塔河油田六区奥陶系油藏综合治理对策研究

塔河油田六区奥陶系油藏自2007年底以来因含水上升导致递减加大,开发效果明显变差;2009年5月开始进行油田综合治理,因含水上升是影响开发效果变差的主要因素,治理目标为稳油控水,确保油田稳产。针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞为储集体的特点,通过对不同多井缝洞单元储层发育特征、油藏开发特征研究,根据不同缝洞单元含水上升特点,理清治理思路,制定了不同的治理对策。文中主要介绍典型堵水单元S66单元和典型注水单元S74单元的实施效果。     

超深井酸化压裂技术的应用——以塔河油田奥陶系油藏为例

塔河油田奥陶系油藏由于储集层埋藏深、温度高、厚度大,原油粘度大,给酸化压裂工作带来诸多困难。根据塔河油田奥陶系油藏酸化压裂改造的理论研究和实践经验,着重介绍了塔河油田的储集层特征、酸化压裂机理及高温超深井酸化压裂技术应用的基本情况,以及塔河油田高温超深井酸液配方体系、酸液的注入及返排工艺及特点;推荐了塔河油田酸压裂地面施工参数及酸化压裂管串结构;对酸化压裂效果从其产生的裂缝形态、产量及经济效益几方面进行了评价。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏类型探讨

塔河油田奥陶系油藏是非均质性极强的碳酸盐岩油藏,普遍的观点认为塔河油田奥陶系油藏为若干个相互独立的缝洞单元组成的独立油藏集合体,鹰山组下段或蓬莱坝组发育的大底水,给油藏开发研究和后期综合治理带来越来越多的矛盾和困惑。文中从大量的实钻资料、生产动态资料出发,通过古岩溶机理、成藏机理等方面研究,认为塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是复杂缝洞体交错组合在一起的油水界面凹凸不平的似层状边水油藏,水体主要分布在南部5648-6310m深度处。研究结果对该油藏开发技术对策的调整和提高采收率研究有一定的指导意义。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏堵水工艺技术浅谈

对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的储层特点进行了论述,并重点阐述了塔河油田堵水工艺的技术现状和需要重点研究的内容.对已经实施堵水的不同类型油井的现场试验效果进行了分析与评价,并在此基础上,通过对采用不同完井方式投产的油井所表现出的地层见水规律和出水原因的不同的分析,归纳出了几种较为典型的堵水地质模型,提出应根据不同的模型合理选择相应的堵水方式的建议.     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线特征——以塔河油田奥陶系油藏为例

水驱曲线法在我国已广泛地应用了多年,无论是理论还是实践一般仅限于砂岩油藏,而碳酸盐岩油藏水驱特征比砂岩油藏更复杂,多变。以塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为例,通过水驱曲线的形态,归纳水驱曲线具有3种类型:单一直线段、两直线段(呈台阶状),不规则的水驱曲线。其中,台阶状反映了碳酸盐岩油藏具有缝洞发育、水体能量不稳定、水驱规律复杂的特征,并具有能量下降波及不同水体。通过典型井的水分析资料,验证了同一个缝洞单元内存在多个水体供给能量。     

塔河油田奥陶系油藏地层压力分析

油藏地层压力是一个十分重要的油藏工程参数,而塔河油田奥陶系油藏所测得的地层压力中常出现前小后大的现象,给油藏工程分析带来许多困难。笔者根据塔河油田奥陶系油藏的特点,在长期的生产实践中,通过常规油藏工程方法与油藏具体特点结合,通过原油在纵向上的重力分异现象推出油藏地层压力梯度也应随深度变化的思路,很好地解释了碳酸盐油藏地层压力前小后大问题。     

塔河油田奥陶系油藏成藏期次研究

塔河油田奥陶系油藏的成藏期次长期以来争议较大,有两期、三期、多期之争,对成藏期次认识上的差异必然导致对其烃源岩层位认识上的不同,从而给油气勘探带来一定程度的不确定性。经过多年的多学科联合攻关,采用国际上最先进的单体包裹体成分分析技术,从不同期次单个油包裹体中提取出其地球化学特征信息,直接获得了塔河油田东南部两期充注原油的有机成分信息,研究表明塔河油田东南部奥陶系油藏主要为两期成藏,第一期油包裹体以发黄色—褐色荧光、芳烃组分相对饱和烃含量高、正构烷烃分布完整（nC₁₁-nC₃₀）、轻烃缺失等为特点,成熟度较低,为早期运移产物;第二期油包裹体以发蓝色—蓝白色荧光、饱和烃组分相对芳烃含量高、正构烷烃分布较窄（nC₈-nC₂₈）、轻烃完整等为特点,成熟度较高,为晚期轻质原油充注的特征。结合古温度、古压力模拟,混源油比例判识研究,对不同期次原油充注的时间以及贡献作了初步探讨,这对塔河油田主力烃源岩的再认识以及进一步的勘探具有重要指导意义。     

塔河油田4区奥陶系碳酸盐岩古岩溶特征

碳酸盐受到后期成岩作用和构造改造作用的控制,沉积环境对其储层发育只是具有一定的影响,甚至很多碳酸盐岩储层的发育与沉积环境没有直接关系,尤其是年代较老、以裂缝为主的裂缝型储层或古岩溶作用形成的缝洞型储层等。在沉积岩石学特征研究的基础上,分析了古岩溶特征及成岩作用,将阿克库勒凸起古岩溶作用期次划分为暴露区淡水岩溶作用、浅埋藏混合水岩溶作用和深埋藏期岩溶作用三个阶段,对塔河油田4区奥陶系开阔台地相碳酸盐岩风化壳缝洞型储层的研究起到积极的作用。     

塔河油田4区奥陶系油藏缝洞单元的划分

缝洞单元目前广泛应用于潜山油蒇连通状况研究,对于即将实施注水开发的潜山油藏来说,缝洞单元的划分尤为重要,其目的就是认清井闻的储层连通关系,保证注水开发效果.应用塔河油田4区的动态资料、静态资料,从流体性质、压力系统特征和井间储层连通关系,对近60口井进行了缝洞单元的划分.全区共划分了31个缝洞单元,并根据缝洞单元的连通范围及天然能量大小,将其划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3类,其中Ⅰ类1个,Ⅱ类7个,Ⅲ类23个,并在该划分结果基础上,实施注水开发,取得了较好的开发效果,验证了划分结果的正确性.     

塔河油田4区奥陶系碳酸盐岩成藏条件分析

塔河油田4区位于塔河油田北部，油气纵向上分布在地表岩溶带，渗流岩溶带和潜流岩溶带，厚度约250m。文章通过对碳酸盐岩的储集体特征。封盖条件，局部构造特征。圈闭类型。油气藏类型等进行了初步的探讨，为该区的油气滚动开发提供了参考意见。     

碳酸盐岩古风化壳储层溶洞特征研究——以塔河油田奥陶系油藏为例

以塔河油田碳酸盐岩古风化壳储层的岩心、钻井、录井及测井等资料为基础,结合当今的伏流型 溶洞的形成和演化的理论,以及现代溶洞特点,划分出碳酸盐岩古风化壳储层溶洞的类型,得出了溶洞 的综合识别模式,验证了溶洞在混合带最发育的理论,认为研究区古风化壳溶洞的形成的主要控制因素 为古地貌、古水文、海平面的升降、古气候和古构造运动,而5500～5750m深度范围或混合带是最有利 的溶洞型储层勘探层段。     

塔河油田X区奥陶系油藏差异化治理对策

塔河X区位于塔河油田东北部构造高点,奥陶系风化顶面呈北高南低形态,区块残丘较发育,储集体以裂缝-溶洞型储层为主,区块整体连通性相对较差,各区域动态开发特征存在一定差异性。中西部油井储集体较发育,油气富集;西部存在底水锥进风险,稳产难度大;中部油井能量不足,采出程度低;东南部区域构造位置相对较低,油层厚度薄,含水上升速度快,控水治水效果不明显。针对差异化特征,结合动静态分析,提出相应的控制合理采速、注水替油、单元注水、单井和小单元注气治理对策,进一步深化奥陶系油藏开发认识,在一定程度上提高区块产能、减缓递减,同时对后期扩大产能建设规模、提高储量动用有一定的借鉴意义。     

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。     

塔河油田奥陶系油藏喀斯特古河道发育特征描述

塔河油田奥陶系有效的储集空间主要依赖于岩溶作用形成的溶蚀孔、洞,其中喀斯特古河道系统是整个岩溶体系的核心。研究认为,古构造形态及断裂发育程度控制了古河道的形成与分布,而岩溶水动力条件的强弱控制着岩溶发育的强度;经过多期岩溶和构造运动改造,古河道内部主要发育了单支管道型、网络型管道以及竖井型等溶洞类型。利用地震正演模拟及三维可视化雕刻技术、地震相干属性提取等技术并结合实钻,建立了一套刻画与识别古河道的方法技术,在塔河油田东部共识别6条主干河道。沿河道溶洞型储层发育程度较高,同时沿河道补给区至排泄区,储层受泥质充填破坏程度提高,河道内有利储集体主要具有残丘、断裂匹配串珠状反射的特征。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量分类评价技术

塔河油田缝洞型油藏由于储集体的空间分布、规模大小、储集性能具有较强的非均质性,按照碎屑岩油藏计算方法提交的探明储量具有一定的不确定性。因此从开发的角度,考虑缝洞型油藏的非均质性,利用地震反射特征、地震振幅变化率大小及实钻井的产能差异对提交的探明储量进行了分类评价,把未开发储量划分为落实未开发储量,待评价一类储量、待评价二类储量、待核销储量4个小类,并论述了界定不同类别储量边界的多种技术方法。由于每种技术方法都有一定的局限性,因此需综合利用多种技术方法进行储量的评价。通过对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量的分类评价,能够有效指导开发井位的部署,优先动用优质储量,加强待评价一类储量的评价工作,提高此类油藏的建产率,单井产能及储量动用程度。     

塔里木盆地北部“层控”与“断控”型油藏特征——以塔河油田奥陶系油藏为例

基于高精度三维地震资料,尤其是大量的实钻井资料和生产动态数据,对塔里木盆地北部地区海相碳酸盐岩油藏特征进行了系统的对比研究。塔北地区碳酸盐岩缝洞型油藏可划分为以风化壳控制为主的喀斯特油藏和以溶蚀走滑断裂带控制的断溶体油藏2大类。前者发育在塔北中-上奥陶统地层剥蚀区,即古潜山风化壳,可进一步细划为"岩溶残丘型油藏"、"岩溶古河道型油藏"2个亚类,油藏宏观上具有"垂向叠合连片、呈准层状分布"的特征,表现为储集空间变化大、孔洞缝共存、油藏单元相对连片、油水关系复杂等特点。后者则位于南部中-上奥陶统地层覆盖区,主要受控于不同级别溶蚀走滑断裂带控制的断溶体油藏,具有"沿断裂带分段成藏、纵向穿层、空间断续分布"的特点。该类油藏是自然界存在的新类型,有其独特的油藏特征,是我国深层碳酸盐岩油气勘探开发的新类型、新目标。     

塔河油田奥陶系潜山油藏油水关系分析

油水关系特征及油水分布状况是油藏描述的重要内容之一。正确认识油藏的油水分布特征,对于油藏的方案编制、注水开发等起着至关重要的作用。潜山油藏不同于碎屑岩油藏,由于其特殊的储层结构以及储集空间类型,导致该类油藏中流体空间分布更具复杂性。以塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏为例,根据单井以及井组的开发特征,结合该区储层分布特点,总结归纳了缝洞型碳酸盐岩潜山油藏油水关系模式,主要有普通式、隔油式、隔水式、复合式以及纯油式;针对每一类模式,实例分析了典型井以及井组的生产或见水特征。     

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。     

塔河油田奥陶系油藏重质烃类堵塞物形成机理及防治方法

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开采过程中有24口井出现沥青质堵塞井筒现象,油井无法生产。实验证明沥青质堵塞物形成的主要原因是凝析油与稠油互相混合作用的结果。结合塔河奥陶系油藏的成藏特征,发现堵塞井均处在凝析气与重油的过渡带上。通过分析生产动态特征,总结了堵塞物形成前后的生产动态变化规律,提出以掺改性稠油为核心的油井解堵、以环空注活性水及地层注水预防沥青质堵塞物形成的综合防治技术,对已出现沥青质堵塞严重的6口井进行了成功的治理,恢复了油井正常生产。     

厚层灰岩油藏岩溶纵向分带研究——以塔河油田四区油藏为例

塔河油田四区主要含油层系为奥陶系鹰山组,岩性为质纯厚层海相碳酸盐岩,主要储集空间类型为次生孔隙,包括岩溶作用形成的溶蚀孔、缝及溶洞,原生孔隙不发育.依据现代岩溶水动力单元研究成果,建立岩溶概念模型,划分出渗流岩溶带(包括渗入亚带和渗流亚带)、潜流岩溶带和缓流岩溶带3个古水动力单元.应用随机地震反演技术,描述储层展布,揭示了储集层纵向上主要受控于古岩溶分带,平面上受控于岩溶古地貌单元的规律,研究成果通过实际钻井得到了验证.