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。     

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。     

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。     

碳酸盐岩缝洞型油藏井组气驱机理及应用研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储层埋藏深、非均质性强、油水关系复杂等特点,开发进入中高含水期后剩余油开采难度加大。结合碳酸盐岩油藏单井注氮气驱油机理,创新提出了井组气驱提高采收率的观点,通过优选9个井组进行试验,效果显著,累计增油3.27万吨。结合井组气驱现场应用和缝洞型油藏地质模型,分析得出了井组气驱的机理认识,并进行了模型刻画。     

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。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏地质储量计算参数求取方法

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是目前中国发现的最大规模的碳酸盐岩油藏,储集体非均质性强,油藏描述难度大,地质储量计算中,储量参数取值不确定因素多,为了更加准确的计算地质储量,提出了基于缝洞量化结果求取储量计算参数的方法,该方法主要是结合物探及地质手段,分别确定洞穴型、孔洞型及裂缝型储集体的空间三维展布,在此基础上计算各储集体的储量计算参数。该方法在塔河油田跃进2X井区得到了有效应用,其储量计算结果与目前开发动态储量计算结果吻合程度较好。     

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。     

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。     

以差异化分析助推缝洞型油藏开发标准的聚焦度

本文针对碳酸盐岩缝洞型油藏的特殊性,开展了差异化分析,在储集空间类型、流动模式、开发设计思路、开发方式、生产工艺等方面的特殊性分析基础上,对标分析现行的碎屑岩油藏开发标准的适用性,选取开发地质描述和油藏工程设计中147项条款内容,研究总结标准制定过程中的需求,为《缝洞型油藏开发方案编制规范》行业标准编制确立了正确的技术路线。经过细化标准条目要求,实现标准条款的精准和有效聚焦。     

无水碳酸盐岩油藏利用建模估算地质储量

碳酸盐岩油藏的开发过程中,因储层有较强的分隔性,开发初期无法准确有效的把握全区缝洞单元的分布规律,对未进行油井地层压力动态测试的缝洞单元,评价单个缝洞系统或单井没有一个行之有效的方法,本文将利用生产数据计算碳酸盐岩油藏单井地质储量,并论证其可行性,该方法计算简单方便,有很强的实用性.     

TX油藏合理井网密度及合理注采井距研究

以中国西部TX油藏为例,系统的介绍了合理井网密度以及合理注采井距的计算方法,通过采油速度分析法、注水能力分析法、排液能力分析法、油井见效分析法、水驱储量控制分析法、经济极限井距等方法的应用,分别确定了开发的不同阶段合理的井网密度以及合理的注采井距。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩储层渗流特征及试井评价

根据缝洞型碳酸盐岩油藏的储层类型以及油井产能变化情况,建立了3个缝洞型油藏的试井解释模型,即:溶洞与井筒连通的试井解释模型、缝洞与井筒连通的试井解释模型、孔缝洞与井筒连通的试井解释模型,并研究了三种渗流模式下的渗流数学模型的求解方法,通过分析得到了三种渗流模式下的渗流特征。试井模型主要可以分为三大类,分别是:双重介质模型、复合油藏模型和视均质类油藏模型。     

串珠状缝洞型碳酸盐岩油藏数值试井分析

缝洞型碳酸盐岩油藏油井压力恢复测试后,受多缝洞地质特征影响,双对数曲线往往呈现串珠状,常规试井解释无法建立该类油藏模型并得到准确地层参数。分析了串珠状油藏模型试井特征,利用有限元数值试井技术,并结合物探、地质研究成果,对井眼位于缝洞内和裂缝通道位置2口井进行拟合分析,并采用全压力史拟合验证,最终准确描述油藏内外边界,得到不同渗流区域储层渗流特征,提高了试井解释精度,为该类型复杂多缝洞体油藏试井解释提供参考。     

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注水压锥的研究

随着经济的迅速发展,社会对于资源的需求量越来越大。因此,如何合理的对资源进行开采即成为摆在人们面前的一大难题。在碳酸盐岩中,油藏资源较为丰富,但埋藏较深,因此开采难度较大。尤其是对于缝洞型碳酸盐岩来讲,由于其本身的特殊特点,油藏的开采难度更加难以想象,在油气开采的过程中采取注水压锥的措施,并通过实践已经取得了显著的进步。主要从注水压锥的基本原理出发,通过分析影响注水压锥的因素来理解其在油藏开发中的具体应用。     

轮西缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油工艺

轮西油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏。其储层特点、渗流模式与常规油藏不同,用常规注水方式来稳定地层压力和水驱油来提高采收率的方法难以奏效。为提高该类油藏的采收率,在分析轮西油藏缝洞单元内的油水关系及油井含水变化规律基础上提出单井注水替油工艺,给出了优选注水替油井、确定最佳注水时机及注水量的决策方法,并提出几点建议,为高效开发轮西油藏提供一种新方法。该工艺在LX10-H1井的实践结果表明：与未实施该工艺前相比较,油井关井时间由150天左右有效缩短至50~60天,而日产油量明显增加。     

文33沙三上低渗透油藏合理井网密度的计算

文33沙三上油藏是低渗透油藏,由于注采井距过大,注水开发效果差,采油速度仅0.27%。通过影响低渗透油藏合理井网密度的技术因素、储层的渗流条件法、数值模拟法等不同方法对该油藏合理井网密度进行了研究、论证。实施后,采油速度上升了2.49个百分点,提高采收率21.2个百分点,成功实现了低渗透油藏的注水开发,证明了200~250m注采井距是该油藏的合理井距,所用计算方法是正确的。