深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究

为了准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝的扩展规律,基于弹性力学、断裂力学和流–固耦合理论,建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型,采用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律,并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果表明：溶洞周围发育天然裂缝时,会影响缝洞体周围局部诱导应力场,使水力裂缝更容易沟通缝洞体;采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏压裂液,仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞,而对与水力裂缝初始扩展方向夹角较大的溶洞,则需考虑采用强制转向技术进行沟通。研究结果表明,基于井眼与缝洞体的配置关系,采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通3种缝洞体沟通模式,显著扩大储量动用范围。     

缝洞型碳酸盐岩储层压裂效果评价方法试验研究

目前,由于缺乏缝洞型碳酸盐岩储层压裂裂缝沟通效果评价体系,无法实现压裂改造效果量化评价,因而需要针对缝洞型碳酸盐岩特征建立压裂改造效果评价方法。利用人造缝洞型碳酸盐岩岩心进行了水力压裂物理模拟试验,基于试验结果建立了符合缝洞型碳酸盐岩压裂特征的评价标准,提出了“缝洞沟通系数”的概念,然后利用该系数定量分析了地应力差对缝洞型碳酸盐岩压裂效果的影响。试验发现:用以评价压裂效果的SRV系数无法准确评价缝洞型碳酸盐岩压裂效果,而缝洞沟通系数可以针对此类缝、洞发育的岩石情况作出准确的压裂效果评价;利用缝洞沟通系数评价了水平地应力差对缝洞碳酸盐岩压裂效果的影响,发现随着地应力差增大缝洞沟通系数先降低后升高。研究结果表明,缝洞型碳酸盐岩储层中各因素对压裂改造效果的影响规律与常规储层不同,利用缝洞沟通系数分析压裂裂缝扩展沟通情况针对性更强、评价缝洞碳酸盐岩储层压裂改造效果更有效。      

碳酸盐岩缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律实验

溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间,且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上,采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验,通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测,探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响,并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明:岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件;不同水平应力差下,均能实现缝内暂堵转向,并且地应力差越小,裂缝形态越复杂,改造越范围越大;暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件,压裂液黏度过低时携砂能力差,形成的一次裂缝开度相对较小,易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。     

碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元储量精细分类评价

针对前期碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量分类评价成果无法满足油藏精细开发及提高采收率工作的需要的问题,以缝洞识别为基础,动静结合,从缝洞单元内储量的有效控制及动用状况出发,把缝洞单元储量分为未控制储量、井控未连通储量、连通难采出储量和连通易采出储量,形成了缝洞单元储量精细分类评价方法。应用缝洞单元储量精细分类评价成果,开展了完善井部署、注采调整及流道调整等综合调整工作,有效提高了储量动用效率和采收率,改善了开发效果。     

塔河油田靶向压裂预制缝转向技术模拟研究

塔河油田超深油气资源主要储存于碳酸盐岩天然裂缝、孔洞中,应用预制缝靶向压裂技术可以控制裂缝转向,提高油气产量。采用修正降阻比法计算管柱沿程摩阻,结合裂缝不稳定渗流理论计算缝内压力变化,利用位移不连续法计算裂缝转向距离,建立了裂缝扩展一体化模型。计算分析了缝洞型碳酸盐岩含有预制缝的靶向压裂裂缝扩展方向角度和扩展延伸长度等参数,并将施工参数与压裂裂缝转向距离进行关联,采用有限元法及物理模拟试验进行准确性验证。研究结果表明,压裂液黏度、预制缝角度、地应力差和地层岩石弹性模量等参数与压裂裂缝转向距离呈负相关关系;预制缝长度与裂缝转向距离呈正相关关系;施工排量需要优选,才能得到最优转向距离。靶向压裂预制缝转向技术的模拟研究结果,为塔河油田超深碳酸盐岩储层缝洞储集体的高效开发提供了理论指导和数据支持。      

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。     

缝洞型油藏储量定量描述方法研究

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏，油藏类型特殊，经过多期构造运动与古风化壳岩溶共同作用形成的、以缝洞储集体控藏为主的缝洞复杂碳酸盐岩油气藏。其储集空间类型多，储集体的空间分布变化大，具有形态不规则、随机不均匀分布特征。经过对塔河缝洞型油藏的多年开发，目前已进入精细开发阶段，对单个缝洞体储量定量评估精确度提出更高要求。通过总结前期储量刻画思路，分析其中存在的问题及技术难题，指导引出针对风化壳岩溶储层，基于混合速度初始低频模型反演预测技术；及针对溶洞边缘裂缝假象影响裂缝储量计算的属性预测，通过倾角约束的张量属性薄化融合蚂蚁体的小尺度断裂，表征强溶蚀区的连通分析更明确，裂缝储量刻画更精确；同时通过对比研究优化孔隙度量化表征、油柱高度、含油饱和度、原油密度等参数模型化，为储量精确定量描述提供支撑。     

缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理

应用损伤力学的方法,建立了缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展的物理模型和数学模型,探讨了在渗流场、应力场和温度场共同作用下水力裂缝受到天然裂缝和缝洞体干扰后其走向的影响因素,研究了不同条件下裂缝的形态,分析了缝内压力的变化趋势。模拟结果表明,水力裂缝遇到天然裂缝和缝洞体后,一部分水力载荷损失在非水力裂缝路径上,但迂曲一段距离后仍会沿着平行于最大水平主应力方向延伸。水力裂缝迂曲转向的临界条件随天然裂缝与最大水平主应力方向夹角以及天然裂缝和缝洞体规模的不同而发生改变。由于迂曲转向引起的摩阻增加,使得缝内压力下降明显。     

碳酸盐岩缝洞系统地震响应特征分析和塔中卡1区缝洞储层预测

碳酸盐岩岩溶风化壳由多期喀斯特化与后期构造运动叠加改造的孔、洞、缝等组成，形成了大小不等、空间形态复杂的储集体，此类储层非均质性强，难以预测和表征。设计了不同尺度溶洞和裂缝的碳酸盐岩岩溶风化壳物理模型，采用超声定比观测方法对地震波的传播能量和反射结构变化进行了分析。结果表明，理想条件下溶洞与裂缝可形成强短反射和杂乱反射，极不规则溶洞和洞缝的复杂联合体均表现为反射背景上的杂乱反射。利用强振幅聚类分析和不连续性检测等手段对塔中卡1区的叠后地震资料进行了储层预测和识别，卡1区的碳酸盐岩岩溶缝洞型储层表现出强短反射和反射背景上的局部杂乱反射这2种地震微相。利用古构造起伏趋势和波形检测等辅助方法，进一步证实了这些反射异常与卡1区岩溶缝洞地质成因的关联性。综合分析认为，卡1区碳酸盐岩岩溶缝洞型储层发育程度较弱，在构造高点部署的2口异常区外的探井实钻数据也证实了这一预测结果。     

塔里木油田奥陶系碳酸盐岩缝洞储层的定量地震描述

综合地震数据、地下的测井和钻井资料,对塔里木盆地中—下奥陶系的碳酸盐岩缝洞系统进行三维的空间雕刻和描述。利用地震数据,提取地震几何属性,成像和描述了与岩溶储层相关的地质特征,这些特征包括了岩溶河道、溶洞、平面的圆形或椭圆形断裂特征和裂缝通道等。地震相分析可以用于确定主要岩溶特征,如溶洞和裂缝通道的空间分布及其地震几何属性的门限值;构建构造网格模型并使其与地震数据有同样的分辨率,可以有助于准确地模拟岩溶储层的地质特征;对主要岩溶地质特征（溶洞和裂缝通道）的空间连通性进行分析,可以建立缝洞连通体的空间结构模型;通过测井相分析以及通过井的地质资料、成像测井和钻井资料对其标定,可以建立井的储层类型地质模型;通过地震的约束及测井信息,利用建模技术可以描述储层内部的非均质性,如储层类型和孔隙度分布的地质模型;与缝洞连通体的空间结构相结合,可以得到缝洞连通体的储层地质模型。该研究介绍了定量地震描述方法在奥陶系碳酸盐岩缝洞储层中的应用,研究表明,对岩溶储层缝洞系统的定量地震描述,有助于进一步了解缝洞储层的地质成因及其对储层的地质控制作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术与应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样,溶孔、裂缝、溶洞共存,尺度差异大,流动复杂,既有渗流、裂缝流,又有洞穴流,常用的数值模拟方法已不适用此类复杂介质中的流动问题,为了研究此类油藏的开发机理和剩余油分布规律,建立了缝洞型油藏洞穴流与裂缝流和渗流耦合的数学模型,并用有限体积法对数学模型进行了离散,用自适应方法对方程组进行了求解,形成了缝洞型油藏的数值模拟软件.对塔河油田一个井组剖面和一个缝洞单元进行了数值模拟历史拟合,揭示了此类油藏剩余油类型主要有洞顶剩余油、边角剩余油、阁楼油、底层剩余油、绕流油和充填溶洞剩余油,结果与生产实际相符,证明缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟模型是正确的,对缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油挖潜和提高采收率有较大的应用价值.     

深水盐下湖相碳酸盐岩缝洞地震预测

桑托斯盆地F油田位于巴西深水区域的盐岩之下,具有埋藏深、岩性多样、非均质性强的特点。与常规的以孔隙型为主的储层和中国西部“串珠状”的大型溶洞储层不同,研究区碳酸盐岩为深水盐下湖相碳酸盐岩,其溶蚀孔洞孔径小、裂缝类型多,导致地震响应特征极其不明显,常规缝洞预测方法不适用。另外,受上覆巨厚盐岩层的影响,缝洞发育储层段的地震资料分辨率低,增加了利用叠后地震方法预测其分布规律的难度。因此,针对研究区缝洞发育特点,采取井震相结合的思路,以消除泥岩及火成岩岩性干扰为前提,首先进行地震资料优化处理,然后充分利用岩心、FMI测井等资料以及生产漏失等信息,综合分析地震异常可能表达的地质信息,探索了一套适用于深水盐下多种岩性发育背景的小尺度湖相碳酸盐岩缝洞储层地震预测方法。该方法明确了裂缝与孔洞的敏感地震属性,通过联合构造应力场进行裂缝预测,结合波阻抗、孔隙度及CGR等地震反演结果,开展溶蚀孔洞预测,取得了良好的预测效果,对湖相碳酸盐岩缝洞储层预测研究有借鉴意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏油井产量及压力变化模型

建立了缝洞型碳酸盐岩油藏多缝多洞串联型油藏流体流动的数学模型,得出了产量和压力的变化规律。单缝单洞油藏的压力和产量均呈指数递减,多缝多洞油藏靠近生产井的溶洞产量的递减规律为几个指数递减函数的代数和,压力的递减规律为几个指数递减函数与井底流压的代数和。以同等大小的三缝三洞油藏为例,远离生产井的溶洞压力下降速度远远慢于靠近生产井的溶洞;生产初期产量主要是靠近生产井的溶洞在作贡献,远离生产井的溶洞逐渐开始补充。这对于缝洞型碳酸盐岩油藏油井的动态分析和预测,认识缝洞连通模式和缝洞参数,以及储量计算有一定的理论意义。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层预测技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋深在5300 m以上,基质不具储集性,储集类型以裂缝、溶洞为主,油气受控于古岩溶缝洞,储层纵、横向非均质性强,地震信噪比、分辨率低,预测难度大。寻找和预测奥陶系缝洞发育带是塔河油田增储上产的关键。在储层成因机理研究的基础上,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的成因预测模式,为储层预测奠定了地质基础。针对塔河油田奥陶系储层的特点,建立了以叠前时间偏移和目标精细处理技术为核心的碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术,为储层预测提供了扎实的基础资料。通过储层标定和正演模拟分析,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的地球物理识别模式,包括测井识别模式和地震识别模式,为储层识别和预测提供了依据。应用振幅变化率、相干体分析、波阻抗反演等技术,有效地预测了碳酸盐岩缝洞发育带。     

陆梁油田头屯河组油藏地应力分析及应用

随着对地应力认识的深入，它在油田勘探开发中的作用日渐明显。应用岩心测试、水力压裂等资料分析了陆梁油田头屯河组油藏的地应力及裂缝特征。水平最大主应力方向为NW，水平最小主应力梯度为0．0121MPa／m，天然的裂缝走向为近似东西向，比较真实地反映了油藏地应力分布状况。在分析地应力、裂缝特征的基础上，简述了裂缝与地应力的关系，并对压裂时地层中裂缝的延伸情况进行分析，同时分析了该油藏地应力、裂缝对油田开发的影响。     

四川盆地西北部超深层碳酸盐岩孔缝带地震检测

近年来,四川盆地西北部地区(以下简称川西北地区)在超深层海相碳酸盐岩气藏勘探方面取得了突破,多个构造在中二叠统茅口组三段(以下简称茅三段)获得高产气流并证实裂缝是天然气高产的主要控制因素,但是常规地震处理对裂缝识别能力差、预测效果不佳。为此,以川西北地区九龙山构造为例,在归纳总结茅三段储层特征的基础上,分析已钻井茅三段储层的地震响应特征;再通过对原始叠前道集优化处理和频谱恢复高分辨处理提高地震资料分辨率,同时保持裂缝孔洞发育的地震微弱信号;进而采用照明对称体、分频混沌体、导向似然体等叠后地震属性处理技术开展裂缝检测,最后通过三色融合技术预测茅三段缝洞体的平面展布特征。研究结果表明:①川西北地区茅三段超深层碳酸盐岩储层主要为岩溶裂缝型储层,构造裂缝及溶蚀孔缝发育,易形成较大规模的裂缝发育带;②该区超深层原始地震资料主频介于25～30 Hz,对裂缝带响应不明显,采用叠前道集优化处理技术和频谱恢复技术组合,可以保护裂缝带的微弱信号,使地震资料主频达到45 Hz,有效地提升了地震资料的频谱,地质现象表现明显;③采用照明对称体、导向似然体、分频混沌体可以从不同角度反映地震资料表达的地质信息,三色融合技术能较好地反映茅三段碳酸盐岩断裂发育带、岩溶孔缝发育带。结论认为,地震预测裂缝成果与钻井、测井、测试等成果匹配良好,为该区天然气开发井的部署与调整提供了依据。     

洞-缝-洞介质中水驱油注采规律研究

为了揭示缝洞型油藏的注采机理,研究了缝洞介质中的水驱油规律。利用有机玻璃制作了一组不同裂缝宽度的洞-缝-洞组合模式物理模型,开展了物理模拟试验,分析了水驱后剩余油分布规律及形成机制,并研究了注入速度、裂缝宽度、毛管力对水驱油采收率、含水率的影响,通过相似理论计算得到了不同溶洞高度对应的临界裂缝宽度。研究发现:水驱后的剩余油主要存在于未波及的单向连通溶洞与裂缝中,表面活性剂溶液驱后的剩余油主要存在于单向连通溶洞的上部;当溶洞内的油水界面到达一定高度产生的压差克服毛管力作用时,水才能进入裂缝底部;注入速度越小、裂缝宽度越大、毛管力越小,模型采收率越高;溶洞高度越高,其对应的临界裂缝宽度越小。研究结果表明,表面活性剂驱可以提高洞-缝-洞型油藏的采收率。      

基岩油气藏裂缝性储层的成像测井评价及裂缝预测

基岩油气藏裂缝性储层具有复杂的储集空间和储层非均质性,为了实现对基岩油气藏的储层精细评价和裂缝预测,以岩心分析资料为基础,将常规测井、成像测井、地震资料与地质理论相结合,对研究区的7口井进行了裂缝及孔洞分析、现今地应力与裂缝有效性分析和储层裂缝定量评价,综合预测了裂缝发育带。分析结果表明,研究区古生界变质岩地层中基本以基岩内幕油气藏为主;现今最大水平主应力方向主要呈北东-南西向和北东东-南西西向;裂缝的主要走向与古潜山主断层走向大致平行,属纵裂缝;裂缝主要发育在东西两侧靠近断层、近源的构造陡坡上的硬脆性变质岩段。此解释结果与试油资料、地质情况吻合较好。