裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法.

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万方数据第17卷第2期2010年3月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV01．17，No．2Mar．2010裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法孙业恒(中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015)摘要：针对裂缝性低渗透砂岩油藏的地质特点和渗流特征，论述了油藏数值模拟历史拟合的技术方法及侧重点。应用大芦湖油田樊12井区双孔双渗油藏模型研究了裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合中裂缝渗透率、裂缝密度、裂缝重力泄油等敏感性影响因素，确定了该油藏模型历史拟舍参数调整的有效范围。结合史南油田史深100块、大芦湖油田樊107块等裂缝性低渗透砂岩油藏的数值模拟研究．阐述了对该类油藏的地层压力、油田综合含水率以及单井压力和含水率拟合的方法，分析了油藏网格模型方向性、油藏压力敏感性、压裂裂缝等因素对裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合的影响。关键词：裂缝性砂岩；低渗透油田；数值模拟；双重介质模型；历史拟合中图分类号：TE319文献标识码：A文章编号：1009—9603(2010)02—0087—04油藏数值模拟历史拟合是对已开发油田进行油藏数值模拟研究的重要环节。历史拟合的过程就是针对建立的油藏静态模型和开发动态模型，通过合理地调整模型中一些不确定的油藏静态、动态参数，达到两者的匹配统一[1]。从认识和表征油藏角度看，油藏数值模拟历史拟合本身就是一种有效的动态与静态相结合的油藏描述方法。通过油藏数值模拟历史拟合，发现和修正不合理的油藏描述数据，使油藏模型更加完善，更加符合油藏地下实际，提高油藏模型的可靠性。与此同时，油藏数值模拟历史拟合在研究油藏的开发动态，包括流体运移，剩余油分布，压力分布，平面、层间开发矛盾等方面具有重要作用。油藏数值模拟历史拟合方法在油藏数值模拟历史拟合中，一般采用由面及点的拟合方法，既要进行油藏整体开发指标的拟合，又要兼顾局部区域和单井的拟合。其拟合指标可分为3个层次，即全油藏指标拟合、分区块指标拟合和单井指标拟合。通常需要拟合的油藏开发指标包括油藏静压、综合含水率、产液剖面、油水井生产指标等生产数据。在进行历史拟合时，必须考虑各参数的调整范围、井间干扰，以及边界条件对拟合结果的影响，以保证修改的模型参数不与油藏地下实际及油藏工程参数相矛盾。2非确定参数的敏感性分析对于一个具体的油藏而言，地质参数是唯一的、确定的，但是由于对地质参数认识的不确定性，导致油藏数值模拟历史拟合的结果具有多解性。对于低渗透砂岩油藏，尤其是对于储层裂缝发育的低渗透油藏，由于裂缝发育及分布对油藏开发影响大，而描述裂缝发育和分布的参数难以确定，因此，对历史拟合调整参数进行敏感性分析，掌握各种裂缝参数对油藏开发指标的影响程度，对于在油藏历史拟合中有的放矢，合理地调整地质参数是必要的。通常进行的裂缝参数敏感性分析包括裂缝渗透率、裂缝与基质的交换系数和重力驱替作用等，以大芦湖油田樊12井区数值模拟研究为例加以论述①。樊12井区沙三段中亚段42层埋深为2828．8～3033．5m，含油面积为4．6km2，平均有效厚度为14m，原油地质储量为220×104t，是主力产层之一。天然裂缝较发育，同时存在人工压裂裂缝。井点最大渗透率为43．2×10～肛m2，最小渗透率为2．2×10～肛m2。井点最大孔隙度为17．2％，最小孔隙度为14．2％。平均渗透率为11．6×101p．m2，平均孔隙度为15．3％。收稿fl期：2009一12—18；改¨f1期：2010-0223。作者简介：孙业恒。男，高级工程帅。博十．主要从事油田开发．油藏数值模拟综合研究工=作。联系电话：(0546)8715003，E—mail：sunyhC哆s1．of．corn．荩会项H：中园石化殴份公司项目。i维i相黑油模犁软件蚌行化及应用”(E03009)①{．成峰．孙业恒．大芦湖油山燹12井区数值模拟研究．巾陶fl化股份胜利油出分公司地质科学研究院，2000． 万方数据·88·油气地质与采收率2010年3月2．1裂缝渗透率以樊12井区沙三段中亚段42层实际数据建立地质模型。保持地质模型中基质的渗透率不变，改变地质模型中裂缝系统的渗透率，设计不同的计算方案对比模型的无因次采出程度(无因次采出程度是以裂缝渗透率与基质渗透率比值为1时计算方案的采出程度为基础，其他各方案的采出程度与之比值)。由研究区无因次采出程度和裂缝渗透率与基质渗透率比值的关系可看出(图1)，当裂缝渗透率与基质渗透率比值较小时。也就是裂缝发育程度低，储层非均质性相对弱时，采出程度相对较高。随着裂缝渗透率与基质渗透率比值的增大，储层非均质程度增加，开发效果随之变差。当裂缝渗透率与基质渗透率比值为10,---20时，采出程度曲线存在明显的拐点。因此，樊12井区储层裂缝参数的敏感范围是裂缝渗透率与基质渗透率比值为1～20。瑙碳蛊隹|∈憨蓉限裂缝渗透牢／基质渗透率图1樊12井区无因次采出程度和裂缝渗透率与基质渗透率比值的关系2．2裂缝密度在裂缝性低渗透砂岩油藏模拟模型中，存在着既相互独立又相互联系的基质系统和裂缝系统。这2个系统通过每个基质岩块与相对应的裂缝之间的流体渗流联系在一起，其达西渗流公式为qi=c警×墼／．M掣I．,i㈣2c——天——■F—LlJ“式中：q，为基质岩块从不同方向到裂缝中的流量，m3／d；i代表z，Y，2方向；c为达西常数，取值为0．08527；Ki为基质岩块不同方向的渗透率，肚m2；A为不同方向的渗流截面积，m2；|￡￡为地层流体粘度，mPa·s；瓦为基质岩块的平均压力，MPaPt为裂缝介质中的压力，MPa；△L，为流体在基质岩块中的渗流距离，rn。由式(1)可得到；互，：(景)；=cVa丝≯㈤其中V=A，L，=A，L，=A。L：=L；L，L：(3)．一!牟!牟_Lf41”L。△L，‘L。△L。1L：△L：⋯式中：V为基质岩块体积，m3；盯为形状因子，1／m2；L。，L，和L：分别为z，Y和2方向上构成基质岩块的特征长度(与模拟网格步长无关)，rn。Li可看作是由实际裂缝模型转化到理想裂缝模型时相邻2条裂缝的间距，它反映了裂缝的发育密度。假设基质岩块内为线性拟稳态流，Kazemi等推导出的形状因子的表达式为[23，1、盯=4《卉+卉+卉)(5)、LzL,yLt{裂缝密度越大，裂缝间距越小，仃值就越大。通过设计不同模型计算可知，d值越大，基质与裂缝间渗流交换系数越大，基质中的原油通过裂缝系统采出量越大，但当d值大于0．2以后。其影响程度不明显。因此，樊12井区储层裂缝密度参数叮值敏感范围为O～O．2。2．3重力泄油影响基质与裂缝间进行流体交换的因素，除裂缝密度外，重力渗吸作用也是不可忽视的。当油藏投入开发后，由于基质和裂缝结点间存在流体的位差，重力渗吸会在基质结点与对应裂缝结点间发生。从不同模型计算结果看，基质系统与裂缝系统间重力渗吸作用对双孔介质模型的开发效果影响较大，且重力渗吸作用越强，基质结点与对应裂缝结点间的渗流越大，开发效果越好，不存在敏感范围，应根据实际裂缝形态和规模确定。在裂缝发育较好的储层，尤其对于延伸长度较大的高角度裂缝和垂直裂缝，当油藏无底水时，重力渗吸作用有利于提高油藏开发效果。需要说明的是，在进行裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合时，应针对具体油藏特点进行具体分析。因为对于裂缝性低渗透砂岩油藏，上述裂缝参数敏感性分析受基质物性、裂缝形态及发育程度、油水密度差及油水分布等因素影响，不同的区块其敏感性范围是不同的。3油藏压力拟合由于油藏平均压力直接反映了生产过程中油藏流体的物质平衡过程，因此全油藏平均压力的拟合是做好压力指标历史拟合的基础。但是，对于裂缝性低渗透砂岩油藏，由于渗透率低且非均质性强，流体渗流和压力传导受到限制，导致油藏平面和纵向 万方数据第17卷第2期孙业恒：裂缝性低渗透砂岩油藏数值模拟历史拟合方法·89·上压力差别大。在这种情况下，分区域压力拟合和单井压力拟合是裂缝性低渗透砂岩油藏压力拟合的重点。裂缝性低渗透砂岩油藏尤其是异常高压油藏，储层基质和裂缝的物性具有较强的压敏效应[3]。在开发过程中，随着油藏压力的降低，其渗透率、孔隙度是不断降低的。因此，在油藏压力拟合过程中要充分考虑压力敏感性导致的储层物性变化特征，这对于油藏含水率拟合同样具有重要意义。在史南油田史深100块油藏数值模拟中④，应用史102并渗透率随压力变化的测试评价结果，并根据地层压力、井底压力的拟合情况对其进行了拟合调整。从实际曲线和拟合结果看出(图2)，由于油藏压力下降，导致储层微裂缝闭合，从而使储层有效渗透率下降，无因次渗透率随无因次压力的变化呈指数递减关系。图2史深100块史102井无因次渗透率与无因次压力关系曲线在裂缝性低渗透砂岩油藏中，由于压敏效应的存在，油藏压力的拟合影响着储层物性的变化与分布，同时储层物性变化与分布又反过来影响着模型的计算压力，充分应用储层渗透率随油藏压力下降过程中的压敏特征数据所调整的模型参数更符合油藏的实际情况。在裂缝性低渗透砂岩油藏单井压力历史拟合时，无论人工压裂裂缝，还是天然微裂缝，对单井压力拟合都有明显的影响[4。5]，尤其是储层压裂改造所形成的人工裂缝由于具有压裂有效期而对单井压力影响具有明显的时段性L6]。4油井流动压力拟合裂缝性低渗透砂岩油藏油井产量一般较低，油井产能评价尤其重要。在油藏数值模拟研究中，非常重要的环节就是对生产井单井产量和油藏整体开发指标进行预测，因此，对裂缝性低渗透砂岩油藏油井生产指数拟合的精度要求比中高渗透油藏高。对于油井生产指数拟合，最重要、最可靠的资料来自于试井解释成果。通过试井解释所得到的单井流动系数、井底附近有效渗透率等资料都可视为确定值，拟合得到的流动压力可靠程度高。但是，具体到某～油藏(或区块)，实际试井解释资料往往有限，甚至根本就没有这方面的资料。在此情况下，如何利用生产井的流动压力资料就显得尤为重要，在未能取得详细的单井流动压力资料时，可利用单井的动液面资料计算生产井流动压力作为拟合的目标。流动压力拟合与测试时油井产液量密切相关，因此拟合时应首先核实测试时油井的产液量。5油藏含水率历史拟合油藏含水率指标历史拟合既要进行油藏含水率历史拟合，又要进行单井含水率历史拟合，且两者相辅相成。油藏含水率历史拟合可以把握油藏含水率上升规律和开发态势，而单井含水率历史拟合能够反映油藏开发矛盾和不平衡性。在进行油藏含水率历史拟合时，一般要对相对渗透率曲线、油水界面位置、水体体积，以及储层渗透率等进行调整，调整的范围可以是油藏整体，纵向上不同砂层组、小层、甚至到单砂体，平面上不同沉积相带、甚至微相。需要指出的是，如果初始模型计算的全油藏含水率与实际值差异较大，油藏地质模型很可能存在不符合油藏实际的问题，应对油藏地质模型作迸一步的检查。对于裂缝性低渗透砂岩油藏，由于微裂缝的发育和分布与地层主应力方向密切相关，因此在建立网格模型时，网格模型的主方向应与地层最大主应力方向平行[7嵋]。如果地层最大主应力方向不统一，则模型网格方向的选取将对全油藏含水率指标的历史拟合产生较大影响。例如牛庄油田牛20块，地应力分析结果是地层最大主应力方位变化以牛20井和牛20一12井连线为界，分为东西2个区回。西区地层最大主应力方向自北向南由北东95。逐渐向北东135。偏转。东区地层最大主应力方向变化较大，在北东85。至北东135。之间。为了优化不同方向的网格模型，以便尽可能消除地层最大主应力方向变化复杂对历史拟合的影响，设计3套网格方向的油藏模型进行对比计算。分析计算结果可知，选用模型网格z方向为北东75。的模型，其计算全油藏含水率历史拟合数据最接近实际值，从而确定该套网格模型，为①魏小蓉．戴涛．史深100油田数值模拟研究．中国石化股份胜利油【珏分公司地质科学研究院，1999．②汪勇．牛庄油LH牛20断块数值模拟研究．中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院，2001． 万方数据油气地质与采收率2010年3月后期历史拟合工作打下了良好的基础。6单片含水率历史拟合在油藏含水率历史拟合的基础上，开展单井含水率历史拟合。单井含水率历史拟合应选取生产时间比较长、产量连续，含水率稳定的生产井作为重点历史拟合井，对于少数作业或改换层频繁、产量不稳定、生产不连续的生产井不强求进行历史拟合。对于裂缝性低渗透砂岩油藏，拟合生产井见水时间对于判断裂缝发育规模、程度以及裂缝发育方向至关重要。一般通过调整主裂缝方位、延伸长度、裂缝渗透率、孔隙度来拟合其生产井初见水。进行历史拟合时，可以采用局部网格加密方法描述裂缝物性参数变化规律∞。]。这种处理方法既可以较准确地描述裂缝物性变化分布特征，其模型修改范围又仅限于裂缝发育区域，不会对整体油藏模型产生较大的影响。人工压裂是低渗透油藏的主要增产措施，如何在油藏模型中描述人工压裂裂缝的作用也是低渗透油藏数值模拟的技术特点之一[1引。人工压裂裂缝对单井初见水和含水率上升规律的历史拟合起决定性作用。从矿场的压裂施工报告中可以得到压裂裂缝方位角、裂缝长度等资料，以此资料为基础，通过动态修改裂缝的传导率来描述压裂裂缝渗透率的动态变化。人工压裂裂缝的传导率是难以确定的值，但通过拟合压裂油井初见水时间可以得到可能的值。人工压裂裂缝随着生产时间的延长一般都会闭合，通过分析该压裂井的动态生产数据，就可以判断人工压裂裂缝的有效期。大芦湖油田樊107块77层樊121井组共有4口井，其中樊121井为注水井，樊121-33、樊121-44和樊121—53井为生产井q)。该并组4口井均进行了压裂，樊121—53井含水率最高，其含水率主要受转注井樊121井的影响，其无水采油期为33个月。樊121—53井在见水后含水率急剧升高，直至水淹，产油量由见水前的12m3／d降到2m3／d，采液指数下降到见水前的1／6，与该区无因次采液指数变化规律一致。人工压裂裂缝在该井组基本上是北东135。，开发动态分析与历史拟合认为，油水井压裂裂缝以及在樊121井和樊121—53井之间的相对高渗透带(天然微裂缝发育带)对樊121—53井的含水率上升起主要控制作用。从油水渗流过程看，注入水首先沿着樊121井人工压裂裂缝突进，然后在压裂裂缝末端和两侧形成注入水扩散源，在天然微裂缝和砂岩基质中向着生产井樊121—53井井底和井底压裂裂缝渗流。当注入水到达樊121—53井井底或其井底压裂裂缝时，造成樊121—53井见水，并使樊121-53井暴性水淹。通过调整樊121井和樊121-53井之间的传导率，很好地拟合了樊121-53井的见水时间和含水上升规律(图3)，使得樊121井组在平面上分配到樊121—33井和樊121-44井的注水量符合油藏生产实际，这2口井的含水率也得到了很好的拟合。图3樊107块樊12卜53井含水率拟合曲线7结束语裂缝性低渗透砂岩油藏历史拟合具有鲜明的技术特点，建立网格模型时应使网格模型的主方向与地层主应力方向一致；裂缝参数敏感性范围因储层性质、流体性质不同而不同，分析裂缝参数敏感性范围可以保证历史拟合中的调参约束和调参正确性；分区域压力和单井压力的拟合是裂缝性低渗透砂岩油藏压力拟合的重点，拟合时必须考虑储层基质和裂缝的物性具有较强的压敏效应；生产井见水时间及含水率上升规律是裂缝性低渗透砂岩油藏含水率历史拟合的主要目标，天然微裂缝和人工压裂裂缝的规模、程度、展布方向以及其传导率是主要的参数调整方向。参考文献：[13李允．油藏模拟[M]．东营：石油大学出版社，1998：234．[23KazemiH．MerrillLS。JrPorterfieldKL，eta1．Numeficalsimulationofwater-oilflowinnaturallyfracturedreservoirs口]．SPE5719，1976：317-326．[3]秦积舜．变围压条件下低渗砂岩储层渗透率变化规律研究[J]．西安石油学院学报，2002，17(4)：28-35．(下转第94页)①魏小蓉，谭保国．大芦湖油田樊107块数值模拟研究．中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院，200I． 万方数据·94·油气地质与采收率2010年3月4注过热蒸汽现场应用自2005--2009年，在该油藏实施蒸汽驱前共进行了注过热蒸汽吞吐热采试验70井次，注汽速度为170""200t／d。锅炉蒸汽出口过热度为30～50℃。经计算可知实际井底过热度为10一．．30。C左右，注汽温度为300℃左右。这70口井在注过热蒸汽前已进行过一轮饱和蒸汽吞吐，据生产数据统计，截至2009年8月，第2轮注过热蒸汽吞吐周期尚未结束，已累积产油11．55×104t。与吞吐前冷采相比，平均单井增油量为1900t，含水率下降了13．6％；与第1轮饱和蒸汽吞吐相比，平均单井增油量为1lOOt，含水率下降了9％。5结论蒸汽驱或热水驱的驱油效率与水驱程度关系不大，残余油饱和度主要取决于驱替介质的性质(过热蒸汽、饱和蒸汽或热水)、温度等因素。室内物理模拟实验结果表明，盐上中侏罗统储层300℃(过热度为50℃)过热蒸汽驱油效率最高，平均为89．5％；在相同温度下(300℃)，过热度由30℃提高到50℃，驱油效率平均提高3％，提高蒸汽过热度能有效地提高驱油效率。由数值模拟计算得出，盐上中侏罗统油层300℃(过热度为50℃)过热蒸汽驱采收率为48．13％；过热蒸汽驱的效果最好。当油藏处于低含油饱和度(低于50％)时，饱和蒸汽和过热蒸汽驱采收率都急剧下降，蒸汽驱的开采效果取决于含油饱和度及蒸汽过热度的大小。预测研究区300℃过热蒸汽两周期吞吐转汽驱开发15a，平均采油速度为2．37％。采出程度为35．56％，后5a依靠边水驱天然能量开采，平均采油速度为0．22％，采出程度为1．1％，最终采收率为47．96％。转注过热蒸汽是该稠油油藏最佳的开发方式。参考文献：[13王家震．喇嘛甸油田聚驱后蒸汽驱提高采收率研究[J]．大庆石油地质与开发，2008，27(5)t114-i16．[2]刘文章．热采稠油油藏开发模式[M3．北京：石油工业出版社，1998：45-56．[33沈德煌，张义堂．稠油油藏蒸汽吞吐后转注COz吞吐开采研究[J]．石油学报，2005，26(1)：83·86．[43刘文章．稠油注蒸汽热采工程rM3．北京：石油工业出版社。1997l319-326．[5]闵娜．过热蒸汽性质及应用[J3．电器工程设计，2005，33(1)：28—30．E6]李献民．胜利油区超稠油油藏热采开发设计优化研究口]．油气地质与采收率，2002。9(5)：60-64．[7]毛卫荣，高莉．具边底水的薄层疏松砂岩油藏蒸汽吞吐开采[J]．油气采收率技术，2000，7(4)：9-12．[8]毛卫荣．孤岛油田中二中N95薄层稠油环蒸汽吞吐中后期调整技术[J]．油气地质与采收率，2005。12(6)：61—63．[9]徐义卫．高温强水敏性低渗透稠油油藏开发对策研究[J3．油气地质与采收率．2004，11(3)：43-45．[103邵先杰．河南油田低品位稠油油藏蒸汽吞吐后进一步提高采收率研究[J3．大庆石油地质与开发，2005，24(6)：84—85．[113孙来喜，张烈辉，冯国庆。等．克拉玛依油田九区蒸汽吞吐后开采方式优化研究EJ]．石油地质与工程。2008，22(2)：60—63．[12]杨立强．蒸汽辅助重力泄油中注过热蒸汽技术研究[J]．油气地质与采收率，2007，14(5)：62—65．[133刘玉章．聚合物驱提高采收率技术[M]．北京：石油工业出版社，2005：137-148．[143DengX．Recoveryperformanceandeconomicsofsteam／pro—panehybridprocess[J]．SPE97760，2005．·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●·”●···●⋯●⋯●⋯·●一··●⋯-⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●·“·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●一，●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯●⋯·●⋯·●⋯·●⋯·●⋯．．⋯·●⋯·●⋯●⋯●(上接第90页)肖毓祥，吴忠宝。康丽侠．整体水力压裂油藏压裂缝地质模型Eli．油气地质与采收率，2008。15(1)：95—97．陈民锋，姜汉桥，周琦．低渗透砂岩油藏水井压裂参数优化数值模拟研究[J]．石油钻采工艺，2007，29(1)；54—37．周维四。孙业恒，杨耀忠，等．渤南低渗透人工裂缝驱油机理数值模拟研究[C]／／渗流力学进展．北京：石油工业出版社，1996：264-269．张世明，万海艳，戴涛，等．复杂油藏三维地质模型的建立方法[J]．油气地质与采收率，2005．12(1)：9-11．冯明生，裒士义，许安著，等．高含水期剩余油分布数值模拟的编辑刘北羿平面网格划分EJ3．油气地质与采收率，2008，15(4)：81—83．[93吴忠宝，胡文瑞，宋新民，郝明强，等．整体水力压裂油藏裂缝一油藏耦合数值模拟研究[J]．油气地质与采收率，2009。16(z)：70一73．[10]孙焕泉，杨勇．低渗透砂岩油藏开发技术——以胜利油田为例FM]．北京；石油工业出版社，2008：64—67．编辑经雅丽]H口∞口随