缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法

缝洞型碳酸盐岩油藏与砂岩油藏不同,井与井之间注水效果差异大,注水后有的井效果显著,有的井因注水而暴性水淹,如何科学评价缝洞型油藏注水效果至今没有适合的方法.针对新疆塔河油田缝洞单元开展了注水效果评价研究,首次提出了注水效果评价方法,针对不同类型单井缝洞体,揭示了注水受效规律,提出了同层注采、缝注洞采、低注高采的开发模式...     

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.     

塔河油田缝洞单元注水开发研究与应用

塔河油田岩溶缝洞型油藏储量达到10×108t,是目前国内最大碳酸盐岩缝洞型油藏.以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,采收率只达到15％.近年来通过与国内外石油公司、研究院(所)和大学开展了广泛的技术合作,初步建立了独具特色的缝洞型油藏勘探开发技术方法系列.认识到了缝洞单元是开发的基本单元,建立了缝洞单元的描述技术,形成了以缝洞单元为基础的差异化开发技术,逐步摸索出了酸压、侧钻、堵水、单井注水替油等提高采收率技术方法,开展了单元注水开发先导试验,通过注水各缝洞单元能量不同程度恢复.     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理模拟实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏由于储集空间特殊,结构复杂,其内部流体流动形态、流动机理不够明确。根据TH油田地质资料显示的缝洞联接方式,设计了2种缝洞物理模型,采用人工造缝造洞技术制备实验模型岩心,对缝洞型碳酸盐岩注水驱油时油水遵循的流动规律、水驱油效率的影响因素、合理的缝洞数学模型以及水驱油机理进行了研究,得出了相关的研究成果,为此类油藏的开发提供了指导。     

塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,通过多年的控水稳油,采收率仍然只达到12%,通过理论研究和现场试验,以Ⅲ类缝洞单元为油藏单元的注水替油取得突破兴进展,预计可提高Ⅲ类缝洞单元采收率达2%,同时注水开发技术为塔河碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏提高采收率提供坚实的技术保障。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩油藏周期注水驱油机理

针对在缝洞型碳酸盐岩油藏中能否实施周期注水的问题,在分析缝洞型油藏不同岩溶背景注采关系特征的基础上,利用CFD流体力学软件建立缝洞组合机理模型,开展了周期注水驱油模拟,并运用类比法总结了缝洞型油藏周期注水驱油机理:通过周期性地改变注水量和注入压力引起大尺度缝洞连通体中流体流动状态的变化(段塞流、管流),在重力及浮力以及流动压差综合作用下,使管道盲端、微裂缝、相连溶洞、孔洞中的剩余油得到动用,实现扩大注水波及体积的目的。缝洞型油藏周期注水驱油机理的初步明确,为矿场不同岩溶背景下注水方式的优选和注采参数的确定提供了理论依据。     

哈拉哈塘油田单井钻遇储集体类型及注水替油效果分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏单井注水替油效果差异大的问题,在分析哈拉哈塘油田注水替油井动静态特征的基础上,建立了基于地球物理方法、录井响应特征、动态分析系统判别储集体类型的方法,将哈拉哈塘油田单井钻遇储集体划分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞+底部洞穴型等4种类型,并通过注水替油机理研究和矿场试验对不同类型缝洞体的注水替油效果进行了分析。该油田60口井注水替油的矿场实践结果表明,孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞+底部洞穴型储集体宜采用注水替油方式开采,而裂缝孔洞型、孤立洞穴+强底水型储集体不适宜采用注水替油方式开采。研究结果对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发方式优选及改善单井注水开发效果有重要的指导作用。      

超深断控缝洞型碳酸盐岩油藏注水重力驱油理论探索

在超深层断控碳酸盐岩缝洞组合地质特征与储集单元划分分析基础上,制作了2种物理模型,开展了注水驱油物理模拟试验;探索了断控缝洞型碳酸盐岩油藏复杂流动条件下的注水驱油机理,建立了断控碳酸盐岩油藏渗流和自由流共存状态下的数学模型,并据此开展了矿场注水先导试验,评价注水提高采收率实施效果.研究表明:断控缝洞型碳酸盐岩油藏单元可...     

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟新方法

缝洞型碳酸盐岩油藏与砂岩油藏不同,流体流动的介质由不同尺度的孔、缝、洞组成,用常用的达西流油藏数值模拟技术难以合理描述地下油水动力学特征.结合缝洞型油藏特征,提出了应用流动力学(N-S方程)与渗流力学(Darcy方程)耦合计算的两相流油藏数值模拟方法,洞穴、裂缝内流体流动应用N-S方程计算,溶蚀孔洞及微裂缝的组合体应用多孔介质Darcy方程计算,介质边界处理方法是根据方法边界的对称性质,提出了力学及流量平衡关系方程,模型计算结果通过实验对比得到验证.     

含大尺度溶洞缝洞型油藏试井图版

在大尺度缝洞型油藏数值模拟中,大尺度溶洞和裂缝不适合作为多孔连续介质。基于溶洞质量守恒建立了溶洞外流体流动满足达西定律、溶洞内部处处压力相等的耦合模型,利用直接边界元方法计算了井附近含大尺度溶洞油藏井底压力,绘制了压力双对数曲线,并研究了溶洞的大小及离井距离、窜流系数、储能比对井底压力响应曲线的影响。     

驱替实验中油相核磁共振T2谱表征方法

利用核磁共振T₂谱可以直观地反映出岩心的孔喉大小、分布及岩心中流体的分布状态、可动流体含量等信息,是研究孔隙结构及流体分布的一种重要的实验方法,而渗流实验是研究储层渗流能力、残余油分布、驱油效率等重要的开发实验。结合油–水两相渗流实验和核磁共振T₂谱,用MnCl₂溶液(锰水)对岩心进行驱替,发现用锰水驱替后可以较好地屏蔽岩心中水的核磁信号,且锰水驱替相比于锰水浸泡具有更好的屏蔽效果,锰水驱替实验还可以反映出饱和油和残余油的核磁信号,为研究残余油的分布提供一种较为直观的实验方法。     

岩盐储气库水溶建腔优化设计研究

作为“西气东输” 工程的配套项目，江苏金坛储气库近日正式投产。根据金坛盐矿有利的建库地质特征，运用岩盐溶腔数值模拟软件对溶腔形态变化规律和影响因素进行了分析研究。从溶腔的总体结构以及水溶建腔过程中生产参数如油垫的位置、循环方式、流量控制、管柱组合等方面进行优化设计，给出水溶建腔优化设计准则和方法；针对岩盐储气库水溶建腔方案，提出造腔时间、平均排量、溶腔体积、平均出口浓度、设计符合率等5项主要评价指标，运用灰色物元分析方法对水溶建腔多方案进行优选，得到最佳方案。实例计算表明，按照一定的水溶建腔优化设计准则和方法，能够对岩盐储气库溶腔进行优化设计；岩盐储气库水溶建腔采用灰色物元分析方法能够全面科学地确定设计方案的优劣，很好地解决储气库水溶建腔方案设计优选的问题。     

缝洞型碳酸盐岩潜山油藏研究现状及技术展望

碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的渗流通道。由于其空间分布的不规则性和缝洞本身的多尺度性,使得其开采机理、开发方式和如何高效开发仍是一个难题。文章从该类油藏地质特征入手,详细描述了其油藏类型和开发方式研究、以及缝洞渗流特征和数值模拟研究的进展,指出了研究应用中存在的问题,并推荐了有发展前景的研究方向。     

盐穴储气库溶腔促溶工具的研究

盐穴储气库溶腔的溶漓过程长,耗费淡水和能源较多,所用资金占建库资金的比例大。为此,根据盐穴建造阶段的需要确定了以促溶工具为主的建槽期快速溶腔工艺方案,研制了喷嘴式促溶工具、延伸式喷嘴促溶工具和软管式促溶工具,并阐述了这3种促溶工具的结构、特点、工作原理及主要技术参数。现场应用结果表明,建槽期前60d内,采用快速溶腔工艺及促溶工具能将盐穴溶腔速度提高1倍左右。     

低渗透油藏油水两相渗流的增维精细积分法

采用增维精细积分法对低渗透油藏油、水两相耦合渗流进行了模拟分析。首先,根据有限差分原理建立了以网格节点孔隙流体压力表示的状态方程,然后根据增维精细积分法建立了求解网格节点孔隙流体压力的递推公式以及显式求解饱和度的计算公式。最后,以典型五点面积注水开发为例,分别采用增维精细积分法和常规的IMPES法进行数值模拟,由两种方法所得的计算结果吻合很好。同时,研究了启动压力梯度对含水率和采油量的影响规律。结果表明,启动压力梯度对含水率和采油量的影响显著,启动压力梯度的存在增加了石油开采的难度。     

基于Level Set有限元方法的微观水驱油数值模拟

在微观水驱油实验的基础上,建立了二维微观孔隙模型;引入Level Set数学方法,结合N-S方程,建立了微观两相渗流数学模型,借助有限元方法,进行水驱油两相数值模拟,研究微观水驱油动态特征。研究了孔喉非均质性、润湿非均质性、油水两相黏度以及驱替压差对驱油效果的影响;通过对模拟结果中孔隙内流体的波及效率、两相界面的运移速度以及优势渗流通道的分析发现,Level Set方法能很好地处理各因素下油水两相界面的拓扑变化,为微观水驱油机理的研究提供了一种新的技术方法。     

缝洞型碳酸盐岩油气藏数值模拟技术研究

塔里木油田储集空间多样,以孔、洞、缝为基础的不同类型储层以不同形式组合,形成了以缝洞型储层为主的非均质性特强的碳酸盐岩油气藏,此类油气藏描述工作难度极大,相关基础研究不能满足油田开发的需要,加上传统数值模拟软件的限制,对应的油气藏数值模拟技术已经严重制约了油田的高效开发。塔里木油田塔中62井区采用国际公认的GOCAD建模软件和斯坦福大学开发的GPRS数值模拟计算器,在离散裂缝模型的基础上结合MSR方法,建立了相关的储层地质模型并进行了动态验证,为进一步认识塔里木油田碳酸盐岩油气藏缝洞分布规律、连通性及油水分布关系提供了有效手段。     

中国地下储气库现状与发展展望

地下储气库包括枯竭油气藏、含水层、盐穴和矿坑等四种类型，经过50多年的发展已经成为一种成熟的应用技术，目前地下储气库技术正朝着以下趋势发展：①加强气库的上下游协调优化，提高储气库的协调能力；②加强地下储气库优化管理，提高储气库的利用效率；③在油藏和含水层储气库领域进行实验和摸索；④盐穴储气库建库技术将得到进一步发展。中国地下储气库技术发展已有近10年的历史，在气藏改建储气库方面技术基本成熟，但在油藏改建储气库、含水层建设储气库和盐穴建库方面还存在着技术不完善等方面的不足。由于中国主要天然气消费区建库目标资源缺乏，因而储气库的建设在技术和建库目标资源两个方面还存在一定的挑战。未来15年内，中国的天然气需求激增将促进储气库需求量的不断加大，预计将有300×10⁸m³工作气的储气库建库需求量，应在满足调峰和应急供气的基础上向战略储备延伸，并在中国中东部形成区域协调的地下储气库群。     

考虑微生物运移特征的采油数学模型

为了提高微生物采油数值模拟软件模拟计算的准确性和稳定性,基于前期对微生物迁移滞留的实验研究成果,引入全新的微生物运移模型方程,体现了不可及孔隙体积、吸附作用和筛分作用对微生物在油藏中分布状态的影响,构建了能够反映微生物采油过程的一维两相(油、水)三组分(微生物、营养物以及代谢产物)数学模型.通过编制程序,模拟微生物采油...