分流河道型致密砂巖儲(chǔ)層地質(zhì)工程一體化研究

摘要：優(yōu)化三角洲前緣儲(chǔ)層水力壓裂開發(fā)方式和井網(wǎng)參數(shù)需要一套地質(zhì)工程一體化研究方法。以松遼盆地北部長垣南葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊為例，通過相控建模方法，以地質(zhì)模型為約束構(gòu)建儲(chǔ)層巖石力學(xué)模型；在此基礎(chǔ)上，采用流固耦合的有限元地應(yīng)力模擬方法開展三維地應(yīng)力場模擬，其模擬地應(yīng)力大小和方向分別與Kaiser效應(yīng)和成像測井結(jié)果相一致；然后結(jié)合上述地質(zhì)-巖石力學(xué)-地應(yīng)力模型，根據(jù)壓裂施工數(shù)據(jù)和微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)開展水力壓裂縫的模擬與驗(yàn)證；最終建立流固耦合下擬合程度高的雙孔雙滲模型?；谏鲜龇椒?，定量分析研究區(qū)直井井網(wǎng)參數(shù)與區(qū)域儲(chǔ)層物性特征適配性的關(guān)系。結(jié)果表明：在衰竭開采下，儲(chǔ)層物性較好區(qū)塊500 m×150 m井網(wǎng)15 a累產(chǎn)油高于300 m×120 m井網(wǎng)10.65%；物性較差區(qū)塊受水下分流河道影響，300 m×120 m井網(wǎng)的15 a累產(chǎn)油反而好于500 m×150 m井網(wǎng)8.16%；在注水開采下，物性較差區(qū)塊產(chǎn)油提升更加明顯并且500 m×150 m井網(wǎng)15 a累產(chǎn)油均高于300 m×120 m井網(wǎng)30%以上；研究結(jié)果可以為類似致密儲(chǔ)層壓裂開發(fā)優(yōu)化提供理論支撐。

關(guān)鍵詞：致密儲(chǔ)層； 地質(zhì)工程一體化； 三維壓裂模擬； 應(yīng)力有限元模擬； 沉積相

中圖分類號(hào)：P 551"" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：唐明明，孔令沂，唐佳凡，等.分流河道型致密砂巖儲(chǔ)層地質(zhì)工程一體化研究［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2024，48（5）：1-12.

TANG Mingming， KONG Lingyi， TANG Jiafan， et al. Study on geological engineering integration of distributary channel tight sandstone reservoir［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（5）：1-12.

Study on geological engineering integration of distributary

channel tight sandstone reservoir

TANG Mingming1， KONG Lingyi1，2，TANG Jiafan1， QIAN Siyuan1

（1.School of Geosciences in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China；

2.Exploration and Development Research Institute， Daqing Oilfield Limited Company， Daqing 163712， China）

Abstract： Optimizing hydraulic fracturing development methods and well pattern parameters for delta front reservoirs requires an integrated geological engineering approach. Using the Fuyu layer in L block of the southern placanticline， northern Songliao Basin as a study case， a reservoir rock mechanics model was constructed with constraints from a facies-controlled geological model. An

in-situ" fluid-solid coupling finite element stress simulation method was then used to perform a three-dimensional simulation of the in-situ stress field， based on the geological and rock mechanics models. The simulated in-situ stress values and directions have been verified to be consistent with Kaiser effect data and imaging logging data， respectively. Hydraulic fracturing fractures in two wells were subsequently simulated and verified using fracturing construction data and micro-seismic monitoring data， applying the aforementioned models. Finally， a dual porosity and dual permeability model was developed under the fluid-solid coupling framework， yielding strong results through history fitting. The study quantitatively explored the relationship between vertical well pattern characteristics and the adaptability of regional geological and physical features. The findings indicate that under depletion production， a 500 m×150 m well pattern in areas with good reservoir quality yielded 11% higher cumulative oil production over 15 a compared to a 300 m×120 m well pattern.In contrast， in areas with poorer reservoir conditions influenced by underwater distributary channels， the 300 m×120 m well pattern produced 8.16% more oil. Under water injection production， the 15 a cumulative oil output of a 500 m×150 m well pattern exceeded that of a 300 m×120 m well pattern by more than 30%， with the advantage being more pronounced in areas with poor reservoir conditions. This study provides theoretical support for optimizing fracturing development in similar tight reservoirs.

Keywords： tight reservoir; geological engineering integration; three-dimensional fracturing simulation; finite element stress simulation; sedimentary facies

致密油作為當(dāng)前較為現(xiàn)實(shí)的非常規(guī)油氣類型之一，具有廣闊的開發(fā)前景，但其低孔低滲的特點(diǎn)，導(dǎo)致動(dòng)用開發(fā)難度大［1-4］。水力壓裂作為當(dāng)前致密儲(chǔ)層開發(fā)的關(guān)鍵方法，是當(dāng)前致密油開發(fā)的熱點(diǎn)和難點(diǎn)之一［5］。松遼盆地北部長垣南葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊扶余油層屬于三角洲前緣水下分流河道型致密儲(chǔ)層，儲(chǔ)層的孔滲及巖石力學(xué)參數(shù)的宏觀分布及其優(yōu)劣受沉積相帶控制［6］；扶余油層普遍發(fā)育裂縫，構(gòu)成儲(chǔ)層內(nèi)復(fù)雜的孔裂隙系統(tǒng)，同時(shí)現(xiàn)今地應(yīng)力對(duì)天然裂縫在油田開發(fā)和壓裂縫人工取向中起到重要的作用［7-8］。然而水力壓裂縫的形態(tài)、延伸方式及壓裂增產(chǎn)效果很大程度上受上述地質(zhì)和工程參數(shù)的制約［9-11］。為了三角洲前緣水下分流河道型致密砂巖儲(chǔ)層的有效開發(fā)，有效增加儲(chǔ)層滲流能力，提高單井產(chǎn)量，開展地質(zhì)工程一體化研究，為致密儲(chǔ)層的井網(wǎng)壓裂開發(fā)、參數(shù)優(yōu)化意義重大。在以往的地質(zhì)工程一體化研究中，Cipolla等［12］提出針對(duì)非常規(guī)儲(chǔ)層的地質(zhì)工程一體化工作流程，實(shí)現(xiàn)從地震數(shù)據(jù)解釋至油藏?cái)?shù)值模擬的全過程無縫整合。但其壓裂模型采用的線網(wǎng)模型沒有建立判斷準(zhǔn)則，而且簡化水力裂縫網(wǎng)絡(luò)，不能滿足致密儲(chǔ)層體積改造的要求。Gupta等［13］采用地質(zhì)工程一體化研究方法，綜合考慮儲(chǔ)層、地質(zhì)力學(xué)、天然裂縫等因素，研究表明儲(chǔ)層衰竭動(dòng)態(tài)與應(yīng)力的時(shí)空分布有很強(qiáng)的聯(lián)系。但模擬基于擬三維裂縫擴(kuò)展模型，該模型具有彈性、對(duì)稱性、無自然裂縫、小層均勻性等固有假設(shè)，無法模擬真三維條件下的裂縫擴(kuò)展。何文［14］ 、何利等［15］開展地質(zhì)工程一體化儲(chǔ)層改造技術(shù)研究，依據(jù)地質(zhì)建模、地質(zhì)力學(xué)建模、水力壓裂裂縫模擬等技術(shù)，針對(duì)井區(qū)優(yōu)選適合該儲(chǔ)層的壓裂施工參數(shù)。但未考慮由于不同沉積相帶造成的儲(chǔ)層物性差異對(duì)壓裂縫改造及生產(chǎn)帶來的影響。針對(duì)葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊致密砂巖儲(chǔ)層特點(diǎn)和面臨的難點(diǎn)，需要有針對(duì)性的一體化研究。首先采用相控建模方法建立儲(chǔ)層三維地質(zhì)模型，然后以地質(zhì)模型為約束，構(gòu)建儲(chǔ)層巖石力學(xué)模型。基于上述地質(zhì)模型和巖石力學(xué)模型，采用流-固耦合的有限元地應(yīng)力模擬方法開展三維地應(yīng)力場模擬，通過Kaiser效應(yīng)和成像測井確定井點(diǎn)現(xiàn)今地應(yīng)力方向與數(shù)值，驗(yàn)證三維地應(yīng)力場模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性和可靠性；通過建立天然離散裂縫模型，考慮地應(yīng)力、彈性模型、泊松比等綜合特征，對(duì)研究區(qū)水力壓裂過程進(jìn)行定量模擬，通過對(duì)比微地震事件點(diǎn)分布范圍與壓裂裂縫擴(kuò)展模擬結(jié)果，確定水力壓裂縫模擬結(jié)果的合理性。建立流-固耦合下的雙孔雙滲模型，開展葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊的歷史擬合。因此筆者依據(jù)上述地質(zhì)工程一體化研究方法對(duì)直井井網(wǎng)參數(shù)與區(qū)域地質(zhì)物性特征適配性的關(guān)系進(jìn)行研究。

1 研究區(qū)概況

葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊位于松遼盆地北部中央坳陷大慶長垣二級(jí)構(gòu)造帶南部的三級(jí)構(gòu)造帶上。西北部與高臺(tái)子構(gòu)造相接，北與太平屯構(gòu)造相接，構(gòu)造向南延伸部分為敖包塔構(gòu)造。葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊扶余油層頂面構(gòu)造如圖1（a）所示，扶余油層構(gòu)造高點(diǎn)在1199 m，埋深一般在1199～1591 m。構(gòu)造總體上是一個(gè)近南北向被多條北西向斷層所分割的背斜構(gòu)造，構(gòu)造主體呈東陡西緩的趨勢(shì)，區(qū)內(nèi)斷裂較發(fā)育［16］。葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊扶余油層單井柱狀圖如圖1（b）所示，扶余油層屬下白堊統(tǒng)泉頭組四段及泉頭組三段上部。

研究區(qū)含油層位主要發(fā)育在FⅠ組和FⅡ組，F(xiàn)Ⅰ組共分為上、中、下3套砂層組，F(xiàn)Ⅱ共分為上、下2套砂層組 （圖1 （b））。扶余油層沉積時(shí)期主要受南部物源控制，屬淺水三角洲沉積，沉積微相類型主要有分流河道和決口扇。分流河道砂體作為主要的儲(chǔ)層，將主力儲(chǔ)油層的微相類型作為優(yōu)勢(shì)相代表該小層的微相類型，以更好地反映砂體的展布特征。通過單井相分析，結(jié)合鄰近開發(fā)區(qū)密井網(wǎng)砂體解剖成果、參考各小層地震屬性預(yù)測研究結(jié)果，考慮區(qū)域水流方向和砂體沉積模式，編制FⅠ4、FⅠ5、FⅠ7、FⅡ1、FⅡ2和FⅡ3小層的沉積微相展布圖（圖2）。綜合分析認(rèn)為分流河道砂體呈條帶狀分布，砂體寬度在400～1100 m，總體呈南北相延伸［16］。

2 地質(zhì)工程一體化數(shù)值模擬方法

2.1 地質(zhì)模型約束下巖石力學(xué)參數(shù)建模方法

扶余油層三角洲前緣水下分流河道砂體作為主要儲(chǔ)層，總體呈現(xiàn)條帶狀或斷續(xù)條帶狀展布，橫向變化較快，儲(chǔ)層非均質(zhì)性導(dǎo)致砂體間的連通關(guān)系極其復(fù)雜（圖2）。因此針對(duì)葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊地質(zhì)特征，通過基于協(xié)同克里金方法建立地質(zhì)模型約束下的巖石力學(xué)參數(shù)模型。協(xié)同克里金是采用多個(gè)變量的觀測數(shù)據(jù)對(duì)所研究的一個(gè)或幾個(gè)變量進(jìn)行估值的一種方法［17］。設(shè)Z1和Z2是研究區(qū)域的2個(gè)變量，分別有N1和N2個(gè)測量值，假定Z2代表巖石力學(xué)參數(shù)有關(guān)的井上數(shù)據(jù)，Z2是主變量，其值相對(duì)于Z1難于測量，Z1代表地質(zhì)模型中的沉積相模型，且N1gt;N2，那么以Z1和Z2的觀測值對(duì)Z2處的估值Z*2（x0）的協(xié)同克里金計(jì)算公式為

Z*2（x0）=∑N1i=1λ1jZ1（x1j）+

∑N2j=1λ2jZ2（x2j）.

（1）

式中，x是樣本點(diǎn)的位置；Z（x）是研究區(qū)域的變量；N1和N2是相鄰與x0的用于估值的Z1和Z2的數(shù)據(jù)個(gè)數(shù)；λ是權(quán)重系數(shù)。

Z*2（x0）是通過2個(gè)變量在空間位置上的觀測值的加權(quán)平均而獲得的。為求式中的加權(quán)系數(shù)，協(xié)同克里金估值要求是無偏的（期望

Ep為0），同時(shí)保證方差最?。╒ar），即

Ep［Z2（x0）-Z*2（x0）］=0.（2）

Var［Z2（x0）-Z*2（x0）］=

EpZ2（x0）-∑N1i=1

λ1jZ1（x1j）-

∑N2j=1λ2jZ2（x2j）

2. （3）

2.2 致密儲(chǔ)層水力壓裂開發(fā)油藏?cái)?shù)值模擬方法

葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊致密儲(chǔ)層水力壓裂開發(fā)油藏?cái)?shù)值模擬方法包括地應(yīng)力模擬、壓裂模擬、產(chǎn)能模擬3個(gè)方面。地應(yīng)力場數(shù)值模擬采用有限元模擬方法。有限元法是一種可用于連續(xù)場問題分析與求解的數(shù)值模擬方法，是目前在地應(yīng)力場數(shù)值模擬應(yīng)用范圍最廣泛的方法之一［18-20］。壓裂模擬方法基于離散裂縫模型，利用臨界應(yīng)力準(zhǔn)則判斷裂縫是否失穩(wěn)，模擬復(fù)雜裂縫的擴(kuò)展。壓裂模擬時(shí)，水力主裂縫首先沿著垂直于最小主應(yīng)力方向擴(kuò)展，與其相連通的天然裂縫內(nèi)孔隙壓力達(dá)到裂縫失穩(wěn)條件時(shí)，天然裂縫被激活［21］。產(chǎn)能模擬基于地質(zhì)模型，水力壓裂復(fù)雜裂縫和實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，將基質(zhì)屬性和壓裂縫模型有機(jī)結(jié)合建立雙重介質(zhì)模型，裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)系統(tǒng)均勻分布在滲流區(qū)域中，構(gòu)成雙重連續(xù)介質(zhì)系統(tǒng)，開展產(chǎn)能模擬歷史擬合研究［22-23］。

2.2.1 場模擬方法

有限元模擬方法主要基于力學(xué)變分原理，采用加權(quán)方法對(duì)基本力學(xué)方程進(jìn)行離散處理。對(duì)于線彈性問題，最終得到一個(gè)線性代數(shù)方程，然后采用數(shù)值計(jì)算方法，求解該代數(shù)方程，得出每一個(gè)離散元的狀態(tài)結(jié)果。在對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行單元離散化后，每個(gè)單元的尺度都相對(duì)比較小，因此在每一個(gè)單元內(nèi)可以采用插值方法對(duì)單元內(nèi)的屬性進(jìn)行分析［22］。

準(zhǔn)靜態(tài)加載情況下，單元的總能量為彈性勢(shì)加外力作用功，寫作

H=12∫εσdV-f·v.（4）

式中，H為單元總能量，J; ε為儲(chǔ)層巖石固體骨架應(yīng)變矩陣，無量綱；σ為應(yīng)力張量矩陣，MPa；f為外力矢量，N;v為節(jié)點(diǎn)位移矢量，m;V為體積變量，m3。

引用勢(shì)能最小原理

Hv=0.（5）

由此便得到一般左側(cè)為剛度矩陣和位移量線性乘積，右側(cè)為單元作用力的和的靜水彈性單元代數(shù)方程。

2.2.2 壓裂縫模擬方法

裂縫的開度采用CHO等［23］學(xué)者建立的裂縫開度和壓力關(guān)系的彈性方程，裂縫開度視作局部巖石彈性特性、流體壓力以及裂縫與注入段位置之間距離的函數(shù)［23］，裂縫的開度為

w=41-μ2E（Pf-σ）dmax1-ddmax2 .（6）

式中，w為裂縫寬度，mm；μ為巖石泊松比，無量綱；E為彈性模量，MPa；Pf為裂縫縫內(nèi)擴(kuò)張壓力，MPa；

為裂縫面單位法向矢量，無量綱；σ為裂縫面法向應(yīng)力，MPa；d為井交點(diǎn)到裂縫單元的流動(dòng)距離，m；dmax為根據(jù)每個(gè)時(shí)間步驟的水力裂縫長度自動(dòng)調(diào)整的最大流量距離，m。

延伸過程中，當(dāng)其與天然裂縫相交時(shí)，通過判斷σ與Pf之間的關(guān)系，來明確天然裂縫是否被膨脹開啟，即當(dāng)σgt;Pf時(shí)，天然裂縫不會(huì)發(fā)生膨脹，反之則被激活膨脹。

剪切裂縫采用摩爾庫倫準(zhǔn)則判斷天然裂縫是否達(dá)到失穩(wěn)條件：

τ≥f（σ）=C+σtanθ .（7）

式中，f（σ）為抗剪強(qiáng)度，MPa ；τ為裂縫切向應(yīng)力，MPa;C為巖石內(nèi)聚力，MPa ；θ為巖石內(nèi)摩擦角， （°）。

2.2.3 油藏?cái)?shù)值模擬方法

在流體耦合方程中，基于Terzaghi理論考慮孔隙壓力與壓力的關(guān)系［24］。與經(jīng)典彈性理論不同，Terzaghi的孔隙彈性理論是多孔固體基質(zhì)與組織間流體耦合變形流動(dòng)理論。

基于Biot和Bishop的理論得到一種特殊的方程形式

=σ+BipI.（8）

式中，為有效應(yīng)力張量，MPa；Bi為比奧系數(shù)；I為單位張量矩陣；p為流體壓力，MPa。

孔隙度-應(yīng)變（φ-εb）的關(guān)系基于巖石體積守恒

φt=-（100-φ）εbt

.（9）

式中，φ為孔隙度，%；εb為體積應(yīng)變，無量綱; t為時(shí)間，s。

流體滲流過程假設(shè)為等溫油水兩相滲流，油藏中的油水兩相遵守達(dá)西定律，達(dá)西定律在致密儲(chǔ)層中使用，油水兩相的運(yùn)動(dòng)方程為

uβα=-kβKrαηα（pβα-ραg）.（10）

式中，α代表相類型；β代表介質(zhì)類型；uβα為α相流體在β介質(zhì)中的的流動(dòng)速度，m·s-1；ηα為黏度，Pa·s；Krα為α相的相對(duì)滲透率，無量綱；pβα為基質(zhì)或裂縫中α相的壓力，Pa；kβ為基質(zhì)或裂縫中滲透率， μm2；ρα為α相的密度，kg·m-3；g為重力加速度，m·s-2；為空間梯度算符，m-1。

油水兩相物質(zhì)平衡方程為

φt（ραSβα）+ραSβαt（φ）=

-ραuβα+

2（φραSβαDα）+Qβα .（11）

Sβo+Sβw=1.（12）

式中，α代表相類型；β代表介質(zhì)類型； Dα為擴(kuò)散系數(shù)， m2·s-1；Sβα為α相流體在β介質(zhì)中的飽和度，無量綱；Sβo為β介質(zhì)中含油飽和度，無量綱；Sβw為β介質(zhì)中含水飽和度，無量綱； φ為孔隙度，無量綱；Qβα 代表α 相流體在β介質(zhì)中的源匯項(xiàng)，m3·s-1。

基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)之間的流體竄流密度，采用達(dá)西滲流公式表示為

Qβα=σsKmVηα（m-pf）.（13）

式中，Km為基質(zhì)系統(tǒng)滲流率，μm2；V為基質(zhì)塊體積，m3；m為基質(zhì)系統(tǒng)塊平均壓力，MPa； pf為裂縫系統(tǒng)壓力，MPa;σs為基質(zhì)-裂縫耦合系數(shù)，m-2，僅與基質(zhì)塊幾何形狀有關(guān)。

3 模擬參數(shù)

3.1 地質(zhì)和巖石力學(xué)參數(shù)

扶余油層儲(chǔ)層物性及巖石力學(xué)參數(shù)受沉積相帶控制，因此運(yùn)用三維地質(zhì)建模準(zhǔn)確刻畫不同類型沉積微相是提高油氣田開發(fā)效果的關(guān)鍵。首先通過構(gòu)造圖（圖1（a））確定斷層位置，以分層數(shù)據(jù)約束建立構(gòu)造模型。平面網(wǎng)格尺寸為25 m×25 m，縱向細(xì)分層55層，其中FⅠ層平均地層厚度為96.25 m，F(xiàn)Ⅱ?qū)悠骄貙雍穸葹?0.19 m。為了更加精確的表征各層沉積微相的特征，反映F層沉積特征，利用編制的小層的沉積微相展布圖（圖2）直接附值的方法輸入到網(wǎng)格體中，生成沉積微相展布圖控制的沉積微相體（圖3（b））。

巖石力學(xué)性質(zhì)是影響儲(chǔ)層改造的重要因素，是后續(xù)地應(yīng)力模擬及人工縫水力壓裂模擬的前提和基礎(chǔ)。巖石力學(xué)建模充分考慮本區(qū)沉積相的分布，建模結(jié)果（圖3（c）、（d））表明：泊松比介于0.14～022，平均為0.19。彈性模量模型中彈性模量介于68～14.15 GPa，平均為9.69 GPa。同樣孔滲飽屬性參數(shù)在沉積微相體的約束下，得到可以反映淺水三角洲相沉積內(nèi)部非均質(zhì)性的儲(chǔ)層屬性模型。儲(chǔ)層屬性建模結(jié)果表明：L區(qū)塊孔隙度介于2%～256%，有效孔隙度平均為12%；滲透率為（0.011～15.84）×10-3 "μm2，有效滲透率平均為1.086×10-3 "μm2。有效含油飽和度平均為50.70%。

3.2 現(xiàn)今地應(yīng)力參數(shù)

井壁崩落方位可以判斷現(xiàn)今地應(yīng)力方向。由于井下地應(yīng)力非平衡性造成井壁崩落（圖4（b）），形成橢圓井眼，易使電成像測井儀貼井壁效果差，在成像圖上井壁崩落具有方向性和一致性，并呈180°對(duì)稱分布。井壁崩落在成像測井上表現(xiàn)為平行的暗色區(qū)［25］。

誘導(dǎo)縫在品質(zhì)較好的成像測井上才可清晰分辨，否則采用井壁崩落方位判斷地應(yīng)力方向。以葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊L28-12井為例（圖4（b）），誘導(dǎo)縫方位為近EW向，井壁崩落方位為近NS向，所以最大水平主應(yīng)力方位為近EW方位。對(duì)2口井進(jìn)行井壁崩落的方位統(tǒng)計(jì)，最大水平主應(yīng)力介于東西向。同時(shí)對(duì)該區(qū)塊2口壓裂監(jiān)測井（圖1（a））的微地震事件點(diǎn)進(jìn)行分析，得到微地震事件點(diǎn)基本沿東西延伸。

地下巖石的原始應(yīng)力狀態(tài)可以通過地下巖石的各個(gè)方位的Kaiser點(diǎn)獲得。根據(jù)已有目標(biāo)區(qū)塊巖心6組地應(yīng)力測試，本地區(qū)儲(chǔ)層最小地應(yīng)力約為24.57 MPa，地應(yīng)力梯度約為0.016 MPa/m；由于巖性及深度差異最小，地應(yīng)力差垂向上可達(dá)5 MPa，相鄰主力儲(chǔ)層內(nèi)應(yīng)力差異不明顯，約為0.5～1 MPa。最大最小地應(yīng)力差異約為5 MPa。

3.3 天然裂縫參數(shù)

成像測井是獲得裂縫信息的最直觀手段之一。根據(jù)2口井的微電阻率掃描成像成果圖，得到裂縫的所在的深度，傾角以及方位角，對(duì)這些參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表1所示，可以看出研究區(qū)塊深度范圍內(nèi)以低角度層理縫為主。

3.4 基質(zhì)-裂縫耦合油藏?cái)?shù)值模擬參數(shù)

目前興起的嵌入式離散裂縫模型（EDFM）技術(shù)避免非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格（PEBI）剖分的復(fù)雜性及相關(guān)的算法的不收斂性，同時(shí)保證裂縫與裂縫、裂縫與基質(zhì)間的流動(dòng)模擬精度，在模擬復(fù)雜裂縫產(chǎn)能方面具有明顯優(yōu)點(diǎn)。筆者聯(lián)合三維壓裂縫模擬技術(shù)和雙重介質(zhì)油藏模擬器Eclipse，實(shí)現(xiàn)全三維裂縫-基質(zhì)雙重介質(zhì)耦合模擬。選取壓裂監(jiān)測資料齊全，生產(chǎn)周期長的區(qū)域作為致密儲(chǔ)層直井開發(fā)典型區(qū)域開展研究。根據(jù)已有的最新井史數(shù)據(jù)，針對(duì)L區(qū)塊進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬。F層儲(chǔ)層參數(shù)：油藏溫度為86 ℃，原油密度為0.819 g/cm3，地層原油黏度為5.1 mPa·s，飽和壓力為4 MPa，原油體積系數(shù)為1.089，原油壓縮系數(shù)為0.00067，溶解氣油比為16.8。

4 模擬結(jié)果與分析

4.1 L區(qū)塊地應(yīng)力場三維模擬

三維地質(zhì)模型由角點(diǎn)網(wǎng)格構(gòu)建，基于角點(diǎn)網(wǎng)格進(jìn)行三維應(yīng)力場有限元模擬，既可以有效地保留儲(chǔ)層的特征， 也可以較準(zhǔn)確地模擬三維應(yīng)力場的分布狀況［18］。首先在地質(zhì)模型和巖石力學(xué)參數(shù)模型基礎(chǔ)上，對(duì)角點(diǎn)網(wǎng)格進(jìn)行轉(zhuǎn)化，使角點(diǎn)網(wǎng)格轉(zhuǎn)化為有限元網(wǎng)格形式，進(jìn)而獲取儲(chǔ)層角點(diǎn)有限元模型。然后基于有限元模型進(jìn)行數(shù)值模擬。接著根據(jù)FMI分析的地應(yīng)力分布結(jié)果，給模擬邊界條件一個(gè)試探解。最后對(duì)比數(shù)值模擬結(jié)果和井點(diǎn)結(jié)果，分析構(gòu)造應(yīng)力場模擬的效果。如果模擬結(jié)果和井點(diǎn)結(jié)果差別較大，則返回修改模型邊界條件和模型巖石力學(xué)參數(shù)，否則輸出模擬結(jié)果。最大主應(yīng)力與最小主應(yīng)力有限元模擬結(jié)果如圖5所示。

選取L24-10井1-8號(hào)樣品和L82井2-2樣品進(jìn)行對(duì)比分析，如表2所示。由有限元模擬模型得到最大主應(yīng)力，箭頭指向?yàn)樽畲笾鲬?yīng)力方向，最大主應(yīng)力方向呈東西向，模擬最大水平主應(yīng)力為32.3 MPa，測試結(jié)果最大水平主應(yīng)力為30.39 MPa，誤差約為6.27%，符合研究區(qū)實(shí)際情況。由有限元模擬模型得到最小主應(yīng)力，箭頭指向?yàn)樽钚≈鲬?yīng)力方向，最小主應(yīng)力方向呈南北向，模擬最小水平主應(yīng)力為27.56 MPa，測試結(jié)果最小水平主應(yīng)力為25.81 MPa，誤差約為7.12%，符合研究區(qū)實(shí)際情況。最終模擬相符度大于90%。

4.2 壓裂縫模擬與驗(yàn)證

裂縫密度是描述裂縫發(fā)育程度最重要的參數(shù)。裂縫密度會(huì)受到斷層的影響，斷層附近密度增加。一般認(rèn)為Von Mises應(yīng)力越大，構(gòu)造裂縫越發(fā)育。因此可以根據(jù)Von Mises應(yīng)力的分布預(yù)測構(gòu)造裂縫發(fā)育的程度。通過2口成像測井得到的天然裂縫解釋數(shù)據(jù)產(chǎn)生裂縫累積曲線，根據(jù)裂縫累積曲線生成裂縫密度曲線。然后采用序貫高斯模擬計(jì)算裂縫密度模型，同時(shí)用Von Mises約束裂縫密度，增大斷層附近的裂縫密度，分析宏觀構(gòu)造裂縫和裂縫密度數(shù)據(jù)，對(duì)井點(diǎn)的裂縫密度曲線用算數(shù)平均方法粗化后進(jìn)行變差函數(shù)分析。以裂縫密度模型為約束，采用DFN離散裂縫網(wǎng)絡(luò)技術(shù)，通過設(shè)置裂縫幾何形態(tài)和方位等參數(shù)，用隨機(jī)模擬方法產(chǎn)生裂縫片，最終得到離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型（圖6）。

水力壓裂改造形成的人工縫溝通天然縫，形成復(fù)雜的非平面，非對(duì)稱的裂縫網(wǎng)絡(luò)。在離散裂縫模型的基礎(chǔ)上開展水力壓裂縫擴(kuò)展模擬?？紤]地應(yīng)力、彈性模型、泊松比等綜合特征，結(jié)合2口實(shí)際壓裂數(shù)據(jù)的注液量，壓裂段數(shù)等壓裂參數(shù)（表3），建立三維水力壓裂縫定量模擬預(yù)測模型，對(duì)研究區(qū)水力壓裂過程進(jìn)行定量模擬。根據(jù)L區(qū)塊2口壓裂井L20-10、L24-14監(jiān)測人工裂縫走向及范圍來對(duì)模擬結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。

壓裂縫擴(kuò)展形態(tài)與監(jiān)測微地震事件點(diǎn)對(duì)比如圖7所示。結(jié)果表明：壓裂縫三維尺寸較微地震事件點(diǎn)的監(jiān)測范圍誤差小于10%（表4），方向與三維地震一致，近東西向延展驗(yàn)證模擬的裂縫擴(kuò)展型態(tài)與點(diǎn)位范圍基本擬合。

4.3 歷史擬合

選取壓裂監(jiān)測資料齊全，生產(chǎn)周期長的區(qū)域作為致密儲(chǔ)層直井開發(fā)典型區(qū)域，利用三維基質(zhì)-裂縫耦合模擬技術(shù)，開展歷史擬合研究。根據(jù)油藏實(shí)際生產(chǎn)情況，共模擬16個(gè)月。對(duì)43口直井進(jìn)行精細(xì)擬合，全區(qū)產(chǎn)液量和產(chǎn)油量歷史擬合吻合較好。

4.4 儲(chǔ)層物性與井網(wǎng)因素分析

葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊屬于淺水三角洲沉積，物性受沉積微相控制。綜合地質(zhì)建模結(jié)果（圖9），L區(qū)塊北部平均孔隙度為7%，南部平均孔隙度為3%；L區(qū)塊北部平均含油飽和度為36%，南部平均含油飽和度為30%；北部滲透率中位數(shù)高于南部。因此L區(qū)塊北部儲(chǔ)層物性整體好于南部。考慮該地區(qū)直井先導(dǎo)試驗(yàn)、儲(chǔ)層物性、壓裂規(guī)模等情況，在L區(qū)塊物性較好的北部和物性較差的南部2種致密區(qū)塊設(shè)計(jì)大井網(wǎng)（500 m×150 m）與小井網(wǎng)（300 m×120 m）2種交錯(cuò)井網(wǎng)形式如圖8所示。

每種井網(wǎng)有衰竭和注水2種開采方式，利用擬合參數(shù)設(shè)置，進(jìn)行8種情況的產(chǎn)油預(yù)測，8種方案如圖8所示，從產(chǎn)油預(yù)測結(jié)果總結(jié)井網(wǎng)因素與儲(chǔ)層物性之間的關(guān)系。

4.5 產(chǎn)油預(yù)測

在衰竭開采的情況下，進(jìn)行15 a產(chǎn)量預(yù)測分析。從圖10（a）可以看出，儲(chǔ)層物性較好的北部區(qū)塊500 m×150 m井網(wǎng)（方案二）15 a產(chǎn)油量高于300 m×120 m井網(wǎng)（方案一），產(chǎn)油提升10.65%。而儲(chǔ)層物性較差的南部區(qū)塊受到沉積相帶影響，擴(kuò)大井距并沒有出現(xiàn)產(chǎn)油提升，從圖10（b）可以看出，300 m×120 m井網(wǎng)（方案三）的15 a產(chǎn)油量反而好于500 m×150 m井網(wǎng)（方案四），產(chǎn)油提升8.16%。

在注水開采的情況下，進(jìn)行15 a產(chǎn)量預(yù)測分析。從圖11可以看出，南北2區(qū)塊500 m×150 m井網(wǎng)（方案六、八）15 a產(chǎn)油量均高于300 m×120 m井網(wǎng)（方案五、七），北部500 m×150 m井網(wǎng)（方案六）產(chǎn)油高于300 m×120 m井網(wǎng)（方案五）的產(chǎn)油10700 m3；南部500 m×150 m井網(wǎng)（方案八）的產(chǎn)油高于300 m×120 m井網(wǎng)（方案七）的產(chǎn)油9100 m3，增產(chǎn)提升均高于30%。

5 結(jié) 論

（1）在基于相控建模方法建立的地質(zhì)模型和巖石力學(xué)參數(shù)模型基礎(chǔ)上，地應(yīng)力模擬采用流固耦合的有限元方法。模擬結(jié)果表明：L區(qū)最大主應(yīng)力方向呈東西向，最小主應(yīng)力方向呈南北向。模擬得到的最大水平主應(yīng)力為32.3 MPa，誤差為6.27%；模擬中最小水平主應(yīng)力為27.67 MPa，誤差為7.12%。三維地應(yīng)力模擬與實(shí)際工區(qū)相符度大于90%。

（2）結(jié)合上述地質(zhì)-巖石力學(xué)-地應(yīng)力模型，按照開發(fā)方案和施工參數(shù)，模擬L20-110井和L24-14井的三維壓裂縫分布。模擬結(jié)果表明：壓裂縫模擬結(jié)果與三維微地震監(jiān)測結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，三維尺寸誤差小于10%，方向與三維微地震一致。

（3）在葡萄花油田L(fēng)區(qū)塊流-固耦合下的雙孔雙滲模型歷史擬合研究基礎(chǔ)上，進(jìn)行葡萄花油田L(fēng)致密區(qū)塊8種情況的產(chǎn)油模擬預(yù)測，分析直井井網(wǎng)參數(shù)與區(qū)域地質(zhì)物性特征適配性關(guān)系。結(jié)果表明：在衰竭開采下，儲(chǔ)層物性較好區(qū)塊500 m×150 m井網(wǎng)15 a累產(chǎn)油高于300 m×120 m井網(wǎng)10.65%；物性較差區(qū)塊受水下分流河道影響，300 m×120 m井網(wǎng)的15 a累產(chǎn)油反而好于500 m×150 m井網(wǎng)816%；在注水開采下，物性較差區(qū)塊產(chǎn)油提升更加明顯并且500 m×150 m井網(wǎng)15 a累產(chǎn)油均高于300 m×120 m井網(wǎng)30%以上；通過開展地質(zhì)工程一體化研究，為類似致密儲(chǔ)層壓裂開發(fā)優(yōu)化提供理論支撐。

參考文獻(xiàn)：

［1］ 賈承造，鄭民，張永峰.中國非常規(guī)油氣資源與勘探開發(fā)前景［J］.石油勘探與開發(fā)，2012，39（2）：129-136.

JIA Chengzao， ZHENG Min，ZHANG Yongfeng. Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development［J］. Petroleum Exploration and Development， 2012，39（2）：129-136.

［2］ 鄒才能，張國生，楊智，等.非常規(guī)油氣概念、特征、潛力及技術(shù)：兼論非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)［J］.石油勘探與開發(fā)，2013，40（4）：385-399.

ZOU Caineng， ZHANG Guosheng， YANG Zhi， et al. Geological concepts， characteristics， resource potential and key techniques of unconventional hydrocarbon： on unconventional petroleum geology［J］. Petroleum Exploration and Development， 2013，40（4）：385-399.

［3］ 張君峰，畢海濱，許浩，等.國外致密油勘探開發(fā)新進(jìn)展及借鑒意義［J］.石油學(xué)報(bào)，2015，36（2）：127-137.

ZHANG Junfeng， BI Haibin， XU Hao， et al. New progress and reference significance of overeas tight oil exploration and development［J］. Acta Petrolei Sinica， 2015，36（2）：127-137.

［4］ 朱筱敏，潘榮，朱世發(fā)，等.致密儲(chǔ)層研究進(jìn)展和熱點(diǎn)問題分析［J］.地學(xué)前緣，2018，25（2）：141-146.

ZHU Xiaomin， PAN Rong， ZHU Shifa， et al. Research progress and core issues in tight reservoir exploration［J］. Earth Science Frontiers， 2018，25（2）：141-146.

［5］ 周福建，蘇航，梁星原，等.致密油儲(chǔ)集層高效縫網(wǎng)改造與提高采收率一體化技術(shù)［J］.石油勘探與開發(fā)，2019，46（5）：1007-1014.

ZHOU Fujian， SU Hang， LIANG Xingyuan， et al. Integrated hydraulic fracturing techniques to enhance oil recovery from tight rocks［J］. Petroleum Reservoir Evaluation and Development，2019，46（5）：1007-1014.

［6］ 黃福喜，楊濤，閆偉鵬，等.中國致密油儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能主控因素分析［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2014，41（5）：538-547.

HUANG Fuxi， YANG Tao， YAN Weipeng， et al. Analysis of dominant factors affecting tight oil reservoir properties of China［J］.Journal of Chengdu University of Technology （Science amp; Technology Edition）， 2014，41（5）：538-547.

［7］ 劉守剛.松遼盆地杏樹崗地區(qū)扶余油層構(gòu)造裂縫分布定量預(yù)測研究［D］.大慶：東北石油大學(xué)，2017：8-21.

LIU Shougang. Study on quantitative prediction of structural fracture distribution law of Fuyu reservoir in Xingshugang area of Songliao Basin［D］. Daqing： Northeast Petroleum University， 2017：8-21.

［8］ 劉曰武，高大鵬，李奇，等.頁巖氣開采中的若干力學(xué)前沿問題［J］.力學(xué)進(jìn)展，2019，49（1）：1-236.

LIU Yuewu， GAO Dapeng， LI Qi， et al. Mechanical frontiers in shale-gas development.［J］.Advances in Mechanics， 2019，49（1）：1-236.

［9］ 趙金洲，李勇明，王松，等.天然裂縫影響下的復(fù)雜壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò)模擬［J］.天然氣工業(yè)，2014，34（1）：68-73.

ZHAO Jinzhou， LI Yongming， WANG Song， et al. Simulation of a complex fracture network influenced by natural fractures［J］. Natural Gas Industy， 2014，34（1）：68-73.

［10］ 劉建，惠晨，樊建明，等.鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長6致密砂巖儲(chǔ)層現(xiàn)今地應(yīng)力分布特征及其開發(fā)建議［J］.地質(zhì)力學(xué)學(xué)報(bào)，2021，27（1）：31-39.

LIU Jian， HUI Chen， FAN Jianming， et al. Distribution characteristics of the present-day in-situ stress in the Chang 6 tight sandstone reservoirs of the Yanchang Formation in the Heshui Area［J］. Journal of Geomechanics， 2021，27（1）：31-39.

［11］ TANG Mingming， LU Shuangfang， LIANG Hongru， et al. Study on the fracturing parameters and productivity of horizontal wells［J］. Acta Geologica Sinica （English Edition）， 2015，89（S1）：321-323.

［12］ CIPOLLA C L， FITZPATRICK T， WILLIAMS M J， et al. Seismic-to-simulation for unconventional reservoir development［C］// SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition. AbuDhabi： Society of Petroleum Engineers， 2011：1-23.

［13］ GUPTA J K， ZIELONKA M G， ALBERT R A， et al. Integrated methodology for optimizing development of unconventional gas resources［C］// SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. Texas： Society of Petroleum Engineers， 2012：1-16.

［14］ 何文.金龍2井區(qū)儲(chǔ)層改造地質(zhì)工程一體化研究［D］.成都：成都理工大學(xué)，2020：12-14.

HE Wen. Study on geological engineering integration of reservoir reconstruction in Jinlong 2 well area［D］. Chengdu：Chengdu Univerisity of Technology ， 2020：12-14.

［15］ 何利，肖陽，孫宜成，等.車21井區(qū)裂縫性油藏地質(zhì)建模與工程設(shè)計(jì)一體化研究［J］.特種油氣藏，2021，28（5）：23-29.

HE LI， XIAO Yang ， SUN Yicheng ， et al. Integrated study on geological modeling and engineering design of fractured Reservoir in Che 21 well area［J］.Special Oil amp; Gas Reservoirs， 2021，28（5）：23-29.

［16］ 高闖.葡483區(qū)塊扶余油層壓裂井井網(wǎng)優(yōu)化研究［D］.大慶：東北石油大學(xué)，2017： 6-7.

GAO Chuang. The Study on fractured well pattern optimization of Fuyu oil layer in Pu 483 block［D］. Daqing：Northeast Petroleum University， 2017：6-7.

［17］ 李陽.相控的空間各向異性隨機(jī)模擬方法研究［D］.成都：電子科技大學(xué)，2017：54-56.

LI Yang. Research on spatial anisotropic random simulation under constraint of sedimentary facies［D］.Chengdu：University of Electronic Science and Technology of China， 2017：54-56.

［18］ 劉鈺洋，劉詩琦，潘懋，等.基于三維角點(diǎn)網(wǎng)格模型的現(xiàn)今地應(yīng)力有限元模擬［J］.北京大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2019，55（4）：643-653.

LIU Yuyang， LIU shiqi， PAN Mao， et al. Research of crustal stress simulation using finite element analysis based on corner point grid［J］.Acta Scientiarum Naturaliium Universitatis Pekinensis， 2019，55（4）：643-653.

［19］ LI K，ZHANG S， YU W. Application of complex structure modeling in tectonic stress field simulation［C］// Beijing International Geophysical Conference and Exposition 2009.Beijing：Society of Exploration Geophysicists， 2009：127-127.

［20］ GUO P， YAO L， REN D. Simulation of three-dimensional tectonic stress fields and quantitative prediction of tectonic fracture within the Damintun Depression， Liaohe Basin， northeast China［J］. Journal of Structural Geology， 2016，86：211-223.

［21］ 朱海燕，宋宇家，胥云，等.頁巖氣儲(chǔ)層四維地應(yīng)力演化及加密井復(fù)雜裂縫擴(kuò)展規(guī)律［J］.石油學(xué)報(bào)，2021，42（9）：1224-1236.

ZHU Haiyang， SONG Yujia， XU Yun， et al. Four-dimensional in-situ stress evolution of shale gas reservoirs and its impact on infill well complex fractures propagation［J］. Acta Petrolei Sinica， 2021，42（9）：1224-1236.

［22］ 唐潮，陳小凡，杜志敏，等.基于有限體積法的裂縫性油藏兩相流動(dòng)模型［J］.石油學(xué)報(bào)，2018，39（8）：924-936.

TANG Chao， CHEN Xiaofan， DU Zhimin， et al. Fractured reservoir two-phase flow model based on finite volume method［J］. Acta Petrolei Sinica， 2018，39（8）：924-936.

［23］ CHO Y， APAYDIN O G， OZKAN E. Pressure-dependent natural-fracture permeability in shale and its effect on shale-gas well production［J］. SPE Reservoir Evaluation amp; Engineering， 2013，16（2）：216-228.

［24］ TANG Mingming， ZHAO Hongyu， MA Huifang， et al. Study on CO2 huff-n-puff of horizontal wells in continental tight oil reservoirs［J］. Fuel， 2017，188：140-154.

［25］ 徐珂，戴俊生，商琳，等.高尚堡油田深層油藏南區(qū)現(xiàn)今地應(yīng)力場預(yù)測及應(yīng)用［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2018，42（6）：19-29.

XU Ke， DAI Junsheng， SHANG Lin， et al. Prediction of current in-situ stress filed and its application of southern area of deep reservoir in Gao shangpu oilfield［J］.Journal of China University of Pertroleum（Edition of Natural Science）， 2018，42（6）：19-29.

（編輯 李 娟）