双重介质定量描述技术在复杂礁灰岩油田开发中的应用——以珠江口盆地流花4-1油田为例

刘伟新 宁玉萍 王 华 程 佳 陆 嫣 汪 莹

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

双重介质定量描述技术在复杂礁灰岩油田开发中的应用
——以珠江口盆地流花4-1油田为例

刘伟新 宁玉萍 王 华 程 佳 陆 嫣 汪 莹

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

裂缝作为礁灰岩储层的主要流体渗流通道,其空间展布规律对油田开发有着重要的意义,但如何实现定量描述一直存在技术困难。以珠江口盆地流花4-1礁灰岩油田为例,依托钻井、取心、测井、GVR成像及地震等资料,利用沉积演化模拟和离散裂缝网络建模,探索对复杂礁灰岩油田储层和裂缝空间展布规律的定量表征技术,建立了该油田裂缝-孔隙型双重介质模型,开展了基于双重介质模型的油藏数值模拟研究,并在充分考虑裂缝影响下分析了复杂礁灰岩油田开发过程中的影响因素,进而立体评价了剩余油分布情况,为该油田开发后期调整挖潜提供了依据。

礁灰岩油田;裂缝-孔隙双重介质;建模与数模;沉积演化模拟;离散裂缝网络;剩余油分布

裂缝-孔隙双重介质是碳酸盐岩储层最大的特性[1-2]。作为沟通流体的渗流通道,裂缝在碳酸盐岩油田开发中起着重要的作用,而基于单孔介质地质建模而建立的油藏模型难以真实反映地下流体的实际渗流特征。因此,在珠江口盆地流花4-1复杂礁灰岩油田开发中必须寻求裂缝的定量描述技术,精细模拟研究裂缝-孔隙双重介质油藏动态特征。

1 流花4-1油田礁灰岩储层研究难点与对策

流花4-1油田是在台地边缘上发育的生物礁块状油田。作为典型的礁灰岩油田,无论是从钻井、测井、取心还是生产动态,流花4-1油田储层均表现出明显的裂缝-孔隙双重介质特征[3]。储层研究显示,该油田礁灰岩储层储集空间中裂缝非常发育(图1),包括基质孔缝和宏观裂缝,其中基质孔缝主要是由压实、压溶和溶蚀等成岩作用形成,而宏观裂缝主要是由构造变形产生的构造裂缝。因此,如何准确预测孔洞和裂缝发育规律、储层连通性与物性以及含油性空间展布规律,是流花4-1油田开发过程中必须解决的问题,具体难点表现在以下3个方面:①礁灰岩储层非均质性强,成层性差,岩相作为基质物性和含油性模型建立的基础,其空间分布规律预测难度高;②裂缝作为主要渗流通道,复杂多变,其空间展布对油藏工程研究起着决定性作用,但对裂缝的识别和预测等定量表征难度大;③礁灰岩中基质系统和裂缝系统间存在流体交换,且都直接向油井供油,因此这2个系统间合理耦合关系的模拟难度大。

针对流花4-1油田地质油藏研究面临的困难与挑战,提出采用双重介质建模与数模一体化,以提升地质油藏研究精度。总体研究思路和对策如下:

1)相控建模由传统的平面相控转变为立体相控。从地震、测井和岩心资料入手,在地震相、单井相、基底初始水深等初始沉积环境分析的基础上,进行沉积演化动态模拟,建立三维的沉积相模型,通过立体相控指导三维基质属性模型的建立。

2)裂缝描述由传统的半定量描述转变为定量描述。利用岩心、GVR成像测井以及地震方差体和蚂蚁体等属性,应用先进的裂缝网络建模技术,建立三维离散裂缝网络模型(DFN),实现真正意义的裂缝-孔隙双重介质建模,对裂缝三维空间展布规律进行定量表征。

3)油藏动态模型由传统的拟双重介质转变为真双重介质。基于三维基质属性模型和三维裂缝分布模型,以油藏数值模拟及油藏工程方法为主,结合特殊岩性分析、流体分析、DST压力动态校正和生产历史拟合等手段,打破利用单孔模型等效双重模型的传统方法,建立真正意义的裂缝与基质耦合的双重介质油藏数值模型。

图1 流花4-1油田礁灰岩储层裂缝发育特征

2 流花4-1油田裂缝-孔隙双重介质建模

2.1 立体相控指导基质属性模型的建立

沉积相控制了储集层基质孔隙度和渗透率的分布,因此通常采用相控技术建立基质属性模型[4]。相模型决定着基质属性模型的精度,传统的相模型大多依据平面沉积相格架而建立,缺乏沉积相纵向叠置关系的分析。为了弥补平面相模型的不足,本次研究中利用沉积演化模拟技术对沉积相立体空间展布规律进行刻画,应用立体相模型约束基质属性模型的建立。

2.1.1沉积演化模拟

造礁生物的生长与富集受光照程度、含氧量、温度、营养成分和浊度等因素的影响。相对海平面的变化既决定了可容空间的变化,也影响了水深、光照、含氧量、温度的变化[5],从而最终控制了生物礁复合体沉积的叠置样式。基于上述造礁生物宏观主控因素的分析,针对礁灰岩储层的特殊性和复杂性,从流花4-1油田常规取心着手,在前人对珠江口盆地三级海平面变化曲线的研究基础上[6],依据关键井LH4-1-1井的岩性和测井曲线特征制作了珠江组礁灰岩段沉积时期海平面变化曲线,并根据礁灰岩产率主控因素开展了生物礁灰岩沉积演化模拟。

图2为流花4-1油田礁灰岩储层沉积演化模拟的沉积相三维栅状图。模拟结果显示,C和D段在LH4-1-1和LH4-1-2井区发育台地边缘生物礁相; B和A段下部在LH 4-1-1和LH 4-1-2井区发育对称式的堤礁,以礁核、礁翼亚相为主,礁后滩相不发育;A段上部沉积时由于水体过深,只有LH4-1-1井区发育礁体。

图2 流花4-1油田礁灰岩储层沉积演化模拟结果

2.1.2立体相控建立基质属性模型

在沉积演化模拟基础上,结合沉积模式研究,生成相分布边界概率体,以约束纵向上沉积相的变化趋势;同时,利用地震反演数据,生成井间相分布趋势概率体,以约束横向上沉积相的变化趋势。通过数据分析,应用序贯指示模拟,在纵向和横向相趋势双重约束之下,建立了流花4-1油田礁灰岩储层相模型(图3a)。该方法建立的相模型,既能通过沉积演化模拟反映礁灰岩沉积相边界,又能通过地震反演体现井间沉积相的分布,从纵向和横向上对沉积相进行控制和约束,是真正意义上的立体相模型。然后在立体相模型约束之下,将地震反演体和密度体作为协模拟条件,采用序贯高斯算法对孔隙度属性进行模拟,建立了流花4-1油田的基质物性模型(图3b)。

图3 立体相控建立的流花4-1油田礁灰岩储层基质属性模型

2.2 离散裂缝网络建模实现裂缝的定量表征

碳酸盐岩储层特性,裂缝的空间展布规律以及裂缝对油藏的影响研究一直是较大难题。目前国内研究多为半定量裂缝等效模型,并非真正意义上建立裂缝模型。本次研究中通过岩心裂缝观察和GVR成像测井研究,对单井裂缝产状及分布规律开展研究,逐点模式识别。通过定义裂缝强度、几何特征和产状等参数,利用方差体和蚂蚁体等地震属性,应用先进的裂缝网络建模技术,模拟礁灰岩裂缝空间发育和分布,建立三维离散裂缝网络模型(DFN),实现对裂缝的空间展布规律的定量表征。在DFN裂缝建模中,须分步对大尺度裂缝和小尺度裂缝进行预测。大尺度裂缝主要是从地震数据体上确定性获得,其位置和空间几何形态完全依靠地震资料进行识别;而小尺度裂缝主要是应用地质统计的方法随机生成,是由大量小裂缝片组成的裂缝系统。

2.2.1大尺度裂缝预测

主要利用地震相干体、地震蚂蚁体以及与断裂相关的地震边缘检测等手段,采用人机交互的方式拾取断裂信息,对大尺度裂缝分布进行描述。

受珠江口盆地张扭地层应力的控制,流花4-1油田区内断裂非常发育,断裂性质均为正断层。在地震资料解释中,除了古台地边缘大断层外,该油田范围内大断层的最大垂向断距为80 m,最小断距小于5 m,基本为北西-南东走向,延伸长度为0.4～9.5 km。通过地球物理手段识别出来的大尺度裂缝近400条,主要表现为断距小、延伸短。从统计结果看,该油田区发育两组走向差异明显的大尺度裂缝,一组平行于主断层,另一组垂直于主断层。平行于主断层的裂缝的断距和延伸长度明显要大于垂直于主断层的裂缝,但垂直于主断层的裂缝的数量要多于平行于主断层的裂缝。总体上,该油田的西、北部大尺度裂缝发育的密度较大,东南部裂缝发育密度较小。本文建立的流花4-1油田礁灰岩储层大尺度裂缝网络分布模型如图4所示。

2.2.2小尺度裂缝预测

地震资料无法识别的裂缝均为小尺度裂缝。在岩心观察、测井裂缝解释及GVR成像测井资料建立的单井裂缝模型基础上,以裂缝发育密度体及距断裂距离信息等为约束,采用随机模拟的方法建立小尺度三维离散裂缝网络分布模型,并根据小尺度裂缝的分布密度、方位密度、大小和开度等统计信息,利用地质统计的方法对生成裂缝片组成的裂缝系统进行修正,使之满足各种先验统计和认识条件。

图4 流花4-1油田礁灰岩储层大尺度裂缝网络分布模型

图5 流花4-1油田小尺度裂缝网络分布模型

图5为本文建立的流花4-1油田礁灰岩储层小尺度裂缝网络分布模型。可以看出该油田的西、北部小尺度裂缝发育密度较大,东南部密度较小,与大尺度裂缝密度分布规律一致性较好。

2.2.3离散裂缝网络模型与裂缝等效参数模型的建立

在大尺度和小尺度裂缝预测基础上,将两者叠加建立离散裂缝网络模型。离散裂缝网络是目前描述裂缝的一项先进技术,它是通过展布于三维空间中的各类裂缝片组成的裂缝网络集团来构建整体的裂缝模型,可以实现对裂缝系统从几何形态到渗流行为的细致、有效描述,并通过定义裂缝的倾角、倾向、延伸长度、开度、传导率及裂缝发育密度等参数对次级断裂和微裂缝进行模拟。依据地层系数、生产测试及钻杆测试等数据,对裂缝建模中的参数进行动态调整和优化,降低裂缝模型的不确定性,最终得到流花4-1油田礁灰岩储层离散裂缝网络模型。

离散裂缝网络模型的建立是裂缝等效参数如孔隙度、渗透率等计算的基础。裂缝等效参数是指裂缝系统在各油藏网格中所表现出的储存能力、渗透能力及被裂缝系统所切割的基质岩块几何形态参数[7]。根据各组裂缝的网络分布、开度和传导率参数对裂缝的孔隙度和渗透率参数进行计算,其基本原理如下:①根据网格节点内裂缝条数及各裂缝的长度、高度、开度等参数,求取网格节点内裂缝总体积与该网格体积之比,即为裂缝等效孔隙度;②在实际三维裂缝网络模型基础上,采用不可压缩稳态流动方法,根据达西定律得到不同方向对应的等效渗透率。依据该原理,利用FracaFlow软件完成了该油田礁灰岩储层裂缝孔隙度和裂缝各向异性渗透率的计算,得到了最终的裂缝等效孔隙度和等效渗透率模型(图6)。

根据统计结果,流花4-1油田礁灰岩储层断裂系统的孔隙度小、贡献少,裂缝系统的孔隙度仅为0.01%～0.27%,平均为0.08%。裂缝系统的渗透率较高,起主导作用,是最重要的流体渗流通道,但在不同方向上有一定的差异,其中X方向最大渗透率达到8 000 mD,高渗裂缝比例低于0.1%;Y方向最大渗透率为5 500 mD,高渗裂缝比例低于0.1%;Z方向最大渗透率为8 000 mD,高渗裂缝所占比例达0.1%,对流体渗流作用的贡献最大。

图6 流花4-1油田礁灰岩储层裂缝等效孔隙度和等效渗透率模型

2.3 一体化建模思路精细化油藏模型

在保证充分反映地质特征及流动响应的前提下,对流花4-1油田礁灰岩储层构造模型、基质属性模型和裂缝属性模型进行粗化,结合特殊岩性分析和流体分析确定静态参数场,选用Eclipse黑油模拟器建立了双重介质油藏模型。其中,基质属性包括孔隙度、不同方向渗透率、净毛比;裂缝模型属性包括裂缝孔隙度、渗透率及Sigma裂缝-基质交换因子。

在该油田礁灰岩储层双重介质油藏模型的建立和拟合过程中,充分贯彻了一体化建模思路。例如,在对模型参数场的校正中,首先对油井动态的影响因素进行敏感性分析,基于分析结果返回初始基质和裂缝属性场进行敏感静态参数值调整;然后再利用双重介质油藏模型,进行油田参数场模拟校正,直到最终模拟的油井动态符合实际生产动态,充分体现了“动静滚动校正”的模式。

图7为利用流花4-1油田礁灰岩储层双孔双渗模型获得的油田生产历史拟合曲线。由于与流花11-1油田液量混输,在未测试情况下该油田含水率存在一定的误差,因此全油田含水主要拟合第一次测试之后的数据段。图7显示,在该油田含水测试点之后时段里,利用双重介质模型取得了非常好的拟合效果,这充分体现了双重介质建模与数模一体化在流花4-1油田地质油藏研究中的明显优势。

图7 流花4-1油田生产历史拟合曲线

3 双重介质模型在流花4-1复杂礁灰岩油田开发中的应用

双重介质模型将裂缝系统和基质系统分别表示出来,能较好地描述裂缝内水窜和油窜等现象,较传统的单重介质模型能更好地模拟裂缝性油藏,因而有利于分析油田开发过程中的影响因素,引导油田合理开发;同时,双重介质模型充分考虑了裂缝对油藏的影响,对油田最终采收率的预测也相对准确,而且基于模型模拟得到的剩余油分布也更为合理,从而能更好地指导油田开发后期增产挖潜。

基于双重介质模型模拟结果,结合地质因素和开发因素,对流花4-1油田剩余油分布规律进行系统的归纳和总结[8-10],认为油田剩余油分布特征为“一低、二高、三区”,为油田后期开发井的调整提供了依据。

1)“一低”剩余油分布规律。“一低”是指在井网控制程度低的部位剩余油较多。平面上,流花4-1油田西北部和中部含油饱和度高。这是由于这些区域未受到井网控制,底水难以波及,原油动用程度低,使得剩余油相对富集。

2)“二高”剩余油分布规律。“二高”是指剩余油主要富集在构造高部位和产层高层位。流花4-1油田剩余油主要分布在构造高部位,如礁核区域仍存在大量的剩余油,这主要是由于随着油田开发,动油水界面逐渐上升,水线范围沿构造线逐步缩小,最终导致剩余油在构造高部位相对富集。此外,产层高层位也存在大量的剩余油,如流花4-1油田主要产层为B层,而位于该产层上部的A2层因底水无法波及,且该层油井多为过路井,导致含油饱和度基本没有变化,存在大量剩余油。

3)“三区”剩余油分布规律。“三区”是指油井水锥未波及区,裂缝不发育区和油井之下、相对致密层之上剩余油富集区。例如,流花4-1油田A1H和A6 H井之间的区域剩余油相对富集,主要是由于底水驱替立体上呈倒锥形,离底水越远的区域波及程度越低,水锥周围未波及区域原油不易动用(图8)。再例如,流花4-1油田A3H井下部有部分区域发育高角度裂缝,底水主要沿裂缝发育区向上突进,而裂缝相对不发育区域的水驱波及效果差,有较多的剩余油(图9)。此外,该油田水平井A7H井之下存在一段厚度3～4 m的相对致密层,该段致密层的遮挡作用使得底水绕行向上驱,导致致密层之上原油几乎未动用,形成所谓“屋顶油”(图10)。

图8 流花4-1油田水锥未波及区剩余油富集情况

图9 流花4-1油田裂缝不发育区剩余油富集情况

图10 流花4-1油田油井之下、相对致密层之上剩余油富集情况

4 结论

1)以沉积演化模拟为基础,结合地震反演体,在纵向和横向双重约束下,建立了真正意义的流花4-1油田三维立体相模型,基于该相模型建立的礁灰岩储层基质孔隙度、渗透率以及饱和度模型更具优势和合理。

2)利用钻井、岩心、常规测井、GVR成像测井、三维地震资料及生产动态数据,对流花4-1油田礁灰岩储层的裂缝展布规律进行了预测,建立了三维离散裂缝网络模型,实现了对裂缝系统从几何形态到渗流行为的有效定量描述,为深入研究裂缝的分布规律,更充分地了解和预测礁灰岩的油藏特征起到了积极作用。

3)通过模型影响因素敏感性分析,结合地质因素和开发因素,全面分析总结出流花4-1油田剩余油分布特征为“一低、二高、三区”,为油田开发后期调整挖潜提供了依据。

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The application of the technique of quantitatively characterizing double-porosity medium in the development of complex reef-limestone oilfields:a case of LH4-1 oilfield,Pearl River Mouth basin

Liu Weixin Ning Yuping Wang Hua Cheng Jia Lu Yan Wang Ying
(Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangzhou,510240)

As a main type of fluid-flow channel in reef-limestone reservoirs,fractures and their distribution are very important to the development of such oil reservoirs,but it has been technically difficult to quantitatively describe fractures.Taking LH 4-1 oilfield,Pearl River Mouth basin as an example,a technique to quantitatively characterize the spatial distribution of complex reef-limestone reservoirs and their fractures was explored,and a model of double-porosity medium was built on basis of drilling,core,logging,GVR image and seismic data and by using the sedimentary evolution and discrete fracture network modeling.Then based on this model,a research of numerical simulation was made for the oil reservoirs,and the factors influencing the development of complex reeflimestone oilfields were analyzed by sufficiently considering the impacts of fractures.Furthermore, the remaining oil distribution was spatially evaluated,providing some evidences for the adjustment in the late development of the oilfield.

reef-limestone oilfield;fracture-pore dual porosity medium;integration of modeling and numerical simulation;sedimentary evolution modeling;discrete fracture network;remaining oil distribution

2013-12-03改回日期:2014-04-10

(编辑:张喜林)

刘伟新,男,高级工程师,1992年毕业于原石油大学(华东),现为中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院开发总师,主要从事油气田开发研究和管理工作。地址:广州市江南大道中168号海洋石油大厦(邮编:510240)。E-mail:liuwx@cnooc.com.cn。