復雜礁灰?guī)r油藏雙重介質(zhì)建模研究及應用

張曉林，李 偉，湯小龍，孫更濤，徐 偉

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院，廣東深圳 518054）

L 油田位于珠江口盆地東沙隆起西南部，是大型生物礁灘塊狀底水稠油油藏，具有地質(zhì)儲量大[1]、底水能量強、原油稠、斷層裂縫發(fā)育等特點，至今已有21 年生產(chǎn)歷史。油田開發(fā)經(jīng)驗表明，礁灰?guī)r油田非均質(zhì)性強，儲集空間發(fā)育情況十分復雜，裂縫的發(fā)育對油水分布影響顯著。而目前油藏數(shù)值模擬研究中采用的是“擬雙重介質(zhì)”模型?；谖浵佔粉櫦夹g(shù)對裂縫發(fā)育情況的分析結(jié)果，進一步校正單重介質(zhì)模型垂向滲透率，近似模擬裂縫對油水分布的影響。該模型難以準確刻畫孔隙裂縫對油水分布的綜合作用，嚴重影響了油田剩余油分布研究和挖潛。因此，應用Eclipse 軟件的雙重介質(zhì)油藏數(shù)值模擬技術(shù)，建立一套能夠精細刻畫L 油田復雜油水運動規(guī)律的雙重介質(zhì)油藏數(shù)值模型是非常有必要的，該模型的建立可為今后油田剩余油挖潛和提高采收率方法研究提供技術(shù)支撐。

1 油田地質(zhì)油藏特征

1.1 儲層裂縫發(fā)育

L 礁灰?guī)r油田巖心壓汞曲線表現(xiàn)出典型雙重介質(zhì)“三段式”壓汞特征[2-4（]見圖1），壓汞初期汞飽和度隨壓力增加而顯著上升，壓力僅68.95 kPa 時，汞飽和度已達到40%～50%；之后出現(xiàn)中間過渡段，壓力大幅增加后汞飽和度變化幅度卻很??；隨著壓力持續(xù)增大，汞飽和度再次出現(xiàn)較大幅度上升。而砂巖油田則完全不同（見圖2），進汞壓力為68.95 kPa 時，汞飽和度低于5%；高于68.95 kPa 以后，壓力稍有增加，汞飽和度便大幅上升。

圖1 礁灰?guī)rL 油田巖心壓汞曲線

圖2 砂巖油田巖心壓汞曲線

L 油田巖心中發(fā)育裂縫是造成這一差異的根本原因。由于裂縫中流動阻力小，在很低的驅(qū)動壓力下，發(fā)育裂縫的灰?guī)r巖心汞飽和度能達到較大值，而不發(fā)育裂縫的砂巖巖心汞飽和度很低。即灰?guī)r巖心壓汞初期汞主要進入了阻力小的裂縫中，此階段反映的是汞在裂縫中的流動特征。

同時L 油田領眼井及生產(chǎn)井GVR 成像測井資料統(tǒng)計結(jié)果也顯示儲層發(fā)育較裂縫（見表1）。平均裂縫發(fā)育強度約0.18 條/米，且以中-高角度縫為主，裂縫走向主要為北西-南東向，與油田主構(gòu)造方向一致。

表1 L 油田GVR 成像測井解釋統(tǒng)計分析結(jié)果

1.2 雙重介質(zhì)油水滲流特征明顯

L 油田自投產(chǎn)至今，已鉆生產(chǎn)井達59 口，側(cè)鉆調(diào)整井是油田目前主要的挖潛手段。近幾年調(diào)整井實施結(jié)果顯示，老井間加密井實際鉆遇儲層的物性、含油性均較好，但投產(chǎn)即高含水，含水上升快，挖潛效果不理想。E2、E5 井均為油田老井，生產(chǎn)時間長，主要開采層為B1，且初期產(chǎn)能高，初始含水低，含水上升慢，開發(fā)效果好（見表2）。E5 井2013 年初日產(chǎn)油40.7 m3，含水率90.3%，累產(chǎn)油42.5×104m3，已水淹。2013 年中旬在距離E5 井僅130 m 處鉆領眼井P1，測井結(jié)果顯示鉆遇了原始油水界面，儲層原油基本未動用。同樣的，E2井2014 年初日產(chǎn)油69.2 m3，含水率97.1%，累產(chǎn)油92.2×104m3，也已嚴重水淹。2014 年中旬在距離E2 井80 m處鉆領眼井P2，測井結(jié)果也顯示鉆遇了原始油水界面。2014 年8 月，利用領眼井P2 試采B3 及C 層頂部，射孔井段儲層孔隙度20%～30%，油柱高度約40 m，儲層物性、含油性較好。但P2 井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油僅36.6 m3，含水率高達89.3%，2016 年11 月測試含水率已達100%，累產(chǎn)油僅1.6×104m3，開發(fā)效果差。

表2 L 油田E2 和E5 井生產(chǎn)指標統(tǒng)計結(jié)果

類似現(xiàn)象在L 油田老井間加密調(diào)整井實踐過程中普遍存在，而老井區(qū)“裂縫網(wǎng)狀水淹，基質(zhì)剩余油富集”是產(chǎn)生這一現(xiàn)象的根本原因[5-7]。對于裂縫發(fā)育的儲層，經(jīng)過早期老井長時間地開采，底水受壓差的持續(xù)作用，會優(yōu)先沿著滲流阻力很小的裂縫網(wǎng)絡竄進，而基質(zhì)塊中流動阻力大，流體竄流過程相對慢得多，導致老井區(qū)裂縫網(wǎng)絡已全部水淹，形成水竄通道，基質(zhì)塊動用程度相對較低，原油通過竄流緩慢進入裂縫（見圖3），老井進入低產(chǎn)油量、高含水率但生產(chǎn)動態(tài)十分穩(wěn)定的狀態(tài)。后期加密的新井投產(chǎn)后，老井區(qū)的水錐會再次受到新井壓差的作用，沿裂縫網(wǎng)絡快速竄入新井井底，導致新井投產(chǎn)即高含水，開發(fā)效果差[8，9]。

圖3 雙重介質(zhì)油藏油水分布規(guī)律示意圖

2 雙重介質(zhì)油藏模型的建立

L 油田為天然底水驅(qū)裂縫性碳酸鹽巖油藏，遵循雙重介質(zhì)油水兩相滲流理論。筆者基于雙重介質(zhì)地質(zhì)建模成果，根據(jù)雙重介質(zhì)油水兩相滲流理論，利用Eclipse 軟件建立了L 油田雙重介質(zhì)油藏數(shù)值模型。

2.1 油水運動規(guī)律分析

受基質(zhì)孔隙度、滲透率大小的影響，基質(zhì)在雙重介質(zhì)油藏開發(fā)過程中發(fā)揮的作用不同。具有高基質(zhì)孔隙度、低基質(zhì)滲透率的油藏，由于裂縫具有很強的導流能力，基質(zhì)僅為原油的儲集空間，基質(zhì)中原油主要在毛管壓力作用下通過滲吸進入裂縫而采出，裂縫成為水驅(qū)油的通道；而具有高基質(zhì)孔隙度、高基質(zhì)滲透率的油藏，基質(zhì)既是原油的儲集空間，且有較強的滲流能力，在理論上也可成為水驅(qū)油的通道，但實際中易受到高導流裂縫的壓制，基質(zhì)中水驅(qū)油作用較弱，同時在基質(zhì)裂縫系統(tǒng)間壓差作用下，基質(zhì)與裂縫間的竄流作用增強。總體而言，雙重介質(zhì)油藏中水驅(qū)油作用主要發(fā)生在裂縫中，基質(zhì)中該作用較弱甚至不發(fā)生，基質(zhì)中原油主要依靠竄流和滲吸作用進入裂縫而采出[10-12]。

對于L 油藏，由探井、評價井及領眼井巖心分析結(jié)果可看出（見表3），除灰?guī)r頂A 層孔隙度和滲透率較低、十分致密外，其余各層巖心滲透率均較高，分布在200～300 mD。

表3 L 油田探井/評價井/領眼井巖心分析結(jié)果統(tǒng)計

考慮到礁灰?guī)r質(zhì)地較疏松，巖樣易破碎，實驗所用巖樣中裂縫一般較少，因此認為L 油藏基質(zhì)物性較好，基質(zhì)與裂縫間流體竄流作用強，竄流量大。油藏中流體流動主要包括兩部分，一是裂縫中水驅(qū)油過程，二是基質(zhì)與裂縫間的竄流過程。

2.2 油水兩相滲流模型建立[6]

裂縫中的油相：

裂縫中的水相：

基質(zhì)中的油相：

基質(zhì)中的水相：

式中：下標f、m-裂縫和基質(zhì)；o、w-油相和水相；qo、qw-基質(zhì)與裂縫之間的油水交換項；σ-形狀因子，m-2。

2.3 形狀因子敏感性分析

形狀因子σ 與裂縫發(fā)育密度密切相關，裂縫越發(fā)育，形狀因子相應越大，其大小反映了基質(zhì)與裂縫間的流體交換能力。在數(shù)值上σ 與被裂縫切割的基質(zhì)塊平均尺寸（Lx、Ly、Lz）有關。若將基質(zhì)塊視為立方體，其表達式如下：

竄流因子是由地質(zhì)統(tǒng)計和隨機性建模得到，具有一定的不確定性，數(shù)值模擬研究中，特別是歷史擬合時需要對σ 進行合理調(diào)整以擬合油井含水率（見圖4）。通常σ 值越大基質(zhì)中原油竄流到裂縫越容易，定油生產(chǎn)時相應含水率會越低。

圖4 雙重介質(zhì)模型σ 敏感性分析

2.4 難動用層段啟動壓差設置

L 油藏縱向上劃分為八個巖性段，八段儲層巖石及流體性質(zhì)均存在一定差異。根據(jù)PVT 分析結(jié)果，由上至下各層段原油密度及黏度呈遞增趨勢（見表4），且?guī)r石親油性增強，其中E 層段原油密度黏度最大，巖石為強親油。

表4 L 油田評價井L5 井PVT 分析結(jié)果

另有探井、評價井及領眼井巖心相滲實驗結(jié)果顯示，上部A 至C 層巖心平均殘余油飽和度23%～29%，D、E 層分別為36.9%、42.5%，E 層明顯高于上部各層段。并且探井、評價井DST 測試結(jié)果顯示E 層不產(chǎn)油（見表5）。

表5 L 油田探井評價井DST 測試結(jié)果統(tǒng)計

綜合以上分析認為E 層原油較難動用，有必要在油藏模型中設置啟動壓差以控制E 層原油產(chǎn)出?；贚 油藏儲層及流體參數(shù)，利用稠油油藏啟動壓力梯度經(jīng)驗公式式（6），取E 層基質(zhì)滲透率79 mD，原油黏度99 mPa·s，儲層平均厚度17 m，計算得出E 層基質(zhì)啟動壓差約為1 447.9 kPa。并借助PVT 分區(qū)方法，在E層與上部層段間設置啟動壓差1 447.9 kPa，以實現(xiàn)控制E 層原油產(chǎn)出的目的。

2.5 單重介質(zhì)與雙重介質(zhì)模型對比

基于對雙重介質(zhì)油藏滲流機理的認識，結(jié)合L 油田實際地質(zhì)油藏特征，建立了L 油田雙重介質(zhì)三維數(shù)值模型。并在模型未做擬合時，與原單重介質(zhì)模型對比發(fā)現(xiàn)，新模型對調(diào)整井生產(chǎn)動態(tài)的預測結(jié)果與實際吻合更好。由此表明新模型能夠更好地刻畫L 油田高含水期、特高含水期的油水運動規(guī)律，更有助于高含水期剩余油挖潛策略和提高采收率方法的研究。

3 應用前景

3.1 剩余油挖潛策略研究

L 油田目前處于“特高含水、低采油速度、低采出程度”階段，側(cè)鉆調(diào)整井是目前剩余油挖潛的主要手段。近幾年來，利用單重介質(zhì)模型在油藏邊部及井間區(qū)域設計了多口調(diào)整井，方案設計時模型預測結(jié)果顯示調(diào)整井潛力較大，但投產(chǎn)后實際效果并不理想。而新建的雙重介質(zhì)模型未做擬合時便能較好表征調(diào)整井的生產(chǎn)動態(tài)，能夠提高今后調(diào)整井設計方案的可靠性，有助于油田剩余油挖潛策略的研究。

3.2 提高采收率方法研究

L 油田地質(zhì)儲量極大，但目前采出程度不足10%，且綜合含水率已達96%以上，調(diào)整井挖潛效果有限，開發(fā)形勢十分嚴峻，迫切需要探索出一條有效的提高采收率之路?？紤]L 油田油水黏度比大、儲層巖石親油、裂縫發(fā)育等地質(zhì)油藏特點，結(jié)合國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏開發(fā)經(jīng)驗，認為注氣混相驅(qū)能夠有效克服不利因素，提高驅(qū)油效率，并開展了L 油田注氣混相驅(qū)機理研究。組分模擬研究結(jié)果表明，混相狀態(tài)下驅(qū)油效率大幅提高，預測理論采收率可提高7%～10%。今后可利用新建的雙重介質(zhì)模型開展L 油田注氣混相驅(qū)的機理研究及方案設計。

4 結(jié)論

（1）L 礁灰?guī)r油田巖心壓汞及GVR 成像測井資料均顯示儲層裂縫發(fā)育，實際開發(fā)中油井生產(chǎn)動態(tài)也表現(xiàn)出了明顯的雙重介質(zhì)油水滲流特征，老井及調(diào)整井生產(chǎn)動態(tài)揭示了油田“裂縫網(wǎng)狀水淹，基質(zhì)剩余油富集”的油水分布規(guī)律。

（2）基于對L 油田油水運動規(guī)律的認識，結(jié)合雙重介質(zhì)地質(zhì)建模成果，建立了雙重介質(zhì)油藏數(shù)值模型。與原單重介質(zhì)模型相比，新模型能更好地表征L 油田高含水期、特高含水期的油水運動規(guī)律，有利于今后調(diào)整井設計和剩余油挖潛。

（3）為克服L 油田油水黏度比大、儲層巖石親油、裂縫發(fā)育等不利因素，提高油田采收率，開展了注氣混相驅(qū)機理研究。理論研究表明，混相狀態(tài)下氣驅(qū)油效率高，預測采收率可提高7%～10%，新建的雙重介質(zhì)模型可為注氣混相驅(qū)研究提供技術(shù)支撐。