考虑差异化相渗的致密气藏开发效果分析

王勇飞 ，方全堂

1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都610041 2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都610500

引言

致密气藏是目前中国油气主要增储上产的主要领域之一。体积压裂是实现致密气藏高效开发非常规油气藏的关键[1-3]，而压裂后产生的水力裂缝、诱导裂缝与基质岩体中的气-水两相流动规律差异较大。由于缺少裂缝、基质各自的相渗实验数据，因而在致密气藏开发特征的研究中，少有分别考虑压裂改造区与未改造区相渗差异的模拟研究。另外实际裂缝改造区的范围和裂缝形态又需要结合工程与地质情况，开展水力裂缝扩展模拟来确定。采用裂缝扩展及气藏数值模拟相结合的地质-工程一体化技术流程，方可将产量突破手段落实到工程技术参数上，从而实现考虑差异化相渗的开发特征研究和开发效果预测。

近年来，国内外学者对非常规油气藏体积压裂数后的产量预测方法开展了系列研究，主要包括解析法[4]、半解析法[5-6]、数值模拟法[7]以及数据驱动[8]方法。为了准确描述裂缝-基质的差异化相渗规律及模拟体积压裂复杂缝网形态，数值模拟法是同时满足上述要求的唯一途径。李宁[9]开展了裂缝性储层的相渗测定实验，尽管获得了不同裂缝模式下的相渗曲线，但未能在油藏尺度获得相渗对单井产量的影响规律。李威等[10]开展了考虑相渗时变的模拟研究，但缺乏对裂缝-基质相渗差异的考虑，也未能详细描述压裂后的缝网形态。王东琪等[11]研究了微裂缝发育的相渗曲线计算方法，同样也存在无法将相渗曲线与实际气藏开发动态特征相联系的问题。唐子春等[12]综述了非常规油气藏体积压裂水平井数值模拟技术进展，指出在考虑裂缝-基质差异化相渗方面的研究较为滞后。鲜成钢[13]对页岩气藏开发地质-工程一体化建模和数值模拟技术的现状、挑战和机遇进行综述性分析，指出精细化裂缝描述和分区流动规律研究是一体化模拟的关键。单纯的裂缝-基质相渗实验研究[14]、常规的规则等效缝网数值模拟[15-16]无法将差异化相渗特征及压裂改造效果落实到产量特征上，因此，地质-工程一体化数模研究是实现差异化相渗和压裂裂缝精细描述的重要途径。

目前，尽管随着水平井地质-工程一体化数值模拟技术到现场的深入推广及应用实践，并取得了良好开发效果，但是，地质-工程一体化实施主要还是以经验为主[17-21]，需要进一步提升和发展地质-工程一体化理论及优化水平。为此，笔者基于四川盆地某低渗致密气藏实际储层特征和开发现状，开展地质-工程一体化模拟方法及流程研究。考虑体积压裂后缝网差异性实际问题，利用室内裂缝实验结果开展了人工裂缝差异化相渗条件下的数值模拟研究，探讨了人工裂缝差异化相渗对生产动态特征的影响，其研究结果对指导致密气藏高效开发具有重要的理论及实践意义。

1 考虑差异化相渗特征的地质-工程一体化建模

从地质-工程一体化建模流程出发，基于Petrel+Kinetix+INTERSECT 软件模块，提出了考虑差异化相渗的气井数值模拟方法，形成了以下工作流：

（1）井震分析。利用导眼井的测井资料及三维地震数据，开展层系划分、构造解释及地质力学参数解释等基础数据解释工作。

（2）二维构造建模。基于层系划分及构造情况建立区域构造模型。

（3）三维地质属性及力学建模。地质模型采用相控的属性建模方法，地应力模型采用有限元方法进行三维地应力场的精细建模。

（4）分段射孔参数录入。

（5）压裂泵注程序设计。

（6）水力裂缝扩展模拟。基于地质模型和实际的工程参数，考虑段间应力干扰利用有限元方法开展水力裂缝扩展模拟，并用微地震监测数据及泵注施工曲线对模拟结果进行校验。

（7）非结构网格剖分。根据实际的裂缝形态进行裂缝尺寸和渗流能力等效处理，并对裂缝改造区域及未改造区域进行分区设置。

（8）气井/气藏数值模拟。考虑不同改造区的相渗及物性参数，在历史拟合的基础上开展生产动态特征分析及开发效果评价。

以新场某区块致密气储层为例，考虑该区块储层类型具有明显的差异，划分依据见表1。选取不同类型储层所对应的典型井3 口，分别按上述一体化建模工作流和进行地质模型和单井数值模型的建立。以II 类储层的B 井为例，首先，通过井震分析划分储层层系，得到构造模型，如图1a 所示。其次，根据测井解释结果及力学实验结果建立储层属性模型和地应力模型，如图1b 和图1c 所示。然后，根据实际的泵注程序，针对每一个压裂段进行裂缝扩展模拟，并进行泵注压力的拟合，得到沿井分布的水力裂缝形态及导流能力情况，如图1d 所示。最后，根据实际的裂缝形态进行非结构网格的划分如图1e 所示。

图1 一体化建模流程（B 井）Fig.1 Geological and engineering integrated modeling process（Well B）

表1 不同储层类型分类评价表Tab.1 Classification and evaluation table of different reservoir type

根据不同类型储层的地质条件及压裂施工条件，分别对3 口典型井（A、B 和C 井）进行了模型建立，得到了其对应的地质属性和裂缝模型，如图2所示。

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

2 差异化相渗的嵌入方法

不同的储集层类型对应有不同孔渗特征及相渗关系，并且改造区的裂缝相渗与未改造区相渗具有显著差异。针对上述3 类储层类型，分别对各类型储层的基质相渗实验结果进行归一化处理，见图3。

图3 3 类储层类型归一化后的相渗曲线Fig.3 Normalized relative permeability curves of three types of reservoirs

由图3 可以看出，低渗致密砂岩储层相渗曲线均具有束缚水饱和度高、残余气饱和度高、两相共渗区窄、等渗点低的特点，说明储层致密、孔隙空间狭小，储层流体的流动能力较为有限。随着储层物性变差，相渗曲线表现出如下3 个特征：

（1）两相渗流区间减小，等渗点更偏向于含水饱和度高的一侧。

（2）束缚水饱和度增大，端点渗透率减小。

（3）等渗点含气饱和度减小，等渗点相对渗透率也减小。

除了未改造储层的相渗外，还开展了4 个样品的裂缝自支撑相渗实验，如图4a 所示。考虑到裂缝的两相渗流能力主要与缝宽的关系较大，不同储集层类型的裂缝相渗曲线差异不明显，因此，针对裂缝采用统一的归一化曲线如图4b 所示。从图4 可以看出，裂缝中相渗曲线近似于对称的剪刀型，其等渗点更靠近高含水饱和度区，主要是由于在裂缝中的水会被渗吸进入基质中，导致其束缚水饱和度较高，这也从侧面反映了压裂液返排率低的原因。

针对前文所述的3 类储层类型以及其典型井的非结构网格剖分结果，将不同的相渗曲线嵌入其中，对裂缝改造区和未改造区进行分区处理，对未改造区按照储层类型分别赋予3 种对应的基质相渗曲线（图3），对裂缝改造区赋予归一化后的裂缝相渗曲线（图4b）。

图4 裂缝相渗曲线Fig.4 Fracture relative permeability curve

3 气井模型的建立及历史拟合验证

气井模型的建立流程为：首先，根据测井及地震解释结果建立地层的构造和属性模型；其次，建立考虑岩石力学参数地应力模型；再次，添加射孔及压裂完井工程信息；然后，通过Kinetix 有限元压裂模拟得到考虑地质-工程的缝网分布情况（图1）；最后，针对裂缝和未改造区进行分区设置，分别赋予归一化后的相渗曲线，建立考虑差异化相渗的数值模型。

在数值模拟进行历史拟合时，采用定产气量来拟合产水和压力的方式，分别对上述3 类储层的代表井进行生产动态历史拟合。采用微调裂缝的相渗曲线来拟合早期产水动态，通过调整基质的相渗来拟合中期压力和产水动态，3 种典型井的模拟结果见图5。

图5 考虑差异化相渗时3 种典型井的历史拟合结果Fig.5 Historical fitting results of three typical wells considering differential permeability

由图5 可见，井口压力、日产气量和日产水量与实际生产数据拟合较好，表明所建立的数值模型满足实际模拟的需要，符合生产动态的实际特征。在此基础上，可以对不同的储层类型进行开发动态预测和开发效果评价。

常规方法在拟合压裂后的生产曲线时，早期返排液阶段的产水量拟合效果较差。为了说明考虑差异化相渗的优势，在此模拟了裂缝和基质均采用一套相渗（即各储层类型基质的相渗曲线）的历史拟合结果，如图6 所示。与图5 进行对比可以看出，考虑了裂缝与基质差异化相渗曲线的情况，早期的产水及产气量拟合效果均较好，压力拟合趋势也一致，因此，考虑差异化相渗的一体化数值模拟方法能有效解决早期返排阶段生产数据拟合困难的问题。

图6 不考虑差异化相渗时3 种典型井的历史拟合结果Fig.6 Historical fitting results of three typical wells without considering differential permeability

4 考虑差异化相渗的低渗致密气藏开发特征

从图5 中的生产动态变化情况来看，A 井属于I 类储层，其所对应的相渗曲线中残余气饱和度最低，因此，该井在返排期还未完全结束时已有气体产出，并且由于其储层物性条件较好，早期产水量大，能较快产出裂缝中的压裂液。与其余两口井对比，A 井早期的无气生产时间＜B 井＜C 井。因此，残余气饱和度的高低决定了气井开始产气的滞后时间。

对比3 种类型储层的累计采出曲线（图7）可以看出，累计产气量A 井＞B 井＞C 井，表明储层物性越好，最终采出气量越高的特征。

图7 累计产气曲线Fig.7 Cumulative gas production curve

尽管开井时间C 井＞B 井＞A 井，但受产能大小的影响，A 井的产量递减更慢，累计采出气量更大。另外，由于B 井的改造区范围大于A 井（图8），因此，前期B 井的累产气更高，当改造区的气体采出后，后期的产气量大小主要受控于基质储层的物性，A 井的累计产气反超B 井。

图8 不同井的压裂改造体积Fig.8 SRV of different wells

综合分析表明，不同类型储层的气井，早期产气量受控于增产改造效果，中后期的采出能力取决于储层的物性条件。考虑工程-地质一体化的气藏数值模拟方法能综合考虑储层品质和压裂效果，将地质参数与工程参数的差异落实到产量上，便于进行对比分析。

为了更直观地说明相渗差异对开发特征的影响，分别采用3 种储层类型的相渗曲线进行生产动态预测模拟。3 类储层模型的压裂改造区范围及渗透率相同，未改造区储层物性对应各类型储层的物性，生产初期以定20 m3/d 的产水量进行排液；当气量达到80 000 m3/d 时进行定产气量生产；当井底压力降低1 MPa 后，以定井底流压生产至10 a 末，开发动态预测结果如图9 所示。

图9 不同类型储层的生产动态预测Fig.9 Production performance prediction of different types of reservoirs

由图9 可见，I 类储层的累计产气和产水量均大于II 类、III 类储层。而排液阶段开始产气的时间表明，III 类储层见气早于II 类早于I 类，见表2。

由表2 可见，在相同的增产改造范围下，III 类储层能较早产气，但由于水相渗透率较低，排水能力弱，大量压裂液还在气藏中导致初期气井产能较低，其10 a 末的采出量仅为I 类储层的76.8%，相差23.2%，并且稳产能力弱，稳产期维持时间为I 类储层的76.1%。

表2 不同储层的开发动态参数统计Tab.2 Statistics of development dynamic parameters of different reservoirs

5 考虑差异化相渗的低渗致密气藏开发效果评价

为了评价低渗致密气藏不同储层类型的开发效果，基于储层分类、各储层标准化相渗曲线及其对应的数值模型，开展气藏开发效果主控地质因素分析，讨论了各地质因素（基质含水饱和度、渗透率、孔隙度、有效厚度）变化（±20%）对采收率的影响。

各储层类型地质参数的取值基准值见表3，对基准值进行±20%的浮动，开展单因素影响下的采收率预测模拟，结果见图10。由图10 可知，当含水饱和度上升20%时，采收率降低约29%～53%；当含水饱和度降低20%时，采收率提高约13%～19%；渗透率变化±20%，对采收率影响幅度约6%～10%。孔隙度、有效厚度变化±20%，对采收率影响幅度小于5%。因此，对于不同储层类型，在考虑差异化相渗的情况下，含水饱和度对采收率影响最为显著、渗透率次之，孔隙度与有效厚度影响较小。

表3 各储层类型基础地质参数Tab.3 Values of basic geological parameters of each reservoir type

图10 地质参数变化对各类型储层采收率的影响幅度Fig.10 Influence amplitude of geological parameters on recovery efficiency of various types of reservoirs

为了有效评价各储层类型的开发效果，基于本文建立的数值模型，根据新场JS 气藏主力层的含水饱和度分布（30%～70%），建立无因次地层压降-采出程度评价图版，如图11 所示。

图11 中，无因次地层压降为0 时代表原始地层压力状态，因此，地层压降为1.0 时表示气藏开采到废弃压力状态。I 类储层采收率37%～77%，II 类储层采收率27%～65%，III 类储层采收率13%～36%。

图11 无因次地层压降与采出程度关系图版Fig.11 Dimensionless formation pressure drop and recovery degree chart

根据新场JS 气藏主力层生产数据，将开发过程中无因次地层压降与采出程度的关系绘制到该评价图版中，如图12 所示。可根据图12，通过实际曲线与理论曲线的偏离方向和程度来判断实际气藏的开发效果。当实际曲线向右偏离理论曲线，说明气藏开发效果较好；反之说明在当前开发技术政策下气藏开发效果较差。JS 气藏以开发I、II 类储层为主，早期开发效果含水较低，与I 类储层40%含水饱和度的曲线吻合较好，而开采后期其含水不断上升，采出程度下降速度加快，后期开发效果变差，这主要是由于后期JS 气藏以开采III 类储层为主。因此，若已知气藏的含水饱和度及储层分类情况，可直接根据开发效果评价曲线来评价气藏开发效果及开采趋势的变化情况。

图12 JS 气藏无因次地层压降与采出程度关系Fig.12 Relationship between dimensionless formation pressure drop and recovery degree of JS Gas Reservoir

6 结论

（1）考虑裂缝与基质差异化相渗曲线的一体化数值模拟，能更好地对压裂水平井进行全周期生产动态拟合。

（2）早期产气量受控于增产改造效果，中后期的采出能力依靠于储层的物性条件。残余气饱和度的高低决定了气井开始产气的滞后时间，残余气饱和度越低，气井返排期越长。

（3）在考虑差异化相渗的情况下，含水饱和度对采收率影响最为显著、渗透率次之，孔隙度与有效厚度影响较小。

（4）针对JS 低渗致密气藏的3 种储层类型，建立了无因次压降与采出程度的关系图版，通过该图版可直接评价气藏开发效果、预测开采趋势。