塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井网优化

碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体规模差异大、空间离散性强，井间缝洞连通结构复杂、流体流动模式多样等特征。缝洞控制程度低，储量动用不均衡，生产效果差异大，常规砂岩油藏规则和不规则井网部署方式均不适用，需要建立一种匹配油藏特点的井网构建与优化方法。将物理模拟实验和理论分析相结合，采用“立体化”、“系统化”的井网构建思路，丰富空间结构井网的理论内涵，深化重力驱替理论在空间结构井网构建中的根本性认识。建立以缝洞结构、连通关系、储量动用、能量状况和注采结构为主线的井网设计方法和六步法井网构建流程。总之，流体密度差是重力置换的主导因素，缝洞连通结构的位势差是纵向驱替的重要驱动力，主次通道的驱替速度差是垂向平衡的关键，是缝洞型油藏空间结构井网提高采收率的增效机制。     

示范区的技术攻关

正"十三五"以来,西北油田在塔河4区、6区、7区和8区建立示范区,开展缝洞型油藏改善水驱配套技术攻关与应用。采用"储集体展布定井网形式、缝洞结构定注采关系、剩余油分布定注水方式"的注采空间结构井网构建三定原则,有效指导立体井网构建。TH12402单元井网完善程度从49%提高到87%,新增水驱控制储量320万吨。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水技术研究

利用蚂蚁体追踪技术和井间干扰试验,实现缝洞关联关系的精细描述和连通性的定量化表征,逐步建立了缝洞型油藏定量化注采井网构建技术,极大的提高了注水有效率。根据不同岩溶背景区储层发育特征,构建了风化壳区多维井网、暗河区立体结构井网和断溶体背景线状井网,形成了差异化井网构建技术。在矢量化井网构建的基础上,利用弹性驱+水压复合驱水侵计算模型,初步实现底水油藏注水强度定量化;利用注采对应曲线,初步实现了封闭弹性驱油藏注水强度定量化;通过分析示踪剂响应特征曲线,实现了注水周期定量化;通过综合分析能量变化曲线和物质平衡方法,实现各向分水率定量化计算。实例应用表明,上述技术可有效提高水驱采收率。     

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.     

条带形边水小断块油藏非完善注采井网研究

复杂小断块油藏难以用规则井网形成完善的注采关系,从而导致油藏能量下降快、水驱采收率低,是制约该类油藏高效开发的关键。此类油藏井网多以不规则三角形井网为主,布井主观而随意,注采关系极不完善,且没有形成1套理论和方法。针对条带形小断块油藏,基于非完善井网完善注采关系思路,考虑不同水体能量,采用数值模拟方法研究了不同井网模式下的油藏开发动态变化特征,给出该类油藏合理的注采井网形式,为此类油藏现场布井开发提供必要的理论和方法依据,进一步丰富了现有井网理论和方法。     

断控缝洞型油藏储集体发育特征及其连通关系——以塔河油田托甫台地区T单元为例

断控缝洞型油藏非均质性极强,油藏开发特征显示出井间连通关系的多样性和复杂性,厘清断裂和岩溶对储集体发育的影响,有利于油藏连通性分析及注采措施调整。以塔河油田托甫台地区T单元为例,综合地震解释结果、上覆水系特征以及生产动态响应规律,系统分析储集体的发育特征。储集体发育主要受控于断裂和地表水系,岩溶作用强度差异导致储集体发育特征不同,使开发井表现出不同的井间连通关系和生产特征。基于动静态资料分析,建立了适用于断控缝洞型油藏的井间连通模式,为后续措施调整提供依据。     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。     

注采井网生产井含水率解析计算方法

研究了一种对注采井网水驱前缘突破前后流线分布和生产井含水率的解析计算方法。利用过渡平面和多重施瓦茨 柯里斯托弗变换建立注采井网单元的复势分布,据此描绘出不同时刻井网单元内流线分布。根据井网单元的流线分布特征来计算生产井含水率,得到注采井网水驱前缘突破后生产井含水率随时间和注水倍数变化曲线。含水率对流线条数敏感性分析结果显示,流线条数越少,含水率上升越快,并优选了流线条数方案。该解析方法可用于油藏工程中注采井网注采参数的解析计算。     

低渗透油层有效动用的注采井距计算方法

低渗透油田由于存在启动压力梯度, 开采难度很大, 确定合理注采井距对油田的经济、有效开发具有重要意义。利用渗流力学理论, 推导了不等产量下注采井之间的压力梯度分布公式, 可以确定在一定的注采条件下, 驱动压力梯度随井距的变化关系。渗流规律研究表明, 只有当驱动压力梯度完全克服油层启动压力梯度后注采关系才能建立, 因此, 克服最大启动压力梯度的最小驱动压力梯度所对应的注采井距即是油层能够动用的最大注采井距。通过以榆树林油田树322 区块为例, 结合启动压力梯度与渗透率的关系, 建立了最大注采井距与油层渗透率的关系。研究结果表明, 该油层能够有效动用的最大井距为242 m, 在目前300 m 井距下无法建立合理的注采关系, 这为油田下一步开发调整提供了科学的决策依据。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

缝洞型碳酸盐岩储集层中气体流动新研究

建立了缝洞型碳酸盐岩油气藏多缝多洞复杂连通型储集层中气体流动的数学模型,得出了开井时压力降落阶段与关井后压力恢复阶段各溶洞内压力和各裂缝内气体流量的变化规律,并以六溶洞五裂缝复杂连通的储集层为例,进行了实例计算。发现压力下降阶段时,距离井筒越近的溶洞,压力下降越快;压力下降初期的气体产量主要由靠近生产井的溶洞供给,随着时间的增加远离生产井的溶洞才逐渐开始大量供给气体;压力恢复阶段中,由于缝洞的复杂连通性,各裂缝中流量变化比较复杂,部分裂缝中的流量在后期出现倒流现象。最后,研究了溶洞大小、裂缝长度和裂缝宽度对溶洞内压力与裂缝内气体流量变化的影响。     

对标产能的碳酸盐岩储集层测井分类评价——以塔里木盆地托甫台地区一间房组为例

孔隙类型多样是塔里木盆地托甫台地区中奥陶统一间房组碳酸盐岩储集层非均质性强的主要原因，储集层有效性难以评价。在岩心和薄片观察的基础上，依据成像测井资料，将碳酸盐岩孔洞分为溶蚀孔和洞穴；裂缝分为构造缝、溶蚀缝和压溶缝。根据孔洞和裂缝的组合形式，将研究区一间房组碳酸盐岩储集层划分为裂缝型、裂缝-孔洞型和孔洞型。综合导电效率、裂缝孔隙度和深侧向电阻率变化幅度，建立了储集层类型的定量划分标准，孔洞型储集层导电效率小于0.008，裂缝孔隙度小于0.13%；裂缝-孔洞型储集层导电效率为0.008～0.024，裂缝孔隙度为0.13%～0.60%；裂缝型储集层导电效率大于0.024，裂缝孔隙度大于0.60%。依据累计有效孔隙厚度、平均有效孔隙度以及产能，建立了裂缝-孔洞型储集层和孔洞型储集层分类判别图版。托甫台地区一间房组裂缝-孔洞型储集层和孔洞型储集层均主要为Ⅱ类储集层，测试日产液量分别超过55 t和50 t。     

缝洞型油藏的离散缝洞网络流动数学模型

针对现有油藏渗流理论在描述缝洞型油藏流动机理上存在的困难,基于缝洞型油藏储层的特点,提出了离散缝洞网络流动数学模型。该模型将缝洞型油藏划分为岩块系统、裂缝系统和溶洞系统;其中裂缝和溶洞嵌套于岩块中,并相互连接成网络;岩块和裂缝系统视为渗流区域,溶洞系统视为自由流动区域。阐述了模型的基本原理,推导了相应的有限元数值计算格式,通过算例验证了其正确性。算例分析结果表明,离散缝洞网络流动数学模型能够正确地描述出缝洞型油藏的流动特征。     

定量表征单砂体注采关系的流线方法

基于单砂体开发动态模型，提出了定量表征单砂体注采关系的流线方法，并系统论述了其表征原理。以大港油田宫104断块G76—30注水井组为研究对象，应用流线方法计算了4口生产井的受效因子和G76—30注水井的注水量分配系数。计算结果表明，G77—31和G76—32井是注水井G76—30的主要受效井和水流通道，与现场示踪监测结果一致，证明了该方法的可靠性。该方法对研究水驱油藏单砂体注采关系和剩余油分布有很好的指导作用，与传统数值模拟方法相比，计算速度和精度都有大幅度提高。     

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31     

FMI测井资料处理在塔中62-83井区储层定量评价中的应用

碳酸盐岩储层按照裂缝和孔洞之间的组合方式,可分为裂缝型、孔洞型和裂缝-孔洞型3种类型。而塔中62—83井区主要以孔洞型和裂缝-孔洞型为主。研究表明,对于孔洞型储层,将FMI资料定量计算结果与岩心观测进行对比。确立孔洞直径2mm作为细分绪层类型的标准;对于裂缝-孔洞型储层．由FMI图像判断裂缝是否溶蚀来进一步细分储层类型。为了进行锗层有效性评价．引入累计有效孔隙厚度的概念。应用结果表明．上述方案对该井区储层类型的评价结果与录井油气显示和观测结果较符合。     

塔里木盆地塔河油田潜山区古岩溶缝洞类型及其改造作用

塔里木盆地塔河油田是典型的岩溶缝洞型油藏,以溶洞和溶蚀缝孔为主要的储集空间,古岩溶缝洞如何划分与分类描述是制约该类油藏精细开发的核心问题.以塔河四区为例,以具有统一的岩溶水流动样式和循环路径为基本原则,研究了岩溶缝洞的成因关联性、缝洞分布控制因素以及缝洞产能特征的差异性,提出了表层型、暗河型和断控型3种类型缝洞划分方案...