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。     

塔河油田四区缝洞性油藏缝洞单元划分方法研究

随着塔河油田奥陶系油藏的开发,划分缝洞单元的重要性逐渐的表现出来,而缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元的划分方法没有统一模式,文章通过实例列举出了三种方法,分别是地层压力趋势分析法、井间干扰试井法、示踪剂检测法等.利用这些方法将塔河油田进行单元划分,为指导油藏开发提供了一定的依据.     

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。     

塔河油田主体区奥陶系表层岩溶带智能识别及缝洞发育规律

塔河油田主体区中—下奥陶统表层岩溶带中—小尺度岩溶缝洞是油气开发的重要接替对象,智能识别表层岩溶带、厘定其中缝洞的发育规律至关重要。综合利用三维地震数据、成像测井、常规测井、岩心和岩石薄片资料,建立了表层岩溶带底界面人工智能识别方法,描述了不同尺度表层岩溶缝洞结构的特征及样式,探讨了表层岩溶带发育的主控因素,总结了表层岩溶缝洞发育的地质模式,并指出了此类储集体的有利发育部位。研究结果表明：(1)自相似系数法和动态时序匹配法可实现表层岩溶带底界面的智能识别,克服人为主观因素的干扰。(2)塔河油田主体区奥陶系表层岩溶带的厚度为4.5～62.5 m,平均为24.0 m;表层岩溶带呈现了5种不同的岩溶缝洞结构样式,以高角度溶扩裂缝和裂缝为主,局部见洞隙和溶蚀孔洞。(3)基于“薄化释然性(Thin Likelihood)属性分析+50 Hz分频+绕射波分离成像”多属性融合方法可有效预测表层岩溶带的中—小尺度缝洞。(4)不同级次的岩溶古地貌、岩溶水系和断裂裂缝共同控制了表层岩溶带缝洞的发育;建立了三级岩溶地貌控制下的表层岩溶缝洞发育模式与沟谷-断裂裂缝耦合条件下的表层岩溶缝洞发育模式。(5)岩溶台...     

塔河油田缝洞型油藏开发模式及提高采收率

塔河油田A区碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏是由多个压力系统和油水关系的缝洞单元在空间上叠合连片形成的复杂油气藏。不同缝洞单元的驱动方式和开发特征差异较大:Ⅰ类单元主要为水驱;Ⅱ类单元水驱和弹性驱交替起作用;Ⅲ类单元以弹性驱为主。根据油藏地质特征,提出了以"缝洞单元为油藏管理的基本单元,实施差异性开发"的开发模式,形成了"以单井注水驱油、多井单元注水开发为主导"的提高采收率技术。现场应用实践表明,该类油藏采收率提高幅度在3.7%以上。     

碳酸盐岩储层多尺度缝洞体分类表征——以塔河油田S80单元奥陶系油藏为例

碳酸盐岩缝洞型油藏受古地貌、构造及岩溶作用控制,储集体类型多样,主要以不同类型的大尺度溶洞、小尺度孔洞及多尺度裂缝为主,储集体成因机制不同,高度离散,传统连续性储层表征思路难以直接套用。以储集体识别和描述为基础,基于分类表征的思想对不同类型储集体分别进行刻画。以岩溶成因及野外露头为指导,综合地震定性预测与定量反演成果,对于风化壳成因、断控成因的大尺度溶洞分别采用序贯指示方法和基于目标的方法进行模拟。对于小尺度孔洞采用协同序贯指示模拟方法建模,对于多尺度裂缝则以地震信息为基础,采用人工解释、蚂蚁追踪与随机模拟相结合的方法进行表征。在分类表征基础上,根据岩溶成因规律构建分类储集体的融合原则,实现了分类模型的整合。结果表明：该方法能够有效表征S80单元缝洞型油藏的强非均质性特征,基于模型细化评价单元储量级别,设计新钻井位置,筛选有利目标区均取得较好效果,模型应用于油藏数值模拟,为指导剩余油挖潜与开发方案调整奠定地质基础。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集体主要由大型溶洞、裂缝及溶孔组成,其中大型溶洞是主要的储油与产油空间.大型溶洞内流体流动为自由流,与砂岩孔隙中的流体流动具有较大的差别.溶洞内油水两相流时不存在固体介质对流体流动阻力,油水间的重力作用表现突出,油水间重力分异迅速,油水界面清晰.溶洞之间由裂缝相连通,耦合后流动更加复杂,裂缝内流体流动表现为高速达西流动,底水沿裂缝水窜速度快.结合生产动态与数值模拟研究,揭示了5种缝洞型油藏复杂介质剩余油分布类型,即井旁溶洞剩余油、溶洞顶部剩余油、缝洞剩余油、下层溶洞剩余油和裂缝上部剩余油等,为塔河油田开发调整及提高采收率提供了地质基础.     

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.     

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。     

塔河油田中深部缝洞体油藏控制因素分析

为进一步加大中深部缝洞体油藏储量动用程度,改善中深部缝洞体油藏开发效果,以奥陶系油藏古岩溶模式为基础,研究了不同岩溶发育区中深部缝洞体的控制因素。通过提取中下奥陶统顶面以下０～１００ ｍｓ 振幅变化率,识别岩溶管道,发现中深部缝洞体主要受控于管道内部下切深度及空间组合形式。提取尖灭线附近复合控制区Ｏ１－２ ｙ２-Ｏ１－２ ｙ１－２、Ｏ１－２ ｙ１－２-Ｏ１－２ｙ１ 这２ 个时窗下的振幅变化率,明确了空间上存在上、下２ 套相互独立缝洞体,该中深部缝洞体主要受控于附近地表沟谷下切深度。同时,中深部缝洞体发育程度与地震反射体能量强度直接相关,表现为反射体能量越强,缝洞体越发育。     

塔河油田缝洞型油藏含水变化预测模型研究

塔河油田具有大规模缝洞发育的油藏,缝洞规模大,油藏内部油水流动已远远超出渗流范畴,油水流动分配不易出现规律性变化,因此其油井产出油水关系变化复杂,其极易受到外界因素的影响,利用聚类分析法对受多因素影响的水驱特征曲线进行分类;影响含水变化的因素很多,采用因次分析方法对多个因素提取主因子,然后利用主因子对累计产水进行回归分析,得出预测模型。预测结果表明该方法建立的预测模型能较好地对生产数据进行预测分析。     

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渗流特征

根据塔河缝洞型油藏储层及生产动态特征和流动机理不同,把塔河缝洞型油田划分成5种类型的油藏。1)溶洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能高、稳产期长、见水慢、有较长的无水采油期。这类油藏要注意地层压力的变化并及时注水补充能量。2)缝洞为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能较高、稳产期较短、易见水、无水采油期短、水淹速度快。这类油藏要注意早期完井不要进行大型的酸压作业并减小生产压差、延长无水采油期。3)缝孔为主的低饱和缝洞型油藏,初期产能相对较低、稳产期较短、见水速度快。这类油藏要注意减小生产压差、减缓底水的锥进。4)具气顶的过饱和缝洞型油藏,初期具有较高的产能、见水速度慢、含水上升的梯度小。这类油藏要注意尽可能减小气顶气的采出、保持地层中气的驱动能量。5)稠油缝洞型油藏,初期具有较高的产能、含水率呈脉冲式、整体含水率上升趋势缓慢。这类油藏要注意地层压力及采油方式的研究。     

塔河油田南部缝孔型碳酸盐岩储层叠前地震预测

塔河油田南部中、下奥陶统碳酸盐岩储层以裂缝型储层为主,经溶蚀形成缝孔型有效储集体。裂缝的展布受断裂控制,油层厚度小,水体活跃。储层具有大小规模不同、空间分布形态不规则、充填性质各异的缝孔组合特征。针对这类缝孔型储层,提出了叠前地震各向异性分析和叠前弹性参数反演预测方法。实际地震资料的应用表明,前者能有效预测裂缝发育强度及方位,结合井资料后者能有效预测缝孔带发育级别及含流体指示,两项预测结果与已知的缝洞储层及钻探结果基本吻合。两项叠前地震预测技术均揭示了塔河南部视层状区域呈块体状及条带状展布的几个有利缝孔储集发育带,从而提高了预测小尺度缝孔型碳酸盐岩储层空间展布规律的能力。     

塔河缝洞型油藏产量变化预测模型研究

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深,非均质性极强,开采难度大,预测油田产量的变化规律对后期开发方案的制定及调整都至关重要,然而各单元产量极易受到外界因素的影响,难以预测。以实际生产数据为基础,结合相关性分析原理,利用因子分析法针对XX单元建立了综合考虑采油井数、注水井数、采油速度等影响因素的产量预测模型。通过对XX单元实际生产数据的预测分析可知,该模型能够较好地对油田产量进行预测,为该类油藏产量变化规律的预测提供了一种简单、实用的方法。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏回注水水质指标对渗透率的影响

由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标,因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础,利用人工刻蚀岩心,分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm,洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积,悬浮物粒径中值为30 μm时,岩心渗透率伤害程度小于40%;当悬浮物粒径中值为40 μm时,岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于5%;当悬浮物含量达到45 mg/L时,岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时,岩心渗透率伤害程度小于50%;当含油量为60 mg/L时,岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏,由于流通通道尺寸较大,注水压力较低,建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标,该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L,粒径中值小于30 μm,含油量小于40 mg/L。     

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。     

塔里木盆地塔河4区缝洞型油藏井间连通程度

塔里木盆地塔河油田4区奥陶系碳酸盐岩储层以岩溶和构造运动形成的溶洞、溶蚀孔洞和裂缝系统为主。溶洞呈离散状分布,是主要的储集空间;裂缝是主要的流动通道。塔河4区奥陶系碳酸盐岩储层具有埋藏深、非均质性强和开发难度大等特点。例举塔河4区S48单元7口井的生产动态干扰特征,由静态资料分析油藏的4种储集空间类型,包括溶洞型、裂缝型、缝洞组合型和致密岩块型。据此,提出井间洞连通、裂缝连通、复合连通和不连通4种井间连通模式。最后,由类干扰试井理论结合示踪剂扩散理论分析井间综合流量系数,初步定量表征井间连通程度。由此倡导,缝-洞型油藏剩余油分析方法与挖潜措施需要结合井间连通模式和连通程度。