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。     

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨

塔河油田奥陶系油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,生产动态与对比研究均表明油藏存在管流特征和渗流特征。油藏储集空间和流动空间主要为大型溶洞及与之相连的裂缝带,大型缝洞体内流态为典型的管流,微小孔缝内流态为渗流特征。以流态和生产特征研究为依据,以缝洞体模型为基础,研究管流与渗流条件下的动态特征、产能特征、见水特征、递减特征以及注水开发特征等,初步探讨采速、产能、布井方式、压锥、堵水、注水开发等缝洞型油藏开发技术对策,对塔河奥陶系油藏开发和综合治理有一定指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏水动力学模拟研究

塔河油田缝洞型油藏以溶洞、裂缝为主要储运空间，缝洞非均质性很强，其流体流动机理和含水率变化特征与一般砂岩油藏区别较大。基于管流理论建立了一种新的流动模型，并分别模拟了弹性开发和注水开发时缝洞型定容油藏的开发特征和含水率变化特点。该研究对于认识缝洞型油藏流体流动机理具有一定的借鉴意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征和水动力学模拟

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以溶洞、裂缝为主要储运空间。缝洞非均质很强，流体流动机理与一般砂岩油藏有很大区别，其中有一类储层，随着开采的进行，含水率突然上升，到一定程度后降低然后又上升，如此反复2~3次。为了解释这种现象，基于管流理论，建立了一种新的流动模型，并采用差分计算的方法，模拟了缝洞型定容油藏开发特征和含水率变化特点。结果表明裂缝宽度决定见水时间，由于油井同时连通不同的缝洞系统，见水时间不同，导致含水率不断出现波动。     

塔河缝洞型碳酸盐岩底水油藏产量递减特征研究

塔河油田为缝洞型碳酸盐岩底水油藏，油井打开程度低，通过钻井资料认识油藏有一定的困难。为了深入了解油藏的地质特征，文中采用动态资料间接地认识油藏特性。通过研究油井的产量递减特征，把油井划分成3种基本类型：快速递减型、中速递减型和低速递减型。与这3种产量递减类型相对应，地下溶洞系统也可划分为3种基本类型：封闭溶洞、半封闭溶洞和开放溶洞。封闭溶洞天然能量欠缺，开放溶洞天然能量充足，半封闭溶洞介于二者之间。根据溶洞的封闭性质，可以很好地指导油田的开发工作。     

塔河油田缝洞型油藏高产油井见水预警评价技术

利用塔河油田已见水高产井资料,总结其见水预警参数,研究水淹预警机理,并结合油井见水影响因素,建立水淹预警机制。塔河油田奥陶系溶洞型和裂缝-孔洞型油藏开采过程中,底水经历水侵前—成锥期—托锥期—突破期4个阶段的变化。托锥后期,水侵会使溶洞系统的压力发生震荡,这种震荡对井底流压有一定的影响;根据节点分析思想,井底流压变化时,井口油压也变化,在生产指标上出现流压、油压、套压或产量的异常信号。根据影响油井见水的地质因素、工程因素、生产管理因素及油井见水前异常信号,总结出缝洞型油藏油井见水风险分级评价的31项指标,形成了高产井预警技术。经塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏146口未见水高产井验证,预警评价技术预警效果好,延长了油井无水采油期。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征及影响因素

利用室内实验、动静态分析、数值模拟相结合的方法,建立了缝洞型油藏剩余油赋存方式分析技术,揭示了缝洞型油藏五种剩余油赋存方式,包括:因储集空间尺度差异,高导流通道圈闭的剩余油;油井未在洞顶,水淹后溶洞的顶部剩余油;未井控有效储集空间的剩余油;能量严重不足的各类储集空间内剩余油;因碳酸盐岩的亲油性,水波及过后的残余油膜。并分析了塔河油田裂缝、溶洞、储集空间类型、井型、工作制度以及注采比对剩余油的影响。结果表明,溶洞型储集体是主要的储集空间,井打在溶洞上的开采效果较好;裂缝、溶洞以及开发因素对剩余油的形成都有不同程度的影响,在剩余油分析中,要同时考虑多种因素。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究—以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例

以古岩溶缝洞系统发育为起因的缝洞储集体是缝洞型油藏油气储集的基本地质单元。缝洞型油藏的开发强调缝洞储集体内部和不同缝洞储集体之间的连通性,即缝洞单元是缝洞型油藏开发的基本单元。国内外文献对缝洞储集体和缝洞单元缺乏明确的定义,对缝洞单元的划分也在不断的探索中。以塔河油田奥陶系缝洞型油藏为背景,提出了缝洞单元的基本概念与基本分布模式,建立了缝洞单元的划分原则与划分方法。在研究塔河油田的缝洞储集体分布、流体性质分布、油井产能分布与井间连通性的基础上,对塔河油田奥陶系油藏主体开发区初步划分出15个缝洞单元,为塔河油田的进一步调整与治理提供了参考。     

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.     

塔河油田缝洞型油藏流动单元的定义和划分

目前,流动单元研究在砂岩油藏研究中已得到广泛应用,但对于缝洞型碳酸盐岩油藏来说,由于成岩后生作用、构造断裂作用、溶蚀作用等多种因素对储集空间的综合影响,使砂岩油藏的流动单元研究方法难以直接应用于缝洞型碳酸盐岩油藏.因此,针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩地质特征,论证了该区碳酸盐岩储层渗流屏障的存在及其类型,探索性提出区别于砂岩油藏的缝洞型碳酸盐岩储层流动单元的综合研究方法,包括油藏压力趋势分析法和流体性质分析法等,并综合缝洞型储层的发育特征初步划分了该区的缝洞型碳酸盐岩流动单元.     

塔河油田四区缝洞性油藏缝洞单元划分方法研究

随着塔河油田奥陶系油藏的开发,划分缝洞单元的重要性逐渐的表现出来,而缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元的划分方法没有统一模式,文章通过实例列举出了三种方法,分别是地层压力趋势分析法、井间干扰试井法、示踪剂检测法等.利用这些方法将塔河油田进行单元划分,为指导油藏开发提供了一定的依据.     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面变化规律探讨

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发近10年仍没搞清油水界面变化规律,给油藏开发带来很多困惑。以缝洞特征和流动状态研究为突破口,按溶洞系统、分支溶洞和微小孔洞分布特征和流动状态特征逐次研究油水界面变化:①溶洞中为典型的管流特征,油水接触为面接触,在微小缝洞中为渗流,油水接触为点状锥进和存在油水过渡带。②溶洞体中油井见水是水推进到井底,可以代表溶洞油水界面的深度和推进时间,微小缝洞中见水是水锥进造成,不代表油水界面的变化情况。③边水在油藏开发过程中逐步向溶洞系统顶部推进,一定条件下逐次向分支溶洞推进和微小孔洞锥进,形成各缝洞体不同部位、不同采出程度条件下参差不齐的相互交杂的油水界面。     

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞系统发育模式与分布规律

塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是以缝洞为主要储集空间的特殊型油藏。区域构造演化与古岩溶发育关系密切,塔河地区奥陶系碳酸盐岩经历了加里东中期及海西早期岩溶作用,海西早期裸露风化壳岩溶作用是塔河岩溶储集体发育的主要因素。塔里木盆地北缘一间房、硫磺沟、三道班和五道班等地区奥陶系古岩溶露头地质调查及塔河油田储集体发育特征揭示该区奥陶系碳酸盐岩存在地下河系统型、岩溶洞穴型和溶蚀孔缝型3大类型的缝洞系统发育模式。地下河系统和岩溶洞穴是最主要的储集体类型。断裂带附近是缝洞系统发育的密集带;古地貌控制了缝洞系统的平面分布,岩溶台地内的峰丛洼地区溶洞最发育,其次以岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区古岩溶缝洞系统发育程度高;垂向上溶洞发育具有明显分带性,表层岩溶带是最重要的岩溶发育段。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题,在系统分析前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式,即保压、多阶段、立体注水开发.保压开发是指保持地层压力开发,减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进;多阶段开发是指在不同注水开发阶段,采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发,注水受效前适当大排量试注验证连通性并建立注采关系,受效后至效果变差前期采用温和注水,后期则适当提高排量周期注水,并考虑换向注水及注水调剖;立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况,建立立体开发的注采井网,实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发.     

基于储层特性的碳酸盐岩缝洞型油藏开发方式

碳酸盐岩缝洞型油藏由于具有横、纵向非均质性极强的特点,采用常规注采井网开发产量低,经济效益不佳.目前中外学者已经提出了多种适用于该类油藏的开发方式,但仍未提出一套较为系统的碳酸盐岩缝洞型油藏开发方式优选流程.为了更精准地选择碳酸盐岩缝洞型油藏的开发方式,提高该类油藏的采收率和实际经济效益,以A区块为例,运用数值模拟手段...     

塔河油田碳酸盐岩储层类型测井分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层非均质性和各向异性强，储集层类型复杂。为此，以成像测井资料为主，结合常规测井资料、储层综合参数分析和岩心分析资料对碳酸盐岩储集层空间类型进行了分析总结，划分了5种油气储集类型，即大洞穴及洞穴充填型、单产状裂缝溶蚀扩大小溶洞型、溶蚀裂缝型、溶蚀孔洞型和溶蚀裂缝一孔隙型等，基本上与地质上按成因划分的储层类型相吻合。在此基础上总结了一套识别和划分储层类型的方法，实测数据证明，此方法对确定酸压、测试井段效果很好。     

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术室内研究

为了遏制塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏油井含水上升过快的趋势.针对塔河油田储集层条件,对两种有效堵剂(改性栲胶堵剂和柔性堵剂)进行了实验研究.研究结果表明,改性栲胶堵剂高温稳定性好、耐高矿化度盐水侵蚀;柔性堵剂在高温和高矿化度环境中可长期稳定,且易解堵,是封堵塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏出水缝洞的可选材料.利用两种堵剂进行缝洞型碳酸盐岩岩心封堵实验,结果表明:增大堵剂用量的初期主要使封堵层深度变大,突破压力梯度升高;当封堵层达到一定的深度后,堵剂堆积使流动通道变窄小,可大幅度提高残余阻力系数.图5表3参15     

塔河油田碳酸盐岩油藏产能特征与储集层类型的相关性

塔河油田4区下奥陶统碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的形成与古风化壳的风化剥蚀有关,该文从油井自然产能变化和试采井见水动态特性,论述了碳酸盐岩油藏产能,试采见水动态及其与储渗类型之见的相关性,结果表明,塔河油田4区奥陶系油藏的储集空间类型,储渗类型具有多亲性和复杂性,且储集层非均质性严重。