缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量计算新方法

缝洞型碳酸盐岩储层非均质性严重,井间缝洞储集体的分布规模与展布方向难以获得较准确的认识,为单井动用面积的确定带来很大难度,影响了容积法计算单井动用地质储量的可信度。基于油藏物质平衡理论,以划分的缝洞单元为基础,建立了应用单井可采储量确定单井控制面积,然后再利用容积法计算单井动用地质储量的储量计算新方法。运用新的储量计算方法对塔河油田典型单元内油井动用储量的计算结果与利用动态法计算的动用储量规模有较好的一致性,表明该方法计算严重非均质的缝洞型油藏的动用储量是切实可行的。     

储量估算方法在缝洞型碳酸盐岩油藏的应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储层非均质性强且各向异性,增加了该类油藏勘探、开发的难度,降低了各项资料录取的准确度,大大增加了储量估算的难度和不确定性。缝洞型碳酸盐岩油藏储量估算主要包括中国的静态法即容积法,产量递减法、水驱特征曲线法和物质平衡法等动态法以及SEC储量评估的静态法和动态法。由于各种方法所需的资料、适用性不同,决定了储量估算精度也有所不同。影响储量估算精度的主要因素包括油藏录取资料的代表性、对油藏认识的准确程度、储量估算方法的适用程度以及储量参数的合理确定性。在缝洞型碳酸盐岩油藏静态法储量估算中主要影响因素是有效厚度和孔隙度,核心问题是对有效储层孔隙结构特征的正确认识;动态法储量估算更应注重储量参数是否符合油藏开发特征。针对复杂的缝洞型碳酸盐岩油藏,通过多种方法和资料的综合应用、动态与静态估算方法的相互验证,对资料代表的局限性与各种方法的缺陷进行补充和完善,以获得最佳的储量估算结果。     

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。     

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏储量计算方法

为科学合理地开展储量评估以指导后期的勘探开发,避免储量评估出现较大偏差,以塔里木盆地哈拉哈塘油田某区块缝洞型碳酸盐岩油气藏为例,研究碳酸盐岩准层状油藏缝洞雕刻及储量计算方法。利用基于高精度三维地震的缝洞量化雕刻技术确定储量计算参数;利用地震反射特征的敏感属性及门槛值,结合高置信度的井震联合反演技术分别刻画洞穴型、孔洞型、裂缝型3类储集层的含油面积、有效厚度及有效孔隙度参数。依据容积法,求取不同储集层类型的储量,再由实钻井进行动态采收率的标定。该方法用于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油气藏的储量计算及方案编制,可实现储量的有效动用。     

塔河油田碳酸盐岩储层预测技术与应用

塔河油田的主体为奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏，主要储层类型为缝洞型储层，储集体受岩溶、裂缝控制，形态复杂，纵横向非均质性强，埋藏深（超过5 300 m），地震反射信号弱，其勘探开发难度很大。近几年来，西北分公司综合利用地质、地震、钻井及测井等资料，通过模型正演，建立了碳酸盐岩储层的地震识别模式,形成了一套以地震参数提取、振幅变化率计算、相干体分析、波阻抗反演及波形分析等技术为主的、适合于塔河油田储层预测的技术方法系列。该套技术方法为塔河油田探井、评价井、开发井的部署论证，储量计算，油田开发方案的编制，提供了可靠的地质科学依据，提高了钻井成功率。     

塔河油田缝洞型油藏不同成因岩溶储集体表征

塔河油田奥陶系缝洞型油藏探明石油地质储量近14×108t,目前该油田已进入开发中后期,油藏整体存在含水率较高、注采关系矛盾、储层非均质性严重、采收率明显偏低的问题,急需建立精细的油藏地质模型。按岩溶成因将缝洞储集体分为风化壳型、断控型和地下河型3类,通过分析沙74、沙65和塔7-615这3种典型缝洞单元不同成因储集体发育特征,最终以3种岩溶储集体均发育的沙65缝洞单元为例,分别建立其离散分布模型,并与孔洞、裂缝融合成完整的油藏模型。对于属性参数模型的建立,以大量成像测井上观察到的储集体类型为依据,结合单井储集体波阻抗与测井解释孔隙度,总结出不同类型缝洞储集体波阻抗与孔隙度定量关系,并直接由波阻抗体反演得到孔隙度体,储量计算最终结果与油藏动态预测结果一致。     

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。     

利用注水替油资料计算塔河缝洞型油藏动态储量的方法

在塔河缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价中,由于缝洞储层介质类型多样、尺度不一、分布复杂、非均质性较强,无法准确确定储层综合压缩系数,缝洞型油藏动态储量评价结果可靠性差.基于油井注水替油资料,对油井储层在弹性驱阶段和注水替油后替油阶段建立相应的物质平衡方程,建立2个阶段弹性产率公式,联立方程组求解储层动态储量和综合压缩系数...     

碳酸盐岩缝洞型油藏描述与储量计算

碳酸盐岩缝洞型油藏的描述难度极大。以塔里木盆地塔河油田为例,应用系统层次化的研究方法,将多种缝洞组合、多种油水关系、多套压力系统的复杂油藏,分解成缝洞成因相似、压力系统相同的若干缝洞单元,形成了动、静相结合的缝洞单元综合评价方法以及"平面分单元、分储集类型、纵向分段"的体积法储量计算和储量分类评价方法。目前该方法在塔河油田开发实践中应用效果较好,已推广应用到整个塔里木盆地的碳酸盐岩油气开发和缝洞型油藏描述中。该方法对非常规油藏也具有一定的指导意义,主要是依托高精度三维地震、钻井和动态资料,进一步提高非常规油藏的描述精度。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏描述及储量评估技术

对塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油藏特点进行了分析,建立了小层、构造、裂缝—岩溶、流体4个主要模型,并对其量化成图,最终形成了油藏地质模型,得出了储集体三维空间的几何形态.以每60m作为一个层状单元(超深层地震勘探最高分辨率),刻画出了储集体在平面上的分布规律,并以此进行了储层参数研究,得出每个单元储量丰度变化情况及不同类型储集体的储量.将古岩溶生成机制、储层识别、地震—测井联合反演、随机建模、试采动态分析相结合,形成了一套针对古风化壳碳酸盐岩缝洞型油藏描述、储量评估(计算)的技术和方法,在塔河油田6区、7区开发方案的编制中已广泛应用,取得了很好的效果.油田建产率提高了5%～8%,各项开发指标具有科学合理性.     

三维地质模型概率法在碳酸盐岩缝洞型油藏石油地质储量研究中的应用——以塔河油田四区为例

碳酸盐岩缝洞型油藏孔、洞、缝储集体类型共存,规模相差悬殊,形态不规则,分布不连续,定量表征有效储集空间难度大,准确计算该类油藏石油地质储量一直是开发的技术难点.为此,研究并提出了基于三维地质模型的概率法,即在单井缝洞储集体识别及井间储集体预测的基础上,采用确定性建模与随机建模相结合的方法建立一系列等概率地质模型,在三维地质模型网格数据体上求取有效缝洞储集体体积,依据孔、洞、缝等不同储集体类型分别计算石油地质储量,统计石油地质储量概率分布.塔河油田四区计算的最可能的石油地质储量为5 665×104 t,最悲观的石油地质储量为5 470×104t,最乐观的石油地质储量为5 914×104t,计算结果与塔河油田开发生产现状基本一致.结果表明,基于三维地质模型的概率法充分考虑储层的非均质性,计算的石油地质储量更为精确,细化了石油地质储量的构成,明确了石油地质储量的有利富集区.     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题。综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因;水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因。同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以"整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力",补充能量阶段以"优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅"的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。     

基于PDA方法的缝洞型油藏井控储量评价

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,非均质性极强,且流动规律复杂,有效评价此类油藏的井控储量是调整油田开发方案、制定油井改造措施的基础。为了克服常规方法在计算此类油藏井控储量上的不足,文中提出了基于PDA方法的缝洞型油藏井控储量评价方法。该方法针对缝洞型油藏的特点,建立了地质静态特征与开发动态特征相结合的生产井类型划分标准,对不同类型井进行地质概念特征与流体流动模式的假设,利用PDA方法拟合多条典型曲线,通过井底流压的折算、井控范围的修正与拟稳态条件下PVT的计算提高曲线拟合精度,形成了缝洞型油藏井控储量的评价流程。研究结果表明,基于该方法评价的井控储量与实际认识相符,研究区剩余可采储量主要存在于Ⅰ,Ⅱ类井钻遇区,存在形式以洞顶剩余油为主,这些剩余可采储量是进一步调整挖潜的目标。     

2012年我国探明地质储量最大的3个陆上油田

姬塬油田是2012年石油新增探明地质储量最大的陆上油田,新增2．02亿t,属于岩性油藏,特低孔、特低渗储层;红河油田．2012年新增探明石油地质储量为1．2亿t,属于岩性油藏,低孔、特低渗储层。还有首次实现我国古生界海相油田重大突破、现已发展为大型油田的中石化西北油田分公司的塔河油田,2012年新增石油探明地质储量9505万t,属岩溶缝洞型复合性油藏．它的增储来自多个不同规模岩溶缝洞单元叠合组成的复合体中。     

缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算方法研究

由于缝洞型碳酸盐岩油藏储集体分布和流体性质非常复杂,难以及时对储量规模做出准确评估以致缺乏经济有效的开发方案。讨论了现有的静态储量计算法,并建立起改进的、更适用于缝洞型碳酸盐岩油藏储量分析计算的动态方法。以塔河油田为例,在对缝洞型碳酸盐岩储集体特征分析的基础之上,通过讨论现有的储量计算方法,指出其由于难以准确描述缝洞体空间非均匀分布、部分地质参数难以获取,致使储量计算结果误差较大。提出一种改进的动态储量计算方法,该方法以物质平衡理论为基础,对缝洞体具体形态和分布要求不高,并能够在所需参数相对较精简的情况下更为准确地对缝洞系统储量进行分析和评估,结果准确可信。通过具体油藏应用,证明了该方法的正确性与可靠性,对开发此类油藏具有一定的理论价值和实际意义。     

缝洞型底水油藏油井底水突破时间预测方法——以塔河油田4区S48井为例

底水锥进是降低底水油藏单井产量和采收率的重要原因。塔河油田奥陶系发育缝洞型底水油藏,该类型油藏与孔隙型和裂缝性油气藏具有较大的差别,储层中孔、缝、洞共存,其中大型的古溶洞系统是其主要的储集空间。由于储层尺度在空间上变化较大,储集空间分布不连续,该类型底水油藏的底水锥进机理与常规底水油藏存在明显差异。考虑塔河油田储层缝洞分布不均、非均质性较强的特点,将该类型储层抽象成为渗透率变异的概念地质模型,定义渗透率变异系数和泄油半径比来表征储层缝洞的发育程度,在此基础上推导出缝洞型底水油藏油井底水突破时间的预测公式。以塔河油田4区S48井为例开展实例计算,对比预测效果并分析缝洞发育程度(渗透率变异系数和泄油半径比)、单井产量和射孔程度对该类型底水油藏油井底水突破时间的影响。     

塔河油田单元储量动态计算方法与评价

结合塔河油田的实际情况,利用物质平衡法、不稳定试井方法、生产动态分析法和衰减分析法对缝洞单元可采储量进行计算。动态分析法可以充分利用大量生产数据求得缝洞单元原油储量,此外还可以求得缝洞单元油藏参数,在今后的油田开发可以推广应用;衰减曲线分析法可得到准确的缝洞单元可采储量,能对缝洞单元生产进行预测,指导油田的配产。综合应用动态分析法,弥补了储量计算静态方法所存在的不足,对缝洞单元地质储量进行核算,可为缝洞单元的开发提供基础数据。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数概率分布模型

应用概率法进行油藏储量计算是行业发展的趋势.针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数,采用概率法开展洞穴型、孔洞型和裂缝型油藏单储系数的拟合研究,建立概率分布模型.研究结果表明:塔河油田缝洞型油藏单储系数符合Beta分布模型,其中,洞穴型储层单储系数最高,概率法计算的Pmean值达10.7×104 t/(km2·m...     

缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡法计算储量探讨

油藏工程的物质平衡方法不需要考虑储层内部的复杂结构,仅根据储层内压力变化和累计注、采量就可以计算出缝洞单元的储量,运用的难点是如何确定储层内压力的变化。针对塔河油田实施的注水替油这种特殊开采方式,根据注水阶段的注入量和井口压力的响应特征,由井口压力折算井底流压,再根据井底流压变化计算地层压力的变化,从而计算出注采单元的单井控制储量。同时,分析该方法的参数及计算结果的适用范围和可能产生的误差,研究结果为缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算找到了一种新方法。     

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。