塔河4区奥陶系碳酸盐岩油藏井间连通性分析

塔河油田奥陶系油藏为裂缝、溶洞型碳酸盐岩油藏,储层非均质性极强,开发的关键大于搞清楚油藏储层特性和流体的分布规律,分析井间储层的连通性和流体流动通道,并进一步划分缝洞单元.以塔河油田4区奥陶系油藏为例,介绍了6种井间连通性的分析方法.除了目前常用的压力系统分析、干扰试井、类干扰试井的方法外,还将动静态资料相结合提出了生产特征相似性等一系列方便有效的综合方法,认为S65单元共有12口井相连通.     

塔河油田T705缝洞单元注水开发效果分析

塔河油田是我国西部古生界碳酸盐岩最大的整装油田,储层发育受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用,储层缝洞高度发育,而且以多缝洞系统的形式彼此孤立存在。缝洞体纵横向发育不规则、不成层,井间连通性差。分析了T705缝洞单元储集体发育特点、油藏能量状况和水体特征,研究了该缝洞单元注水开发过程中油水产出的相互关系,认为象T705这种多井缝洞单元开发过程中注水可以恢复地层能量,减缓油藏因供液能力下降而造成自然递减;抬升油水界面,起到纵向驱油作用。油井见水基本符合低部位先见水高部位后见水的特征,注水效果好。     

单井缝洞单元注水替油开发中的油水关系分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞单元为开发单位,缝洞单元具有地下储集空间相对较小和流动性能较好的特征。单井缝洞单元注水替油开发可以划分为基本不产水和高含水2个阶段。单井缝洞单元油水产出能量主要依靠原油自身弹性膨胀,油井注水可以等效于常规油藏开发中的边部注水增加油藏能量,注入水进入缝洞单元底部抬升了缝洞单元的油水界面。井孔储层深度与缝洞单元油水界面之间的储集空间(剩余存水空间)体积大小决定了注水替油的开发效果好坏,单井注水替油可以开发井孔储层深度下方的油体,建议井孔储层深度上方的油体通过注气或侧钻等措施来开采。     

塔河油田缝洞型油藏不同反射特征技术研究

利用地震时间偏移剖面及现今构造资料,系统总结了塔河油田缝洞储集体在时间偏移剖面上的地震反射特征类型,对不同的反射特征进行了分类评价研究,同时建立了缝洞型储层地震反射模式量化识别分类标准,利用计算机识别技术对储集体的地震反射模式进行量化扫描,提高了缝洞储集体的预测精度和井位部署效率,降低了开发钻井的风险,提高了油井建产率,实现了碳酸盐岩缝洞型油藏的高效开发。     

缝洞型油藏物质平衡方程计算方法研究

缝洞型油藏是一种复杂的特殊油藏,其物质平衡方程与常规油藏相比有较大差别.从油藏物质平衡基本原理出发,建立了缝洞型油藏物质平衡方程.与常规油藏物质平衡计算方法相比,该方法将考虑地层压力变化及弹性膨胀特征,并引入压缩系数概念.同时,考虑缝洞型油藏油与水两相因素,使得建立起的物质平衡方程,既可以表示地层弹性能释放的过程,又可以描述水侵现象.而且采用了相关曲线法求解,从而大大提高了缝洞型油藏储量计算精度.以某油田S缝洞单元为例.利用其生产动态数据对该新方法进行验证,计算结果表明,利用物质平衡计算新方法可以准确计算缝洞型油藏储量.     

缝洞型油藏水驱曲线研究综述

缝洞型油藏的储层结构复杂,存在大尺度的缝洞体,渗流多为管流,因此,相关缝洞型油藏的水驱曲线的研究并不成熟。随着国内外缝洞型油田的不断开发,缝洞型油藏的水驱曲线得到了进一步的研究和应用。通过对缝洞型油藏水驱曲线相关文献进行研究,对水驱曲线的类型及其在缝洞型油藏中的应用进行了归纳。     

塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,通过多年的控水稳油,采收率仍然只达到12％,通过理论研究和现场试验,以Ⅲ类缝洞单元为油藏单元的注水替油取得突破兴进展,预计可提高Ⅲ类缝洞单元采收率达2％,同时注水开发技术为塔河碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏提高采收率提供坚实的技术保障。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元注水开发分析

塔河油田奥陶系油藏储集空间主要以洞穴为主,其次为裂缝、溶蚀孔隙、溶蚀孔洞;储层相对较发育,但其发育状况受构造变形和岩溶作用共同控制,储集类型、储集空间的分布规律比较复杂,具有较强的非均质性。在前期缝洞单元的初步划分的基础上,我们对单元实施注水开发后,开发效果得到明显改善。本文通过对S48单元注水开发进行详细剖析,分析注水开发机理,注水受效机理,注水技术政策,指导下步缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发。     

哈拉哈塘碳酸盐岩油藏数值试井研究

讨论了缝洞型碳酸盐岩油藏试井解释的复杂性及常规试井解释的局限性。针对哈拉哈塘碳酸盐岩油藏的地质特征,利用数值试井技术,结合油藏地质特征,构建有限元数值试井模型进行拟合分析,得到油藏不同区域储层的渗流特征、储量情况及油藏边界范围。并针对该区块常见的多缝洞体井控面积大和定容井控面积小2种油藏类型,提出了相应的增产措施。应用实例表明,数值试井技术能有效描述油藏的真实情况,为后期开发措施的制定提供理论依据。     

大尺度溶洞裂缝型油藏试井新模型

针对常规试井模型解释结果与大尺度缝洞型油藏地质特征不相符问题,以一个缝洞和两个缝洞为例,建立了拟稳态条件下的流动方程,采用Laplace变换和逆变换,得到实空间的解析解.研究结果表明:单个缝洞与封闭均质油藏中一口油井条件下拟稳态流动阶段的试井曲线相同;两个缝洞条件下压力导数曲线在早期为开口向下的抛物线,在双对数图版上,压力-时间双对数曲线在早期和晚期都表现为斜率为1的直线段,早期末出现了与常规双重介质模型相似的凹形曲线段,晚期没有水平直线段.将模型用于塔河某缝洞单元做试井分析,解释结果与地质模型一致.     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大.注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术.针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用.从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行.为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律.     

塔河奥陶系油藏地层水赋存状态及控水对策

根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程、开发过程中产出水的化学 动力学响应,塔河油田奥陶系地层水可区分出洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水3种类型.根据油井开发动态和储层发育情况,奥陶系油藏油井含水动态类型可分为缓慢上升型、台阶上升型、快速上升型和波动型.针对储层特征和油藏流体化学 动力学特征,提出以下稳油控水措施,为油田生产开发提供服务：1）识别水体类型,控制出水速度;2）注水开发;3）合理加密井网;4）合理控制采油速度,延长稳产时间;5）酸化压裂;6）堵水调剖.     

缝洞型油藏剩余油类型及其动用方式研究

塔河油田缝洞型油藏已进入中高含水开发阶段,受构造断裂和多期岩溶缝洞控制,储层非均质性强、井洞关系差异大,导致对剩余油的分布模式认识不清。针对上述问题,基于地震静态资料、钻完井资料和生产动态资料,开展了储层定量化研究,结果显示剩余油分布受重力分异作用、渗流阻力屏蔽和井间压差差异影响,基于岩溶地质特征、缝洞关系综合分析,提出了利于矿场挖潜的剩余油分布模式,制定了以注气、堵水、酸压为主的挖潜思路。     

碳酸盐岩储层裂缝发育程度对电阻率的影响研究

塔河油田奥陶系油藏是经过多期构造运动和古岩溶共同作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏.利用成像测井资料及双侧向电阻率测片资料识别裂缝和溶洞,是目前测井资料综合解释应用的热点.当储层中存在缝和洞时,电阻率幅度应有不同程度的变化,根据这些变化,能有效的研究裂缝参数.对塔河油田A区B组裂缝性储层进行研究,分析了裂缝倾角、致密碳酸...     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏水动力学模拟新方法

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏,其储集空间以溶洞为主,裂缝作为主要的沟通通道,具有网络状油藏的特征.基于管流理论,建立了一种新的水动力学等效模型,通过分析缝洞之间相互关系及油水在缝洞系统中的分布对流动规律的影响,研究流体在裂缝、溶洞介质中的流动特征,揭示储集体内流体的流动规律.根据地质研究成果,构造典型生产井的水动力学等效模型,利用本模拟方法对网络状油藏开采机理进行了分析,验证了本模拟方法的有效性和合理性.     

潜山缝洞型碳酸盐岩储层油水流动规律研究——以塔里木油田英买32-7区块为例

以塔里木油田英买32-7区块潜山缝洞型碳酸盐岩底水油藏储层为研究储层,充分认识储层储渗介质尺度及分布特征,对目标工区油藏的单井含水动态进行归类,分析典型井的油水流动规律与储层地质特征之间的关系。总结缝洞型碳酸盐岩储层油水流动规律的主控因素,并利用实际油井的动静态资料进行论证。     

三重介质油藏水平井试井解释模型研究

孔、洞、缝三重介质油藏在碳酸盐岩储层中较为普遍.采用Warrant-Root的方法建立了三重介质油藏水平井渗流数学模型,并采用Lord Kelvin点源解、贝塞尔函数积分和泊松叠加公式等方法求解了各向异性无限大三重介质油藏水平井在拉氏空间中的无因次压力响应函数.通过计算得到了无因次压力和压力导数双对数理论图版,并在其基础上分析了三重介质油藏水平井渗流特征及其影响因素.     

缝洞型油藏三重介质数值试井模型

基于多重介质渗流的概念模型和数学模型,建立了缝洞型油藏三重介质数值试井模型.该模型是一般三重介质模型的推广,可以很好地反映缝洞型油藏的各种非均质特征,能灵活处理油藏中各种断层和边界,且允许产量的任意变化.采用基于积分的有限差分方法求解,得到三重介质油藏试井响应曲线,分析了其渗流规律:三重介质不同的渗透性致使在半对数曲线上出现两个台阶、导数曲线上出现两个下凹.分别计算了层状非均质地层模型、直线断层模型、变产量模型、复合模型等几个复杂模型的试井响应.该数值试井模型可以进一步考虑缝洞型油藏中具体的裂缝和溶洞,进而推广至缝洞型油藏的两相流试井.     

基于油藏井间连通性识别优势通道的新方法

优势通道的发育导致油田开发效果变差,如何快速有效地识别优势通道是中高含水期油田开发中亟待解决的问题之一,为此,提出了基于油藏井间动态连通性定量识别优势通道的方法.根据时间顺序选择不同时间段的注采开发数据,利用连通性模型分别计算各个时间段内注采井间的动态连通系数,并计算井组内动态连通系数的变异系数,进而通过比较同一注水井组在不同时间段动态连通系数变异系数的变化趋势,实现单井组优势通道的定量识别.变异系数呈变大趋势,则井组内注入水流向差异变大,优势通道发育的程度增大.利用数值模拟方法对新方法进行了可靠性验证.将该方法应用于BZ油田某区块,对于油田后续调整提供了技术支持.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。