碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点,这些特点导致水驱开发后剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验,模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明,缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞,因其无法进行油水置换从而形成剩余油;流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低,故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油;沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位,故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油;受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响,在溶洞和裂缝表面易形成油膜。     

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.     

缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要的储集空间,具有非均质性强、缝洞结构复杂的特点,气驱是该类油藏重要的开发方式之一。为探索缝洞型碳酸盐岩油藏气驱动态特征、驱油效果的影响因素及规律,建立二维典型缝洞可视化模型,研究不同类型剩余油启动效果,并结合氮气驱物理模拟驱油效果定量对比,分析氮气驱效果的影响因素。研究结果表明:氮气驱可进一步启动水驱未波及区域的剩余油;氮气驱效果及油、气、水流动特征受到溶洞充填方式、原油粘度和底水能量等因素影响,溶洞充填方式主要影响流体的渗流特征,在一定程度上有利于扩大氮气驱波及范围;原油粘度和底水能量影响氮气和底水的相互作用,改变压力场的分布;在强底水作用下,水窜更为明显,但能改善氮气驱效果,提高采收率。     

缝洞型油藏油井产能分析

缝洞型油藏主要由溶洞、裂缝构成,具有较强的非均质性和丰富的储集空间,对其进行产能分析一般较为困难。根据等效连续介质理论,通过对基质、溶洞和裂缝3种区域进行不同的排列组合,建立了6种缝洞型油藏单井产能方程;并根据某油井实际的生产数据,计算得到6种缝洞型油藏的单井产量,并对其进行对比分析;进而讨论了溶洞半径、溶洞渗透率、裂缝宽度和裂缝渗透率这4个因素对单井产能的影响。分析后认为：溶洞区域接近井筒时的产量更高,并且此时溶洞半径和渗透率对产量的影响要比基质区域接近井筒时的影响要大;当裂缝区域接近井筒时,裂缝宽度和渗透率对产量的影响要比基质区域接近井筒时的影响要大。     

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。      

缝洞型碳酸盐岩油藏不同开发阶段孔洞的作用

针对溶洞为主的溶洞-裂缝型碳酸盐岩油藏特征,在分析储层特征和缝洞组合模式的基础上,初步探讨了缝和洞的流动机理、储集空间连通关系,最后讨论了不同开发阶段不同缝洞组合模式下,孔洞的不同作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏不同开发阶段孔洞的作用

针对溶洞为主的溶洞-裂缝型碳酸盐岩油藏特征，在分析储层特征和缝洞组合模式的基础上，初步探讨了缝和洞的流动机理、储集空间连通关系，最后讨论了不同开发阶段不同缝洞组合模式下，孔洞的不同作用。     

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。     

单缝洞系统弹性开采的试验研究

单缝洞系统是缝洞型碳酸盐岩油藏最简单的缝洞组合模型,由空腔未充填溶洞和高导裂缝构成,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的流动通道.试验研究表明:溶洞的压力、产量呈明显指数关系变化.基于物质平衡理论和水动力学理论建立了压力、产量的指数递减模型,由此可计算裂缝的平均导流能力;采用该递减模型计算溶洞体积,相对误差约为3.27%,模型具有有效性和合理性.     

缝洞型油藏储集空间类型对油井含水率影响的实验研究

根据流体动力学相似理论,建立了不同类型储集空间的室内物理模型,利用物理模拟方法,研究了底水锥进的机理及其对油井含水率的影响,探讨了缝洞型油藏残余油存在的主要形式。物理模型包括洞、缝洞及缝3种,其中洞模型是可视化模型,通过记录一定时间间隔的水锥图像,分析水锥产生的机理及发展规律。另外两种为充填式的,通过碳酸盐岩岩屑及不同尺度玻璃管模拟缝洞储集空间。实验过程中,用低压传感器测量模型中流体流动的压力变化,用部分自动收集器计量流体流量及含水率的变化。     

砂砾岩潜山边底水复合油藏见水特征分析

渤海X油田由古近系东二段底部的孔隙型砂砾岩储层和太古界潜山基岩储层构成。潜山储层特征非常复杂,下部底水能量活跃,储集空间类型有孔隙、溶洞、裂缝三种。采用水油比导数图版判别法、见水特征无因次判别法、数值模拟法综合分析了油田水平井见水特征。油井见水特征为潜山裂缝沟通底水快速锥进,且含水率随潜山裂缝储量的增加而减小,拟合敏感性分析结果表明X油田潜山裂缝储量较小。油井压力波及至潜山后,潜山裂缝储量快速采出,并沟通底水,引起含水快速上升。对于这类裂缝性底水油藏,生产压差应控制在0.5MPa以内,油井高含水后适当关井压锥可以取到较好的效果。研究成果对于类似油藏合理开发具有一定的指导意义。     

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏注水方式优化

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏为典型的缝洞型油藏,具有剩余油挖掘潜力较大,注水开发效果明显等特征,但该类储集体采用不合理的注水方式极易造成注入水沿储集体上部通道快速窜进,出现暴性水淹,致使水驱效率低,稳产时间短。利用油藏数值模拟技术结合矿场统计的方法,从断控岩溶的主控因素出发,给出该类型储集体合理的注水方式及注采参数,为今后提高该类型储集体的采收率提供借鉴。     

塔河油田缝洞单元地下水化学特征及开发动态

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为受控于构造—岩溶旋回作用形成的缝洞系统,是由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏.储集体的基本单元为缝洞单元,单个缝洞单元为一个相对独立的油气藏.塔河油田奥陶系缝洞单元地层水按其赋存状态可以分为3种类型:洞穴底部油气驱替残留水;洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水;储层下部层间水.缝洞单元水化学性质与洞穴间联系程度有关.连通性好的缝洞单元内的井具有相似的地下水化学性质;连通性差或不连通的缝洞单元,地下水化学性质则存在一定差异.以塔河油田奥陶系油藏主要缝洞单元S48井缝洞单元为例,分析了缝洞单元地下水化学性质及开发动态,为油田的开发及稳油控水提供依据.     

缝洞型油藏不同控因剩余油分布及开发对策

针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布认识不清的问题,以缝洞型油藏地质特征为基础,综合连通性分析、注采效果及油水分布特征研究,利用实钻井、措施井及注采效果分析,从宏观、微观、表观3方面,分析出剩余油分布分别受油藏地质特征、缝洞发育特征及开发因素控制。在此基础上,结合油藏开发实际,提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏3大类14亚类剩余油分布模式,明确了5亚类属于油藏地质特征决定的宏观剩余油,6亚类属于缝洞发育特征决定的微观剩余油,3亚类属于开发不确定因素导致的表观剩余油。同时针对不同剩余油类型,提出了适应的开发对策,其中采用直井方式动用主干断裂分隔型、分支断裂点状充注型、水锥油斗型、纵向多套河道型、沟谷角洞型、大缝洞横向分隔型剩余油;采用侧钻井方式开发井洞关系型、指状分隔型、暗河充填型剩余油;采用调流道、大泵提液或选择性堵水方式动用孔缝通道型剩余油;采取分段酸压、大型酸化方式动用大缝洞纵向分隔型、裂缝闭合型剩余油。不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策研究工作在塔河主体区取得了较好的开发效果,为相似油藏的剩余油挖潜奠定了基础。     

曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散.为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究.结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响.正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好.根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜.     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

碳酸盐岩溶洞数值模拟及地震识别

碳酸盐岩岩溶性储集层具有很强的非均质性，其预测非常困难。地震正演可以了解碳酸盐岩风化壳地震反射同相轴的变化特征和来自内幕洞穴的地震反射、散射等波场特征。应用高阶差分数值模拟方法，对一系列不同尺度、不同充填物（速度）的溶洞模型进行了系列的正演数值模拟，并对具地震反射特征及反射波振幅进行了综合分析。研究表明：①溶洞型油气藏的地震波沿溶洞边缘往复滑行形成多次绕射波，在地震剖面上表现为“串珠状”强短反射段；②溶洞横向尺度的大小对振幅影响很大，尺度越大，振幅越大；③溶洞充填物速度越高，其振幅越小。通过正演数值模拟研究，建立了溶洞的识别模式，将其应用于塔河油田碳酸盐岩储层的地震预测，效果较好，提高了钻井符合率。     

含溶洞碳酸盐岩油藏调查半径计算方法

调查半径在试井设计和试井分析中有着重要作用.针对碳酸盐岩储层含有溶洞的特征,建立了该类储层的渗流模型,应用边界元方法对渗流模型进行数值求解,得到了该类储层中调查半径随时间变化的规律,分析了溶洞对地层调查半径的影响.结果表明,对于合有溶洞的碳酸盐岩储层,不能简单地套用均质地层调查半径公式,因为靠近溶洞方向时,溶洞对调查半径的影响较大.文中所建立的调查半径计算方法可以用来估算溶洞离井的距离,可为油田制定合理的开发方案提供指导.     

多层砂砾岩油藏注烟道气提高采收率技术

通过在水驱多层砂砾岩油藏中注入火驱烟道气,可实现老油田提高采收率及节能环保的双目标。并联长岩心室内驱油实验结果表明,水驱后注烟道气可有效提高油藏采收率,通过气水交替注入控制气体流度能得到更好的开发效果。在室内实验的基础上,针对A油藏开展了现场试注,进一步评估注气的可行性。根据试注动态分析及数值模拟,认为注烟道气能起到明显增油效果,但多层砂砾岩油藏连续注气方式下注入气易沿高渗、薄层窜流,导致气体早期突破。油藏规模注烟道气的注采参数优化结果表明,采取分层注烟道气、水气交替注入、水气比1∶1、交替周期7 d的效果最好。目前,A油藏投注了1个分层注气井组,取得较好的增油效果。该研究成果可以为同类油藏开发提供一定借鉴。