缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。     

缝洞碳酸盐岩凝析气藏注水替凝析油实验

缝洞型碳酸盐岩油气藏是一种复杂、特殊类型的油气藏,其储层以缝洞和裂缝-孔洞为主,具有双孔隙网络特征及较强的非均质性,渗流规律复杂,实现该类油气藏的高效开发是诸多石油工作者关心并一直致力于研究的问题.借鉴在缝洞型碳酸盐油藏中应用效果较好的“注水替油”方法,建立了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏“多级压力注水替凝析油”方法,并以高含凝析油的TZ86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工造缝造洞技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件(140.6℃,58 MPa)下进行了多级注水替凝析油物理模拟实验,结果表明采用多级注水替凝析油方式开发缝洞型碳酸盐岩凝析气藏可取得较好效果.     

缝洞型凝析气藏衰竭开采影响因素实验

为探究凝析气藏衰竭式开发效果的影响因素,选取塔里木盆地某区块凝析气藏为研究对象,通过对碳酸盐岩岩心人工造洞,开展不同降压速度、不同缝洞位置的凝析油和天然气采收率实验,分析气油比及采出气组分的变化规律。实验结果表明：降压速度与凝析油采收率、天然气采收率正相关;缝洞在目的层上部时采收率最大,在侧部时次之,在下部时采收率最小;气油比呈现先降低后升高的趋势,碳酸盐岩缝洞孔隙结构会造成凝析气体系露点压力上升;采出气中甲烷含量与凝析油采收率负相关。研究成果对缝洞型凝析气藏的开发方式选取和提高开采效果具有重要的指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术

中国海相碳酸盐岩资源丰富，主要以缝洞型碳酸盐岩油气藏为主，占天然气探明储量的2/3以上。其中塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩凝析气藏埋深达4 500～7 000 m，储层非均质性极强、储集渗流介质复杂多样、流体性质复杂、气藏静态描述工作难度非常大，为储量评价、开发方案设计及开发动态分析带来了诸多挑战。为此，为了进一步提高该类型油气藏的采收率，以动态补静态，采用静态与动态紧密结合的方式提高气藏描述精度，并在多年的动静态研究和开发实践基础上，创新形成了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术。研究结果表明：(1)基于地震反演信息、以三维数值试井为核心的沙漠强衰减区高精度缝洞体动静迭代动态描述技术；(2)缝洞型凝析气藏一井多靶点立体开发提高储量动用技术；(3)缝洞型凝析气藏气举降压提高采收率技术。结论认为，形成的技术体系较好解决了缝洞体精细描述、提高储量动用、降低废弃压力等开发方面的关键难题，实现了对断裂带及羽状破碎带储层的精细描述与开发关键指标的准确预测，有效井及高效井的部署成功率比规模建产初期提高了26%，为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的科学有效开发提供了有力的技术支撑和经验借鉴。     

塔中高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油研究

通过建立凝析油最大反凝析速度判别方法,对不同相态凝析气藏凝析油析出速度变化特征进行分析,准确判定了近井地带凝析油的反凝析程度。在此基础上,通过精细裂缝-基质双重介质凝析气藏数值模拟模型,对塔中Ⅰ号气田Ⅱ区洞穴型、缝洞型高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油效果进行了研究,分析了凝析油反凝析程度、水侵模式、裂缝物性及发育程度、裂缝与基质耦合程度和注水速度对气藏储层系统注水驱油效果的影响。研究表明,反凝析程度严重且注入水可形成强能量次生边底水的凝析气藏,具有强油水置换能力,适合注水驱油开发,注水驱油机理分析与现场先导试验结果一致。研究结果为塔中裂缝性双重介质储层高—特高含凝析油凝析气藏中后期增产方案的制订提供了依据。     

裂缝-孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征,凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,国内外对如何提高裂缝-孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此,首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试（平均孔隙度6.5%,平均渗透率1 mD）,然后进行造缝（裂缝渗透率5~10 mD）,并将岩心组合成长岩心（105.8 cm）,最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气（凝析油含量533 g/m³）进行了注气、吞吐和脉冲注气实验,优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高,其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气;与低渗透砂岩凝析气藏不一样,注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝-孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。     

塔里木盆地塔中地区衰竭废弃缝洞型碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏注水效果分析

针对塔里木盆地塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气田试采过程中暴露出的能量不足、递减大的问题,2010年以来,对衰竭开发末期的挥发油藏及凝析气藏,先后选取15个单井缝洞单元开展注水替油,对确认的2个多井缝洞单元开展对应注水,均见到了一定的效果。截至2015年5月,在累计注水29.05×10~4 m~3后新增油3.1×10~4t、气848.26×10~4 m~3。同时,对注水开发机理进行了研究,对单井注水替油的影响因素、技术政策进行了分析总结,为塔中碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏衰竭期末补充地层能量提高采收率提供了矿场支持。     

提高凝析气藏采收率的新思路

我国目前的凝析气藏多属凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,且多采用衰竭方式开发,采收率低,有的已处于开发中、后期,如何提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题。在借鉴俄罗斯开发凝析气藏经验的基础上,着重介绍了４种提高凝析气藏采收率的开发方式：开发中后期低于最大反凝析压力下循环注干气;注N₂开发水淹气藏;防水、治水与利用地层能量相结合的水驱气藏开发方式;注水提高凝析气藏采收率。上述方法对于提高我国凝析气藏采收率具有指导与借鉴作用。     

缝洞型凝析气藏衰竭开采动态实验研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏作为目前的非常规气藏之一,具有储集空间类型多样化、埋藏深、构造复杂、储层非均质性极强、连通性差、各储集体间天然能量差异大的特点,其储层的双重介质属性决定了油气在储层中渗流的特殊性,而凝析气在多孔介质中的复杂相态特征也进一步增加了该类气藏高效开发的难度。从研究衰竭开发动态的角度出发,采用人工造洞造缝制成的缝洞型碳酸盐岩全直径岩心对富含凝析油的凝析气进行了不同介质、不同倍水体、不同开采速度及缝洞不同连通方式多种情况下的衰竭实验研究。研究结果表明:多孔介质存在有助于凝析油采出,缝洞不同连通方式时,凝析油采出程度为顶部连通小于水平连通,水平连通小于底部连通;水体存在有助于凝析油采出,水体越大凝析油采出程度越大,不同衰竭速度对凝析油采出程度的影响不大;岩心填砂后,由于砂砾产生的多孔介质界面影响及阻挡作用,凝析油采出程度高于未填砂时。该研究成果对指导缝洞型凝析气具有一定的指导意义。     

深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏勘探开发关键技术——以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例

为了实现深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的规模、高效开发,以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例,结合该气田的勘探开发实践,针对该类气藏开发面临的难点问题,总结梳理了以缝洞型储层精细描述、井位优化部署为核心的勘探开发专项技术。研究结果表明:(1)缝洞型储集体的空间展布不规则,储层非均质性强且埋藏深导致对储层的精细描述难度大,并且随着凝析气藏开发的持续进行,储层中流体会发生反凝析现象,由于缝洞型储层储集空间类型的复杂性导致凝析油的赋存状态描述难,上述两方面原因的叠加影响使得该类气藏井位优化部署难度大;(2)所形成的以“两宽一高”为核心的三维地震采集技术,使获得的地震资料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度的提高,可以识别出常规地震采集技术无法识别的小规模储层;(3)以地震数据为核心的缝洞体雕刻技术可以展示出缝洞在空间上的分布特征及发育情况,实现了单个缝洞体—缝洞单元—缝洞带的系统性研究,为缝洞型气藏的储量计算和井位部署打下了基础;(4)以成像测井为核心的缝洞体、流体识别技术,可以精准识别深层碳酸盐岩井旁缝洞体与流体,解释结果符合率达到87%;(5)以水平井型为核心的井位优化部署技术可以提高储层钻遇率和钻井成功率,同时,将水平井轨迹部署在缝洞储集体的中下部,可以大幅度提升油气的一次采收率;(6)以地质力学为核心的井轨迹优化设计技术,可以实现水平井的顺利钻进和入靶。结论认为,所取得的研究成果为塔中Ⅰ号气田的高效开发提供了有力的支撑,可以为深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的开发提供借鉴。     

塔河油田单井注氮气采油技术现场应用

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后,底水锥进、油水界面抬升,剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的,能有效动用阁楼型剩余油,并且在实践中总结了注氮气采油的选井经验,建立了高效注气井分类模型,为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的技术手段。     

凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存形态

为了研究凝析气藏开发过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,开展碎屑岩储层多孔介质和碳酸盐岩储层缝洞介质凝析气藏压力衰竭实验,对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描,并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割,得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态,通过图像处理和计算结果分析,对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。研究表明:在碎屑岩储层多孔介质内,衰竭过程中形成的凝析油主要以单孔状态和油膜状态赋存(占比超过90%),多孔状油占比很少,没有网络状油,整体来说,油相高度分散在孔隙和喉道中;而在碳酸盐岩储层缝洞介质内,压力衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%),油相分布相对集中,网络状和多孔状凝析油通过油膜连接,压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。本研究为凝析气藏开发方案制定和提高凝析气藏采收率提供了理论支撑。     

Three-dimensional physical simulation and optimization of water injection of a multi-well fractured-vuggy unit

With complex fractured-vuggy heterogeneous structures, water has to be injected to facilitate oil production. However, the effect of different water injection modes on oil recovery varies. The limitation of existing numerical simulation methods in representing fractured-vuggy carbonate reservoirs makes numerical simulation difficult to characterize the fluid flow in these reservoirs. In this paper, based on a geological example unit in the Tahe Oilfield, a three-dimensional physical model was designed and constructed to simulate fluid flow in a fractured-vuggy reservoir according to similarity criteria. The model was validated by simulating a bottom water drive reservoir, and then subsequent water injection modes were optimized. These were continuous (constant rate), intermittent, and pulsed injection of water. Experimental results reveal that due to the unbalanced formation pressure caused by pulsed water injection, the swept volume was expanded and consequently the highest oil recovery increment was achieved. Similar to continuous water injection, intermittent injection was influenced by factors including the connectivity of the fractured-vuggy reservoir, well depth, and the injection–production relationship, which led to a relative low oil recovery. This study may provide a constructive guide to field production and for the development of the commercial numerical models specialized for fractured-vuggy carbonate reservoirs.     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术的认识与思考

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏是油田开发面临的新的油藏类型,存在产量递减快、采收率低和储量动用率低等问题。剖析了中国石化塔河油田和顺北油气田缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征及开发面临的挑战,系统总结了中国石化在缝洞型油藏描述、开发建产和提高采收率等方面的技术进展,针对塔河油田和顺北油气田的不同开发阶段,提出了下一步技术攻关建议。缝洞型碳酸盐岩油藏经过多期构造运动、岩溶作用和油气充注,储集体非均质性极强,油、气、水分布复杂,给油藏描述、地质建模、储量评价、效益建产、注水-注气、钻井工程、酸压改造、井筒举升等带来一系列挑战。经过20年的开发实践,中国石化西北油田形成了基于地球物理的体积雕刻、断裂精细解析和岩溶系统表征技术,以及基于岩溶相控的地质建模、靶向酸压和注水-注气提高采收率等技术。为实现顺北油气田高效开发,需进一步开展基于断裂解析的成藏特征研究以及基于地球物理雕刻的储集体相控地质建模、流体相态特征及高压物性、油藏组分数值模拟、油藏地质力学与数值模拟耦合、油气藏与举升一体化模拟、井位优选和钻井轨迹优化等工作。为实现塔河油田大幅提高采收率目标,需进一步开展缝洞结构描述、岩溶成因系统研究、储量动用评价、注水-注气机理及规律研究、缝洞井节点网络模拟和动态监测系统研究等工作。     

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。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏渗流特征

根据塔河缝洞型油藏储层及生产动态特征和流动机理不同,把塔河缝洞型油田划分成5种类型的油藏。1)溶洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能高、稳产期长、见水慢、有较长的无水采油期。这类油藏要注意地层压力的变化并及时注水补充能量。2)缝洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能较高、稳产期较短、易见水、无水采油期短、水淹速度快。这类油藏要注意早期完井不要进行大型的酸压作业并减小生产压差、延长无水采油期。3)缝孔为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能相对较低、稳产期较短、见水速度快。这类油藏要注意减小生产压差、减缓底水的锥进。4)具气顶的过饱和缝洞型油藏,初期具有较高的产能、见水速度慢、含水上升的梯度小。这类油藏要注意尽可能减小气顶气的采出、保持地层中气的驱动能量。5)稠油缝洞型油藏,初期具有较高的产能、含水率呈脉冲式、整体含水率上升趋势缓慢。这类油藏要注意地层压力及采油方式的研究。     

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.     

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。