鄂爾多斯盆地姬塬油田長7段頁巖油藏地質(zhì)工程一體化油藏開發(fā)對策
——以安83井區(qū)為例

張 益 卜向前 齊 銀 楊永智 陳亞舟 侯曉云 王 瑞 張 斌 同 松

（ 1西安石油大學石油工程學院；2中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院；3中國石油勘探開發(fā)研究院；4中國石油長慶油田公司第三采油廠；5中國石油長慶油田公司第二采氣廠；6中國石油長慶油田公司第九采油廠 ）

0 引言

隨著國內(nèi)新發(fā)現(xiàn)油氣日趨以低品位復雜油氣藏為主，勘探開發(fā)難度日益增加，高效開發(fā)這類復雜油氣藏急需新理念與新工藝。隨著地質(zhì)工程一體化創(chuàng)新發(fā)展，以北美Bakken、Eagle Ford為代表的致密油藏，借助地質(zhì)工程一體化思路，采用長水平段和多級壓裂等技術(shù)實現(xiàn)了原來認為沒有效益的低品位資源規(guī)?；б骈_發(fā)，為國內(nèi)復雜難動用油氣藏開發(fā)提供了新的途徑[1]。1994年Alderman[2]率先在油氣領(lǐng)域引入 “一體化管理體系”的概念，隨后在實踐過程中“勘探開發(fā)一體化”不斷完善，形成了地質(zhì)、工程、經(jīng)濟、管理一體化模式，成為新油氣資源開發(fā)的主要方法。國外斯倫貝謝、哈利伯頓等服務公司先后提出一體化項目管理（PM或IPM）的概念并實踐，2002年哈利伯頓公司本著綜合一體化服務高效共贏的理念重新定義了IPM作業(yè)服務模式，并在國外多個油氣田勘探開發(fā)中進行了實踐。

中國在20世紀90年代引入“一體化”理念，2015年吳奇等[3]提出地質(zhì)—工程一體化理念和“鉆井品質(zhì)”概念并在中國南方海相頁巖氣進行了實踐，實現(xiàn)了中國南方海相頁巖氣的經(jīng)濟有效開發(fā)；2015年陳穎杰等[4]利用開發(fā)地質(zhì)、精細建模、井眼軌跡設計等一體化理念進行了頁巖氣地質(zhì)工程一體化導向鉆井探索。2016年5月31日，由中國石油學會石油工程專業(yè)委員會等單位組織召開的“第一屆油氣地質(zhì)工程一體化論壇”，極大地推動了國內(nèi)地質(zhì)工程一體化的深入研究。2017年，胡文瑞院士[1]在對國內(nèi)外開發(fā)對比的基礎(chǔ)上提出地質(zhì)工程一體化是實現(xiàn)復雜油氣藏效益勘探開發(fā)的必由之路。章敬等[5]基于多學科協(xié)同，采用地質(zhì)與工程技術(shù)相結(jié)合，管理與工程相結(jié)合，探索出工程技術(shù)服務一體化總包模式開發(fā)新疆瑪湖致密油。王昕等[6]提出以規(guī)模發(fā)現(xiàn)與效益動用為主線，聚焦從成藏研究到壓裂參數(shù)優(yōu)化的全過程地質(zhì)工程一體化技術(shù)路線。鮮成鋼等[7]利用巖心、地震等數(shù)據(jù)，基于單井約束、迭代逼近的方法建立了三維三應力模型。常少英等[8]將工程人員“嵌入”地質(zhì)研究團隊，實現(xiàn)了地質(zhì)、鉆井、油藏等學科協(xié)同工作，探索了剩余油挖潛研究中的地質(zhì)工程一體化路線，實現(xiàn)了油田的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。2018年，張以明等[9]根據(jù)超高溫超深碳酸鹽巖儲層特點，建立了儲層評價、改造工藝優(yōu)選與設計等地質(zhì)工程一體化體積改造技術(shù)。2019年，張合文等[10]根據(jù)低滲透、薄層邊際油藏難動用的問題，采用地質(zhì)與鉆完井、儲層壓裂改造和采油工程等的協(xié)同，實現(xiàn)了Zanazour油田水平井分段壓裂有效開發(fā)。2020年，楊智等[11]以致密油“甜點”識別為基礎(chǔ)，根據(jù)儲層精細刻畫，分析了國內(nèi)幾種典型致密油油藏地質(zhì)工程一體化的進展。馮張斌等[12]在儲層開發(fā)地質(zhì)精細描述的基礎(chǔ)上，進行了鄂爾多斯盆地延長組7段致密油地質(zhì)工程一體化建模和油藏數(shù)值模擬方面的研究，重點探索了水平井井眼軌跡設計與鉆井優(yōu)化方面的工作。2021年，蔣廷學等[13]按照地質(zhì)工程一體化理念，采用壓前“甜點”預測儲層評價、壓裂大數(shù)據(jù)協(xié)同優(yōu)化、滲吸實驗評價和壓后評估與管理等技術(shù)建立了體積壓裂地質(zhì)工程一體化技術(shù)。

目前，國內(nèi)地質(zhì)工程一體化在多學科交叉融合方面進行了大量探索，為國內(nèi)多個復雜油氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)提供了堅實的基礎(chǔ)，但是在儲層精細描述—地應力場三維模型—井網(wǎng)優(yōu)化—開發(fā)效果評價等多學科協(xié)同提高超低滲油藏開發(fā)方面仍有提升的空間，儲層非均質(zhì)性、地應力場、井網(wǎng)和改造技術(shù)一體化的研究在鄂爾多斯盆地頁巖油藏的適用性仍需要進一步探索。

1 地質(zhì)特征

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中西部，跨天環(huán)坳陷和伊陜斜坡兩大構(gòu)造單元，主要位于定邊、吳起兩縣（圖1）。姬塬油田構(gòu)造平緩，為西傾單斜，坡降為6m/1000m左右，局部發(fā)育利于油氣聚集的微構(gòu)造。鄂爾多斯盆地延長組自下而上分為長10至長1共10個油層組[14-16]，主要生產(chǎn)層位是長6段及長7段。姬塬地區(qū)長9段和長7段的黑色頁巖及暗色泥巖是主要烴源巖。長6段厚度在120m左右，自下而上可進一步劃分為長63、長62和長61共3個亞段。長7段厚度在110m左右，也已實現(xiàn)了規(guī)模建產(chǎn)，自下而上可進一步劃分為長73、長72和長71共3個亞段。

圖1 鄂爾多斯盆地姬塬油田位置圖Fig.1 Structural location map of Jiyuan Oilfield in Ordos Basin

姬塬地區(qū)延長組發(fā)育一套典型的河流—湖泊沉積體系，姬塬油田長7段屬三角洲前緣和半深湖—深湖沉積。長7段沉積期，鄂爾多斯湖盆鼎盛發(fā)育，半深湖—深湖范圍為延長組沉積期最大[17]。長7段單砂體厚度分布以2～4m為主，個別砂體厚度可達20m以上，平均砂體厚度不超過10m，以零星分布為主；砂地比為27.88%～34.86%，其中長72亞段最高，長71亞段次之，長73亞段砂體最不發(fā)育[18]。儲層巖性以細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，顆粒分選差，填隙物以綠泥石、高嶺石和鐵方解石為主，總含量平均為12.9%～14.7%[19]。長7段孔隙類型以粒間孔和溶蝕孔為主，喉道類型以彎片狀和片狀為主，發(fā)育微米—納米級孔喉，半徑在0.1～1.0μm之間的亞微米級喉道占比超64%，中值半徑為0.16μm。研究區(qū)孔隙度為5.00%～16.95%，平均為8.86%，低孔占比約為69%；滲透率為0.01～1.65mD，平均為0.2mD，根據(jù)行業(yè)標準《油氣儲層評價方法》（SY/T 6285—2011），儲層物性以低孔—特低孔、超低滲為主，孔隙度與滲透率整體呈正線性相關(guān)[20]。

巖心觀察時發(fā)現(xiàn)一定數(shù)量裂縫，并且以高角度裂縫為主，裂縫傾角介于30°～90°，以60°～80°為主，裂縫走向介于25°～180°，以75°～80°和85°～90°兩個范圍分布最多，裂縫走向玫瑰花圖表明裂縫方向主要為北東東67.5°、北東東80°和北東東88°三個方向[21]。前期地質(zhì)認識表明，長7段油藏為頁巖油藏，單個油藏規(guī)模較小，沒有統(tǒng)一油水界面，油水分布關(guān)系復雜；研究區(qū)長73亞段、長61亞段均有一定數(shù)量油藏發(fā)現(xiàn)。試油數(shù)據(jù)顯示長6段油氣更為富集，長61亞段平均含油飽和度最高，長6段各亞段孔隙度、滲透率、有效厚度和含油飽和度平面分布趨勢基本相同，表明研究區(qū)為主要受巖性控制的油藏；油藏平面呈條帶狀分布，縱向呈透鏡體狀分布，局部發(fā)育一定數(shù)量邊水或零星水體[16]，少部分井為油水同產(chǎn)井或水井，研究區(qū)水型以CaCl2型地層水為主，少量分布Na2SO4型和MgCl2型地層水，平均礦化度為61g/L。安83井區(qū)長7段油藏自2008年5月投產(chǎn)以來，已經(jīng)成為姬塬油田長7段油藏試驗區(qū)塊，為長7段油藏開發(fā)部署提供了良好的指導，本文以安83井區(qū)長7段油藏為例進行研究。

2 面臨挑戰(zhàn)

2.1 砂體橫向連通性差、縱向多期疊置，常規(guī)規(guī)則井網(wǎng)適應性不足

安83井區(qū)長7段儲層處于辮狀河三角洲前緣亞相，儲層厚度變化大，發(fā)育水下分流河道、分流間灣等沉積微相，水下分流河道砂體厚度為5～25m，單個水下分流河道寬度為12～23m。姬塬油田安83井區(qū)長7段砂體平面延伸距離長，局部超16km，縱向多層疊置厚度可達近30m。

受沉積環(huán)境影響，長7段砂體普遍存在復雜的縱向、橫向疊置關(guān)系，平面上砂體展布方向、高滲條帶展布方向與最大水平主應力方向不一致，長7段砂體主要沿北東40°展布；滲透率等值線整體沿北東40°展布，但高滲條帶以沿北東5°～北東10°展布為主；最大水平主應力以北東70°展布為主，局部存在最大水平主應力方向變化。用統(tǒng)一井排距和井排方向布井造成研究區(qū)儲量控制程度低，適應性不足。目前姬塬油田采用了矩形、菱形、正方形和水平井網(wǎng)等不同井網(wǎng)形式、6種不同井排距，以菱形反九點井網(wǎng)為主要開發(fā)井網(wǎng)，井排距約為480m×200m，井排方向以北東60°～80°為主，初期井網(wǎng)按照統(tǒng)一井排距在砂體范圍內(nèi)均勻分布，后期部分井區(qū)逐步采用了水平井五點法井網(wǎng)，井距為300～600m，水平段長度為500～1000m。由于姬塬油田長7段砂體縱向多期疊置，橫向存在多砂體疊置展布，造成現(xiàn)有開發(fā)井網(wǎng)控制程度不高。通過對安83井區(qū)部分井組計算表明，其水驅(qū)控制程度平均為58.85%，按照水驅(qū)儲量控制程度評價標準可判斷水驅(qū)控制程度差。注水開發(fā)區(qū)域能量補充不足，造成其產(chǎn)量遞減率偏高，第一年遞減率超過20%，水平井開發(fā)區(qū)年遞減率甚至超過45%。

2.2 隔夾層發(fā)育與復雜油水關(guān)系疊加，壓裂改造控水、生產(chǎn)延緩見水難度大

姬塬油田長7段油藏普遍存在縱向多期砂體疊置，各油層組砂體在油田不同區(qū)域呈現(xiàn)不同特征，油田西部區(qū)塊砂體規(guī)模小，隔夾層發(fā)育，優(yōu)質(zhì)儲層橫向連通性較好，而中等儲層和差儲層橫向連通性較差；油田東部區(qū)塊砂體橫向規(guī)模大且連片性好，縱向疊置厚度大；油田中部區(qū)塊砂體縱向以薄砂體為主，具有隔夾層發(fā)育、橫向連通性差、零散分布的特點。受沉積微相和水動力等影響，長7段各亞段水下分流河道等沉積微相以北西向帶狀分布為主，局部呈北東向帶狀分布，通常存在多條水下分流河道并在局部交叉匯集，孔隙度、滲透率平面上也以北西向帶狀分布為主，局部存在一定彎折或其他走向，沿砂體展布方向物性要好于垂直砂體展布方向。姬塬油田長7段油藏類型為巖性油藏，沒有統(tǒng)一油水界面，但是在油藏中部區(qū)塊砂體低部位、砂體邊部及其他區(qū)塊部分砂體局部低部位零散分布一定數(shù)量天然水體。由于研究區(qū)整體物性較差，必須經(jīng)過壓裂才能工業(yè)化開發(fā)，壓裂過程中易與天然水體溝通，造成部分井投產(chǎn)后即產(chǎn)水，控水困難。此外，井網(wǎng)采用統(tǒng)一井排距和井排方向在砂體范圍內(nèi)均勻布置，井網(wǎng)設計時沒有建立三維地應力場模型，根據(jù)現(xiàn)有動態(tài)和壓裂監(jiān)測表明部分井區(qū)井排方向與裂縫展布方向不一致，致使部分井組注水開發(fā)后過早見水。同時，沿最大水平主應力北東70°設置的井排方向與砂體展布方向不一致，沒有建立起井網(wǎng)、儲層改造壓裂、砂體展布與滲透率展布之間的協(xié)同優(yōu)化，導致部分注水井區(qū)出現(xiàn)地層壓力保持水平低，油井暴性水淹，控水困難(圖2)。

圖2 安231-38井生產(chǎn)曲線圖Fig.2 Production curve of Well An 231-38

3 地質(zhì)工程一體化實踐

3.1 地質(zhì)工程一體化技術(shù)路線

地質(zhì)工程一體化是對原有工作流程和結(jié)構(gòu)的變革。實施地質(zhì)工程一體化首先需要大油藏的概念，一切以油藏為中心，通過地質(zhì)、油藏、工藝、經(jīng)濟等多學科技術(shù)協(xié)同，實現(xiàn)油藏最佳規(guī)模效益開發(fā)。根據(jù)地質(zhì)工程一體化目標的需要，建議采用扁平化地質(zhì)工程一體化組織結(jié)構(gòu)（圖3）和多學科協(xié)同地質(zhì)工程一體化油藏工程研究流程（圖4）。

圖3 地質(zhì)工程一體化組織結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Organization chart with geology and engineering integration

圖4 地質(zhì)工程一體化油藏工程研究流程圖Fig.4 Flow chart of oil reservoir engineering study with geology and engineering integration

地質(zhì)工程一體化實踐中采用扁平化管理，圍繞油藏經(jīng)濟高效開發(fā)這一中心任務，堅持多學科協(xié)同解決問題，建立閉環(huán)地質(zhì)工程與油藏開發(fā)一體化系統(tǒng)，通過對油藏進行持續(xù)跟蹤與更新，持續(xù)優(yōu)化井網(wǎng)與開發(fā)技術(shù)對策，始終以最優(yōu)決策運用到油藏開發(fā)中。項目實施過程中，雖然不同階段各學科工作量和工作重點有所不同，但均需要以決策目標為中心，整個流程中，圍繞油藏模型，將地質(zhì)研究作為基礎(chǔ)環(huán)節(jié)，通過地震數(shù)據(jù)、測井數(shù)據(jù)、巖心分析等，地球物理工程師和開發(fā)地質(zhì)工程師能夠建立精細構(gòu)造模型。同時，開發(fā)地質(zhì)工程師和油藏工程師等協(xié)同，利用鉆井數(shù)據(jù)、三軸應力實驗結(jié)果、測井計算力學參數(shù)等建立單井巖石力學參數(shù)和地應力模型。此外，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)、動態(tài)監(jiān)測等，油藏工程師、采油工程師等對儲層進行認識。通過以上基礎(chǔ)模型，在綜合地質(zhì)研究基礎(chǔ)上建立研究區(qū)三維屬性模型、三維力學模型及三維地應力場模型，基于此開展井網(wǎng)優(yōu)化、井軌跡優(yōu)化部署和其他工藝設計，為后續(xù)隨鉆跟蹤提供支撐?；谌S屬性模型，根據(jù)隨鉆監(jiān)測與跟蹤數(shù)據(jù)，動態(tài)調(diào)整預測砂體變化，指導隨鉆調(diào)整，預測鉆井風險，切實提高鉆井砂體鉆遇率，降低鉆井風險。結(jié)合新鉆井隨鉆數(shù)據(jù)、錄井和測井數(shù)據(jù)進行儲層評價，對三維屬性模型進行實時調(diào)整，根據(jù)調(diào)整后的三維屬性模型優(yōu)化完井和壓裂方案。進而根據(jù)壓裂監(jiān)測、壓后效果分析調(diào)整完善三維屬性模型、三維力學模型和三維地應力場模型，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)在油藏工程分析的基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬進行歷史擬合，持續(xù)優(yōu)化更新，對儲層進行再認識。針對開發(fā)存在的問題，根據(jù)油藏工程分析提出增產(chǎn)增注措施，利用油藏數(shù)值模擬等方法進行優(yōu)化，再次更新儲層認識，形成持續(xù)更新、以油藏高效開發(fā)為核心的地質(zhì)工程一體化油藏工程研究體系。

3.2 精細描述

以三維屬性模型為目標，通過地球物理、開發(fā)地質(zhì)、油藏等學科協(xié)同，開展油藏精細描述工作。根據(jù)地震斷層解釋結(jié)果進行斷層建模。首先，在對巖心觀察及地震反演屬性等分析的基礎(chǔ)上，以標志層識別為主線，借助現(xiàn)代沉積學理論，充分利用地震層位解釋、測井標志層識別和生產(chǎn)動態(tài)裂縫識別等，進行研究區(qū)地層對比劃分，建立研究區(qū)各儲層的構(gòu)造地質(zhì)模型。姬塬油田延長組通常自下而上分布有K0—K9共10個標志層，其中位于長73亞段底部湖相黑色頁巖（張家灘頁巖）底部的凝灰?guī)r為K1標志層，電性具有高聲波時差、高電阻率、高自然伽馬和低密度的“三高一低”特征，長6段和長7段交界的K2標志層則體現(xiàn)出高自然伽馬、高聲波時差、高自然電位、高電阻率的特征（圖5）。其次，以細分亞段為單元，研究分層構(gòu)造特征。參考區(qū)域沉積背景和早期沉積相研究資料，結(jié)合巖心觀察，運用沉積學原理，通過油藏儲層的地質(zhì)沉積特征在各種測井信息上的具體分析，明確研究區(qū)沉積特征，建立起研究區(qū)單井測井相模式，繪制沉積微相剖面圖和平面分布圖。根據(jù)中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院研究表明，姬塬油田延長組物源方向主要為北東向和北西向，油田西部區(qū)塊距離北西向物源近，而油田東部區(qū)塊則主要受北東向物源控制。由于砂體受沉積相的控制，在沉積相研究的基礎(chǔ)上可進一步落實油藏砂體分布規(guī)律，繪制砂體展布圖。然后，在一次測井解釋結(jié)果基礎(chǔ)上，結(jié)合室內(nèi)巖心分析結(jié)果，對實際開發(fā)油層性質(zhì)校正并進行二次測井解釋，編繪油藏剖面圖。隨后，開展儲層物性分布特征及其非均質(zhì)性、隔層的分布和油層連通狀況、注采關(guān)系等研究，分類評價儲層物性分布與油井產(chǎn)能分布特征。最后，應用油藏地質(zhì)建模軟件并采用多參數(shù)協(xié)同砂體約束建模技術(shù)，以盡可能進行精細的地質(zhì)分層，建立研究區(qū)描述構(gòu)造、儲層物性、流體空間分布的靜態(tài)三維屬性模型，三維屬性模型主要步驟建立流程見圖6。

圖5 研究區(qū)典型井地層劃分測井響應圖Fig.5 Stratigraphic division and logging response in typical wells in the study area

圖6 研究區(qū)三維屬性模型建立流程圖Fig. 6 Flow chart of 3D attribute modeling in the study area

3.3 基于多方法融合三維力學模型與三維地應力場模型

由于鄂爾多斯盆地儲層相對穩(wěn)定，地應力方向相對單一，長期開發(fā)中形成了以北東向為最大水平主應力方向的基本認識，各區(qū)塊布井過程中通常會根據(jù)部分井測試結(jié)果確定的某一最大水平主應力方向進行均勻井網(wǎng)設計，而很少系統(tǒng)建立三維力學模型和三維地應力場模型。同時，姬塬油田開展的巖石力學參數(shù)室內(nèi)實驗和礦場測試較少，造成直接基于實驗結(jié)果建立三維力學模型的復雜性和難度較高。為了建立可靠合理的三維力學模型和三維地應力場模型以指導油田開發(fā)，本文綜合利用室內(nèi)實驗、測井數(shù)據(jù)、巖石力學理論及壓裂資料等，采用隨機建模方法建立了一套三維力學模型和三維地應力場模型，同時利用鉆井、壓裂等資料對模型不斷進行更新和完善，持續(xù)提高模型的精度和可靠性。

首先，開展室內(nèi)巖心巖石力學實驗，確定區(qū)塊巖石力學參數(shù)與地應力參數(shù)。其次，將鉆井數(shù)據(jù)、固井數(shù)據(jù)和壓裂數(shù)據(jù)等相結(jié)合，對已有的巖石力學參數(shù)和地應力參數(shù)計算模型進行修正，隨后利用修正后的計算模型和各井測井資料計算得到單井巖石力學參數(shù)和單井地應力參數(shù)，建立單井剖面。接著，基于單井巖石力學參數(shù)和單井地應力參數(shù)，利用建模軟件，采用隨機建模的方法，建立三維力學模型和三維地應力場模型，并根據(jù)已有監(jiān)測井對多個實現(xiàn)進行優(yōu)選。最后，及時將新增數(shù)據(jù)和監(jiān)測資料導入，持續(xù)更新、修正并檢驗模型。多方法融合的三維力學模型和三維地應力場模型建立流程見圖7。

圖7 多方法融合三維力學模型和三維地應力場模型建立流程圖Fig.7 Flow chart of 3D mechanic modeling and 3D in-situ stress field modeling by fusing multi method

3.3.1 地應力參數(shù)確定

常規(guī)測井中聲波時差測井常為縱波，而進行巖石力學參數(shù)計算時需要用到縱波和橫波兩種，因此首先通過實驗室測定研究區(qū)縱波與橫波關(guān)系。實驗時用波

長為毫米級的超聲波來反演推斷地震波在地質(zhì)體中的傳播特征，根據(jù)巖樣聲學特征測試縱波和橫波實驗速度數(shù)據(jù)，可以建立研究區(qū)縱波與橫波轉(zhuǎn)化關(guān)系式。根據(jù)實驗結(jié)果可以得到其縱波與橫波關(guān)系如圖8所示，該區(qū)縱波與橫波轉(zhuǎn)換方程為

圖8 鄂爾多斯盆地安83井區(qū)縱波與橫波轉(zhuǎn)換關(guān)系圖Fig.8 P-S wave conversion diagram in An 83 well block in Ordos Basin

式中νs——橫波速度，m/s；

νp——縱波速度，m/s。

在此基礎(chǔ)上可以利用測井資料計算巖石泊松比、楊氏模量、剪切模量、體積模量等彈性力學參數(shù)，相關(guān)模型可從相關(guān)資料獲得。由于彈性力學參數(shù)模型計算時需要用到靜態(tài)彈性模量等靜態(tài)參數(shù)，而測井資料直接求取結(jié)果為動態(tài)彈性模量等動態(tài)參數(shù)，因此需要根據(jù)相關(guān)室內(nèi)實驗建立動態(tài)與靜態(tài)彈性模量等巖石力學參數(shù)轉(zhuǎn)換關(guān)系。

利用“TAW-1000深水孔隙壓力伺服實驗系統(tǒng)”對區(qū)塊巖樣進行巖石力學參數(shù)測定工作，實驗內(nèi)容包括密度、彈性模量、泊松比、單軸抗壓強度、單軸抗拉強度、三軸抗壓強度、內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角等?？梢愿鶕?jù)實驗結(jié)果和測井計算結(jié)果回歸得到修正后的各巖石力學動態(tài)、靜態(tài)彈性模量和泊松比之間的轉(zhuǎn)換方程。

如修正后動態(tài)、靜態(tài)彈性模量的轉(zhuǎn)換公式為

式中Es——巖石的靜態(tài)彈性模量，MPa；

Ed——巖石的動態(tài)彈性模量，MPa。

同時也可以根據(jù)內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角等實驗結(jié)果，得到修正后巖石的抗壓強度計算公式、抗壓強度與抗拉強度的關(guān)系式、內(nèi)聚力計算模型和內(nèi)摩擦角模型。進而編寫軟件，利用測井曲線計算得到研究區(qū)各井強度參數(shù)和彈性參數(shù)等巖石力學參數(shù)。在黃榮樽模型的基礎(chǔ)上，采用改進后彈簧組合模型來計算地應力[22]。基于以上模型，利用測井、壓裂和室內(nèi)實驗結(jié)果等資料可以得到各井的單井巖石力學參數(shù)和地應力參數(shù)。

3.3.2 應力場模擬

考慮到成熟的三維地質(zhì)建模軟件建立的模型不僅可以忠實于控制點的實測數(shù)據(jù)，而且還可以對井間數(shù)據(jù)實現(xiàn)可靠精度下的內(nèi)插和外推，因此本文基于單井計算得到的地應力參數(shù)，嘗試利用三維地質(zhì)建模軟件建立區(qū)域三維地應力場模型。目前三維建模方法可分為確定性建模方法和隨機建模方法兩大類[23-24]。考慮到實測中發(fā)現(xiàn)不同區(qū)域地應力變化的復雜性，因此采用基于象元的隨機建模方法建立三維地應力場模型。

在建立儲層模型的時候，要充分利用前期地質(zhì)研究的成果，如考慮主應力方向，以建立正確的變差函數(shù)模型，并選擇合適的模擬方法。將計算得到的單井地應力（三應力）作為新的測井數(shù)據(jù)，進而進行隨機模擬，選用高斯模型和序貫高斯模擬方法建立研究區(qū)三維地應力場模型。圖9、圖10為基于此方法建立的鄂爾多斯盆地姬塬油田安83井區(qū)最大水平主應力和最小水平主應力的三維模型。該區(qū)最大水平主應力方向主體為北東60°～北東80°，局部如安233-36、安231-38等井最大水平主應力方向為北東20°～北東50°。

圖9 安83井區(qū)最大水平主應力三維圖Fig.9 3D diagram of the maximum horizontal principal stress in An 83 well block

3.4 井網(wǎng)設計

鄂爾多斯盆地長6段、長7段油藏井網(wǎng)設計時，通常在砂體分布范圍內(nèi)以均勻分布井網(wǎng)為主，井排方向與最大水平主應力方向相同。以安83井區(qū)為例，該井區(qū)采用6套不同井排距開采，其中中部采用450m×140m矩形井網(wǎng)；北部采用350m×150m菱形井網(wǎng)；西部采用220m×220m正方形井網(wǎng)；中西部采用400m×140m矩形井網(wǎng)；東南部采用水平井井網(wǎng)；南部采用480m×200m菱形井網(wǎng)[25]。井網(wǎng)主要井排方向為北東60°～北東80°，與最大水平主應力方向（裂縫發(fā)育方向）平行，生產(chǎn)動態(tài)反映出壓力保持水平低、主向井易水淹、水驅(qū)控制程度低、個別側(cè)向井水淹等問題。針對實際開發(fā)出現(xiàn)的問題，考慮到壓裂裂縫走向與地應力的關(guān)系，以及裂縫與砂體沉積、滲透率分布的關(guān)系，提出了基于動態(tài)三維屬性模型和三維地應力場模型，綜合考慮裂縫和砂體展布方向的井網(wǎng)部署方案。

首先，根據(jù)砂體展布方向、滲透率平面分布特征和室內(nèi)巖心滲透率實驗結(jié)果等，確定沿砂體展布方向的滲透率與垂直砂體展布方向滲透率的極差倍數(shù)，將極差倍數(shù)作為確定井排距關(guān)系的重要依據(jù)，同時建立歸一化滲透率分布場。接著，根據(jù)三維地應力場模型，刻畫壓裂裂縫分布規(guī)律，確定人工裂縫展布方向，重點關(guān)注與研究區(qū)北東60°～北東80°方向不一致的最大水平主應力分布區(qū)域。然后，對三維最大水平主應力進行歸一化處理，建立歸一化最大水平主應力分布場。隨后，結(jié)合其他區(qū)塊壓裂裂縫與原始儲層滲透率等效處理關(guān)系，將歸一化后的滲透率分布場和歸一化最大水平主應力分布場進行矢量加和，將加和后的矢量分布方向作為井排方向。最后，根據(jù)滲透率的極差倍數(shù)和已開發(fā)井網(wǎng)效果分析結(jié)果，采用菱形反九點井網(wǎng)進行井網(wǎng)部署，后期根據(jù)動態(tài)特征可將菱形反九點井網(wǎng)調(diào)整成矩形井網(wǎng)；對于滾動開發(fā)井，根據(jù)動態(tài)三維屬性模型和三維地應力場模型采用相同流程確定井網(wǎng)。

3.5 開發(fā)技術(shù)政策

3.5.1 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化基本流程

地質(zhì)工程一體化中的開發(fā)技術(shù)政策應該是整個一體化項目中的落腳點與新的起始點，圍繞油藏高效開發(fā)的目標，充分借助地質(zhì)工程一體化的理念，在精細描述和井網(wǎng)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，先通過常規(guī)油藏工程分析，進一步明確現(xiàn)有開發(fā)效果及存在問題，再借助油藏數(shù)值模擬技術(shù)，實現(xiàn)地質(zhì)與油藏工程和壓裂的耦合模擬[26]。

開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化流程見圖11。首先，通過常規(guī)油藏工程方法適時開展動態(tài)分析；通過區(qū)塊生產(chǎn)曲線、井組生產(chǎn)曲線、單井生產(chǎn)曲線及時了解各部分生產(chǎn)動態(tài)；通過水驅(qū)儲量控制程度計算井網(wǎng)與地質(zhì)因素的匹配關(guān)系；通過水驅(qū)特征曲線、含水率變化關(guān)系等明確水驅(qū)開發(fā)效果；通過遞減規(guī)律分析明確區(qū)塊開發(fā)狀況，及時了解區(qū)塊開發(fā)狀態(tài)和存在問題；通過對常規(guī)油藏工程各指標計算，對于出現(xiàn)含水率突然快速增加等情況，及時分析重點井組、井開發(fā)狀態(tài)和可能見水層位、方向等。接著，根據(jù)建立的三維屬性模型和三維地應力場模型，結(jié)合地質(zhì)認識和裂縫系統(tǒng)認識，利用油藏數(shù)值模擬方法，將包含刻畫后裂縫系統(tǒng)的粗化三維屬性模型導入數(shù)值模擬軟件。根據(jù)研究區(qū)室內(nèi)相滲及高壓物性等實驗、井史等建立油藏數(shù)值模型并根據(jù)動態(tài)認識和測試資料成果進行歷史擬合，重點擬合中高含水井及含水暴性增加井，利用數(shù)值模擬方法確定地質(zhì)裂縫等認識，定量確定研究區(qū)剩余油分布，明確剩余油富集規(guī)律。然后，根據(jù)修正后的油藏數(shù)值模型，對于新部署井或完善井網(wǎng)區(qū)域，進行井網(wǎng)優(yōu)化部署模擬，確定合理井網(wǎng)，進而確定新布井開發(fā)層位、合理壓裂改造參數(shù)；對于已開發(fā)井區(qū)，進行開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化，進一步優(yōu)化各井注入量、產(chǎn)量等開發(fā)參數(shù)；對于擬改造井或調(diào)整井，開展重復壓裂、井網(wǎng)調(diào)整、層位調(diào)整等壓裂參數(shù)優(yōu)化，確定最佳改造井及改造措施。最后，將新的油藏數(shù)值模擬認識加載到三維屬性模型中，持續(xù)更新模型，根據(jù)新鉆井和生產(chǎn)動態(tài)新認識及時將新增數(shù)據(jù)和監(jiān)測資料導入，持續(xù)更新、修正并檢驗三維屬性模型和油藏數(shù)值模擬模型。

圖11 地質(zhì)工程一體化開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化流程圖Fig.11 Flow chart of development countermeasure optimization with geology and engineering integration

3.5.2 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化實例

以安83井區(qū)為例，區(qū)內(nèi)共有21口油井、13口注水井，最早投產(chǎn)的井是安236-39井和安234-33井，均于2010年9月投產(chǎn)，截至目前，兩口井平均日產(chǎn)油量小于1t。井區(qū)內(nèi)含水率以40%～80%最多，區(qū)塊整體含水率為70%左右，安234-37井等4口井含水率均超過90%，采用連通關(guān)系統(tǒng)計法估算水驅(qū)儲量控制程度，計算得出安83井區(qū)水驅(qū)控制程度為58.85%，可判斷水驅(qū)控制程度差。通過對含水率與采出程度回歸可知，研究區(qū)含水率呈“S”形變化，表現(xiàn)為早期含水率快速增長，隨著油田的開發(fā)，中期含水率緩慢上升，后期也有明顯的小幅度上升，含水率與采出程度關(guān)系如下

式中fw——含水率；

RK——可采儲量采出程度。

根據(jù)Arps遞減模型，安83井區(qū)月產(chǎn)量呈雙曲遞減，遞減公式如下

式中Q——月產(chǎn)量，t；

t——生產(chǎn)時間，月。

根據(jù)各井動態(tài)分析，特別是注水量波動和周邊油井產(chǎn)量變化可知，安83井區(qū)在平面方向上存在方向性見水，見水方向有兩個方向，主要方向是北偏東方向，小部分見水方向是北偏西方向，局部存在裂縫性水淹。

根據(jù)油藏工程動態(tài)分析認識，結(jié)合三維屬性模型、三維地應力場模型、室內(nèi)實驗結(jié)果，建立安83井區(qū)油藏數(shù)值模型。對于安83井區(qū)長7段油藏設置北西方向35°為I軸，垂直此方向為J軸，網(wǎng)格步長沿I、J方向均為10m，縱向上劃分為5個網(wǎng)格，網(wǎng)格數(shù)為NI×NJ×NK=206×161×5=165830，其中NI、NJ、NK分別為I、J、K軸方向的網(wǎng)格數(shù)。本文對安83井區(qū)長7段油藏34口油水井全部進行了擬合，采用的方式為：給定油井單井產(chǎn)液量、給定注水井注水量，重點擬合含水率等指標，擬合歷史從2010年8月開始，模擬過程以1個月為一時間段。模擬區(qū)內(nèi)34口井中31口井的擬合程度較高，擬合率達到91.2%。

安83井區(qū)長7段油藏剩余油分布主要受到滲透率非均質(zhì)性、壓裂裂縫與井網(wǎng)系統(tǒng)、注采不平衡、巖性的影響。模擬區(qū)目前剩余油分布見圖12。

圖12 安83井區(qū)模擬區(qū)目前剩余油分布圖Fig.12 Distribution of remaining oil in the simulation area in An 83 well block

對于安83井區(qū)而言，目前各層動用情況不均衡，剩余油從縱向看主要集中在中下部；而從平面看，大部分井周邊30～100m范圍內(nèi)的剩余油飽和度較低，含水率較高，但是不同井區(qū)差異較大，部分井區(qū)目前動用砂體周邊基本水淹，如安233-35注水井周邊剩余油飽和度較小，此外對于該區(qū)含水較高地帶主要受區(qū)域內(nèi)裂縫系統(tǒng)影響，整體沿裂縫方向含水突進比較明顯。

為了進一步提高安83井區(qū)采收率，在井網(wǎng)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，對該井區(qū)采取重復體積壓裂增產(chǎn)措施?？紤]到裂縫半長、主裂縫導流能力和次裂縫導流能力等多個因素均會影響壓裂效果，因此采用正交實驗的方式模擬多因素對壓裂效果的影響，以便選擇最佳的施工參數(shù)。采用L9(34)正交試驗表（表1），影響因素包括裂縫半長、縫寬、主裂縫導流能力和次裂縫導流能力4個，每種因素考慮3種水平。安83井區(qū)相關(guān)模擬結(jié)果見圖13。

圖13 注水開發(fā)時安83井區(qū)體積壓裂各方案2015年末累計產(chǎn)油效應分析曲線Fig.13 Cumulative oil production analysis curve at the end of 2015 of each volume fracturing scheme during water injection development in An 83 well block

表1 安83井區(qū)注水開發(fā)下體積壓裂優(yōu)化正交方案設計參數(shù)表（L9(34)）Table 1 Parameters of volume fracturing optimization orthogonal scheme by using water injection development in An 83 well block（L9(34))

續(xù)表

通過圖13看，采用目前井網(wǎng)注水開發(fā)時，對于體積壓裂各方案模擬結(jié)果表明，如果僅僅考慮模擬期末累計產(chǎn)油量而不考慮其他因素，則最佳的組合應該是裂縫半長為120m、縫寬為30m、主裂縫導流能力為15D·cm、次裂縫導流能力為1D·cm。而從影響因素方面分析，主裂縫導流能力影響最大，次裂縫導流能力影響最小?？梢钥闯?，存在注水井時過長的裂縫可能會造成采油井過早見水，因此并不是主裂縫越長越好，適當?shù)闹髁芽p長度尤為重要。此外由于裂縫并非直接與采油井處于同一連通方向，因此縫寬和主裂縫導流能力也不易過寬或過大，否則會增加油井過早見水的可能；而增加次裂縫導流能力則可擴大泄油面積，有利于提高采出程度。

根據(jù)優(yōu)化流程，選擇了安231-44等5口井進行重復壓裂改造，改造前后效果見表2。本次設計5口井進行施工，從施工前后對比看各井均取得了不錯的效果，而與其他井相比也有更好的效果，目前本次優(yōu)化設計井日產(chǎn)量較鄰井增產(chǎn)30.46%。

表2 安83井區(qū)增產(chǎn)措施施工前后效果對比表Table 2 Comparison of production results before and after well stimulation in An 83 well block

4 結(jié)論

（1）基于巖心、測井資料和壓裂施工監(jiān)測相結(jié)合的單井巖石力學參數(shù)及地應力計算方法，利用隨機模擬方法建立儲層三維地應力場，確定了安83井區(qū)最大水平主應力方向主要為北東60°～80°左右，而在安231-38等井附近最大水平主應力為北西30°左右，基于地應力分析設置人工裂縫后數(shù)值模擬結(jié)果與目前動態(tài)分析結(jié)果比較吻合。

（2）形成了精細地質(zhì)描述—地應力分析—地質(zhì)建?！筒毓こ淘O計—數(shù)值模擬一體化技術(shù)方法，優(yōu)化出安83井區(qū)注水開發(fā)時最佳的壓裂工藝參數(shù)組合應該是裂縫半長為120m，縫寬為30m，主裂縫導流能力15D·cm，次裂縫導流能力為1D·cm，主裂縫導流能力影響最大，而次裂縫導流能力影響最小，優(yōu)化后壓裂井平均日產(chǎn)量較鄰井增產(chǎn)30.46%。

（3）在動態(tài)地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬方法持續(xù)優(yōu)化井網(wǎng)和開發(fā)技術(shù)政策，有效指導了安83井區(qū)等姬塬油田長7段高效開發(fā)。