碳酸盐岩缝洞型油藏高含水单元井组气驱探索与实践

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体埋藏深、储层非均质性强、储集空间变化大等特点,可借鉴的经验少,大部分高含水单元现有治理手段有限,为保持高产稳产,迫切需要研究注气提高井组采收率的可行性。在深入调研国内外注气开发、注气机理和影响因素等基础上,开展注气开发物理模拟实验,推导出井组气驱开发的理论模型、注气机理,初步得出井组注气的优选原则。并且通过实例分析进一步论证井组气驱对大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏有很好的适应性,为缝洞型碳酸盐岩提高油田采收率、控制递减提供新的思路和方法。     

塔河缝洞型油藏缝洞单元注水开发模式

塔河油田缝洞型油藏是目前国内最大的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,导致采收率不高,近年来注水开发在塔河缝洞型油藏提高采收率方面起到了良好的效果,注水开发已经成为提高缝洞型油藏采收率的一项主导技术。结合当前塔河缝洞型油藏注水开发的现状和发展趋势,系统总结和论述了单井缝洞单元注水开发模式和多井缝洞单元注水开发模式,这对具体认识缝洞型油藏的注水开发模式以及机理研究具有一定的实际意义。     

基于碳酸盐岩油藏开发设计原则标准探讨

通过对大庆油田区块碳酸盐岩缝洞型油藏地质实际特点分析,对该类油藏的特殊性进行总结,进而研究了碳酸盐岩缝洞型油藏的开发原则。     

S48单元氮气驱先导试验机理研究及应用

碳酸盐岩油藏目前单元注水已大面积开展,针对井间缝洞连通体的剩余油已通过单元水驱手段有效动用,但随着油藏开发的不断深入,水驱通道上的剩余油动用已较充分,碳酸盐岩油藏开发进入瓶颈期。经过研究分析,认识到缝洞型储集体井周残丘高部位大量赋存"阁楼型"剩余油。鉴于此,我们引入单元氮气驱技术,利用氮气驱的技术优势来达到进一步动用井间水驱无法动用的阁楼型剩余油的目的。该技术首先在塔河油田S48单元开展先导试验,取得了一些有益的认识,在碳酸盐岩水驱开发以外提供了一种较为可靠的技术手段,对碳酸盐岩油藏长效开发具有重要意义。     

某碳酸盐岩油藏单井注水替油参数优化研究

碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强,裂缝沿空间发育规律不具有连片分布特征,油藏具有很强的分隔性。对于储集体类型为孤立缝洞定容性的单井,天然能量末期采取注水替油补充能量,可大幅度提高采收率。通过对W油藏生产资料,结合三维地震数据、边底水能量等,制定了单井注水替油参数优化细则,现场实践增油效果较好,可为其它同类型油藏提供经验。     

缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油生产特征研究

碳酸盐岩缝洞型油藏在全球范围内分布广泛,且储量、产量巨大。塔河油田属于非均质性极强,地质情况复杂,储集空间多样。目前对此类油藏的研究在国内外尚处于探索阶段,急需进行相应的研究。本文利用了各种测试资料和油藏地质的研究成果,对塔河油田单元地层压力、含水率和产量的变化规律进行了分类系统研究,研究碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油效果分析,为开展有针对性的开发措施提供理论依据,同时分析了各因素对注水替油效果的影响因素。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发经济评价模型研究

本文根据缝洞型碳酸盐岩油藏的特点及投入、产出规律,结合现有学者提出的最小经济储量模型,提出缝洞单元最小经济储量的概念,并以折现现金流法为基础,使用经过技术进步因子修正过的贴现因子,建立销售收入估算模型、碳酸盐岩油藏开发的净现金流量模型,进而推导出碳酸盐岩油藏开发缝洞单元最小经济储量模型,进一步为该类油藏前期投资目标筛选的决策提供快速的数据支持。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油实践与认识

塔河油田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,属于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油藏。经过多轮次的注水替油后,采油效果逐渐变差。根据塔河油田碳酸盐岩油藏的注气可行性研究,使用氮气进行注气替油方式挖潜剩余油,在进行试验阶段的过程中,对注气替油效果进行分析总结,并提出相应建议,为进一步提高该油藏的采收率提供参考。     

裂缝-溶洞型碳酸盐岩水驱油机理研究现状

裂缝-溶洞型碳酸盐岩的油水两相流动形态复杂,本文针对此类油藏水驱油机理研究做了大量的文献调研,阐述了此类油藏的水驱油机理研究现状,并提出新的试验研究方法和建议,以进一步加深对这类油藏驱油理论的认识。     

塔河缝洞型油藏分因素自然递减及控制办法

塔河油田奥陶系油藏属于碳酸盐岩缝洞型块状油藏,高角度裂缝发育,生产开发过程中一直保持高速开发,老井自然产量稳产难度大,控制老井自然递减成为实现油田稳定的主要工作,自然递减率是采油厂油田管理水平的体现,也是完成全年产量任务的关键,通过对碳酸盐岩缝洞型油藏自然递减原因进行分因素分析,提出了对复杂碳酸盐岩油藏自然递减的控制办法,对碳酸盐岩油藏可持续发展提供了科学的管理依据。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面确定方法探讨

本文提出了综合利用静态（断裂分布、储层预测、地震方差体分布）资料和单井动态（单井DST、酸压测试、生产动态数据）资料分析缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面的方法,并对具体区块作了分析,最终得出以下几点结论：单井测试资料表明缝洞型碳酸盐岩油藏没有统一的油水界面;对油井油水界面与储层顶面深度的关系进行了拟合,发现两者呈很好的线性关系,说明单井“出水深度”（即油水界面）随其构造趋势变化而变化,即所谓的“山高水高”;利用此方法可以进行缝洞型碳酸盐岩油藏新井油水界面的预测,指导新井的完钻深度。     

塔河地区缝洞型油藏注气替油效果实验

缝洞型油藏储层具有非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,随着现场开发的不断深入,只采用注水措施难以保证需求,还需从机理入手提高原油采收率和改善开发效果.因此,结合单井物模注气替油实验,研究了底水和注气方式以及含油体积对注气效果的影响.结果表明:底水充足时可借助底水能量驱油,在注气轮次相同时底水充足油藏注气采收率高于无底水;针对底水油藏采用单纯注气、水气交替及水气混注3种方式,在底水充足的情况下,纯注气吞吐方式效果明显好于气水混合注入方式和气水段塞注入方式;在相同的注气吞吐条件下,含油体积大的油藏注气效果更加明显.     

缝洞型碳酸盐岩油藏合理采油速度优选方法研究

衰竭式开发是缝洞型碳酸盐岩油藏最合理的开发方式,而确定合理采油速度是制定开发方案的重要内容。本文介绍了缝洞型碳酸盐岩油藏开发过程中确定合理采油速度的常用方法 :类比法、线性回归法、数值模拟法以及多元逐步回归分析法,并分析了各种方法的优点及缺点,在实例分析中,通过多元逐步回归分析法确定了塔河油田某区块合理采油速度,并通过数值模拟方法进行了验证,两种联用能很好地优选了碳酸盐岩油藏采油速度,对现场应用具有一定的借鉴和指导意义。     

内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏开发技术探讨

拐子湖凹陷基底古潜山油藏类型为缝洞型挥发性油藏,分析国内外缝洞油藏各个开发阶段所采取的一系列增油挖潜开发技术,对内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏挖潜工作提出建议。高产稳产及产量递减阶段,可参考任丘潜山油藏提高采收率技术六大挖潜技术。高含水后期或快速递减阶段,借鉴塔河油田注水替底部油,注气替阁楼油模式。     

甲型水驱特征曲线在塔河油田缝洞型油藏可采储量标定中的应用

水驱曲线法在油气田开发中已广泛应用多年,无论是理论还是实践一般仅限于砂岩油藏,而碳酸盐岩油藏水驱特征较砂岩更为复杂。塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集空间类型特殊,地层流体以"管流"形式为主[1],油井压降波及各连通水体时间段存在差异,导致利用水驱曲线法标定技术可采储量中存在开发阶段限制,同时测算单元可采储量也受开发政策、区块油水产量变化特征影响而存在偏差。本文通过典型单元应用及区块分析,指出了水驱曲线法在缝洞型油藏可采储量标定中的使用条件。     

碳酸盐岩弱挥发性油藏“注水保压”开发技术的探索及应用

哈拉哈塘油田YX区块属于黑油油藏与挥发性油藏共存的缝洞型碳酸盐岩油藏,存在产量递减快、稳产难度大难题。目前主要采用注水采油,黑油油藏的注水开发已经较为成熟,而弱挥发性油藏开采时应保持油藏压力高于油藏饱和压力,避免地层脱气造成最终采收率降低,对此类油藏注水时机选择非常重要。通过利用拟合法,回归求取适合本油田弱挥发性油藏的经验公式,结合测压资料、油井指示曲线,判断油藏进入溶解气驱的时间,及时进行"注水保压"。目前已实施3口井共6井次,提高单井采出程度,对碳酸盐岩弱挥发性油藏的治理具有实际指导意义。     

GeoEast-EasyTrack在缝洞型碳酸盐岩研究中的应用

EasyTrack是东方公司GeoEast处理解释系统的一个独立模块,着力于非均质性碳酸盐岩缝洞量化研究、缝洞连通性分析和含油气性分析三个方面的研究,重点解决油藏高效开发中的关键问题。塔里木盆地塔北地区哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型储层发育,油气资源丰富。随着勘探开发的深入,缝洞体系的缝洞量化研究、缝洞连通性分析和含油气性分析在高效井位部署中起着至关重要的作用。本文应用EasyTrack模块进行缝洞体雕刻与储量计算、进行基于OVT数据的方位各向异性裂缝预测和基于OVT数据的方位AVO分析,为缝洞型油藏高效开发方案的制定奠定基础。     

缝洞型底水油藏见水时间预测方法研究

为了更好地开发塔河油田缝洞型底水油藏,本文针对塔河油田缝洞型底水油藏非均质性强的特点,提出了缝洞型底水油藏见水时间预测方法,在研究过程中,将储层抽象成为渗透率突变地质模型,定义渗透率突变系数和区域半径比,并假定①稳定流动;②忽略毛管力,油、水间有明显的界面;③油、水的密度和粘度为常数,在此基础上给出了塔河油田缝洞型底水油藏见水时间的预测公式,并分析了渗透率突变系数和区域半径比在油井钻遇不同部位情况下对该类型油藏油井见水时间的影响。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油防窜技术

注气驱油作为缝洞型碳酸盐岩油藏开发主要的技术手段之一,近年来为国内外各大油田的高效开发做出了巨大贡献。为了减缓和控制注气开发过程中的气窜问题,分析了注气驱油的气窜机理,为新的防窜技术的出现提供了理论指导。为了确定可以应用于现场实际生产的防窜技术,分析了国内外主要的防窜技术及其主要的技术优势和劣势。研究发现,泡沫封堵技术、冻胶防窜技术、有机胺盐封窜技术和水气交替技术均有各自的优势和劣势,适应条件也有差异,要想制定能完全满足现场实际生产需要的防窜方案,还需积极准备并开展先导试验,确定最优化防窜配套技术。     

缝洞型油藏氮气驱替方式评价实验

针对缝洞型油藏储层非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,对于后期高含水油藏,仅采用注水措施已难满足开发需求,对油藏注氮气能从机理上改善开发效果和提高原油采收率。因此通过不同驱替实验,研究了氮气驱替的注气速度、原油黏度、不同水气比例以及不同注气方式对采收率的影响。结果表明:水驱后缝洞模型中存有部分剩余油,通过注气后可以改善液体流动条件提高采收率;存在最佳注气速度,使得气体能够进入裂缝与原油充分混合而不至于过早发生气体突破;水气交替驱替选用1∶1时效果最好;对比非均质条件不同的注气方式对采收率的影响可以看出,采用水气交替和水气混注的驱替方式能有效提高采收率。