考慮差異化相滲的致密氣藏開發(fā)效果分析

王勇飛 ，方全堂

1.中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都610041 2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，四川 成都610500

引言

致密氣藏是目前中國油氣主要增儲上產(chǎn)的主要領(lǐng)域之一。體積壓裂是實現(xiàn)致密氣藏高效開發(fā)非常規(guī)油氣藏的關(guān)鍵[1-3]，而壓裂后產(chǎn)生的水力裂縫、誘導(dǎo)裂縫與基質(zhì)巖體中的氣-水兩相流動規(guī)律差異較大。由于缺少裂縫、基質(zhì)各自的相滲實驗數(shù)據(jù)，因而在致密氣藏開發(fā)特征的研究中，少有分別考慮壓裂改造區(qū)與未改造區(qū)相滲差異的模擬研究。另外實際裂縫改造區(qū)的范圍和裂縫形態(tài)又需要結(jié)合工程與地質(zhì)情況，開展水力裂縫擴(kuò)展模擬來確定。采用裂縫擴(kuò)展及氣藏數(shù)值模擬相結(jié)合的地質(zhì)-工程一體化技術(shù)流程，方可將產(chǎn)量突破手段落實到工程技術(shù)參數(shù)上，從而實現(xiàn)考慮差異化相滲的開發(fā)特征研究和開發(fā)效果預(yù)測。

近年來，國內(nèi)外學(xué)者對非常規(guī)油氣藏體積壓裂數(shù)后的產(chǎn)量預(yù)測方法開展了系列研究，主要包括解析法[4]、半解析法[5-6]、數(shù)值模擬法[7]以及數(shù)據(jù)驅(qū)動[8]方法。為了準(zhǔn)確描述裂縫-基質(zhì)的差異化相滲規(guī)律及模擬體積壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)形態(tài)，數(shù)值模擬法是同時滿足上述要求的唯一途徑。李寧[9]開展了裂縫性儲層的相滲測定實驗，盡管獲得了不同裂縫模式下的相滲曲線，但未能在油藏尺度獲得相滲對單井產(chǎn)量的影響規(guī)律。李威等[10]開展了考慮相滲時變的模擬研究，但缺乏對裂縫-基質(zhì)相滲差異的考慮，也未能詳細(xì)描述壓裂后的縫網(wǎng)形態(tài)。王東琪等[11]研究了微裂縫發(fā)育的相滲曲線計算方法，同樣也存在無法將相滲曲線與實際氣藏開發(fā)動態(tài)特征相聯(lián)系的問題。唐子春等[12]綜述了非常規(guī)油氣藏體積壓裂水平井?dāng)?shù)值模擬技術(shù)進(jìn)展，指出在考慮裂縫-基質(zhì)差異化相滲方面的研究較為滯后。鮮成鋼[13]對頁巖氣藏開發(fā)地質(zhì)-工程一體化建模和數(shù)值模擬技術(shù)的現(xiàn)狀、挑戰(zhàn)和機(jī)遇進(jìn)行綜述性分析，指出精細(xì)化裂縫描述和分區(qū)流動規(guī)律研究是一體化模擬的關(guān)鍵。單純的裂縫-基質(zhì)相滲實驗研究[14]、常規(guī)的規(guī)則等效縫網(wǎng)數(shù)值模擬[15-16]無法將差異化相滲特征及壓裂改造效果落實到產(chǎn)量特征上，因此，地質(zhì)-工程一體化數(shù)模研究是實現(xiàn)差異化相滲和壓裂裂縫精細(xì)描述的重要途徑。

目前，盡管隨著水平井地質(zhì)-工程一體化數(shù)值模擬技術(shù)到現(xiàn)場的深入推廣及應(yīng)用實踐，并取得了良好開發(fā)效果，但是，地質(zhì)-工程一體化實施主要還是以經(jīng)驗為主[17-21]，需要進(jìn)一步提升和發(fā)展地質(zhì)-工程一體化理論及優(yōu)化水平。為此，筆者基于四川盆地某低滲致密氣藏實際儲層特征和開發(fā)現(xiàn)狀，開展地質(zhì)-工程一體化模擬方法及流程研究。考慮體積壓裂后縫網(wǎng)差異性實際問題，利用室內(nèi)裂縫實驗結(jié)果開展了人工裂縫差異化相滲條件下的數(shù)值模擬研究，探討了人工裂縫差異化相滲對生產(chǎn)動態(tài)特征的影響，其研究結(jié)果對指導(dǎo)致密氣藏高效開發(fā)具有重要的理論及實踐意義。

1 考慮差異化相滲特征的地質(zhì)-工程一體化建模

從地質(zhì)-工程一體化建模流程出發(fā)，基于Petrel+Kinetix+INTERSECT 軟件模塊，提出了考慮差異化相滲的氣井?dāng)?shù)值模擬方法，形成了以下工作流：

（1）井震分析。利用導(dǎo)眼井的測井資料及三維地震數(shù)據(jù)，開展層系劃分、構(gòu)造解釋及地質(zhì)力學(xué)參數(shù)解釋等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)解釋工作。

（2）二維構(gòu)造建模?；趯酉祫澐旨皹?gòu)造情況建立區(qū)域構(gòu)造模型。

（3）三維地質(zhì)屬性及力學(xué)建模。地質(zhì)模型采用相控的屬性建模方法，地應(yīng)力模型采用有限元方法進(jìn)行三維地應(yīng)力場的精細(xì)建模。

（4）分段射孔參數(shù)錄入。

（5）壓裂泵注程序設(shè)計。

（6）水力裂縫擴(kuò)展模擬?；诘刭|(zhì)模型和實際的工程參數(shù)，考慮段間應(yīng)力干擾利用有限元方法開展水力裂縫擴(kuò)展模擬，并用微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)及泵注施工曲線對模擬結(jié)果進(jìn)行校驗。

（7）非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格剖分。根據(jù)實際的裂縫形態(tài)進(jìn)行裂縫尺寸和滲流能力等效處理，并對裂縫改造區(qū)域及未改造區(qū)域進(jìn)行分區(qū)設(shè)置。

（8）氣井/氣藏數(shù)值模擬?？紤]不同改造區(qū)的相滲及物性參數(shù)，在歷史擬合的基礎(chǔ)上開展生產(chǎn)動態(tài)特征分析及開發(fā)效果評價。

以新場某區(qū)塊致密氣儲層為例，考慮該區(qū)塊儲層類型具有明顯的差異，劃分依據(jù)見表1。選取不同類型儲層所對應(yīng)的典型井3 口，分別按上述一體化建模工作流和進(jìn)行地質(zhì)模型和單井?dāng)?shù)值模型的建立。以II 類儲層的B 井為例，首先，通過井震分析劃分儲層層系，得到構(gòu)造模型，如圖1a 所示。其次，根據(jù)測井解釋結(jié)果及力學(xué)實驗結(jié)果建立儲層屬性模型和地應(yīng)力模型，如圖1b 和圖1c 所示。然后，根據(jù)實際的泵注程序，針對每一個壓裂段進(jìn)行裂縫擴(kuò)展模擬，并進(jìn)行泵注壓力的擬合，得到沿井分布的水力裂縫形態(tài)及導(dǎo)流能力情況，如圖1d 所示。最后，根據(jù)實際的裂縫形態(tài)進(jìn)行非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格的劃分如圖1e 所示。

圖1 一體化建模流程（B 井）Fig.1 Geological and engineering integrated modeling process（Well B）

表1 不同儲層類型分類評價表Tab.1 Classification and evaluation table of different reservoir type

根據(jù)不同類型儲層的地質(zhì)條件及壓裂施工條件，分別對3 口典型井（A、B 和C 井）進(jìn)行了模型建立，得到了其對應(yīng)的地質(zhì)屬性和裂縫模型，如圖2所示。

圖2 3 口典型井的孔隙度及裂縫分布模型Fig.2 Porosity and fracture distribution model of three typical wells

2 差異化相滲的嵌入方法

不同的儲集層類型對應(yīng)有不同孔滲特征及相滲關(guān)系，并且改造區(qū)的裂縫相滲與未改造區(qū)相滲具有顯著差異。針對上述3 類儲層類型，分別對各類型儲層的基質(zhì)相滲實驗結(jié)果進(jìn)行歸一化處理，見圖3。

圖3 3 類儲層類型歸一化后的相滲曲線Fig.3 Normalized relative permeability curves of three types of reservoirs

由圖3 可以看出，低滲致密砂巖儲層相滲曲線均具有束縛水飽和度高、殘余氣飽和度高、兩相共滲區(qū)窄、等滲點低的特點，說明儲層致密、孔隙空間狹小，儲層流體的流動能力較為有限。隨著儲層物性變差，相滲曲線表現(xiàn)出如下3 個特征：

（1）兩相滲流區(qū)間減小，等滲點更偏向于含水飽和度高的一側(cè)。

（2）束縛水飽和度增大，端點滲透率減小。

（3）等滲點含氣飽和度減小，等滲點相對滲透率也減小。

除了未改造儲層的相滲外，還開展了4 個樣品的裂縫自支撐相滲實驗，如圖4a 所示?？紤]到裂縫的兩相滲流能力主要與縫寬的關(guān)系較大，不同儲集層類型的裂縫相滲曲線差異不明顯，因此，針對裂縫采用統(tǒng)一的歸一化曲線如圖4b 所示。從圖4 可以看出，裂縫中相滲曲線近似于對稱的剪刀型，其等滲點更靠近高含水飽和度區(qū)，主要是由于在裂縫中的水會被滲吸進(jìn)入基質(zhì)中，導(dǎo)致其束縛水飽和度較高，這也從側(cè)面反映了壓裂液返排率低的原因。

針對前文所述的3 類儲層類型以及其典型井的非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格剖分結(jié)果，將不同的相滲曲線嵌入其中，對裂縫改造區(qū)和未改造區(qū)進(jìn)行分區(qū)處理，對未改造區(qū)按照儲層類型分別賦予3 種對應(yīng)的基質(zhì)相滲曲線（圖3），對裂縫改造區(qū)賦予歸一化后的裂縫相滲曲線（圖4b）。

圖4 裂縫相滲曲線Fig.4 Fracture relative permeability curve

3 氣井模型的建立及歷史擬合驗證

氣井模型的建立流程為：首先，根據(jù)測井及地震解釋結(jié)果建立地層的構(gòu)造和屬性模型；其次，建立考慮巖石力學(xué)參數(shù)地應(yīng)力模型；再次，添加射孔及壓裂完井工程信息；然后，通過Kinetix 有限元壓裂模擬得到考慮地質(zhì)-工程的縫網(wǎng)分布情況（圖1）；最后，針對裂縫和未改造區(qū)進(jìn)行分區(qū)設(shè)置，分別賦予歸一化后的相滲曲線，建立考慮差異化相滲的數(shù)值模型。

在數(shù)值模擬進(jìn)行歷史擬合時，采用定產(chǎn)氣量來擬合產(chǎn)水和壓力的方式，分別對上述3 類儲層的代表井進(jìn)行生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合。采用微調(diào)裂縫的相滲曲線來擬合早期產(chǎn)水動態(tài)，通過調(diào)整基質(zhì)的相滲來擬合中期壓力和產(chǎn)水動態(tài)，3 種典型井的模擬結(jié)果見圖5。

圖5 考慮差異化相滲時3 種典型井的歷史擬合結(jié)果Fig.5 Historical fitting results of three typical wells considering differential permeability

由圖5 可見，井口壓力、日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)水量與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合較好，表明所建立的數(shù)值模型滿足實際模擬的需要，符合生產(chǎn)動態(tài)的實際特征。在此基礎(chǔ)上，可以對不同的儲層類型進(jìn)行開發(fā)動態(tài)預(yù)測和開發(fā)效果評價。

常規(guī)方法在擬合壓裂后的生產(chǎn)曲線時，早期返排液階段的產(chǎn)水量擬合效果較差。為了說明考慮差異化相滲的優(yōu)勢，在此模擬了裂縫和基質(zhì)均采用一套相滲（即各儲層類型基質(zhì)的相滲曲線）的歷史擬合結(jié)果，如圖6 所示。與圖5 進(jìn)行對比可以看出，考慮了裂縫與基質(zhì)差異化相滲曲線的情況，早期的產(chǎn)水及產(chǎn)氣量擬合效果均較好，壓力擬合趨勢也一致，因此，考慮差異化相滲的一體化數(shù)值模擬方法能有效解決早期返排階段生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合困難的問題。

圖6 不考慮差異化相滲時3 種典型井的歷史擬合結(jié)果Fig.6 Historical fitting results of three typical wells without considering differential permeability

4 考慮差異化相滲的低滲致密氣藏開發(fā)特征

從圖5 中的生產(chǎn)動態(tài)變化情況來看，A 井屬于I 類儲層，其所對應(yīng)的相滲曲線中殘余氣飽和度最低，因此，該井在返排期還未完全結(jié)束時已有氣體產(chǎn)出，并且由于其儲層物性條件較好，早期產(chǎn)水量大，能較快產(chǎn)出裂縫中的壓裂液。與其余兩口井對比，A 井早期的無氣生產(chǎn)時間＜B 井＜C 井。因此，殘余氣飽和度的高低決定了氣井開始產(chǎn)氣的滯后時間。

對比3 種類型儲層的累計采出曲線（圖7）可以看出，累計產(chǎn)氣量A 井＞B 井＞C 井，表明儲層物性越好，最終采出氣量越高的特征。

圖7 累計產(chǎn)氣曲線Fig.7 Cumulative gas production curve

盡管開井時間C 井＞B 井＞A 井，但受產(chǎn)能大小的影響，A 井的產(chǎn)量遞減更慢，累計采出氣量更大。另外，由于B 井的改造區(qū)范圍大于A 井（圖8），因此，前期B 井的累產(chǎn)氣更高，當(dāng)改造區(qū)的氣體采出后，后期的產(chǎn)氣量大小主要受控于基質(zhì)儲層的物性，A 井的累計產(chǎn)氣反超B 井。

圖8 不同井的壓裂改造體積Fig.8 SRV of different wells

綜合分析表明，不同類型儲層的氣井，早期產(chǎn)氣量受控于增產(chǎn)改造效果，中后期的采出能力取決于儲層的物性條件?？紤]工程-地質(zhì)一體化的氣藏數(shù)值模擬方法能綜合考慮儲層品質(zhì)和壓裂效果，將地質(zhì)參數(shù)與工程參數(shù)的差異落實到產(chǎn)量上，便于進(jìn)行對比分析。

為了更直觀地說明相滲差異對開發(fā)特征的影響，分別采用3 種儲層類型的相滲曲線進(jìn)行生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測模擬。3 類儲層模型的壓裂改造區(qū)范圍及滲透率相同，未改造區(qū)儲層物性對應(yīng)各類型儲層的物性，生產(chǎn)初期以定20 m3/d 的產(chǎn)水量進(jìn)行排液；當(dāng)氣量達(dá)到80 000 m3/d 時進(jìn)行定產(chǎn)氣量生產(chǎn)；當(dāng)井底壓力降低1 MPa 后，以定井底流壓生產(chǎn)至10 a 末，開發(fā)動態(tài)預(yù)測結(jié)果如圖9 所示。

圖9 不同類型儲層的生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測Fig.9 Production performance prediction of different types of reservoirs

由圖9 可見，I 類儲層的累計產(chǎn)氣和產(chǎn)水量均大于II 類、III 類儲層。而排液階段開始產(chǎn)氣的時間表明，III 類儲層見氣早于II 類早于I 類，見表2。

由表2 可見，在相同的增產(chǎn)改造范圍下，III 類儲層能較早產(chǎn)氣，但由于水相滲透率較低，排水能力弱，大量壓裂液還在氣藏中導(dǎo)致初期氣井產(chǎn)能較低，其10 a 末的采出量僅為I 類儲層的76.8%，相差23.2%，并且穩(wěn)產(chǎn)能力弱，穩(wěn)產(chǎn)期維持時間為I 類儲層的76.1%。

表2 不同儲層的開發(fā)動態(tài)參數(shù)統(tǒng)計Tab.2 Statistics of development dynamic parameters of different reservoirs

5 考慮差異化相滲的低滲致密氣藏開發(fā)效果評價

為了評價低滲致密氣藏不同儲層類型的開發(fā)效果，基于儲層分類、各儲層標(biāo)準(zhǔn)化相滲曲線及其對應(yīng)的數(shù)值模型，開展氣藏開發(fā)效果主控地質(zhì)因素分析，討論了各地質(zhì)因素（基質(zhì)含水飽和度、滲透率、孔隙度、有效厚度）變化（±20%）對采收率的影響。

各儲層類型地質(zhì)參數(shù)的取值基準(zhǔn)值見表3，對基準(zhǔn)值進(jìn)行±20%的浮動，開展單因素影響下的采收率預(yù)測模擬，結(jié)果見圖10。由圖10 可知，當(dāng)含水飽和度上升20%時，采收率降低約29%～53%；當(dāng)含水飽和度降低20%時，采收率提高約13%～19%；滲透率變化±20%，對采收率影響幅度約6%～10%?？紫抖取⒂行Ш穸茸兓?0%，對采收率影響幅度小于5%。因此，對于不同儲層類型，在考慮差異化相滲的情況下，含水飽和度對采收率影響最為顯著、滲透率次之，孔隙度與有效厚度影響較小。

表3 各儲層類型基礎(chǔ)地質(zhì)參數(shù)Tab.3 Values of basic geological parameters of each reservoir type

圖10 地質(zhì)參數(shù)變化對各類型儲層采收率的影響幅度Fig.10 Influence amplitude of geological parameters on recovery efficiency of various types of reservoirs

為了有效評價各儲層類型的開發(fā)效果，基于本文建立的數(shù)值模型，根據(jù)新場JS 氣藏主力層的含水飽和度分布（30%～70%），建立無因次地層壓降-采出程度評價圖版，如圖11 所示。

圖11 中，無因次地層壓降為0 時代表原始地層壓力狀態(tài)，因此，地層壓降為1.0 時表示氣藏開采到廢棄壓力狀態(tài)。I 類儲層采收率37%～77%，II 類儲層采收率27%～65%，III 類儲層采收率13%～36%。

圖11 無因次地層壓降與采出程度關(guān)系圖版Fig.11 Dimensionless formation pressure drop and recovery degree chart

根據(jù)新場JS 氣藏主力層生產(chǎn)數(shù)據(jù)，將開發(fā)過程中無因次地層壓降與采出程度的關(guān)系繪制到該評價圖版中，如圖12 所示?？筛鶕?jù)圖12，通過實際曲線與理論曲線的偏離方向和程度來判斷實際氣藏的開發(fā)效果。當(dāng)實際曲線向右偏離理論曲線，說明氣藏開發(fā)效果較好；反之說明在當(dāng)前開發(fā)技術(shù)政策下氣藏開發(fā)效果較差。JS 氣藏以開發(fā)I、II 類儲層為主，早期開發(fā)效果含水較低，與I 類儲層40%含水飽和度的曲線吻合較好，而開采后期其含水不斷上升，采出程度下降速度加快，后期開發(fā)效果變差，這主要是由于后期JS 氣藏以開采III 類儲層為主。因此，若已知氣藏的含水飽和度及儲層分類情況，可直接根據(jù)開發(fā)效果評價曲線來評價氣藏開發(fā)效果及開采趨勢的變化情況。

圖12 JS 氣藏?zé)o因次地層壓降與采出程度關(guān)系Fig.12 Relationship between dimensionless formation pressure drop and recovery degree of JS Gas Reservoir

6 結(jié)論

（1）考慮裂縫與基質(zhì)差異化相滲曲線的一體化數(shù)值模擬，能更好地對壓裂水平井進(jìn)行全周期生產(chǎn)動態(tài)擬合。

（2）早期產(chǎn)氣量受控于增產(chǎn)改造效果，中后期的采出能力依靠于儲層的物性條件。殘余氣飽和度的高低決定了氣井開始產(chǎn)氣的滯后時間，殘余氣飽和度越低，氣井返排期越長。

（3）在考慮差異化相滲的情況下，含水飽和度對采收率影響最為顯著、滲透率次之，孔隙度與有效厚度影響較小。

（4）針對JS 低滲致密氣藏的3 種儲層類型，建立了無因次壓降與采出程度的關(guān)系圖版，通過該圖版可直接評價氣藏開發(fā)效果、預(yù)測開采趨勢。