塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题。综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因;水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因。同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以"整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力",补充能量阶段以"优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅"的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。     

碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术

中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富,探明石油地质储量达29.3×10⁸ t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大,注水窜流易造成油井暴性水淹,导致采收率低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践,形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴作用。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论及方法

以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏是以大型溶洞和裂缝为主要储集空间的特殊类型油藏,储集体分布复杂,主体缝洞介质内流体流动不符合达西渗流规律,使得该类油田开发无法借鉴碎屑岩成熟的开发理论和技术。经过近年来的科技攻关研究,深化了缝洞型油藏储集体形成机制,揭示了缝洞型油藏流体动力学机理,形成了超深层缝洞储集体地球物理描述、多尺度岩溶相控缝洞储集体建模、缝洞型油藏数值模拟3项关键技术成果。在塔河油田缝洞型油藏开发实践中,有效指导了注水开发,提高了开发效果。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量计算方法

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属古岩溶缝洞型油藏，储层发育受控因素多，非均质性强，储集空间多样，储集类型复杂，既有裂缝-溶蚀孔隙型储层，也有裂缝-溶洞型储层，堪称世界上最复杂特殊的碳酸盐岩油藏，油藏描述难度大，常规的储量计算方法不能有效使用。在分析塔河油田缝洞型储层连续性特征尺度的基础上，提出了采用孔隙体积来表征缝洞型碳酸盐岩油藏的储集性及相应的储量计算方法，采用多元回归分析方法和数值模拟方法，计算了典型区块的缝洞型碳酸盐岩油藏储量，对塔河油田奥陶系油藏精细描述和后期开发方案调整具有重要意义。     

塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,通过多年的控水稳油,采收率仍然只达到12%,通过理论研究和现场试验,以Ⅲ类缝洞单元为油藏单元的注水替油取得突破兴进展,预计可提高Ⅲ类缝洞单元采收率达2%,同时注水开发技术为塔河碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏提高采收率提供坚实的技术保障。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气采油实践及认识

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏储集体非均质性强,根据储集体特征可初步分为定容型油井和非定容型水驱油井,前期主要依靠注水替油吞吐和水驱开发,采收率较低。随着塔河油田缝洞型油藏注水开发工作的推进,油藏开发矛盾逐步从能量下降向含水率上升转变,油藏开发转为注氮气驱替储集体顶部阁楼油。对69口高含水油井实施评价,有效率达到87%。列举2个实例分析,定容型井在注气后氮气膨胀,排水采油,持续排水评价是生产中的有效技术对策,非定容底水锥进井加大注气量和小工作制度有利于压制水锥作用。     

缝洞型油藏超深井注氮气提高采收率技术

塔河碳酸盐岩油藏非均质性强，溶洞是最主要的储集空间，裂缝主要起连通通道作用，储集体中流体以管流模式为主，储集体类型复杂导致对剩余油分布认识不清，前期主要依靠弹性和水驱开发，采收率较低。目前塔河油田缝洞型油藏注水开发后期面临挖潜困难、剩余油储量难以动用的情况，注氮气驱油工艺的提出为解决这一难题提供了思路和方法。通过对注入气源的选择、地面注入工艺的优化、井口及管柱优化，成功实现了气水混注降压工艺及多轮次注气—机抽生产转换作业，节约了成本，提高了生产时效，减少了施工风险。该研究为碳酸盐岩油藏注气提高采收率工作提供了新的借鉴。     

塔河油田缝洞型油藏注气替油机理研究

塔河油田碳酸盐岩油藏２０１１年底标定采收率为１５．６％,低于国内外的平均水平２０％,具有很大的提升空间潜力。通过注水替油和单元注水,从一定程度上改善了开发效果,但随着注水替油效果变差,剩余油主要分布在缝洞体的高部位,有必要探索通过注气动用高部位的剩余油。通过实验并结合数值模拟技术,开展了典型的单井缝洞单元注氮气吞吐提高采收率机理研究,ＴＫ４０４井现场注氮气取得了良好的增油效果,证实了单井定容体残丘高部位富集有大量剩余油,通过注氮气能有效提高这部分剩余油的采出程度,为塔河油田缝洞型油藏今后实施注气提高采收率现场试验提供了积极的参考和指导。     

塔河油田十区北缝洞型油藏单元注水效果分析

塔河油田奥陶系油藏储集空间非均质性强,油水关系复杂;储层受构造变形和岩溶作用共同影响,储集体类型及其空间分布规律比较复杂,开发难度大。通过对塔河油田十区北缝洞型油藏三种不同连通模式的研究,并对各连通模式下的缝洞单元典型井组的注水效果的分析,对下步缝洞型碳酸盐岩油藏构建注采井网具有指导性依据。     

塔河油田缝洞单元注水开发研究与应用

塔河油田岩溶缝洞型油藏储量达到10×108t,是目前国内最大碳酸盐岩缝洞型油藏.以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,采收率只达到15％.近年来通过与国内外石油公司、研究院(所)和大学开展了广泛的技术合作,初步建立了独具特色的缝洞型油藏勘探开发技术方法系列.认识到了缝洞单元是开发的基本单元,建立了缝洞单元的描述技术,形成了以缝洞单元为基础的差异化开发技术,逐步摸索出了酸压、侧钻、堵水、单井注水替油等提高采收率技术方法,开展了单元注水开发先导试验,通过注水各缝洞单元能量不同程度恢复.     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气采油机理及实践

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集层类型特殊、开发难度大,前期通过实施单井及单元注水,在一定程度上取得了良好的增油效果;随着注水量增加,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在缝洞单元高部位,注水无法波及。针对此类剩余油,开展了注氮气吞吐驱油实验研究,结合数值模拟技术,论证了注氮气能有效动用这部分剩余油。注入地层中的氮气与原油混合并发生重力分异,将高部位剩余油向下置换并采出,注入氮气在原油中溶解也能起到一定的降低原油黏度、补充地层能量的作用。该项技术2012年开始在塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开展现场试验,已投产试验井123口,累计产油16.13×104 t,增油效果显著,验证了缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐置换剩余油是一项可行的提高采收率技术。     

多尺度岩溶相控碳酸盐岩缝洞型油藏储集体建模方法

以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏是中国近年来投入开发的大型油藏,其储集空间类型主要为大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝,且尺度大小悬殊,形态不规则,分布不连续。定量表征孔、洞、缝在三维空间的分布一直是该类油藏开发的技术难题,目前尚缺乏有效的储层建模方法。以塔河油田4区碳酸盐岩缝洞型油藏为原型,研究并提出了多尺度岩溶相控缝洞储集体建模方法,即在古岩溶发育模式控制下,根据缝洞尺度的差异,采用两步法建模：第1步建立4个单一类型储集体离散分布模型,即利用地震识别大型溶洞和大尺度裂缝,通过确定性建模方法,建立离散大型溶洞模型和离散大尺度裂缝模型;在岩溶相控约束下,基于溶洞发育概率体和井间裂缝发育概率体,采用随机模拟多属性协同模拟方法,建立溶蚀孔洞模型和小尺度离散裂缝模型。第2步采用同位条件赋值算法,将4个单一类型储集体模型融合成多尺度离散缝洞储集体三维分布模型。该模型的建立定量表征了缝洞储集体在三维空间的展布特征,可以为油田开发奠定坚实的地质基础。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径

综合岩心、测井、地震、生产动态等多方面资料,对缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间多尺度特征、储集体类型、缝洞体空间形态及分布模式、与生产井的配置关系等进行了系统研究,分析了各因素对剩余油分布的影响,建立了水驱后剩余油分布的主控因素模式;结合塔河油田的开发实践,系统研究了提高原油采收率的方法与途径。研究表明,缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素可归结为局部高点、井控不足、连通通道屏蔽和弱水动力4大类。缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率是一个系统工程:天然能量开发阶段,做好生产调控,防止底水窜进;注水早期,依据储集体类型、连通性、空间位置构建注采关系,提高水驱控制及动用程度,尽量减少剩余油;注水开发中后期,依据剩余油分布主控因素及分布特征,通过加强井控、利用重力分异和毛细管的渗吸作用、扰动(改造)流场等措施,实施精准挖潜。同时做好技术储备,开展储集层改造、新型注入介质、智能优化开发等技术的研发,做好注水、注气技术的接替,最大限度地提高采收率。图5表1参32     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏描述及储量评估技术

对塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油藏特点进行了分析,建立了小层、构造、裂缝—岩溶、流体4个主要模型,并对其量化成图,最终形成了油藏地质模型,得出了储集体三维空间的几何形态.以每60m作为一个层状单元(超深层地震勘探最高分辨率),刻画出了储集体在平面上的分布规律,并以此进行了储层参数研究,得出每个单元储量丰度变化情况及不同类型储集体的储量.将古岩溶生成机制、储层识别、地震—测井联合反演、随机建模、试采动态分析相结合,形成了一套针对古风化壳碳酸盐岩缝洞型油藏描述、储量评估(计算)的技术和方法,在塔河油田6区、7区开发方案的编制中已广泛应用,取得了很好的效果.油田建产率提高了5%～8%,各项开发指标具有科学合理性.     

塔河油田碳酸盐岩油藏开发技术政策研究

碳酸盐岩缝洞型油藏具有多重孔隙特征，非均质性强的缝洞系统决定了复杂的油水运动特点，直接影响了油田的开发水平。通过分析塔河油田碳酸盐岩储集体物性特征、油藏流体特征和岩溶洞穴分布规律，将储集体划分为古近地表岩溶储集带和古岩溶水道储集带。结合塔河油田的生产实际，总结了塔河碳酸盐岩油田产量、含水率和地层能量的变化规律。研究了古近地表岩溶储集带和古岩溶水道储集带的开发井网分布特点和井距，论述了注水开发的可能性与合理的单井产量和采油速度。     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气影响因素研究

塔河油田缝洞型油藏随着注水轮次增加,生产效果逐渐变差,2012年开展单井注氮气试验,增油效果显著。运用大量矿场统计数据分析了岩溶地质背景、构造要素、储集体类型、地震反射特征及动态特征对注气效果的影响规律和特征,为塔河油田今后的注气选井和评价工作提供指导。     

塔河油田缝洞型油藏“一井多控”高效开发关键技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏主要储油空间是溶洞,多轮次开发过程中溶洞的储量品质与规模不断下降,单井动用单洞的开发方式效益风险逐年增大。为此,基于地质工程一体化,研发了同时动用多套缝洞体的“一井多控”高效开发关键技术。该技术主要基于缝洞分级刻画描述技术,分级标定复杂缝洞体内部基岩与有效缝洞体的边界;针对缝洞型油藏缝洞空间展布存在的差异性,推进地质工程一体化,设计多种“串联”井眼轨道,尽可能贴近有效缝洞边界;研发适合缝洞型储层的分段改造一次动用完井技术,实现一个井眼沟通动用多个缝洞体的目标,进一步提高单井产能和单井开发效益。“一井多控”高效开发关键技术在塔河油田进行了现场试验,试验过程中对缝洞刻画、井眼轨道设计及完井技术不断迭代优化提升,支撑了“一井多控”评价井储量动用规模与产能的不断提升,储量动用规模达到直井动用储量规模的1.5倍以上,油井日产油能力提高10%以上。“一井多控”高效开发关键技术为塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏提供了一种新的开发方式。      

三维地质模型概率法在碳酸盐岩缝洞型油藏石油地质储量研究中的应用——以塔河油田四区为例

碳酸盐岩缝洞型油藏孔、洞、缝储集体类型共存,规模相差悬殊,形态不规则,分布不连续,定量表征有效储集空间难度大,准确计算该类油藏石油地质储量一直是开发的技术难点.为此,研究并提出了基于三维地质模型的概率法,即在单井缝洞储集体识别及井间储集体预测的基础上,采用确定性建模与随机建模相结合的方法建立一系列等概率地质模型,在三维地质模型网格数据体上求取有效缝洞储集体体积,依据孔、洞、缝等不同储集体类型分别计算石油地质储量,统计石油地质储量概率分布.塔河油田四区计算的最可能的石油地质储量为5 665×104 t,最悲观的石油地质储量为5 470×104t,最乐观的石油地质储量为5 914×104t,计算结果与塔河油田开发生产现状基本一致.结果表明,基于三维地质模型的概率法充分考虑储层的非均质性,计算的石油地质储量更为精确,细化了石油地质储量的构成,明确了石油地质储量的有利富集区.     

塔河油田缝洞型油藏水驱后气驱提高采收率可视化实验

塔河油田缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率实验,注气效果显著,但油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差,大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,探讨缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况及其影响因素。实验结果表明,水驱后氮气驱,能有效提高驱油效率,注气方式、注入位置和模型充填等因素对气驱效果有影响,采用连续稳定注气方式,在构造高部位注气,低部位采油,可有效提高气驱效果,为类似油藏单元水驱后剩余油的开采提供借鉴。     

缝洞型碳酸盐岩油藏流动数学模型初探

针对塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏特点，结合渗流和流体力学知识，建立了缝洞型油藏渗流、管流和平板径向流耦合数学模型，揭示了储集体内流体的流动规律。对一维流动、弹性开发和注水开发进行了模拟计算。模拟结果表明，弹性能是封闭性油藏主要的驱动方式，而注水开发油藏含水率会呈台阶式增长，模拟结果与实际开发效果相符。