面对碳酸盐岩难题

碳酸盐岩储层从微观到宏观范围的非均质性使专家们很难在这类储层特性的描述上形成统一认识。简化对碳酸盐岩储层的分类有助于地层评价和解释,并为油藏管理决策提供有用的参考。但是,仅仅依靠分类简化是不够的。测井技术的不断发展、精确的岩石物理分析应用、利用岩心资料验证岩石物理方法以及复杂的概率方法等,都使得人们对碳酸盐岩的理解日益加深。     

探索碳酸盐岩油藏之谜

碳酸盐岩是世界油气勘探的重要靶区。但尽管碳酸盐岩拥有大量的烃,它们的名声却不太好．因为它们在孔隙度、渗透率和其它油藏特性之间不是具有复杂的相互关系就是完全没有关系。了解可能存在的相互关系在碳酸盐岩油藏描述中是一个重要挑战,碳酸盐岩油气藏的谜正在不断地被揭开。     

提高碳酸盐岩油藏采收率技术

碳酸盐岩油藏的采收率较低且变化大，一般为20％-45％。影响碳酸盐岩油藏采收率的地质因素主要有：储集层类型、基质渗透率、原油粘度、储层的润湿性及非均质性等。     

碳酸盐岩油藏开采特征及油藏分类

首先讨论碳酸岩的某些特殊地质及油藏工程原理，以便更好地认识提高采收率和各种制约因素，包括对碳酸盐岩孔隙系统，驱油机理和提高采收率方法的讨论。最后提出了以主要地质和工程属性为基础的油藏分类方案。     

碳酸盐岩局部非均质性对岩石物理参数（Kr，Pc）影响的新评价方法

本文提供一种革新的方法，引入在随时间变化匹配过程确定相对渗透率（Kr）的局部饱和度测量来描述的非均质性，并且也评价局部非均质性对Kr本身及对毛细管压力（Pc）的影响。 常规上是在专门的岩心分析实验宣（SCAL）实验中测量饱和度剖面。有几种方法在反演过程中使用这种信息来确定Kr数据。局部饱和度剖面或者在反演过程中在极小化通用评价函数内包含，或者在模拟中平滑它们而用作输入数据，这导致模拟压力中非平滑的降低。这些方法中没有一个可重现通常对碳酸盐岩样品测量出现的局部饱和度变化。我们的方法具有在对给定岩石类型岩石物性特征描述中含有这些变化的优点。所提出的方法使用在油藏模拟中经常使用的并且以压力数据为基础按比例增大技术。为了评价局部处特性分析了稳定化饱和度剖面和瞬变饱和度剖面。 给出几个或者包含天然气／油或者包含水／油流体系统的碳酸盐岩岩样测量实例。该结果证明，很准确地重现生产数据和局部处饱和度剖面是可能的。所提出方法的计算结果不仅是一套Kr，Pc曲线，而且由于测量局部化饱和度的场合是按每段计算岩石物性特性参数，能有一个最好置信度的Kr，Pc区间。然后能只根据一次实验来估价一给定岩石类型内由于非均质而存在的Kr，Pc数据分布，并且能使用它进行油藏比例尺的不确定性研究。     

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。     

塔河碳酸盐岩岩溶洞缝型油藏水平井开发实践

针对塔河油田碳酸岩岩溶洞穴裂缝型油藏特点，从水平井的部署、开发效果及利用水平井挖潜等开发实践方面，总结了水平井在该油藏的应用情况，得出在储层预测、流体识别和缝洞系统定量描述满足不了水平井设计要求时，不易大规模实施水平井开发，尤其是复杂特殊性油藏更是如此。     

论碳酸盐岩缝洞型油藏的滚动开发

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储集空间多样,非均质性极强,缝洞储集体发育,流体性质复杂。总结了15年塔河油田开发之实践经验,提出了缝洞型油藏的滚动开发程序、开发基本原则及开发方案设计要点,并以具体实例论述了缝洞型油藏滚动开发过程,为此类油藏的高效勘探开发提供了有益的借鉴。     

碳酸盐岩油藏描述新方法

过去15年间，预测碳酸盐岩储层动态的方法和技术有了极大的进步。这种进步是建立在一种认识基础上的，即能够由水驱开发波及的油，一半以上还未被波及且仍留在储层。碳酸盐岩储层具有极端非均质特性，研究计划的重点在于了解非均质性质和开发描述碳酸盐岩储层的方法，并提高计算机     

巨型多层碳酸盐岩油藏的二次开发

Mumbai高地北L-Ⅲ油藏是位于约250英尺水深的阿拉伯海西印度大陆架上的一个高度非均质的多油层碳酸盐岩油藏。它是一个具有约40亿桶原始石油地质储量和1.7万亿标准立方英尺气顶天然气地质储量的饱和油藏。1986年该油藏的产油量最高达到约12亿桶/日。在1999年底，产量约为6万桶/日，含水量约为60%。本根据详细的油藏描述和油藏模拟研究论述该油藏的二次开发选择方案。     

一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法

油藏岩石润湿性是决定油藏流体在孔隙介质中的位置,流动及分布的重要因素,特别是对油,水相对渗透率和注水采收率有很大的影响。因此,它是特殊岩心分析中需测定的重要参数,目前,定量测量岩石润湿性最常用的实验方法为Amott法和USBM法,但是,这两种方法的操作程序较为复杂,尤其是USBM法需使用专用岩心设计的超高速离心机,由于设备条件限制而较少被采用,本文提出一种比较简便易行的新方法（即经改进的自吸速度法）,来定量测定岩石润湿性,早在50年代末,Bobek等人和Denekas等人都曾通通过测定岩心的自吸速度来评价岩石的润湿性,然而,由于夫法消除界面张力,孔隙结构以及流体黏度等其它因素对自吸速率的影响,他们只能用此法要相对比较不同岩石的润湿性,正如Anderson,所指出,这只是一种定性的方法,直至90年代,Morrow等人首次提出了一种通过测定自吸速度和拟毛等力曲线定量评价油藏岩石润湿性新方法,本研究在此基础上对该法又进行了石润湿性的新方法,本研究在此基础上对该法又进行了改进和完善,并将该法与Amott法的测定结果进行了比较,使之便于推广应用。     

巨型多层碳酸盐岩油藏的二次开发

Mumbai Hiigh油田呈平缓向西倾斜的背斜。油田东部边缘是一个北-东北／南-东南走向的断块。一条西-西南／东-东南走向的地堑将油田分成两个不连通的油藏：南／北Mumbai High油藏。在油田的几个石灰岩地层、一个砂岩地层和裂缝性基底块礁中发现了油气。灰岩地层L-Ⅲ是其中原油产量最高的油气层。     

沉积相耦合岩石物理类型的孔隙型碳酸盐岩油藏建模方法

定量表征孔渗和饱和度的三维空间分布是孔隙型碳酸盐岩油藏开发的技术难题。为建立可靠的孔隙型碳酸盐岩油藏地质模型,以扎格罗斯盆地F油藏为原型,研究并提出了沉积相耦合岩石物理类型的建模方法。该方法在地质研究的基础上,通过井-震联合建立沉积相模型;再以沉积相控制建立孔隙度和岩石物理类型三维分布模型;然后基于岩石物理类型控制下的孔渗关系数学模型和饱和度数学模型,采用确定性建模方法,建立渗透率和饱和度三维分布模型。模型检验表明,该方法建立的地质模型可靠,为F油藏的有效开发奠定了坚实的地质基础,可为该类油藏的地质建模提供指导。     

塔河碳酸盐岩油藏试井解释新技术应用

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏是非均质性、各向异性特点十分突出的溶蚀缝洞型油藏。对该油藏在常规试井解释方法的基础上尝试了有限元数值试井,从空间和时间上对油藏的全部生产过程中压力的动态进行了准确描述,并在一定数量的测试井中得以应用,研究认为利用此方法能够实现对油藏内部不同区域渗流条件和流体渗流特征的精细刻画,可以在塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏进行推广应用。     

碳酸盐岩油藏堵水技术的进展

目前，国内、外在碳酸盐岩油藏堵水方面的技术很多，从其实施情况来看，效果也很好。由于技术的改进和发展，卡水封隔器使用范围在扩大；化学堵水剂的品种和技术也有了迅速发展，在许多油田都有大面积使用，并取得了明显的经济效益；另外，注水井封堵高渗透层，调整吸水剖面对改善油井生产也取得较好效果。实践证明，采用若干种技术，形成配套的综合措施对改善油藏高含水后期开发效果很有效。     

高孔低渗注水开发碳酸盐岩油藏垂向非均质特征

储层非均质性是影响剩余油分布及开发效果的重要因素,是油气藏开发方案调整与制订的重要地质依据。以DL油田USH层碳酸盐岩油藏为例,评价了储层垂向非均质及平面非均质。研究表明,区内隔层较发育,为致密隔层,电性特征表现为低伽马、低声波、低中子、高密度、较高电阻率,在有效地层分布范围内,隔层分布连片,纵向上对流体渗流有一定的阻隔作用。研究区主力油层孔隙度均一,平面上局部存在低渗带,总体上基质部分的非均质性不强;考虑断层共生裂缝,地层渗透率变化较大,表现出比较强的非均质性。研究结果对油藏水平井注水开发调整具有参考意义。     

碳酸盐岩油藏酸岩反应动力学实验研究

叙述了灰岩与盐酸之间的反应及各动力学参数的表达式。针对塔河灰岩油藏 (温度 12 0～ 130℃ )采用的大量前置液酸压裂作业 (裂缝平均温度 90℃ ) ,考察了实验条件的模拟 :使用不同浓度的乏酸模拟同离子效应 ;反应压力大于 7MPa ,以建立真实的固液相反应条件 ;反应温度为 30℃ ,6 0℃ ,90℃ ,12 0℃ ;通过岩盘转速控制酸液Re,以模拟酸液流态。实验仪器为经改进的美国TEMCO公司CRS 10型酸岩反应动力学实验仪 ;实验用油藏岩心孔隙度0 .1%～ 4 .8% ,渗透率 0 .1× 10 -3 ～ 2 5 2× 10 -3 μm2 ,含CaCO3 ～ 98% ;酸液为含 2 0 %HCl的配方凝胶酸 ;酸岩反应速率由岩盘失重数据计算。重点报道了一个岩心的酸岩反应动力学参数 :在 90℃ ,5 0 0r/min ,Re=12 .87条件下 ,由不同酸浓度下的反应速率J求得反应级数m =0 .4 86 3,反应速率常数K =7.82 0× 10 -6(mol/L) -m·(mol/cm2 ·s) ;在 90℃下随Re增大 ,J出现最大值而有效H+ 传质系数De 趋于下降 ;由 4个温度下 5 0 0r/min ,Re=12 .87条件下求得的J值求出反应活化能Ea=11.398kJ/mol,频率因子K0 =8.343× 10 -4。给出了 12井层岩心的酸岩反应动力学参数值范围。图 2表 3参 3。     

非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量优化设计方法

对非均质碳酸盐岩油藏水平井进行分段酸化改造时,需充分考虑水平井渗透率非均质特性,准确评估各段伤害带半径和伤害带渗透率,以便合理设计各段注酸量。在考虑了钻井过程中井底压差、钻井液浸泡时间和渗透率分布等因素的基础上,利用达西定律推导了各段伤害带半径的计算模型;提出了基于油藏井筒耦合模型与现场实测的产液剖面来计算各段伤害带渗透率的新方法;通过现场1口实际井详细描述了基于上述模型的非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量的优化设计流程。考虑水平井渗透率非均质性并结合现场实测生产数据,相比于传统的基于椭圆锥台体伤害带分布模型进行的笼统化布酸模式,新的设计思路提高了各段布酸的合理性,可有效解除储层污染、恢复油井产能。