙夤腆w（TDS）也較高，主要為保證油氣生產(chǎn)，不作為目的熱儲考慮。因此，館下段、東二段、東三段是主要目的熱儲層。

圖1 東營凹陷構(gòu)造分區(qū)及研究區(qū)館陶組頂面分布圖

館陶組和東營組都有良好的儲水空間。東營組厚350～500 m，砂地比介于40%～50%，砂巖以細(xì)砂巖—含礫砂巖為主，孔隙度介于28%～30%。館陶組厚320～440 m，砂地比介于40%～50%，砂巖巖性以砂巖—砂礫巖為主。館陶組下段下部主要發(fā)育辮狀河道微相的粗碎屑砂巖或砂礫巖[18]，顆粒較粗大，孔隙度介于32%～36%。根據(jù)抽水試驗結(jié)果，館陶組熱儲平均滲透率為600 mD，東營組熱儲平均滲透率為400 mD[19-20]。

蓋層為上覆第四系、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組上段。明化鎮(zhèn)組下部主要為淺棕紅色泥巖夾棕黃色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖及灰綠色粉砂巖，第四系平原組以松散黃色泥砂巖為主。這套地層滲透性較差，熱導(dǎo)率較低，是良好的隔水隔熱頂板。

1.2 地層熱導(dǎo)率

地層的熱導(dǎo)率是計算熱流的基本數(shù)據(jù)，也是地溫場模擬中的必需參數(shù)。采集了研究區(qū)20個砂巖、泥巖樣品，采用瑞典Hot Disk瞬變平面熱源法實測了樣品飽水熱導(dǎo)率數(shù)據(jù)。另外，收集了本文參考文獻(xiàn)[21-22]中研究區(qū)的117個熱導(dǎo)率數(shù)據(jù)，所得數(shù)據(jù)統(tǒng)計如表1所示。這些樣品的主要巖性是泥巖和砂巖，個別為火成巖，取自新生代—古生代各段地層，基本上代表了盆地沉積蓋層的主要巖石類別。根據(jù)濟(jì)陽坳陷各段地層的泥巖、砂巖含量，采用厚度調(diào)和平均法計算出各地層的平均熱導(dǎo)率（表2）。

1.3 溫壓場特征

東營凹陷恒溫帶深度（H0）為14 m，恒溫帶溫度（T0）為14.7 ℃[22]。對于深部地溫場則采用東營凹陷各油井的試油溫度數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。地層溫度T隨深度Z基本呈線性相關(guān)，顯示了明顯的傳導(dǎo)型地溫場的特征（圖2-a）。線性回歸的關(guān)系式為：T=0.036Z+14.0。

新近系、古近系平均地溫梯度為3.6 ℃/100 m，中央隆起帶地溫梯度為4.02 ℃/100 m，高于渤海灣盆地（3.3 ℃/100 m）和濟(jì)陽坳陷的整體平均值（3.55℃/100 m）。館陶組底部溫度為65～70 ℃，東營組底部溫度為70～90 ℃。整個濟(jì)陽坳陷大地?zé)崃髦刀计?，?5.8±5.4 mW/m2，東營凹陷為66.0±6.1 mW/m2[23]。較高的大地?zé)崃鞅尘笆窃搮^(qū)形成地?zé)嵊欣麉^(qū)的根本原因。

表1 不同巖性熱導(dǎo)率統(tǒng)計表

表2 濟(jì)陽坳陷地層平均熱導(dǎo)率表

圖2 東營凹陷溫壓場垂向分布圖

東營凹陷地層流體壓力以地層實測資料為主（圖2-b）?？梢钥闯觯簴|營凹陷地層壓力縱向上由常壓帶、壓力過渡帶和超壓帶組成。沙二段以上的層位，超壓僅零星出現(xiàn)，為正常壓力梯度；超壓帶出現(xiàn)的起始深度在2 100 m，受油氣排替影響，沙三段和沙四段普遍發(fā)生超壓[24]。因此，對地?zé)衢_發(fā)目的層館陶組與東營組來說，初始地層壓力符合靜水壓力分布。

1.4 熱儲概念模型

東營城區(qū)地?zé)崽餅榈蜏貍鲗?dǎo)型地?zé)嵯到y(tǒng)，熱儲為館陶組—東營組層狀孔隙型熱儲。地殼深部較高的大地?zé)崃髦担?0～70 mW/m2）是形成該區(qū)地?zé)崽锏牡責(zé)岜尘?。深部熱流主要以熱傳?dǎo)的形式向上傳遞，在中央隆起帶聚熱，地溫梯度為3.6 ℃/100 m。地下水吸收深部傳導(dǎo)上來的熱量，溫度升高形成低溫?zé)醿?，古近系東營組底界溫度介于70～90 ℃。蓋層包括館陶上段、明化鎮(zhèn)組及第四系。滲透性較差，熱導(dǎo)率較低，是良好的隔水隔熱頂板。該區(qū)地?zé)崽锏責(zé)岬刭|(zhì)概念模式如圖3所示。

圖3 東營城區(qū)地?zé)崽锏責(zé)岬刭|(zhì)概念模式圖

2 地?zé)衢_發(fā)井網(wǎng)布局?jǐn)?shù)值模擬研究

2.1 熱儲模型設(shè)置

2.1.1 模型結(jié)構(gòu)和網(wǎng)格剖分

第四系—館陶組上段作為蓋層處理；館下段和東營組為目標(biāo)熱儲層，也是主要模擬層；下伏沙河街組為底板，底部埋深2 500 m。各層面的空間展布采用地震層面解釋數(shù)據(jù)。

網(wǎng)格剖分時，縱向上對館陶組下段和東營組加密。水平方向上采用多邊形剖分?？紤]到模型會用于不同開發(fā)情景的溫壓場預(yù)測，布置不同布井方案，最大網(wǎng)格面積不宜過大，限制在1×104km2。共剖分39 408個網(wǎng)格，空間剖分圖如圖4所示。

圖4 數(shù)值模型網(wǎng)格剖分圖

2.1.2 初始條件與邊界條件

對模型頂部邊界設(shè)為定溫度—壓力邊界，取恒溫帶溫度14.7 ℃，壓力為1個標(biāo)準(zhǔn)大氣壓（1.013×105Pa）；底部設(shè)為定熱流邊界，初始設(shè)為65 mW/m2。由于目前研究區(qū)內(nèi)僅有兩眼地?zé)峋_采量較小，其開采不會影響到邊界壓力，因而設(shè)為定壓力邊界。

模型初始地溫梯度為3.6 ℃/100 m，初始壓力梯度為靜水壓力梯度。目的熱儲層古近系為砂泥巖互層，垂向滲透率較低，為水平滲透率的1/10。上覆蓋層與下伏地層和熱儲層之間有多層泥巖相隔，可視為隔水層。地層熱導(dǎo)率見表2，熱儲層孔滲參數(shù)見表3。

2.2 模型參數(shù)識別與驗證

目前研究區(qū)還未進(jìn)行地?zé)衢_發(fā)，監(jiān)測數(shù)據(jù)較少，故采用地層試油溫度數(shù)據(jù)及HR1、HR2井的抽水試驗數(shù)據(jù)對數(shù)值參數(shù)進(jìn)行識別與驗證。

表3 模型初始及擬合參數(shù)值表

在無人為擾動下，可認(rèn)為地溫場為穩(wěn)態(tài)地溫場。因此，對模型進(jìn)行天然狀態(tài)模擬已校正地溫場參數(shù)。運行模型100 Ma至地溫場穩(wěn)定，對比館陶組與東營組地溫分布情況。模型校正后，東營組底界溫度介于76～86 ℃，館陶組底界溫度介于64～67 ℃，與實際地質(zhì)情況吻合（圖5）。校正后的底部大地?zé)崃髦禐?0 mW/m2，地溫梯度為4.02 ℃/100 m。

研究區(qū)中僅有HR1、HR2兩口地?zé)峋?，HR1井開采層位為東營組熱儲，井口溫度64 ℃，HR2井為館陶組、東營組混采，井口水溫53 ℃。PetraSim軟件中可方便地設(shè)置開采/回灌井，通過定義開采井段深度，將開采量/回灌量按剖分單元厚度分配到各單元格。兩井分別進(jìn)行了抽水試驗，利用抽水量—壓力歷時曲線對地層孔滲性參數(shù)進(jìn)行識別調(diào)參。經(jīng)過多輪調(diào)參后，HR2井壓力擬合結(jié)果見圖6-a。實測熱儲層的壓力變化與模擬的壓力變化值吻合較好。隨后，采用HR1井的抽水試驗歷時曲線對模型參數(shù)進(jìn)行驗證，結(jié)果如圖6-b所示。模型參數(shù)能夠匹配熱儲壓力的變化。調(diào)參后的模型參數(shù)見表3。

圖5 天然狀態(tài)地溫場分布圖

圖6 地層參數(shù)擬合結(jié)果圖

2.3 地?zé)衢_發(fā)優(yōu)化布井模擬

2.3.1 單井開采量

為保護(hù)地?zé)豳Y源的可持續(xù)開發(fā)，防止地?zé)崽镩_發(fā)效應(yīng)，國家或各省市對熱儲壓力下降（或地?zé)崴辉试S降深）有不同的規(guī)定，以保護(hù)資源環(huán)境[25-26]。《地?zé)豳Y源地質(zhì)勘查規(guī)范：GB/T 11615—2010》[27]規(guī)定，地?zé)峋畣尉a(chǎn)能時熱儲壓力降低值一般不大于0.3 MPa，年壓力降低速率不超過0.02 MPa。而東營市處于資源保護(hù)目的，要求更為嚴(yán)格，要求熱儲壓力降低值一般不大于0.2 MPa。目前，研究區(qū)內(nèi)地?zé)峋^少，開采量較少，停暖后水位基本恢復(fù)正常，所以不需考慮年壓力降低速率的限制，但要求開采井動壓力下降小于0.2 MPa，據(jù)此確定單井出水量。

基于已建立的數(shù)值模型，進(jìn)行不同開采量的情景模擬，在開采期（120 d）末水位降深最大，可得到不同開采量對應(yīng)的壓力下降值（圖7）。分析出水量與水位降深之間的關(guān)系，確定研究區(qū)地?zé)崽镒畲髥尉_采量約為63 m3/h。

圖7 不同開采量下開采井的壓力下降圖

2.3.2 單井回灌量及采灌比

回灌水溫度取決于地面利用方式，按照地?zé)崽菁壚玫睦砟?，需要對采出的地?zé)崴譁乩?，“吃干榨凈”，回灌水溫越低越好。但回灌溫度越低，水黏度越大，在地層中的滲透系數(shù)越小，從而影響回灌量。

東營城區(qū)地?zé)崽锬壳暗責(zé)嵛菜疁囟?5 ℃，回灌水頭最大升高空間為40 m（0.40 MPa）。根據(jù)模擬結(jié)果，最大自然回灌量為32 m3/h（圖8）。若要實現(xiàn)100%回灌，則需要采取“一采兩灌”的布井方式。

圖8 不同回灌量下回灌井的壓力上升圖

2.3.3 采灌井距

采灌井距過大則回灌對開采壓力的補充過慢，同時回灌壓力過高，輸水成本也會增加；采灌井距過小則容易導(dǎo)致熱突破，不能保證熱儲層對回灌水的加熱效果。采灌井距的布置原則是在不產(chǎn)生熱突破的前提下，采灌井距盡量小。

由于回灌冷水的長期注入，回灌井周邊溫度不斷下降，直至接近回灌溫度。非取暖期回灌冷水吸收周邊巖石骨架的熱量，溫度略有回升，但遠(yuǎn)無法恢復(fù)到初始溫度，因此回灌井周邊的溫度影響范圍是逐漸擴(kuò)大的。圖9-a為隨時間變化回灌井周圍的溫度影響范圍。在不考慮開采情景的其他變化時，100年后回灌井周圍Δt＞0.5 ℃的范圍為330.75 m（圖9-b）?？紤]儲層的非均質(zhì)性等因素，建議采灌井距約400 m。

圖9 采灌結(jié)合下回灌井周邊溫度影響范圍隨時間的變化圖

3 結(jié)論

1）水熱耦合數(shù)值模擬是地?zé)崽锕芾淼挠辛κ侄?，能夠確定開采量、回灌量、采灌比、采灌井距等布井關(guān)鍵參數(shù)。這對優(yōu)化地?zé)衢_發(fā)模式，實現(xiàn)地?zé)豳Y源可持續(xù)開發(fā)是非常有價值的。

2）合理的地?zé)崽锔拍钅Ｐ褪沁M(jìn)行數(shù)值模擬的前提。油氣田在長期的勘探過程中積累了豐富的地質(zhì)、地溫和巖心測試數(shù)據(jù)資料，為正確認(rèn)識油氣區(qū)的地?zé)豳Y源分布和熱儲特征提供了數(shù)據(jù)支撐。

3）以東營城區(qū)地?zé)崽餅槔?，充分挖掘?jì)陽坳陷東營凹陷的勘探資料，系統(tǒng)分析了儲蓋組合、熱儲特征、溫壓場特征等，建立了可靠的地?zé)岬刭|(zhì)模型。對不同開發(fā)情景下熱儲溫壓場變化進(jìn)行了系統(tǒng)研究，確定了地?zé)衢_發(fā)參數(shù)。模擬結(jié)果表明，東營城區(qū)地?zé)崽镒畲箝_采量為63 m3/h，最大回灌量為32 m3/h，要實現(xiàn)100%回灌，需采取“一采兩灌”的布井方式，最優(yōu)采灌井距為400 m。