朱志強， 李云鵬， 呂坐彬， 孟智強， 楊志成

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

隨著成像測井技術的日趨成熟，對潛山裂縫性油藏井眼周圍裂縫的識別越來越準確,而對井間裂縫分布的識別，雖然相關理論研究比較多，但截至目前尚未取得根本性突破，更沒有成熟的技術[1-9]。近年來，國外主要從核磁測井技術方面開展了相關研究，同時認為多波多分量地震技術是比較有效的手段，但該技術還處于探索階段[10-14]。儲層裂縫成因、空間描述及三維分布預測是研究儲層裂縫的出發(fā)點和歸宿點，建立既能反映裂縫分布規(guī)律、又能滿足油藏工程研究需要的儲層裂縫模型是潛山裂縫性油藏高效開發(fā)的關鍵，這就需要基于裂縫性油藏研究現(xiàn)狀，針對某一具體的、典型的潛山裂縫性油藏進行進一步研究和探討。

JZS潛山油藏為渤海油田首個投入開發(fā)且規(guī)模最大的潛山裂縫性油藏，巖性為片麻巖及碎裂巖類，儲集空間主要為裂縫和溶孔，其中構造裂縫最為發(fā)育，其次為碎裂質(zhì)的粒間孔隙和溶蝕孔隙。該油藏儲層孔隙度變化較大，滲透性非均質(zhì)性極強，具有明顯的雙重孔隙介質(zhì)特征。

鑒于渤海油田JZS潛山油藏的典型性及其具有的代表性，筆者以該油藏為例，利用其豐富的生產(chǎn)動態(tài)資料分析總結油藏見水規(guī)律，并通過擬合實際油井的含水規(guī)律反算地下裂縫的分布情況，從而為分析潛山裂縫性油藏見水規(guī)律及裂縫分布規(guī)律提供可借鑒的方法。

1　油藏見水特征

JZS潛山油藏2010年投產(chǎn)，油井部署在油藏的高部位，大多為鉆穿多條裂縫的水平井，注水井部署在油藏低部位，形成頂采底注的井網(wǎng)。該油藏油井初期產(chǎn)能高，見水后產(chǎn)量遞減快，不同位置的油井表現(xiàn)出不同的見水特征，如圖1所示。

圖1　JZS潛山油藏不同油井見水特征Fig.1　Features of water production in different oil wells of the JZS buried-hill reservoir

油井1位于油藏較低部位，投產(chǎn)1年內(nèi)開始見水，含水率迅速上升至20%左右，該含水階段穩(wěn)定時間短，約為1年，而后含水率迅速達到80%，進入高含水階段；油井2位于油藏中間位置，無水采油期稍長，約2年，見水后含水率穩(wěn)定在40%，持續(xù)時間稍長，約2年，而后逐漸發(fā)展為高含水階段；油井3位于油藏較高部位，無水采油期長，約3年，含水率上升緩慢，目前仍處于較低含水階段，預測后期逐漸發(fā)展為高含水階段；油井4位于油藏最高部位，由于注采井間存在大裂縫竄流導致初期含水率上升快，注水井停注后，含水率逐漸降低，目前已生產(chǎn)7年,仍處于低含水階段。

從上述4口油井的見水情況來看，油井見水特征多表現(xiàn)為“臺階形”，“臺階”的形成是裂縫非均質(zhì)性造成的。第一“臺階”往往是大裂縫見水，見水時間取決于油井位置的高低，含水率上升“臺階”幅度取決于大裂縫(最先見水)的比例，次級裂縫見水前含水率“臺階”相對穩(wěn)定，且油井位置越高，含水率“臺階”穩(wěn)定時間越長，下一含水率上升“臺階”則表示次級裂縫開始見水，含水率進一步升高，“臺階”幅度取決于次級裂縫(其次見水)的比例。

2　油藏含水上升規(guī)律

分析JZS潛山油藏不同位置油井的見水特征，結合潛山雙重介質(zhì)的特征，可知該油藏的含水率上升一般表現(xiàn)為局部裂縫見水逐漸發(fā)展為整體見水的演化規(guī)律，具體可劃分為4個階段，如圖2所示。

1) 投產(chǎn)初期，油井依靠彈性能開采，注水井注入量較少，油井表現(xiàn)為產(chǎn)量高、含水率低，存在一段無水采油期，該階段油藏含水率一般低于20%，以裂縫供油為主。

2) 隨著開采時間延長和注入水量增加，部分油井開始見水，此時油井以大裂縫竄流見水為主，油井含水差異較大，低部位油井的含水率高于高部位油井，但總體含水率較低，水驅前緣主要受大裂縫控制，含水率在20%～40%，裂縫供油下降較快，但仍為主要供油系統(tǒng)，基質(zhì)出油比例快速增大。

3) 開采程度進一步提高，注入水急劇增加，低部位油井全井段水淹，表現(xiàn)為高含水率特征，高部位油井仍以裂縫見水為主，含水率上升表現(xiàn)為“臺階形”，油水界面主要受裂縫發(fā)育和采出程度控制，為連續(xù)非水平面，該階段含水率在40%～85%，基質(zhì)裂縫供油比例相當，基質(zhì)成為產(chǎn)量接替的關鍵，這一階段適合以周期注水的開發(fā)方式增大基質(zhì)和裂縫的流體交換量，從而促進基質(zhì)發(fā)生滲吸。

4) 油水界面進一步上升至整個潛山頂面，油井基本水淹，含水率大于85%，基質(zhì)大部分被水封，基質(zhì)出油動力減弱，出油量下降，大部分裂縫也見水，油藏進入開發(fā)晚期，需進一步強化注水方式，使更小的裂縫也參與滲流，增大基質(zhì)的滲吸深度和程度。該階段推薦采用異步注采的開發(fā)方式，很多裂縫性油藏采取異步注采均取得較好的開發(fā)效果[15]。

3　裂縫見水模型選擇及裂縫分布計算

分析見水規(guī)律認為，導致裂縫性油藏油井不同見水特征的主要原因有2個：1)油井在油藏內(nèi)的位置，也就是距離油水界面的遠近或注采井間的距離，由油藏本身的特征所決定，部署井網(wǎng)時應盡可能增大注采井間的距離以延緩水竄；2)注采井間裂縫的發(fā)育特征，即不同級次裂縫的比例存在差異，應重點研究裂縫發(fā)育程度對見水規(guī)律的影響。

在潛山裂縫性油藏中，由于不同級次裂縫存在差別，見水時間也不相同。見水過程中，必定是大裂縫先見水，然后是次級裂縫見水，最后是小裂縫見水。裂縫中各級次裂縫的比例不同，見水曲線也不同。另外，裂縫中的水驅油過程可近似為活塞式驅替?？梢姡鲜鎏攸c非常符合經(jīng)典模型中剖面壓力均等模型的假設條件，因此，選取剖面壓力均等模型作為裂縫性油藏理論見水模型是恰當?shù)??；诖?，筆者建立了潛山裂縫性油藏見水模型，如圖3所示。

圖3　潛山裂縫性油藏見水模型Fig.3　Model for water production in buried-hill fractured reservoir

建立潛山裂縫性油藏見水模型的假設條件，其最為顯著的特點是將儲層細分為N個小層，每小層均為活塞式水驅油。油藏中N個小層恰恰可以代表N條裂縫，在該模型的基礎上考慮重力作用的影響，產(chǎn)水量和產(chǎn)油量的計算公式分別為[16]：

分析可知，裂縫的分布規(guī)律對見水規(guī)律起決定作用。但是，裂縫的分布隨機性極強，尤其對井間裂縫的分布目前尚無很好的預測方法。為此，筆者采用統(tǒng)計方法，統(tǒng)計了JZS潛山油藏多口探井的裂縫開度測井解釋結果。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，有效裂縫開度為0.001～1.000 mm，但是，只知道裂縫開度范圍還不夠，還需要研究不同開度的裂縫的比例。為了研究這一問題，首先從數(shù)學角度假設裂縫開度分布規(guī)律符合線性分布、指數(shù)分布、正態(tài)分布及對數(shù)正態(tài)分布等4種模式(見圖4)，然后對各種模式進行對比分析。

將上述4種模式的裂縫開度通過LBM模型轉換為滲透率[17]，代入潛山裂縫性油藏見水模型進行計算，并繪制含水率與可采儲量采出程度的關系曲線，結果如圖5所示。

圖4　裂縫開度分布模式Fig.4　Distribution patterns of fractureapertures

圖5　不同裂縫分布下的含水率與采出程度關系曲線Fig.5　The relationship between water cut and recovery degree under different distribution of fractures

從圖5可以看出：裂縫開度符合線性分布規(guī)律時，整體非均質(zhì)性最弱，油井見水晚，45%的可采儲量在低含水階段采出；而當裂縫開度符合對數(shù)正態(tài)分布規(guī)律時，整體非均質(zhì)性最強，油井可采儲量采出程度達到20%時開始見水，且早期含水率上升較快，主要是水沿大裂縫較早竄流所致，該階段含水率穩(wěn)定在20%～40%，待次級裂縫突破后含水率進一步上升，含水率上升規(guī)律表現(xiàn)為“臺階形”，與油井實際見水規(guī)律最為相似。

統(tǒng)計JZS潛山油藏21口油井的見水情況發(fā)現(xiàn)，其中13口油井的見水具有明顯的臺階形含水率上升特點，對照上述4種模式，裂縫分布多數(shù)符合對數(shù)正態(tài)分布的特征；另外，多數(shù)油井見水時可采儲量采出程度在20%～25%，對照上述4種模式的計算結果，最為接近的是裂縫指數(shù)分布和對數(shù)正態(tài)分布。綜合這2方面，認為潛山油藏的裂縫本身具有較強的非均質(zhì)性，呈對數(shù)正態(tài)分布規(guī)律。

文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn)，高速公路的混凝土路面在自然條件下形成的裂縫其分布規(guī)律多為對數(shù)正態(tài)分布[18]，與上述研究結果基本一致，進一步驗證了筆者所總結裂縫分布規(guī)律的合理性。

4　裂縫分布規(guī)律的應用

裂縫性油藏一般采取雙重介質(zhì)建模方法，賦予裂縫與基質(zhì)不同的網(wǎng)格屬性。由于建立的網(wǎng)格尺寸較大，在描述裂縫時存在較大的問題，尤其是網(wǎng)格粗化處理會造成大裂縫的比例增大，導致用其建立的油藏模型計算的含水率上升速度比實際要快。明確了裂縫的分布規(guī)律后，可將裂縫的對數(shù)正態(tài)分布特征作為約束條件應用到潛山裂縫性油藏建模過程中，然后應用于油藏數(shù)值模擬歷史擬合當中。圖6所示為JZS潛山油藏某區(qū)塊多口井含水率增加裂縫對數(shù)正態(tài)分布特征約束后的擬合結果對比。

圖6　JZS潛山油藏某區(qū)塊多井含水率擬合對比Fig.6　Comparison of water cut fitting for multi-well in certain Block of the JZS buried-hill reservoir

從圖6可以看出，增加約束條件對含水率計算結果具有明顯的改善作用，使其更接近實際值，尤其改善了大裂縫水竄的擬合效果。

圖7所示為JZS潛山油藏某區(qū)塊單井含水率未約束和約束條件下的擬合結果和實際值的對比。

圖7　JZS潛山油藏某區(qū)塊單井含水率擬合對比Fig.7　Comparison of water cut fitting for single well in certain Block of the JZS buried-hill reservoir

由圖6、圖7可知，在增加對數(shù)正態(tài)分布特征這一約束條件后，模型中的大裂縫比例降低，更接近實際儲層裂縫分布情況，模型預測的含水率與實際含水率更為接近。這充分證明增加裂縫對數(shù)正態(tài)分布特征的約束條件是合理的，對類似潛山裂縫性油藏裂縫分布預測及數(shù)值模擬具有借鑒意義。

5　結　論

1) 通過分析JZS潛山油藏具體油井的見水特征總結了其含水率上升規(guī)律，裂縫性油藏由于裂縫非均質(zhì)性差別多呈現(xiàn)“臺階形”見水特征，而潛山裂縫性油藏含水率上升規(guī)律為局部裂縫見水逐漸發(fā)展為整體見水。

2) 基于對潛山裂縫性油藏見水規(guī)律的認識，選取剖面壓力均等模型作為潛山裂縫性油藏裂縫見水預測模型，通過擬合油井的見水特征來反算地下裂縫的分布規(guī)律。

3) 將裂縫對數(shù)正態(tài)分布特征作為約束條件應用到潛山裂縫性油藏地質(zhì)建模當中，可在一定程度上消除由于網(wǎng)格粗化造成的大裂縫比例增大，從而提高潛山裂縫性油藏含水率擬合結果的準確性。

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