TH油田碳酸盐岩油藏地质模型特征及解释方法探讨

任 婷，郭康良，景 欢，孙晓瑞，李 婧 （长江大学地球科学学院，湖北武汉430100）

TH油田位于塔里木盆地二级构造沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部的艾协克2号构造上，是典型的非均质性油气藏，主力产层是奥陶系碳酸盐岩，油气纵向上主要分布在潜山风化淋滤岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带内，横向上分布在古岩溶高地、古岩溶斜坡及不同走向断裂、裂缝交汇处［1］。TH油田的油气藏类型为潜山风化壳与裂缝、孔、洞复合型，进行地质描述有一定难度。为此，笔者对TH油田碳酸盐岩油藏地质模型特征及解释方法进行了探讨。

1 碳酸盐岩油藏地质模型特征

TH油田碳酸盐岩油藏的储集空间由裂缝、溶洞和基质孔隙3种孔隙空间组合而成，孔隙的尺度变化很大，具有极强的非均质性，但由于基质系统的物性很差，不具有储集能力，因此，TH油田储层为由裂缝和溶洞组成的缝洞型储层。

缝洞型碳酸盐岩油藏不同于普通碎屑岩油藏，储层呈网络状分布，非均质性极强［2］。油藏以致密基质封隔的溶蚀孔缝洞为储集空间，并由裂缝网络沟通形成大型的缝洞单元，据此建立碳酸盐岩油藏地质模型，其主要特征如下：①由一系列相互连通的渗流通道沟通空间上随机分布的大尺度溶洞，形成一个渗流网络。缝洞型油藏中大尺度溶洞是流体主要的储集空间，流体在溶洞介质中的流动可视为渗透率极高的渗流，压力的变化能瞬间传到溶洞的边界；岩溶作用形成的孔隙、裂缝、溶洞是控制流体流动的主要渗流通道，起到沟通大溶洞的作用［3］。②缝洞型油藏中的流体流动，既有多孔介质渗流又有大空间的自由流动，是一个复杂的耦合流动，大尺度溶洞渗流通道连续性较差，不满足连续介质假设条件，因而将该缝洞介质称为离散介质网络。③该模型将缝洞型油藏划分为岩块系统、裂缝系统和溶洞系统，其中裂缝和溶洞嵌套于岩块中并相互连接成网络，岩块和裂缝系统可视为渗流区域，溶洞系统可视为自由流动区域。

2 碳酸盐岩油藏地质模型解释方法

根据TH油田碳酸盐岩油藏的储层特点与渗流特征，建立碳酸盐岩油藏地质模型，在此基础上展开数值试井研究，从而解决缝洞型油藏的地质参数解释问题。

2.1 数值试井解释方法

为了解决TH油田离散介质的试井问题，采用数值方法进行求解［4］。缝洞型油藏试井数学模型是一个关于复杂的非线性方程组的定解问题，通常是无法用解析法求解的。此种情况下只能借助于数值求解的方法。离散介质试井数值模型的建立，就是将所建立的试井数学模型化为计算机能进行求解的模型。

建立数值模型，首先通过离散化将偏微分方程组转化为有限差分方程组。将试井渗流方程中微分意义上的物理关系近似的表示成有限个相互联系的、具有一定体积和时间单位的单元体间的物理关系，以便进行数值计算。有限差分法是迄今为止应用最为广泛的一种离散方法。在建立了非线性差分方程组之后要对其系数进行线性化，然后利用线性方程的求解方法进行求解。

数学模型的数值求解建立在网格剖分的基础上，由此提出的网格类型十分丰富，主要包括全局正交网格、局部加密网格、径向网格、混合网格和角点网格等。为了解决计算精度与计算效率的矛盾，还发展了动态窗口技术和局部网格加密技术。总之，无论使用何种网格进行剖分，都要与所要研究的问题相结合，使其具有很高的计算效率和计算精度，由此很好地反映油藏的实际情况。

2.2 数值试井技术特点

有限元数值方法是通过一系列网格划分的方式，使复杂的地质问题得以简化，从而能够实现复杂油藏动态变化特性的精细描述，其技术特点如下：①能够实现对油藏内部不同区域的渗流场分布特征和压力分布特征的精细刻画，从而形象直观地显现复杂的油藏动态变化特征，为深入认识油藏属性提供帮助。②该技术能够实现多口井的并行分析，使井间干扰、注采井网中水的推进速度等一系列复杂动态问题得以有效解决，为塔河碳酸盐岩缝洞油藏特有的高导裂缝连通体内的井间干扰诊断分析创造条件。③该技术具有有效的油藏描述功能，为油藏建模、产能预测、开发方案制定等提供了技术平台。

3 实例分析

对TH油田中的一口油井TP23（测试时间为2009－07－11）进行数值试井分析，解释所需基本参数如表1所示。

对该井进行压力恢复试井分析，从实测数据双对数曲线图来看 （见图1），压力曲线和导数曲线后期呈现出明显的斜率为1／2的平行线，表现出明显的线性流特征，因此选用了线性地层模型进行解释。此外，线性流之后出现了微弱的边界特征现象。由于该研究区多井均具有井底水较活跃的特征，在测试过程中井筒内压力梯度由0.83增加到1.03，表明地层已出水，并且压力降落和恢复值都较小，所以根据生产情况判定是外边界为定压边界，拟合得到的定压边界距井为300m。

根据纯井储段数据解释图 （见图2），利用纯井储段的压力数据解释出井储系数为37m3／MPa，说明井底存在连通大溶洞，溶洞的容积为24880m3。在大井储的情况下，压力曲线和导数曲线相距较小，因此解释为距测试井120m处存在一个体积为300000m3的溶洞，溶洞渗透率为2000×10－3μm2，在渗流过程中能起到有效的液体补充作用。

表1 TP23井数值试井输入参数表

图1 双对数曲线拟合图

图2 纯井筒储层阶段解释图

通过曲线拟合解释出地层渗透率为160×10－3μm2，表明储层渗透性比较好。通过曲线拟合解释出表皮系数S＝－3.1，说明酸压效果比较明显，井底不存在污染。

采用数值试井可以解释出溶洞体系组合参数，如溶洞容积、溶洞渗透率、溶洞距离等，能够更好地反映TH油田碳酸盐岩油藏的实际情况，为单井后续措施的实施提供指导，最终提高采收率，其最终数值试井解释结果如表2所示。

表2 TP23井数值试井解释结果表

4 结 语

TH油田缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有离散介质特征。不考虑基质的储渗作用，认为溶洞是最主要的储集空间，裂缝是溶洞间的沟通通道，忽略裂缝的储集作用，可以据此建立碳酸盐岩油藏地质模型。离散介质的试井解释不能采用连续介质的解析方法，而应采用数值试井解释方法，在此基础上展开数值试井研究，从而解决缝洞型油藏地质参数 （如溶洞容积、溶洞渗透率、溶洞距离及河道宽度等）的解释问题。

［1］周兴熙 .初论碳酸盐岩网络状油气藏——以塔里木盆地轮南奥陶系潜山油气藏为例 ［J］.石油勘探与开发，2000，27（3）：528－531.

［2］鲁新便 .岩溶缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性 ［J］.新疆石油地质，2004，24（4）：360－362.

［3］王根久，王桂宏，余国义 .塔河碳酸盐岩油藏地质模型 ［J］.石油勘探与开发，2002，29（1）：109－111.

［4］彭小龙，刘学利，杜志敏 .缝洞双重介质数值模型及渗流特征研究 ［J］.西南石油大学学报 （自然科学版），2009，31（1）：61－64.