缝洞型碳酸盐岩储层压裂效果评价方法试验研究

目前,由于缺乏缝洞型碳酸盐岩储层压裂裂缝沟通效果评价体系,无法实现压裂改造效果量化评价,因而需要针对缝洞型碳酸盐岩特征建立压裂改造效果评价方法。利用人造缝洞型碳酸盐岩岩心进行了水力压裂物理模拟试验,基于试验结果建立了符合缝洞型碳酸盐岩压裂特征的评价标准,提出了“缝洞沟通系数”的概念,然后利用该系数定量分析了地应力差对缝洞型碳酸盐岩压裂效果的影响。试验发现:用以评价压裂效果的SRV系数无法准确评价缝洞型碳酸盐岩压裂效果,而缝洞沟通系数可以针对此类缝、洞发育的岩石情况作出准确的压裂效果评价;利用缝洞沟通系数评价了水平地应力差对缝洞碳酸盐岩压裂效果的影响,发现随着地应力差增大缝洞沟通系数先降低后升高。研究结果表明,缝洞型碳酸盐岩储层中各因素对压裂改造效果的影响规律与常规储层不同,利用缝洞沟通系数分析压裂裂缝扩展沟通情况针对性更强、评价缝洞碳酸盐岩储层压裂改造效果更有效。      

深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究

为了准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝的扩展规律,基于弹性力学、断裂力学和流–固耦合理论,建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型,采用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律,并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果表明：溶洞周围发育天然裂缝时,会影响缝洞体周围局部诱导应力场,使水力裂缝更容易沟通缝洞体;采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏压裂液,仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞,而对与水力裂缝初始扩展方向夹角较大的溶洞,则需考虑采用强制转向技术进行沟通。研究结果表明,基于井眼与缝洞体的配置关系,采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通3种缝洞体沟通模式,显著扩大储量动用范围。     

缝洞型碳酸盐岩储层定量评价研究

缝洞型碳酸盐岩储层的定量评价，一直是该类油气藏勘探开发的主要技术难题和研究重点。最重要也最基础的工作是裂缝和溶洞的定量研究。以塔里木盆地X油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层为例，详细介绍了运用测井、测试、钻井资料对裂缝、溶洞的储层参数进行定量评价的方法和研究思路，较好地解决了缝洞型碳酸盐岩储层的定量评价问题。     

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐岩储层体积改造技术研究与应用

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐储层碳酸盐岩含量为40%~50%、埋深在3 600~4 700m之间、地应力梯度为0.020MPa/m,裂缝发育密度为2~8条/m、基质渗透率为(0.01~0.9)×10^-3um²,以往酸化及酸压后单井产量低、递减快、有效期短、累计产量小。借鉴体积改造理念,通过增大改造规模增加水力裂缝长度沟通油气富集区,采用大排量、高比例滑溜水、复合粒径支撑剂施工提高裂缝复杂程度,保证压后效果。2017年在英西碳酸盐储层进行体积压裂改造4口井(水平井1口),压后效果显著:直井压后初产是2016年施工井的1.8倍,水平压后初产是直井的21倍,其中SH1井压后日产油为395m³、天然气为5 796m³。研究成果为其他裂缝型碳酸盐岩致密储层改造提供了经验。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油实践

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性强,油水关系复杂,部分井水层在高返排水后出油。通过与四川盆地排水找气机理的对比分析,认为塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏具有排水找油的基本条件,通过实践获得成功,并提出选择"排水找油"井的一些标志:一定储集空间、水体能量弱、有较好的录井显示、测试见油花或有硫化氢显示。排水找油的成功加深了对塔河油田碳酸盐岩油藏成藏规律的认识,探索了碳酸盐岩油藏新的开发途径。     

缝洞型碳酸盐岩储层井间连通性研究

碳酸盐岩地层因裂缝和岩溶的发育,可成为优质储层,但同时碳酸盐岩地层又是最复杂的地层,具有极强的储层非均质性,在现有资料和技术条件下,难以明确判断井间的连通性,特别是针对复杂的碳酸盐岩油田,需要采取合适的方法来提高对储层连通性的认识,该文总结了确定井间连通性的方法,提出注水见效对连通性的确定,研究表明该方法能很好的反映缝洞单元内各井之间的连通性情况。     

碳酸盐岩缝洞型储层有效性评价新方法

碳酸盐岩储层孔隙类型多样,孔隙结构复杂,单一的孔隙度难以描述储层的有效性。以四川盆地高石梯磨溪地区龙王庙组缝洞型储层为例,优选出胶结指数m和基质孔隙度占比2个参数建立了储层有效性评价方法,胶结指数m采用新提出的基于裂缝形态的多孔介质模型计算得到,该模型可以计算出随深度变化的胶结指数m值,且精度高。研究发现,产层胶结指数m通常小于2.25,基质孔隙度占比大于44%;差产层胶结指数m通常小于2.25,基质孔隙度占比小于44%,或者,胶结指数m大于2.25,基质孔隙度占比大于44%;干层胶结指数m通常大于2.25且基质孔隙度占比小于44%。应用结果表明,该方法显著提高了研究区储层有效性评价精度。     

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术

总结了缝洞型碳酸盐岩油藏的特点,主要由巨型、大型洞穴及大裂缝组成,储集空间尺度大,非均质性强,缝洞连通关系复杂.认为其堵水难点在于堵剂漏失严重、堵水位置难确定、常规堵剂难以满足要求.综述了缝洞型碳酸盐岩油藏堵水工艺与堵剂体系,结合缝洞型碳酸盐岩油藏特点及开发现状,指出选择性堵水技术与配套工艺将是缝洞型碳酸盐岩油藏堵水未...     

碳酸盐岩缝洞系统地震响应特征分析和塔中卡1区缝洞储层预测

碳酸盐岩岩溶风化壳由多期喀斯特化与后期构造运动叠加改造的孔、洞、缝等组成，形成了大小不等、空间形态复杂的储集体，此类储层非均质性强，难以预测和表征。设计了不同尺度溶洞和裂缝的碳酸盐岩岩溶风化壳物理模型，采用超声定比观测方法对地震波的传播能量和反射结构变化进行了分析。结果表明，理想条件下溶洞与裂缝可形成强短反射和杂乱反射，极不规则溶洞和洞缝的复杂联合体均表现为反射背景上的杂乱反射。利用强振幅聚类分析和不连续性检测等手段对塔中卡1区的叠后地震资料进行了储层预测和识别，卡1区的碳酸盐岩岩溶缝洞型储层表现出强短反射和反射背景上的局部杂乱反射这2种地震微相。利用古构造起伏趋势和波形检测等辅助方法，进一步证实了这些反射异常与卡1区岩溶缝洞地质成因的关联性。综合分析认为，卡1区碳酸盐岩岩溶缝洞型储层发育程度较弱，在构造高点部署的2口异常区外的探井实钻数据也证实了这一预测结果。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的特点,探索出适应塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层的精细成像技术方法。主要包括统计去噪、地表一致性处理、子波一致性处理、速度分析、三维DMO叠加、串联偏移等成像技术。这些技术的精细组合使用,使奥陶系顶风化面及内幕岩溶特征准确成像,提高了钻井的油气产率,为塔河油田的稳步快速发展提供了技术保障。     

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.     

碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术

中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富,探明石油地质储量达29.3×10⁸ t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大,注水窜流易造成油井暴性水淹,导致采收率低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践,形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴作用。     

碳酸盐岩缝洞型油藏深穿透酸化实践及认识

随着塔河油田缝洞型油藏的不断开发,受多轮次注水污染、能量下降裂缝闭合、完井酸压效果差等综合影响,远井裂缝导流能力差的井逐步增多,生产表现为供液不足,严重制约油井生产。前期主要依靠常规酸化、大型酸化等传统酸化理念改造,酸液进入近井地带即快速反应,作用距离十分有限,有效率低。通过实施深穿透酸化工艺技术,有效解决了远井通道导流问题,应用前景广阔。     

碳酸盐岩缝洞油藏注水替油失效井原因分析

从注水替油基本原理出发,根据注水替油基本地质模型总结出影响注水替油效果的3个因素：井筒附近油水置换速率、近井地带的油气富集程度、远井地带油气补充速度,并对注水替油失效井进行分类总结,最终针对不同类型注水失效提出相应的治理方法。     

缝洞型碳酸盐岩油藏压力响应特征

缝洞型碳酸盐岩油藏开发过程中,由于部分储层中发育大尺度溶洞,溶洞的位置及大小将会影响储层中流体流动规律。在假设储层中大尺度溶洞为等势体、将基质和裂缝看作双重孔隙介质的基础上,建立了储层流动模型。采用Laplace变换和边界元方法对模型进行求解,得到了井底压力响应特征曲线。对比了双重孔隙介质模型的解析解与边界元方法的计算结果,证明了该模型的准确性。同时,对溶洞参数的敏感性进行了分析,分析结果表明:溶洞半径越大,特征导数曲线上上凸和下凹的幅度越大;压缩系数比越大,曲线上凸段持续时间越长,下凹幅度越大。该方法对发育大尺度溶洞的油气藏储量评估与地层测试有一定借鉴意义。     

哈拉哈塘地区缝洞型碳酸盐岩油藏单井生产特征

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体及流体分布的复杂性决定了该类油藏油井开采特征的巨大差异性。通过单井类型划分,可以更好地指导油田的开发生产。由于油井的生产动态在一定程度上反应了不同的储集空间类型,根据单井生产特征可对储集层类型进行划分,建立相应的评价指标及划分标准,并针对性地提出生产措施建议。通过单井实例分析,在动、静态两方面验证了划分方案的准确性与可行性,对其它地区同类型油藏具有一定借鉴意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏新型油藏生产指示曲线

弹性驱动油藏的生产指示曲线一直被看作是一条直线,由于原油压缩系数是一个随着地层压力增大而减小的变量,因此其并非一条直线,而是一条曲线,并且油藏压降越大,曲线偏离直线越明显,尤其是对于埋藏较深、地层压力与饱和压力差值较大的缝洞型碳酸盐岩油藏来讲,该油藏生产指示曲线会产生明显误差,需要进行改进。通过建立原油体积系数、原油压缩系数与地层压力的幂函数关系式,简化缝洞型油藏弹性驱动物质平衡方程,建立了新型的油藏生产指示曲线。研究与实例计算表明:地层压力大于饱和压力时,原油体积系数与地层压力不符合线性关系,而是符合幂函数关系,新建立的原油体积系数、原油压缩系数与地层压力的幂函数关系式,不仅符合实际变化规律,并且具有很高的计算精度;原油压缩系数的使用存在2种情况:一是某一地层压力对应的原油压缩系数;二是某一地层压力区间对应的平均原油压缩系数,两者不能混用,物质平衡方程应使用后者;新型的弹性驱动油藏的生产指示曲线始终为一条直线,直线的斜率即为原油地质储量。利用该新型油藏生产指示曲线可以更加准确地进行油藏驱动类型判断、储量计算等油藏研究。