塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞储层发育,且非均质性强,底水易从高角度裂缝产出,油井治水难度大,堵水在油田稳油控水方面发挥了越来越重要的作用。经过多年探索攻关,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术取得了较大进展,主要形成了以油井五项基础综合分析和权重分析法为主的堵水选井分析方法。根据塔河油田碳酸盐岩油藏条件及储层特点,有针对性地研发出3类堵剂体系：第1类是可溶性硅酸盐堵剂,其主要优点是抗温抗盐、对轻微漏失井有一定针对性,适于孔缝型储层;第2类是可固化颗粒类堵剂,其主要优点是抗温抗盐、密度可选、强度高,适于缝洞型储层;第3类是有机—无机复合交联堵剂,其主要优点是油水选择性强,适于裂缝型储层及水平井（包括侧钻井）。在此基础上配套堵剂和堵水工艺,形成了具有塔河油田特色的以密度选择性堵水工艺、复合段塞逐级托堵工艺以及堵后控压酸化解堵工艺为主的碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水技术研究

利用蚂蚁体追踪技术和井间干扰试验,实现缝洞关联关系的精细描述和连通性的定量化表征,逐步建立了缝洞型油藏定量化注采井网构建技术,极大的提高了注水有效率。根据不同岩溶背景区储层发育特征,构建了风化壳区多维井网、暗河区立体结构井网和断溶体背景线状井网,形成了差异化井网构建技术。在矢量化井网构建的基础上,利用弹性驱+水压复合驱水侵计算模型,初步实现底水油藏注水强度定量化;利用注采对应曲线,初步实现了封闭弹性驱油藏注水强度定量化;通过分析示踪剂响应特征曲线,实现了注水周期定量化;通过综合分析能量变化曲线和物质平衡方法,实现各向分水率定量化计算。实例应用表明,上述技术可有效提高水驱采收率。     

塔河油田碳酸盐岩油藏缝洞分隔性研究

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏主体区剩余缝洞水淹程度高、油水关系复杂、加密部署风险大的问题,结合油藏生产实际,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏分隔缝洞体的概念,形成了基于油藏地质背景的缝洞分隔性研究的技术思路和方法,总结出 "三大类七亚类"的缝洞分隔模式:河道(管道)分隔型(支流河道分隔型、充填分隔型、U型管分隔型)、断裂分隔型(内幕断裂分隔型、交错断裂分隔型、平行断裂分隔型)和岩溶沟谷分隔型。以基于油藏地质背景的缝洞分隔性研究为基础的老区加密部署效果良好,投产新井产能明显提高,突破了井位部署大于500 m井距的限制,较大程度上增加了可开发缝洞体潜力,降低了加密调整水淹风险。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井网优化

碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体规模差异大、空间离散性强,井间缝洞连通结构复杂、流体流动模式多样等特征。缝洞控制程度低,储量动用不均衡,生产效果差异大,常规砂岩油藏规则和不规则井网部署方式均不适用,需要建立一种匹配油藏特点的井网构建与优化方法。将物理模拟实验和理论分析相结合,采用“立体化”、“系统化”的井网构建思路,丰富空间结构井网的理论内涵,深化重力驱替理论在空间结构井网构建中的根本性认识。建立以缝洞结构、连通关系、储量动用、能量状况和注采结构为主线的井网设计方法和六步法井网构建流程。总之,流体密度差是重力置换的主导因素,缝洞连通结构的位势差是纵向驱替的重要驱动力,主次通道的驱替速度差是垂向平衡的关键,是缝洞型油藏空间结构井网提高采收率的增效机制。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞充填特征

溶洞储集体是塔河油田碳酸盐岩油藏最主要的储集体类型,大多数高产井都属于溶洞型储集体,但溶洞充填严重。实践表明,溶洞充填物的类型及充填程度,直接影响储层的物性特征及油井的产能。利用多学科资料,揭示了机械沉积充填、垮塌角砾岩充填和化学充填三种主要溶洞充填物类型,阐述了不同类型充填物的特征及充填模式;基于测井响应特征,建立了溶洞储集体不同充填物类型、充填程度的测井识别方法;针对不同的溶洞充填物类型,建立了相应的属性参数解释模型,定量表征了缝洞体内部充填特征,为油田开发奠定了地质基础。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数概率分布模型

应用概率法进行油藏储量计算是行业发展的趋势.针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数,采用概率法开展洞穴型、孔洞型和裂缝型油藏单储系数的拟合研究,建立概率分布模型.研究结果表明:塔河油田缝洞型油藏单储系数符合Beta分布模型,其中,洞穴型储层单储系数最高,概率法计算的Pmean值达10.7×104 t/(km2·m...     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集体主要由大型溶洞、裂缝及溶孔组成,其中大型溶洞是主要的储油与产油空间.大型溶洞内流体流动为自由流,与砂岩孔隙中的流体流动具有较大的差别.溶洞内油水两相流时不存在固体介质对流体流动阻力,油水间的重力作用表现突出,油水间重力分异迅速,油水界面清晰.溶洞之间由裂缝相连通,耦合后流动更加复杂,裂缝内流体流动表现为高速达西流动,底水沿裂缝水窜速度快.结合生产动态与数值模拟研究,揭示了5种缝洞型油藏复杂介质剩余油分布类型,即井旁溶洞剩余油、溶洞顶部剩余油、缝洞剩余油、下层溶洞剩余油和裂缝上部剩余油等,为塔河油田开发调整及提高采收率提供了地质基础.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏量化注水开发技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏进入注水开发阶段中期后,面临着注水效率低、有效期短等一系列问题。为解决这些问题,研究应用了以物质平衡方程为理论基础的量化注水开发技术。从注水时机量化、单井注水参数量化和单元注水参数量化等方面,分析、阐述了量化注水开发技术的理论依据、技术方法和应用效果。研究发现,量化注水技术可很好地将注水开发从定性判断转为定量分析,解决前期开发过程中定性注水带来的问题。该技术已应用142井次,累计增油10.95×104 t,注水有效率高达84.3%。研究表明,量化注水开发技术在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发中效果良好,具有很好的推广应用价值。      

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油实践

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性强,油水关系复杂,部分井水层在高返排水后出油。通过与四川盆地排水找气机理的对比分析,认为塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏具有排水找油的基本条件,通过实践获得成功,并提出选择"排水找油"井的一些标志:一定储集空间、水体能量弱、有较好的录井显示、测试见油花或有硫化氢显示。排水找油的成功加深了对塔河油田碳酸盐岩油藏成藏规律的认识,探索了碳酸盐岩油藏新的开发途径。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏化学堵水技术初探

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体不同于砂岩油藏,传统的油藏工程理论已不适用,缝洞型油藏的地质建模和表征是当前的世界级难题.由于储层极强的非均质性和复杂的油水关系,导致矿场的总体堵水效果很差.虽然国内外对此进行了大量研究,但取得的成果很少.综述了在碳酸盐岩缝洞型油藏中开展的堵水作业现状,认为堵水要从整个区块出发,从储层的...     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发方式

利用油藏数值模拟手段,通过对前期试注阶段注水效果的系统评价,探讨了塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元的注水开发方式,包括注水时机、注采井网、注采井的储集体类型、注采井高低部位等。研究结果表明,碳酸盐岩缝洞型油藏不同类型储集体应在不同地层压力保持水平下注水,溶洞型储集体压力水平为80%～90%,孔洞型储集体压力水平在90%以前,裂缝型储集体要更早开始注水效果较好;注采井网应采用不规则面积井网;注采井储集体类型和高低部位以缝注洞采、缝注孔洞采、低注高采较好。     

缝洞型碳酸盐岩油藏井底压力计算

根据裂缝和溶洞的组合模式和连通程度，把溶洞分成两大类。对缝洞型碳酸盐岩油藏提出了试井解释模型，建立了相应的数学模型，并采用Laplace变换和Stehfest数值反演方法进行求解，并分析了弹性储容比和窜流因子对压力响应的影响。     

缝洞型碳酸盐岩油藏压力响应特征

缝洞型碳酸盐岩油藏开发过程中,由于部分储层中发育大尺度溶洞,溶洞的位置及大小将会影响储层中流体流动规律。在假设储层中大尺度溶洞为等势体、将基质和裂缝看作双重孔隙介质的基础上,建立了储层流动模型。采用Laplace变换和边界元方法对模型进行求解,得到了井底压力响应特征曲线。对比了双重孔隙介质模型的解析解与边界元方法的计算结果,证明了该模型的准确性。同时,对溶洞参数的敏感性进行了分析,分析结果表明:溶洞半径越大,特征导数曲线上上凸和下凹的幅度越大;压缩系数比越大,曲线上凸段持续时间越长,下凹幅度越大。该方法对发育大尺度溶洞的油气藏储量评估与地层测试有一定借鉴意义。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井控储量计算

从油水相对渗透率比与含水饱和度的关系出发,对丁型水驱特征曲线（纳扎洛夫水驱特征曲线）进行了推导,从理论上证明了丁型水驱特征曲线直线段斜率的倒数同地质储量呈线性关系。通过对塔河油田12个单元区块的统计,验证了这一结论,同时确定了缝洞型油藏的线性比例系数为6.4,建立了利用丁型水驱特征曲线计算地质储量的方法。利用这一方法,对塔河油田T7-607单元和T7-615单元的单井井控储量进行计算,计算结果同地质认识具有较好的一致性。说明利用该方法计算塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏单井井控储量是可行的。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏气水复合驱技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经水驱在高部位形成了大量的“阁楼油”,而用氮气驱替“阁楼油”时,由于横向驱动作用弱,在井间富集了大量剩余油。为此,根据塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征及剩余油分布特征,进行了气水复合驱技术研究。在利用物理模拟试验分析气水复合驱油机理的基础上,根据剩余油分布特征,构建了气水复合驱开发模式;根据井间连通通道的特征,设计了开发井网;利用历史水驱数据和累计注气量,设计了气水复合驱参数。塔河油田4区7个注采井组应用了气水复合驱技术,井组产油量平均增加80.0 t。这表明,气水复合驱中的气驱首先将“阁楼油”驱替到水驱通道,水驱提供横向驱动力再将其驱出,从而提高了剩余油的动用程度。      

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水技术

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经过多年开发,高含水油井增多,堵水成为有效治理手段,但大多油井因为严重漏失导致堵水无效。针对缝洞型油藏漏失井堵水技术难题,运用室内实验和现场评价的方法,研发了适合塔河油田高温高盐地层的高温凝胶预堵漏体系和具有油水选择性的可固化颗粒主体堵剂体系,并提出了多级分段堵水工艺和配套的堵后控压酸化工艺。该堵水工艺在T801(K)井应用后,取得了较好的堵水增油效果,对今后塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏堵水有一定的借鉴意义。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注CO2可行性研究

为了探索塔河油田注水替油开发后期提高采收率的技术手段,开展了注CO2驱油实验和数值模拟研究.选择典型碳酸盐岩缝洞单元S86,采用物理模拟和理论模拟相结合的方法,评价了塔河油田稀油注CO2开发的可行性.利用高温高压PVT仪研究了S86地层流体注CO2气的增容膨胀性;利用细管实验测试了地层流体注CO2的最小混相压力.在实验分析和模拟的基础上,运用组分模型开展了塔河油田S86区块注气数值模拟研究,对比了衰竭式开发、注水开发、注烃类气和注CO2气开发的效果.研究结果认为,塔河油田S86区块稀油注CO2混相压力为26.3 MPa,在地层条件下可实现混相驱;数值模拟结果显示注CO2驱在水驱基础上可提高采出程度9.45％.     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏侧钻水平井裸眼段较长(500～700 m)、储层非均质性强和储层温度高的特点,优选出高温胶凝酸、温控变黏酸和转向酸3类耐高温、滤失量低的酸液体系;针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏侧钻水平井的储层特征、底水发育情况,结合3类酸液体系的特点,形成了前置液酸压、变黏酸酸压和转向酸酸压3种酸压工艺技术.现场应用表明,采用优选出的酸液体系和酸压工艺技术,能实现对长裸眼段水平井的均匀改造,最大限度地提高碳酸盐岩油藏侧钻水平井酸压改造的效果.     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术

为最大限度地提高长裸眼段水平井的改造效果,针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏特点,采用优选的酸液体系、优化的施工工艺等适于缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术系列,使酸压措施尽可能多地沟通近井地带的缝洞体,较大幅度地提高水平井产量,取得了良好的应用效果。