缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油适应性浅析——以轮古西潜山油藏为例

油藏非均质性强、储层条件复杂、空间连通性差是轮古西潜山油藏的典型特征,根据油藏的动静态资料分析,将储集类型划分为洞穴连通型、孤立洞穴型、洞穴+裂缝型以及孔洞+裂缝型储层4种类型。该研究通过对不同储集类型的单井控制单元注水替油效果的适应性进行分析,指出孤立洞穴型储层注水替油效果较佳,洞穴+裂缝型储层次之,孔洞+裂缝型储层不适宜采用注水替油方式开采。     

哈拉哈塘油田缝洞性油藏注水参数数值模拟研究

哈拉哈塘油田建产区块目前大部分缝洞带能量不足,地层压力下降快,自然递减大,为了实现区块的高效开发,减缓递减,需要补充能量进行注水开发。总结单井钻井放空漏失状况、酸压特征、开发试采特征、试井特征和测井,给出洞穴型、裂缝-孔洞型储层特征及判识标准;对哈拉哈塘油田不同典型缝洞体进行了数值模拟研究,给出哈拉哈塘油田定容洞穴、裂缝孔洞型、连通缝洞体合理的注水时机、闷井时间、注入速度、周期注采比。基于数值模拟结果和油藏地质特征,为井区下步的开发调整提供了依据。     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

缝洞型碳酸盐岩注水替油选井试井方法研究

缝洞型碳酸盐岩储层缝洞组合关系复杂,不同组合形式及渗流特征对注水开发效果影响极大。对近年来不同注水开发单井试井特征分析研究,按照井眼位于缝洞体位置简要分为三类:洞(洞+洞)、缝+洞、裂缝孔洞。并将试井所得渗流特征及地层参数与实际注水效果分析对比,井眼位于洞穴内储层注水效果最好,油水置换率高,增油效果显著。井眼位于洞穴外裂缝发育区,注水替油生产后易产生裂缝性水窜暴性水淹。井眼位于低渗裂缝孔洞型储集体注水效果最差,措施前应合理论证注水必要性。通过试井对储层分析,讨论了注水开发效果差异,为后期注水开发选井提供理论依据。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

缝洞体系连通性分析——塔北深埋碳酸盐岩研究的一个实例

缝洞型碳酸盐岩是塔北地区哈拉哈塘油田主要储集层,油藏的储渗空间主要为规模不同的洞穴、溶蚀孔隙以及各级裂缝。缝洞连通性是油田勘探开发实践中高效井优选的重要依据,油田勘探开发实践证实,油藏呈现为由洞穴、孔洞和裂缝组成的相互连通的大型缝洞集合体的特征,且紧邻缝洞集合体的油藏开发情况差异非常大,油藏压力、日产量与累积产油量等都不同,给油田的开发带来困难。研究中针对缝洞型储层的强非均质性,提出裂缝强度量化描述、裂缝方向量化描述与动态资料相结合的研究思路与技术方法,通过三维油藏建模技术研究缝洞的连通性以及确定大型缝洞集合体的边界,结合实际生产情况,指导油藏高效开发井组部署。     

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。     

哈拉哈塘油田碳酸盐岩储层类型识别及应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储层类型复杂多样,给后期开发措施带来了很大的不确定性。通过对钻测录井情况、酸压、试油简况、试井及试采特征分析,形成了一套动静态结合的缝洞型碳酸盐岩储层类型综合识别方法。将该油田储层类型划分为大型洞穴型、小型洞穴型及裂缝孔洞型,为储层类型的划分提供完整的评价标准。通过优选洞穴型储层、定容特征、水体弱的单井进行注水开发,增油效果明显,有效的提高了本区块单井最终采收率。     

哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏开发技术

哈拉哈塘油田储层具有极强的非均质性,其产能分布、含水率变化及地层能量等具有明显的多样性,钻遇洞穴型储集体开发效果明显好于裂缝-孔洞型储集体,洞穴型储层以无水生产井为主,裂缝-孔洞型以波动型和暴型水淹为主。开发方式必须根据各单井控制区块实际情况进行选择,按"一井一策"进行差异化管理。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发研究

缝洞型碳酸盐岩油藏具有埋藏深、非均质性强、开发难度大等特点,国内对此类油藏的开发主要采用注水方式。矿场上根据缝洞之间的连通情况将储集体划分为单井缝洞单元和多井缝洞单元。本文分别对这两种缝洞单元在注水开发过程中需要考虑的开发原理、注水时机、选井原则等方面的内容进行了归纳和总结。对油田上采用注水方式开发此类型油藏具有指导意义。     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气影响因素研究

塔河油田缝洞型油藏随着注水轮次增加,生产效果逐渐变差,2012年开展单井注氮气试验,增油效果显著。运用大量矿场统计数据分析了岩溶地质背景、构造要素、储集体类型、地震反射特征及动态特征对注气效果的影响规律和特征,为塔河油田今后的注气选井和评价工作提供指导。     

辽河油田水平井完井方式适应性分析

为了研究不同类型油藏水平井完井方式的适应性,结合辽河油田不同油藏类型水平井完井技术现状和现场应用情况,分别对巨厚稠油水平井完井结构和注汽效果、严重出砂水平井完井结构和防砂效果及薄层边底水稠油油藏和薄层边底水稀油油藏水平井的完井方式进行了分析和评价,优选出了适用于不同油藏类型水平井的最佳完井方式,对于提高辽河油田水平井开发效果具有十分重要的现实意义,可以作为水平井完井方式选择的参考。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律

基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识,建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型,采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。研究结果表明：①塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂,可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种,不同类型储集体生产特征差异大,井间连通性较好,但横向驱替弱。②研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同,未充填溶洞内流体均匀流动,在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征;部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征,而上部未充填区油水界面趋于水平抬升,水封下部溶洞内的剩余油;全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致,底水锥状驱替;中大尺度裂缝穿过充填溶洞时,裂缝为油水流动的高速通道,呈现裂缝水窜特征,在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征,而缝外侧溶洞内原油基本未动用,为高角度裂缝屏蔽剩余油。③研究区在天然能量开发条件下,流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制,以垂向流动为主,单井有效动用范围局限;多井生产时,井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广,井间干扰少;注水开采期间,井间流线仍以垂向分布为主,仅在底部统一水体位置注采时,井间连接较好,注入水横向驱替弱。     

大规模压裂注水开发一体化技术在特低渗透油藏的应用

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2 300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产。为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征。针对压后水驱开发特征,提出了“邻井错层、隔井同层”的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法。研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发。     

渤海Q油田隔夹层发育底水稠油油藏精细注采技术

渤海Q油田底水稠油油藏隔夹层发育区域水平井提液效果差、注入水驱油效果不明显,针对该问题开展了精细注采技术研究。采用油藏工程方法,推导了隔夹层参数对产量影响大小的控制系数的表达式,结合油水两相渗流产能公式研究了隔夹层对产液量的控制作用;通过数值模拟和正交试验分析了注入水驱油效果差的原因,研究了隔夹层对注入水驱油的影响;针对笼统注水隔夹层上、下部吸水极度不均的情况,提出了依托隔夹层的层内分段注水新技术,并确定出了分段注水时各注水段的最优注采比。隔夹层发育底水稠油油藏精油注采技术在渤海Q油田进行了现场应用,取得了很好的效果。研究与实践表明,相同含水率条件下,产液量越大所需生产压差越大;对于隔夹层发育的底水油藏,"层内分段注水+大泵提液"高效开发模式具有很好的增油效果,可为海上稠油油藏高效开发提供理论依据和生产经验。      

双重介质复合数值试井技术在裂缝性礁灰岩底水油藏中的应用

针对流花11-1油田解析试井结果与地质和动态特征吻合程度差的问题,综合考虑地质模型、生产历史、重力毛管力、相对渗透率曲线,运用多层裂缝性底水油藏的水平井数值试井解释方法,形成裂缝性底水油藏水平井双重介质复合数值试井技术。在整体压力恢复测试资料中筛选出40口井用于压力恢复数据,进行双重介质复合数值试井解释,该方法既考虑了底水能量,又考虑了多层之间渗透率的差异。结合现有地质认识,该数值模型解释结果表明,油田压力恢复试井曲线主要存在线性流、双线性流和双孔渗流3种流动特征。针对不同类型井建议减小生产压差或者采取稳油控水方式进行改造,对实际生产具有指导意义。     

塔河油田高温高盐油藏氮气泡沫调驱技术

为降低塔河油田边底水高温高盐油藏的含水率,提高产油量,进行了氮气泡沫调驱技术研究。通过评价耐温耐盐发泡剂的性能,优选出了适用于塔河油田高温高盐油藏的发泡剂,并通过室内岩心驱替试验,分析了泡沫注入时机、注入量、注入方式对氮气泡沫调驱效果的影响。结果表明:发泡剂GD-2在130℃下,210 000 mg/L矿化度的情况下,老化10 d后的半衰期可以维持在850 s,耐温耐盐性能较好,适合在塔河油田使用;水驱至含水率为80%~90%时,注入氮气泡沫采收率提高幅度最大;氮气泡沫的注入量为0.5倍孔隙体积时,采收率提高幅度最大;段塞方式注入氮气泡沫的采收率提高幅度比连续注入方式和气液交替注入方式大。塔河油田TK202H井组的现场试验表明:注入氮气泡沫进行调驱后,3口生产井的产油量得到提高,含水率得到降低。这表明,塔河油田边底水高温高盐油藏采用氮气泡沫调驱技术可以降低含水率,提高油井产量。      

油藏注水开发后期窜流通道定量识别方法

窜流现象是油藏注水开发后期提高采收率面临的技术难题。为了能够更精确地识别窜流通道的大小,提高水驱采收率,提出了一种利用动态数据定量研究窜流通道的方法。首先根据油井生产动态曲线识别水窜井,然后根据不同组合情况下注采井之间的相关系数来判断窜通关系,最后利用建立的窜通体积与注采量的关系式计算窜通体积。利用该方法对某区块57220井区的57217井进行了系统分析,并进一步分析了整个区块的水窜情况,得到了其窜流通道分布和对应窜通体积。研究发现,水窜的发生不仅仅局限于井组内,还可能发生在不同井组的注采井之间。窜流通道大小的准确确定,可为调堵措施的实施提供依据。      

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。     

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。