塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量计算方法

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属古岩溶缝洞型油藏，储层发育受控因素多，非均质性强，储集空间多样，储集类型复杂，既有裂缝-溶蚀孔隙型储层，也有裂缝-溶洞型储层，堪称世界上最复杂特殊的碳酸盐岩油藏，油藏描述难度大，常规的储量计算方法不能有效使用。在分析塔河油田缝洞型储层连续性特征尺度的基础上，提出了采用孔隙体积来表征缝洞型碳酸盐岩油藏的储集性及相应的储量计算方法，采用多元回归分析方法和数值模拟方法，计算了典型区块的缝洞型碳酸盐岩油藏储量，对塔河油田奥陶系油藏精细描述和后期开发方案调整具有重要意义。     

缝洞型复杂介质油藏数值模拟方法

缝洞型碳酸盐岩油藏的储集空间由溶洞、裂缝及溶孔组成,介质类型复杂,大规模油藏数值模拟中采用单重介质或双重介质都不能表征洞、缝、孔的综合流动特征.提出了—种新的多重介质数值模拟方法,建立了数学模型,有效解决了溶洞、裂缝与溶孔介质间的流动方法,推导了数值解法,通过实例测试,计算结果可靠,从而形成了缝洞型油藏大规模数值模拟的技术手段.     

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.     

基于正演模拟的溶洞充填性分析

塔河油田奥陶系油藏为喀斯特岩溶成因的碳酸盐岩缝洞型油藏,溶洞是其主要的储集体类型。溶洞内固态充填物的发育,严重影响了储集空间的形成和物性好坏。本文采用正演模拟方法对溶洞充填特征进行分析,总结了溶洞不同充填特征对应的波形响应特征,在此基础上建立溶洞充填识别方法。     

塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间多样,储集类型复杂,缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力;裂缝和溶洞既是储集空间,也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究,考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响,累计注水量与换油率关系,闷井时间与开采效果,工作制度与累计产量提高幅度的关系等,所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。     

塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深，储集空间多样，储集类型复杂，缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力；裂缝和溶洞既是储集空间，也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究，考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响，累计注水量与换油率关系，闷井时间与开采效果，工作制度与累计产量提高幅度的关系等，所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。     

碳酸盐岩缝洞型储集体特征及分类分级地质建模

以塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏为例,以储集空间类型和规模为标准划分缝洞储集体类型,采用分类分级的方法建立缝洞型储集体三维地质模型。基于岩心、钻井、测井、地震等资料,将缝洞储集体划分为溶洞型、溶蚀孔洞型、裂缝型、基质岩块4种类型,其中溶洞型储集体又细分为大型溶洞和小型溶洞2种亚类,裂缝型储集体划分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝及微裂缝4种亚类。大型溶洞建模采用"地震截断,模式修正"的确定性方法、小型溶洞采用以大型溶洞为训练图像的多点地质统计学随机模拟方法、溶蚀孔洞采用序贯高斯随机模拟方法、大尺度裂缝采用人工解释的确定性方法、中尺度裂缝采用蚂蚁体追踪的确定性方法、小尺度裂缝采用基于目标的随机模拟方法,微裂缝及基质岩块因储集性能差,一般不建立离散分布模型,最后将各类缝洞储集体离散分布模型进行融合,构建了典型缝洞单元离散分布模型。塔河油田6区、7区应用效果表明,分类分级建模提高了该类油藏的建模精度,有效地指导了注水开发,改善了开发效果。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层预测技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋深在5300 m以上,基质不具储集性,储集类型以裂缝、溶洞为主,油气受控于古岩溶缝洞,储层纵、横向非均质性强,地震信噪比、分辨率低,预测难度大。寻找和预测奥陶系缝洞发育带是塔河油田增储上产的关键。在储层成因机理研究的基础上,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的成因预测模式,为储层预测奠定了地质基础。针对塔河油田奥陶系储层的特点,建立了以叠前时间偏移和目标精细处理技术为核心的碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术,为储层预测提供了扎实的基础资料。通过储层标定和正演模拟分析,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的地球物理识别模式,包括测井识别模式和地震识别模式,为储层识别和预测提供了依据。应用振幅变化率、相干体分析、波阻抗反演等技术,有效地预测了碳酸盐岩缝洞发育带。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征及影响因素

利用室内实验、动静态分析、数值模拟相结合的方法,建立了缝洞型油藏剩余油赋存方式分析技术,揭示了缝洞型油藏五种剩余油赋存方式,包括:因储集空间尺度差异,高导流通道圈闭的剩余油;油井未在洞顶,水淹后溶洞的顶部剩余油;未井控有效储集空间的剩余油;能量严重不足的各类储集空间内剩余油;因碳酸盐岩的亲油性,水波及过后的残余油膜。并分析了塔河油田裂缝、溶洞、储集空间类型、井型、工作制度以及注采比对剩余油的影响。结果表明,溶洞型储集体是主要的储集空间,井打在溶洞上的开采效果较好;裂缝、溶洞以及开发因素对剩余油的形成都有不同程度的影响,在剩余油分析中,要同时考虑多种因素。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论及方法

以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏是以大型溶洞和裂缝为主要储集空间的特殊类型油藏,储集体分布复杂,主体缝洞介质内流体流动不符合达西渗流规律,使得该类油田开发无法借鉴碎屑岩成熟的开发理论和技术。经过近年来的科技攻关研究,深化了缝洞型油藏储集体形成机制,揭示了缝洞型油藏流体动力学机理,形成了超深层缝洞储集体地球物理描述、多尺度岩溶相控缝洞储集体建模、缝洞型油藏数值模拟3项关键技术成果。在塔河油田缝洞型油藏开发实践中,有效指导了注水开发,提高了开发效果。     

利用测井资料预测塔河油田地层破裂压力

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏 ,介绍了地层破裂压力预测和地层裂缝高度预测的基本原理 ,选择了塔河油田 4口井的资料进行了破裂压力和裂缝高度预测的成果处理。为塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层改造提供了较为可靠的施工参数     

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。     

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。     

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。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层测井识别与评价

塔河油田奥陶系油藏属于多期构造和岩溶作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,主要的储集空间是溶蚀的孔、洞、缝,具低孔、各向异性强、非均质性强三大特点,储层的测井识别与评价与砂岩油藏有很大的差别.以岩心标定为基础,总结了成像测井可识别的主要储层类型.在此基础上,研究了各种类型储层的常规测井响应特征及储层的测井识别方法,分析了影响储层判别的各种假储层现象及识别方法.在岩心、成像测井资料标定的基础上,建立了裂缝综合概率模型、双孔介质模型,实现了缝洞型碳酸盐岩储层的常规测井资料定量评价,在塔河油田奥陶系储层测井评价中取得了较好的效果.     

塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏开发地质研究中的若干问题

塔河油田奥陶系油藏为岩溶缝洞型碳酸盐岩储层,油藏类型十分特殊。有利的油气储层主要分布在奥陶系风化面以下0～120m范围内,油藏开发地质特征具有明显的多样性和严重的非均质性。通过对该油藏开发特征的分析和认识,指出了该油藏目前开发研究中的若干问题。与此同时,对此类油藏开发研究中一些理论概念和相关认识诸如岩溶缝洞系统的概念、储层非均质性、双重介质的界定、储层随机建模以及开发动态研究的重要性等问题进行了分析和讨论。      

塔河油田南部缝洞储层的正演模拟及地震波场特征

塔河油田奥陶系碳酸盐岩非均质缝洞储层的地震响应特征复杂,而利用正演模拟技术模拟这种介质中传播的地震波的特征能为孔缝洞储层的预测提供理论依据。利用塔河油田南部的钻井资料,基于连续随机扰动模型,用阀值截取法模拟、构造各种不同的随机溶洞介质模型;利用联井地震剖面,建立接近实际的岩溶缝洞型储层地震-地质模型;利用非均匀介质的地震波场正演模拟技术,获得自激自收剖面及叠偏剖面。在此基础上,总结出了缝洞型储层的地震响应特征。     

塔河油田12区奥陶系碳酸盐岩缝洞储层波阻抗响应特征研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层纵横向非均质性强,储层预测难度较大。为此,利用地质、地震特征反演技术(InverMod)对塔河油田12区进行了波阻抗反演。根据波阻抗反演剖面上低值区的形态、规模及数值大小划分出了团块状、连片状、条带状、薄层状等4种响应特征,并将波阻抗大于1.55×10~7(kg/m~3·m/s)的称为弱显示。在此基础上,结合钻井剖面发育的裂缝-溶洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型等3类储层确定出了各类储层波阻抗门槛值及其波阻抗响应特征,对提高有效预测塔河12区奥陶系碳酸盐岩储层的水平,规避勘探风险,具有一定的指导作用。     

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨

塔河油田奥陶系油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,生产动态与对比研究均表明油藏存在管流特征和渗流特征。油藏储集空间和流动空间主要为大型溶洞及与之相连的裂缝带,大型缝洞体内流态为典型的管流,微小孔缝内流态为渗流特征。以流态和生产特征研究为依据,以缝洞体模型为基础,研究管流与渗流条件下的动态特征、产能特征、见水特征、递减特征以及注水开发特征等,初步探讨采速、产能、布井方式、压锥、堵水、注水开发等缝洞型油藏开发技术对策,对塔河奥陶系油藏开发和综合治理有一定指导意义。