塔里木盆地深层致密油藏地质工程一体化模拟技术
时间：2022-12-05 14:00:05 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
范家伟，袁野，李绍华，王彦秋，黄兰，尚钲凯，李君，陶正武
（中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）
非常规油气藏地质工程一体化模拟技术（建模及数模技术）在国内油气田仍处于探索阶段。随着老油气田开发逐步迈向中后期，致密油气等难动用储量日益受到重视。地质工程一体化技术作为高效开发复杂油气藏的必要手段，在项目全过程的综合研究中起到非常重要的支撑作用。一体化建模数模技术是地质工程一体化研究的核心内容之一，主要涵盖了地球物理储层预测、构造及地质建模、地质力学建模、水力压裂建模和数值模拟的全方位及全过程。由于该技术涉及的学科交叉较多，参数复杂多变，各种关键参数的获取比常规油气藏困难，不确定性因素多，在理论和技术上面临巨大挑战。
为此，本文从地质工程一体化建模及数模的角度，尝试在塔中12油田运用地质工程一体化的思路及相关技术，以解决在压裂一体化耦合数值模拟过程中面临的具体问题。
研究区塔中12油田位于塔里木盆地塔中隆起塔中10号构造带东段。构造主体走向为北西—南东向，圈闭面积24 km2，主要含油层系为志留系柯坪塔格组，埋深4 300 m，属于深层特低渗—致密砂岩储层，为典型的潮坪相沉积体系。储层砂体厚度为1～2 m，平面延展性好，砂体延伸长度达2 km。岩性以细砂岩为主，粉砂岩次之。储集空间以粒间溶孔为主，少量粒内溶孔、微孔隙及微裂缝。油层平均孔隙度11.4%，渗透率15.6×10-3μm2。原油较稠，50 ℃原油黏度 110～3 000 mPa·s，地面原油密度 0.90～0.96 g/cm3。
地层原始压力51.2 MPa，地层温度 113 ℃，属高压压力系统[1-4]。受流体、储层分布的影响，塔中12油田油井产量平面分布差异大。目前油田天然能量不足，采用衰竭式开发采收率低，亟需开展新工艺新技术现场试验，探索高效开发方式。针对研究区采用常规方式开采产能非常低、油藏难动用等特点，初步确定“水平井+体积压裂”的开发思路；
然而在油田开发实践中，受到高温、高压、高盐、储层薄、隔夹层发育等多重因素影响，油田开发效果一直不太理想，亟需对地质工程一体化技术进行攻关研究。
本研究主要通过整合工程、科研单位技术力量，组建包括地质建模、地应力建模、油藏数值模拟及储层改造等跨专业技术小组；
通过跨学科技术融合建立一维到三维的一体化共享模型。在共享模型的基础上，根据塔里木在致密油气开发建设过程中的探索实践，对地质工程一体化模拟技术及其在工程中的应用进行了概括和总结[5-7]。
2.1 地质工程一体化地质建模技术
针对油田开发中存在的砂泥岩薄互层发育、动用储层有限，单井稳产难度大和体积压裂效果仍需提高等难题，借鉴国外地质工程一体化理念，在储层预测、测井评价等技术基础上，完善地质工程一体化建模技术[8-9]，建立涵盖构造、储层、地质力学、人工裂缝等要素的一体化地质模型，实现致密油藏特征多维可视化（见图1。图中黑线为开发井井轨迹）。模型还可指导钻井优化设计，辅助提升储层钻遇率和钻井效率。
图1 ZG511，TZ122等井区地质工程一体化地质模型
2.2 地质工程一体化压裂及模拟技术
2.2.1 压裂流程优化
提高压裂改造效果的关键是如何实现工程技术与储层条件的最佳匹配，但传统方法无法满足这一要求。塔里木油田按照地质油藏工程一体化思路，建立了针对超深高温高压致密油藏的压裂设计流程，并结合研究区地质认识、地应力建模、压裂模拟及工程实践，以能否实现致密油藏有效动用为标准，对压裂改造设计参数进行合理性评价和优化，进一步强化对油气藏的适用性[10-14]。
2.2.2 大排量、穿层体积压裂
塔中12油田志留系储层天然裂缝不发育，岩石偏塑性，水平最大、最小两向主应力差大于10 MPa，形成复杂缝网的难度较大。为达到人工裂缝控制储层改造体积的目的，按照“逆向论证、正向设计”的原则，确定采用大排量、穿层体积压裂技术。
通过对比压裂模拟实验与矿场试验的结果，对人工裂缝设计进行了优化，裂缝条数由初期的22条优化为19条，裂缝间距、簇间距分别优化为51～78，15～57 m。施工方面，选用桥塞+射孔联作分段改造工艺及低浓度低伤害超级胍胶压裂液体系，且针对储层低渗、致密的特点，压裂参数设计采用“两高三大”的原则，即：前置液比例高，砂比高，加砂量大，入井液量大，排量大。这充分沟通天然裂缝，进一步提高储层改造体积。
2.2.3 体积压裂缝网建模及数值模拟
体积压裂缝网建模及数值模拟工作流主要基于全三维的天然裂缝模型及地质力学模型。本研究创新性地采用有限元网格描述人工裂缝，在人工裂缝差分网格收敛性的同时保证了计算精度和效率，同时还可表征比较复杂的裂缝形态。在此基础上，拟合水力压裂施工曲线，自动生成非结构化网格模型（UFM），利用微地震监测数据进行校正，最后预测压裂改造前、后产能与生产动态。
工作步骤为：1）通过地震、测井解释以及岩心分析手段，获得必要的岩石力学参数、地应力参数以及天然裂缝的分布范围，建立离散裂缝、地质力学等三维地质模型；
2）基于已经建立的三维地质模型，采用UFM，输入压裂施工参数和岩石力学参数，生成缝网系统；
3）应用Kinetix软件生成高精度UFM，与INTERSECT数值模拟器无缝耦合并进行计算（即一体化压裂数值模拟）。
2.3 体积压裂与油藏数值模拟模型耦合
在体积压裂数值模拟基础上，将油藏地质参数、地质力学参数、岩石力学属性参数及内置储层模型组装，利用建模数模一体化工作流实现体积压裂模型与油藏数值模拟模型之间的耦合（见图2。图中彩色线为开发井井轨迹，密集的短线段均为目的层压裂后形成的人工裂缝，下同）。本研究建立的耦合模型仅针对单井模拟。近几年，由于致密油气藏开发过程中井间干扰现象越发受关注，同时，拉链式压裂和井工厂作业得到推广应用，因而基于多井模型的非常规油气藏数值模拟技术必将成为未来油气田开发技术发展的重点[15]。
图2 TZ12-H7井耦合模型压力分布
针对塔中12油田综合递减率大、开井率低、天然能量不足、油井产量平面分布差异大、油藏开发难度大等问题，亟需形成提高采收率的配套技术对策。利用地质工程一体化模拟技术，首次在塔里木油田尝试建立了三维地质模型、体积压裂模型和油气藏动态全耦合数值模型，在此基础上开展开发效果分析以及提高采收率措施的探讨。
3.1 开发效果模拟分析
通过压裂改造后的一体化压裂数值模拟与压裂改造前的常规结构化网格模型对比发现：压裂改造后，储层渗透率普遍增大，物性趋好（见图3。图中水平井TZ12-H7井注气、直井NEW Well1井采油）；
压裂改造后，压力波及面积比改造前增大近6倍（见图4）。
图3 2口井压裂改造前、后储层渗透率对比
图4 2口井压裂改造前、后压力波及范围对比
由图4可以看出：压裂改造前，储层物性差，井底流压过大，天然气基本无法注入；
压裂改造后，缝网内部储层渗透率变大，导流能力增强，可注入气量增多，增产效果显著。这说明体积压裂耦合数值模型可以准确表征复杂缝网系统。因此，模拟指标也更加满足非常规储层提高采收率研究的需要。
3.2 具体措施
3.2.1 周期注二氧化碳吞吐
对于大规模压裂改造后的井间剩余油，周期注气是挖掘剩余油潜力、提高油田采收率的手段之一[16-21]。如TZ12-H7井高部位剩余油地质储量为20×104t，采用注二氧化碳吞吐的方法，参考目前设备现有的注气能力，设计注气量为 600×104m3/a，注气20 d，焖井30 d，开井180 d为1个轮次，日注气60 m3。耦合模型模拟结果显示，4个轮次注气、采油后，塔中12油田预计增油0.8×104t，提高采收率9百分点。
3.2.2 地质导向水平井加密、侧钻
由于低渗—致密储层受物性夹层的影响，注气波及范围受限，可采用加密、侧钻地质导向水平井进行剩余油挖潜。如ZG51，TZ12-H7，TZ122及TZ12-4等中高产井区，由于低渗透层的存在，井与井之间彼此不连通。若注气吞吐无效，建议采用随钻自然伽马地质导向水平井侧钻进行剩余油挖潜，以促进地质工程一体化模拟技术在油气勘探开发中发挥更大的作用[22-37]。
1）塔里木油田首次尝试在深层致密油藏开发中应用地质工程一体化模拟技术，并形成了具有塔里木特色的深层地质工程一体化建模数模技术体系，为后续工作奠定基础，为目标区块大规模建产提供先决条件，同时也为类似油气藏开发提供借鉴和技术支撑。
2）一体化建模及数模是地质工程一体化研究的核心内容之一。在塔中12油田大规模压裂的背景下，通过一体化模拟工作流，综合应用地质研究和压裂优化设计等技术手段对体积压裂水平井中的复杂缝网进行表征，建立高精度UFM。在此基础上，开展体积压裂与油藏数值模拟模型耦合工作，取得良好的效果。
3）针对塔中12油田综合递减率大、开井率低、天然能量不足、油藏开发难度大等问题，在一体化建模及数模实践的基础上，制定了注气吞吐和加密、侧钻地质导向水平井的技术对策，为塔里木盆地其他致密油气藏的有效开发提供了技术经验。
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