📝 摘要
本项目旨在利用数值油藏模拟方法分析商业地热项目的可行性，研究对象为需要增产措施的低渗透沉积岩地热储层。研究使用CMG STARS热采模拟器进行数值建模。项目首先建立了假设的数值油藏模型并与解析解进行验证，发现网格尺寸不足会产生数值弥散，导致热突破时间被低估；储层区域面积不足则会引入边界效应。在FY15工作中，研究转向更真实的地质模型，利用科罗拉多州Wattenberg油田Lyons砂岩地层的实际测井和岩心数据开展储层表征。研究处理分析了14口钻穿Lyons地层的井的测井数据，采用地质统计学方法构建了包含地层几何（顶底、厚度）、岩石性质（孔隙度）和温度分布的储层模型。基于岩心测量数据建立了孔隙度-渗透率相关性。提出了三种模型（基准模型、基于对象的模型和双渗透率模型），展示不同地质特征对沉积型地热系统热行为的影响。数值模拟评估了不同井型（直井、水平井）和压裂设计（纵向裂缝、横向裂缝）对热突破时间和生产指数的影响，发现在中等渗透率储层（7.81-78 mD）中水平井配合水力压裂最为有效。
🔍 关键词
沉积型地热；Lyons砂岩；Wattenberg油田；储层表征；水力压裂；水平井；热突破；CMG STARS
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG STARS（热采模拟器）；CMG内置地质统计学工具（用于克里金插值和序贯高斯模拟） |
| 网格类型 | 正交角点网格 |
| 模型尺寸 | 基准面积4.5×4.5 km，网格20×20×3.58 m（垂向10层），精细区域网格细化至20×20 m |
| 流体模型 | 单相水（密度、粘度为温度函数），热性质恒定 |
| 模拟对象 | Lyons砂岩地层沉积型地热对井系统（一注一采） |
| 井型方案 | 模型O：直井对（基准）；模型A：直井+水力裂缝；模型B：水平井裸眼完井；模型C：水平井+纵向裂缝；模型D：水平井+多级横向裂缝 |
| 评价指标 | 热突破时间、产液速率、采油指数（PI）、注入指数（II） |
报告中明确指出：使用CMG STARS进行数值油藏模拟，使用CMG内置地质统计学工具进行变差函数拟合、克里金插值和序贯高斯模拟（第2.2节、第2.3节）。
📊 储层表征与模型构建
地质背景：
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Wattenberg油田位于丹佛盆地，Lyons砂岩为Permian地层（介于Lykins组与Owl Canyon组之间）
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目标层深度约9,000 ft，地温梯度34.9-50.1°C/km，Lyons顶部温度105-145°C
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该地层目前用于废水回注，表明具有良好的注入能力
数据来源：
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12口水井测井数据（COGCC网站）：GR、DPOR、NPOR、电阻率
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USGS岩心数据：E053、B526、D485（孔隙度-渗透率相关性）
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温度数据：Niobrara（13点）、Dakota J砂（18点）、Morrison（19点）、Lakota（6点）、Lyons（9点）
孔隙度-渗透率相关性：
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k = a·exp(b·φ)
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E053（低渗透）：最大299 mD
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B526（中渗透）：最大78 mD
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D485（高渗透）：最大25.2 mD（注：原文D485为高渗透？表格显示D485最大695-1400 mD，存在矛盾，按报告描述分类）
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Kv = 0.1·Kh
温度分布：
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目标区域B区：温度137°C，孔隙度最高0.178（相比A区145°C但孔隙度仅0.07）
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注入温度80°C，井距1,500 m，目标注采速率4,000 m³/day（46 L/s）
建模方法：
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普通克里金（Ordinary Kriging）生成顶底面构造图
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变差函数拟合（图2-1）
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序贯高斯模拟（SGS）生成孔隙度空间分布
🧪 模拟方案与结果
三类渗透率模型初步对比（低/中/高）：
| 渗透率模型 | 渗透率范围 | 达到目标速率？ | 热突破时间 | 结论 |
|---|---|---|---|---|
| 低（E053） | 2.81-25.2 mD | 否 | >60年 | 增产措施不足，不适合商业发电 |
| 中（B526） | 7.81-78 mD | 水平井+裂缝可接近 | 11-32年 | 最佳增产候选 |
| 高（D485） | 30.3-299 mD | 是 | 短 | 无需优化也可达目标 |
中级渗透率模型详细分析：
| 方案 | 井型/完井 | 水平段长/裂缝间距 | 热突破时间 | 达目标速率？ | PI/II |
|---|---|---|---|---|---|
| 基准 | 直井 | — | >60年 | 否 | 低 |
| 模型A | 直井+裂缝 | xf=500m | 32年 | 否 | 中等 |
| 模型B | 水平井裸眼 | L=1.5km | 42年 | 否 | 中等 |
| 模型C | 水平井纵向裂缝 | L=1.5km，xf=500m | 31年 | 接近 | 较高 |
| 模型D | 水平井横向裂缝 | L=1.5km，FS=200m，xf=500m | 11年 | 是 | 高 |
模型B（水平井裸眼）水平段长敏感性：
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1.0 km：PI≈0.35 L/s-bar，未达目标
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1.5 km：PI≈0.50 L/s-bar，接近目标
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2.0 km：PI≈0.65 L/s-bar，达目标，热突破时间最长（~45年）
模型C（纵向裂缝）水平段长敏感性：
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更长水平段 → 更长热突破时间 + 更高PI（更大储层体积被相同流量冷却）
模型D（横向裂缝）裂缝间距敏感性：
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单条裂缝：未达目标速率
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5条裂缝（FS=200m）：热突破~11年，达目标
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10条裂缝（FS=100m）：热突破~8年，PI最高
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结论：更多裂缝改善水力行为但缩短热突破时间
模型D裂缝总面积不变对比：
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方案1：FS=200m，xf=500m（热突破11年，PI高）
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方案2：FS=100m，xf=250m（热突破21年，PI降低约10%）
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结论：可接受PI小幅降低换取热突破时间近翻倍
✅ 主要结论
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储层渗透率是决定是否需要增产措施的关键因素。过低渗透率储层即使采用水力压裂也无法达到商业发电所需流量；过高渗透率储层无需优化即可达标。
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中等渗透率储层（约8-78 mD）是最佳增产候选，水平井配合水力压裂可显著改善水力行为和热演化。
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裸眼水平井即使水平段长达2 km，PI仍低于纵向或横向裂缝方案；水力压裂对改善水力连通性至关重要。
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横向裂缝（多级压裂）对提高PI效果最好，但以缩短热突破时间为代价；纵向裂缝在热突破时间方面表现更优。
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在裂缝总面积固定的情况下，采用更短裂缝半长和更密裂缝间距可在PI小幅降低（约10%）的情况下显著延长热突破时间（约翻倍），为优化设计提供了权衡思路。
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网格细化至20×20 m可有效消除数值弥散；储层区域面积需足够大以避免边界效应影响。
🏛️ 作者及单位信息
| 作者 | 单位 |
|---|---|
| Chad Augustine | 国家可再生能源实验室（NREL），Golden, Colorado |
| Luis Zerpa | 科罗拉多矿业学院（Colorado School of Mines） |