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...     

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     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞储层发育,且非均质性强,底水易从高角度裂缝产出,油井治水难度大,堵水在油田稳油控水方面发挥了越来越重要的作用。经过多年探索攻关,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术取得了较大进展,主要形成了以油井五项基础综合分析和权重分析法为主的堵水选井分析方法。根据塔河油田碳酸盐岩油藏条件及储层特点,有针对性地研发出3类堵剂体系：第1类是可溶性硅酸盐堵剂,其主要优点是抗温抗盐、对轻微漏失井有一定针对性,适于孔缝型储层;第2类是可固化颗粒类堵剂,其主要优点是抗温抗盐、密度可选、强度高,适于缝洞型储层;第3类是有机—无机复合交联堵剂,其主要优点是油水选择性强,适于裂缝型储层及水平井（包括侧钻井）。在此基础上配套堵剂和堵水工艺,形成了具有塔河油田特色的以密度选择性堵水工艺、复合段塞逐级托堵工艺以及堵后控压酸化解堵工艺为主的碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水工艺研究

堵剂优选困难、堵剂漏失严重、堵漏措施难以配套,是塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水亟待解决的难题。为解决这些难题,针对碳酸盐岩缝洞型油藏的堵水现状,开展了堵剂漏失的预判和原因分析,分析研究了适合塔河油田特色的暂堵和堵漏工艺,主要包括中密度固化颗粒、颗粒型体膨堵剂、可溶性硅酸盐凝胶3项暂堵工艺;复合密度选择性堵水、瓜胶液前置多级复合段塞堵水2项堵漏工艺。经现场应用表明,针对不同漏失程度的井,3项暂堵和2项堵漏工艺应用效果较好。     

缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度研究

缝洞型碳酸盐岩油藏的储层类型与其他类型油藏极其不一样,因而对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的研究,目前还没有一种比较成熟的方法。针对上述问题,以缝洞型碳酸盐岩油藏常见的一种储渗模式进行研究,考虑该类型油藏油井的产量递减规律,同时结合相类似油藏计算井网密度的经验公式,并对该经验公式产生的误差进行原因分析及修正,从而得到了一种计算缝洞型碳酸盐岩井网密度的新方法。油田应用实例表明,该方法对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的计算有很好的指导作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟基础理论与应用

现有油藏数值模拟技术均为以多孔连续介质为理论基础,以达西方程、连续性方程为核心的数值模拟技术.缝洞型油藏流动特征复杂,不仅存在多孔连续介质渗流特征,还存在离散介质N-S流特征,现有的油藏数值模拟技术不适用.针对缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征,划分了缝洞型油藏介质类型;依据表征单元体基础理论,建立了缝洞油藏连续介质与离散介质...     

密度选择性堵水工艺在缝洞型油藏中的应用

塔河油田缝洞型油藏油井易过早见水甚至暴性水淹,导致油井产量急剧下降,堵水成为重要的稳油控水措施。对缝洞型储层特征认识程度有限导致前期堵水效率低,常规固化颗粒堵剂无选择性,易将产层堵死,对此提出以聚合物托举、超低密度堵剂建立隔板、高强度堵剂封口的密度选择性堵水工艺,并将缝洞型储层分为上缝下洞型、上洞下缝型、洞-缝-洞型3种类型,结合3种储层特点提出相应配套堵水工艺,取得了较好的堵水增油效果。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水技术

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经过多年开发,高含水油井增多,堵水成为有效治理手段,但大多油井因为严重漏失导致堵水无效。针对缝洞型油藏漏失井堵水技术难题,运用室内实验和现场评价的方法,研发了适合塔河油田高温高盐地层的高温凝胶预堵漏体系和具有油水选择性的可固化颗粒主体堵剂体系,并提出了多级分段堵水工艺和配套的堵后控压酸化工艺。该堵水工艺在T801(K)井应用后,取得了较好的堵水增油效果,对今后塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏堵水有一定的借鉴意义。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏化学堵水技术初探

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体不同于砂岩油藏,传统的油藏工程理论已不适用,缝洞型油藏的地质建模和表征是当前的世界级难题.由于储层极强的非均质性和复杂的油水关系,导致矿场的总体堵水效果很差.虽然国内外对此进行了大量研究,但取得的成果很少.综述了在碳酸盐岩缝洞型油藏中开展的堵水作业现状,认为堵水要从整个区块出发,从储层的...     

碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元储量精细分类评价

针对前期碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量分类评价成果无法满足油藏精细开发及提高采收率工作的需要的问题,以缝洞识别为基础,动静结合,从缝洞单元内储量的有效控制及动用状况出发,把缝洞单元储量分为未控制储量、井控未连通储量、连通难采出储量和连通易采出储量,形成了缝洞单元储量精细分类评价方法。应用缝洞单元储量精细分类评价成果,开展了完善井部署、注采调整及流道调整等综合调整工作,有效提高了储量动用效率和采收率,改善了开发效果。     

HT裂缝性油藏高温堵剂室内研究

针对高温裂缝性油藏堵水中存在的高渗透和高滤失问题，采用二次交联凝胶技术，研制了HT裂缝性油藏高温堵剂。在110℃高温条件下研究了部分水解聚丙烯酰胺、第一交联剂、第二交联剂、稳定剂及添加剂各组分及其用量对该堵剂成胶时间及成胶强度的影响，筛选出了HT裂缝性油藏高温堵剂的基本配方，并考察了堵荆的热稳定性。实验结果显示，HT裂缝性油藏高温堵剂在110℃下具有良好的热稳定性，适合于高温裂缝性油藏堵水。     

底水油藏堵水技术研究

对于长庆油田低渗砂岩底本油藏，适当封堵底水可抑制底水锥进，恢复水淹油井的正常产能。研制出3种堵剂配方，通过模拟试验研究封堵作用与水驱采收率的关系，采用数值模拟方法判断底水水淹油井的出水层位和水锥体半径大小，根据施工井区地质特征优选堵水工艺方法、堵剂配方、确定堵水施工参数。现场应用底水油藏堵水技术的经济效益显著。     

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.     

缝洞型油藏提高“阁楼油”采出程度物理模拟实验

"阁楼油"是缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油的重要存在形式,文中运用可视化物理模型直观研究了"阁楼油"的形成机理以及采用堵水和注气措施来提高"阁楼油"的采出程度。实验结果表明:油水密度差异是"阁楼油"形成的主要机理;缝洞连通关系和储集体排列方式明显影响"阁楼油"的采出程度。溶洞低部位沟通底水,堵水后溶洞高位缝沟通其他储集体时可以使采出程度大幅度增加,溶洞高部位沟通底水、出口裂缝位于溶洞的中低部位时,"阁楼油"仅靠堵水措施很难动用,配套注气措施可以进一步提高采出程度;储集体并联时的水驱采收率高于串联储集体,堵水后串联储集体更能高效启动"阁楼油"。     

水平井气润湿反转堵水实验研究

在油气采收过程中,水平井比直井更容易出现产出液含水率过高的现象。水平井在低渗透率油气田开发中的应用越来越普及,而针对水平井的特点,成熟的堵水方法和技术较少。通过对具有代表性的岩样进行气润湿反转实验,确定适用的气润湿反转化学剂,并对其进行热稳定性及地层配伍性实验评价,建立可视水平井堵水物理模型,进行气润湿反转剂使用前后的对比实验研究,得到水侵量、水侵速度及含水率的变化特征曲线。研究表明,气润湿反转剂堵水技术可用于水平井,可延缓见水时间,提高无水采收率,降低含水率。     

缝洞型油藏储集空间类型对油井含水率影响的实验研究

根据流体动力学相似理论,建立了不同类型储集空间的室内物理模型,利用物理模拟方法,研究了底水锥进的机理及其对油井含水率的影响,探讨了缝洞型油藏残余油存在的主要形式。物理模型包括洞、缝洞及缝3种,其中洞模型是可视化模型,通过记录一定时间间隔的水锥图像,分析水锥产生的机理及发展规律。另外两种为充填式的,通过碳酸盐岩岩屑及不同尺度玻璃管模拟缝洞储集空间。实验过程中,用低压传感器测量模型中流体流动的压力变化,用部分自动收集器计量流体流量及含水率的变化。     

缝洞型碳酸盐岩气藏多类型储层内水的赋存特征可视化实验

缝洞型碳酸盐岩气藏非均质性强且孔隙结构复杂,多类型储层内水的形成过程与赋存模式难以确定,影响储层内气体渗流能力与气井生产动态预测。将岩心CT扫描与微电子光刻技术结合,设计并研制了3种储层的微观可视化模型,开展气驱水物理模拟实验,定性研究了水的形成机理与赋存模式,并利用ImageJ灰度分析法定量研究了不同压差下的含水饱和度及残余水膜占比变化规律,综合分析了多类型储层内水的赋存特征及其对气体渗流的影响。结果表明：天然气在不同类型储层中的运移成藏过程不同;多重介质中的水由原生可动水和残余水组成,而残余水又分为次生可动水和束缚水;残余水主要以"水膜"、"水团"、"水柱"和"水珠"4种模式赋存在不同类型储层的不同位置,其主要影响因素有毛细管力、表面张力、气驱压差和通道连通性;可动水、残余水饱和度是与储层物性、孔隙结构和气驱压差直接相关的参数;流动通道尺寸越小,相同气驱压差下水膜占据的空间越大,且水膜占比呈指数性增加;随着气驱压差增大,水膜占比减小,当气驱压差增大到一定程度时,水膜占比基本不再减小,形成"薄膜"型束缚水。     

断控岩溶主控的缝洞型碳酸盐岩内部溶蚀相带表征——以塔河油田10区奥陶系油藏为例

以塔河油田10区的典型井组为研究对象,在明确断裂主控岩溶的背景下,分析岩溶作用过程与缝洞空间分布的关系,揭示了研究区缝洞体内幕结构及油气生产差异机理。通过对钻井、地震、示踪剂等动态和静态资料的分析,将研究区缝洞储集体划分为洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型4种类型。结合地球物理描述与相似露头观察,分析断控岩溶作用下溶洞的发育过程,并建立基于成因演化的缝洞空间分布模式。岩溶作用下储层的发育具有分带性,依据该模式从内向外划分出4个溶蚀相带,分别是大型溶洞带、溶蚀孔洞密集区、缝洞联合发育体以及最外围的裂缝破裂带。不同的溶蚀相带其发育的主要储集体类型、储集物性、井震特征以及储量和产能情况有较大差异。在此基础上,结合生产动态资料所揭示的不同井之间的响应和连通情况,明确了研究区不同钻井分别钻遇了不同发育程度或演化阶段的缝洞溶蚀相带,且主要存在溶洞连通、缝洞连通和裂缝连通3种沟通方式。通过对缝洞溶蚀相带空间配置关系的有效刻画,采用确定性建模方法建立岩溶储层三维地质模型,并取得较好的数值模拟效果。     

低渗致密气藏压裂过程中伤害实验研究

水力压裂是川西低渗致密气藏勘探评价及开发建产的关键技术,但压裂过程中由于液相的浸入、压裂液破胶不彻底、压裂液残渣的滞留、压裂液老化等因素,大大降低了压裂增产效果。针对压裂过程中的各种伤害,通过实验进行了评价。研究结果表明,水锁与压裂液滤失是造成储层伤害的2个主要因素。水锁增加了启动压差,使得压后返排困难,破胶液在地层中长时间逗留,加大了压裂液对地层的伤害。压裂液滤失形成的滤饼大大降低了储层的渗透率,一般可达50％以上。研究结果表明,压裂施工中可以通过减少压裂液中的固相颗粒与加快返排速度等措施来减少对地层的伤害。