塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发方式

利用油藏数值模拟手段,通过对前期试注阶段注水效果的系统评价,探讨了塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元的注水开发方式,包括注水时机、注采井网、注采井的储集体类型、注采井高低部位等。研究结果表明,碳酸盐岩缝洞型油藏不同类型储集体应在不同地层压力保持水平下注水,溶洞型储集体压力水平为80%～90%,孔洞型储集体压力水平在90%以前,裂缝型储集体要更早开始注水效果较好;注采井网应采用不规则面积井网;注采井储集体类型和高低部位以缝注洞采、缝注孔洞采、低注高采较好。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发研究

缝洞型碳酸盐岩油藏具有埋藏深、非均质性强、开发难度大等特点,国内对此类油藏的开发主要采用注水方式。矿场上根据缝洞之间的连通情况将储集体划分为单井缝洞单元和多井缝洞单元。本文分别对这两种缝洞单元在注水开发过程中需要考虑的开发原理、注水时机、选井原则等方面的内容进行了归纳和总结。对油田上采用注水方式开发此类型油藏具有指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究—以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例

以古岩溶缝洞系统发育为起因的缝洞储集体是缝洞型油藏油气储集的基本地质单元。缝洞型油藏的开发强调缝洞储集体内部和不同缝洞储集体之间的连通性,即缝洞单元是缝洞型油藏开发的基本单元。国内外文献对缝洞储集体和缝洞单元缺乏明确的定义,对缝洞单元的划分也在不断的探索中。以塔河油田奥陶系缝洞型油藏为背景,提出了缝洞单元的基本概念与基本分布模式,建立了缝洞单元的划分原则与划分方法。在研究塔河油田的缝洞储集体分布、流体性质分布、油井产能分布与井间连通性的基础上,对塔河油田奥陶系油藏主体开发区初步划分出15个缝洞单元,为塔河油田的进一步调整与治理提供了参考。     

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。     

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。      

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

碳酸盐岩油藏缝洞单元离散数值模拟方法研究

由于碳酸盐岩油藏中的缝洞储集体分布具有极强的离散性和随机性,现有油藏数值模型不是十分适用.因此,首先以碳酸盐岩油藏溶洞和裂缝的地球物理识别预测结果和物性参数统计特征为主要依据,建立了规整化的离散缝洞分布模式;然后,通过引入裂缝连通流动系数、溶洞弹性储集系数建立了缝洞单元离散数值模拟方法;该模拟方法考虑了裂缝的各向异性和其中流体流动的非达西效应,以及溶洞中油水的重力分异效应,并利用TK472C单井缝洞单元和TK630多井缝洞单元生产历史数据对该模拟方法的可行性和可靠性进行了验证,结果表明,建立的缝洞型油藏离散数值模拟方法是可行和可靠的,可以用于碳酸盐岩油藏数值模拟;最后,基于历史拟合的TK472C单井缝洞单元和TK630多井缝洞单元地质模型,分析了注采参数对注水开发效果的影响.研究结果表明:强底水缝洞单元应依靠底水驱动方式进行开采,弱底水缝洞单元可以通过注入一定量的水来增加地层能量,在一定程度上抑制底水锥进;对于TK630多井缝洞单元,采出程度达到8%~10%时转注水和以3%的采液速度生产,注水开发效果较好.      

缝洞型碳酸盐岩油藏出水规律可视化物模实验

为了深入研究缝洞型碳酸盐岩油藏储集体出水规律,设计裂缝、溶洞和缝洞3种典型储集体可视化物理模型,研究了不同裂缝(缝宽)极差、注水速度、含油饱和度与缝洞倾角条件下的出水规律,分析了驱后剩余油类型和分布特点。实验结果表明,对于裂缝储集体,裂缝极差为1、4、16时,极差越大末端出水越早,一定条件下采收率越高。对于多向连通型缝洞储集体,注入速度为0.01、0.1、0.5 mL/min时,采收率呈现出随注水速度增加而先增后减的变化趋势,且波及区域内的含油饱和度越高时,最终采收率也越高。对于致密充填溶洞储集体,重力分异作用对油水流动起重要影响,且当缝洞倾角由0°逐渐增至45°、90°时,采收率也逐渐增加。研究成果对于缝洞型油藏的开发、油井堵水及剩余油的挖潜具有重要的理论和实践指导意义。     

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏注水方式优化

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏为典型的缝洞型油藏,具有剩余油挖掘潜力较大,注水开发效果明显等特征,但该类储集体采用不合理的注水方式极易造成注入水沿储集体上部通道快速窜进,出现暴性水淹,致使水驱效率低,稳产时间短。利用油藏数值模拟技术结合矿场统计的方法,从断控岩溶的主控因素出发,给出该类型储集体合理的注水方式及注采参数,为今后提高该类型储集体的采收率提供借鉴。     

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...     

断溶体油藏注采井网构建方法

为构建适用于碳酸盐岩缝洞型断溶体油藏的井网,增大水驱储量控制及动用程度,提高断溶体油藏的水驱开发效率,以塔河油田缝洞结构精细识别和刻画为基础,根据缝洞储集体发育和展布特征,裂缝连通状况及油水分布模式,提取出典型缝洞组合模式,建立概念模型.依据概念模型,应用数值模拟软件,建立能反映断溶体油藏特点的数值模型,考虑其平面及纵...     

塔河油田井组注氮气提高采收率技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后底水锥进,水驱效果逐渐变差,剩余油主要以阁楼油的形式富集。为了提高油藏开发效果,2014 年塔河油田在A 单元探索多井缝洞单元井组注氮气先导试验,开展井组注气后一年间邻井受效逐渐显现,截至2015 年8 月已增油3×104 t,说明井组注氮气可以有效驱替井间阁楼油。试验结果表明,高注低采井组注气量高、见效慢、波及体积大,而低注高采井组见效快但是易发生气窜,井组注氮气采油技术是一种提高采收率的有效技术手段。     

缝洞型油藏开发流体势数学模型及调控效果影响因素

缝洞型油藏具有储集空间类型多,孔、缝、溶洞尺寸差异大,宏观上表现为多种流动模式耦合等特征,其储渗条件和开发模式迥异于砂岩油藏.考虑缝洞型油藏储渗介质和流动模式,基于经典流体势理论,建立缝洞型油藏不同储层类型、不同开发阶段的开发流体势理论模型,并阐释流体势数学模型中位能、压能、动能、界面能和黏滞力能的计算方法.在此基础上...     

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。     

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.     

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...     

塔河油田缝洞型油藏流动单元的定义和划分

目前,流动单元研究在砂岩油藏研究中已得到广泛应用,但对于缝洞型碳酸盐岩油藏来说,由于成岩后生作用、构造断裂作用、溶蚀作用等多种因素对储集空间的综合影响,使砂岩油藏的流动单元研究方法难以直接应用于缝洞型碳酸盐岩油藏.因此,针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩地质特征,论证了该区碳酸盐岩储层渗流屏障的存在及其类型,探索性提出区别于砂岩油藏的缝洞型碳酸盐岩储层流动单元的综合研究方法,包括油藏压力趋势分析法和流体性质分析法等,并综合缝洞型储层的发育特征初步划分了该区的缝洞型碳酸盐岩流动单元.     

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞系统发育模式与分布规律

塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是以缝洞为主要储集空间的特殊型油藏。区域构造演化与古岩溶发育关系密切,塔河地区奥陶系碳酸盐岩经历了加里东中期及海西早期岩溶作用,海西早期裸露风化壳岩溶作用是塔河岩溶储集体发育的主要因素。塔里木盆地北缘一间房、硫磺沟、三道班和五道班等地区奥陶系古岩溶露头地质调查及塔河油田储集体发育特征揭示该区奥陶系碳酸盐岩存在地下河系统型、岩溶洞穴型和溶蚀孔缝型3大类型的缝洞系统发育模式。地下河系统和岩溶洞穴是最主要的储集体类型。断裂带附近是缝洞系统发育的密集带;古地貌控制了缝洞系统的平面分布,岩溶台地内的峰丛洼地区溶洞最发育,其次以岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区古岩溶缝洞系统发育程度高;垂向上溶洞发育具有明显分带性,表层岩溶带是最重要的岩溶发育段。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞储集体地震反射特征量化识别研究与开发应用

在以地震反射特征分析为主的三维地震综合定性识别缝洞技术方法的基础上,利用地震多属性优化分析技术建立了6个亚类的地震反射特征量化识别模板。首次采用计算机误差反向传播神经网络技术自动量化识别6个亚类特征的储集体,并预测储集体空间分布。该方法在塔河油田碳酸盐岩油藏缝洞量化描述和开发部署中的应用效果较好,已成为"十二五"塔河缝洞型油藏定量描述的主要方法之一。