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.     

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。     

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。     

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。     

砾岩油藏平均地层压力计算方法研究

油藏的平均地层压力是油田开发过程中重要的开发指标之一,是储量计算、动态预测的一个重要参数,如何获得准确的平均地层压力就显得尤为重要。砾岩油藏储层非均质性严重,应用常规均质油藏求平均压力方法往往不准确。根据砾岩油藏特点,建立均质、双重孔隙介质和复合介质三种单井平均地层压力计算方法,在此基础上,对比分析了井数加权法、体积加权法和阻力加权法三种区块平均地层压力计算方法,确定出体积加权法与阻力加权法所得的区块平均地层压力更能反应砾岩油藏水平。     

新安边地区延9储层单井产能的分析与预测

准确预测油藏储层的单井产能是合理开发该油藏的重要决策依据,对油藏单井产能的合理分析与准确预测有助于油藏开发方案的进一步完善.油井生产能力的分析与预测是以试采井生产动态分析为依据而进行的.本文主要采用3种方法来进行产能的分析和预测,这三种方法分别是视流度法、地层系数曲线回归法和试采统计法,最后将3种方法的结果进行对比分析、筛选,得出新安边区的产能预测值.     

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。     

巴什托异常超高压定容封闭裂缝型油藏开发政策探讨

巴什托油气田位于塔里木盆地西南坳陷区麦盖堤斜坡西北部巴什托~先巴扎构造带西部的巴什托构造上,油藏为属构造圈闭、异常超高压碳酸盐岩封闭定容裂缝型油藏。目前单井含水快速上升、产能大幅下降,因此认清巴楚组油藏类型,评价水体能量大小,探讨开发政策,对单井稳产、提高最终采收率都有重要的意义。     

碳酸盐岩油田注水替油开发技术的应用分析

碳酸盐岩油藏开发中受到较多地质条件影响,最突出的问题是油藏的非均质性强,受到多期构造的破裂因素影响,双孔隙网络普遍存在,不具有规则性,裂缝发展不均,有的油藏地层能量衰减快。因此通过对其深入研究,提出必须及时补充地层能量,延长区块开发效果,探索合理的注水开发,为以后的开发工程提出宝贵意见。     

改善桩斜148块低渗油藏开发效果的措施研究

针对桩西油田桩148块油藏埋藏深、渗透率低、地层亏空严重及注水效果变差的开发现状,在重新进行精细油藏描述的基础上,对储层的非均质性、油水井现状综合分析,提出在开发过程中立足补充地层能量,完善注水设备及相关配套工艺技术,有针对性地实施酸洗除垢,恢复单井产能,压裂、侧钻,提高单井产能,合理配注,挖潜调整,改善开发效果,对深层低渗断块油藏的高效开发具有一定的指导意义。     

几种适用于碳酸盐岩油藏的堵水技术

碳酸盐岩油藏富含油气,具有较高的开采价值。分析了碳酸盐岩油藏常用堵剂的优缺点,介绍了几种可以更好地解决碳酸盐岩油藏堵水问题的堵水技术。     

鄂尔多斯盆地鄂X井奥陶系风化壳碳酸盐岩储层特征研究

以鄂X井区为研究对象,通过对该井区奥陶系马五段孔隙类型及其分布、碳酸盐岩储层的储集类型、碳酸盐岩储层的孔隙结构特征的研究,探索和研究其孔洞形成机制,并结合鄂X井区地质录井及物性分析资料对鄂X井地区储层特征进行分析。并得出结论为碳酸盐岩储集层基本由孔隙和裂缝两组储集空隙系统所组成,孔隙中的有小部分可容纳油气,裂缝则具有良好的渗滤通道作用,二者的有机配置可形成碳酸盐岩储集层的高渗透带。由此可以为该区域天然气的进一步勘探、评价与开发和储量计算提供依据。     

柴达木盆地南翼山上新统碳酸盐岩储层特征

柴达木盆地南翼山上新统的主要储油层系为新近系上新统下油砂山组(N21)上部及上新统上油砂山组(N22)下部,为背斜构造控制的岩性层状油藏。南翼山上新统碳酸盐岩储层岩性主要包括:颗粒灰岩、颗粒白云岩、泥晶灰岩、泥晶白云岩、藻灰(云)岩。其中以颗粒白云岩、颗粒灰岩为主,其次为藻灰岩、泥晶白云岩和泥晶灰岩。南翼山上新统碳酸盐岩储集空间类型主要包括:原生粒间孔、粒间溶孔、溶模孔隙、粒内溶孔、晶间孔、晶间溶孔、裂缝孔隙、层间缝。其中溶孔是最主要的储集空间类型。南翼山上新统碳酸盐岩储层物性最好的为颗粒白云岩、颗粒灰岩,其次为泥晶白云岩、藻灰岩、泥晶灰岩。     

塔中上奥陶统碳酸盐岩成像测井储集空间类型解释模式

根据井下地质特征在成像图上的显示特征,本文将成像解释模式应用于对塔中地区储集空间类型的解释。该模式根据储集空间的形态及组合特征在理论上将其分成洞穴型、孔洞型、孔隙型、裂缝型及组合型等五大类共21个小类。在评价塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层中和常规物性解释的储层评价符合性较好,基本上能做到精细描述各类储层的分布。该成像模式的应用将增强成像测井评价碳酸盐岩储层的精确性。     

应用模糊评判法评价塔河油藏水锥风险

塔河底水缝洞型油藏投入开发以来,每年因含水上升导致产量递减占65％左右,如何做好控水工作是开发中的重要任务。针对塔河油田的实际情况,利用各种静、动态资料和测试手段,在相关地质研究成果和开发特征分析的基础上,依据备类缝洞单元的储集体发育、含水变化规律、天然能量等方面的研究,深化塔河油田缝洞型储集体的认识,结合注水替油井现场生产动态数据及监测资料,在总结前人研究成果的基础上,应用模糊综合评判法评价缝洞型储集体水锥风险,及早提出预警方案。生产实践评价结果表明,建立的水锥风险预警方法具有一定适应性,在一定程度上对油田开发生产管理可以起到辅助决策的作用,为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率提供技术支撑。     

普光气田碳酸盐岩储层测井解释方法

普光气田目的层段飞仙关组-长兴组海相碳酸盐岩地层发育气层,储层类型以孔隙-孔洞型为主,局部发育裂缝。针对这些储层特征,参考地质资料、微电阻率扫描成像资料,总结出了利用常规测井资料识别储层储集空间类型的方法;并在碳酸盐岩储层孔隙度参数求取中,采用光电吸收截面指数(Pe值),准确确定储层中岩性成分,为求取孔隙度参数提供了保障;在识别储层流体性质方面,通过实践经验总结出了交会图法、纵横波速度比值法等多种识别流体的方法,同时在核磁共振资料识别流体性质方面也做了大量的工作,在实际生产中显示出了很好的应用效果。     

某碳酸盐岩油藏开发特征及开发对策研究

F油田是中东某地区上世纪70年代投产的一大型油田,其主力油藏之一是白垩系Mishrif层位的MB21碳酸盐岩油藏。本文在对该碳酸盐岩油藏地质特征研究的基础上,总结了目前的生产特征及其增产措施效果,同时也指出了开发生产中所面临的一系列问题,并提出了适用于该油藏下步大规模开发的技术对策。这些分析研究对该油藏的整体开发部署具有重要的指导意义。     

火山岩储集层地震横向预测的一种思路——以准东地区石炭系火山岩为例

火山岩是除碎屑岩及碳酸盐岩以外最重要的储层岩石类型。由于其成因及储集空间类型与碎屑岩及碳酸盐岩储层差别较大,所以火山岩储层预测难度更加突出。针对准东地区石炭系裂缝型火山岩储层薄、地震反射特征不稳定及纵向上与沉积岩互层的特点,首先通过测井约束地震反演技术对石炭系中统巴塔玛依内山组火山岩储层进行了横向预测。在此基础上,利用本征值相干体技术,结合三维可视化技术,对工区内裂缝发育特征有了直观、可靠的认识,为准东地区火山岩储层预测提供了科学依据。     

碳酸盐岩溶储层的基本类型及其主要控制性因素

论述了碳酸盐岩溶储层的3种基本成因类型：层间岩溶储层、风化壳岩溶储层和埋藏岩溶储层;以及影响其发育的主要控制因素：构造运动、区域性不整合面和不同级次的层序地层界面。阐述了岩溶储层发育控制因素研究的意义、基本内容和步骤。     

理想强边水驱油藏天然水体体积的简便计算

针对天然水体体积计算难题,从水侵量的定义公式出发,以S理想边水驱油藏为例,以廖运涛方法获得的精确解为约束条件,主要是对采用的综合压缩系数进行校正,获得了理想边水驱油藏天然水体体积的简便估算方法,在类似油藏上应用取得了好效果,为选择合适的开发方式提供了重要依据。对于井网完善、已全面投入开发、完全依靠边水补充能量、以自喷为主的高渗透、稀油油藏,在经历几年的开发后有明显的油层压降情况下,只要能够落实清楚总压降值和与之对应的水侵量,就可以估算出天然水体的体积。至于该方法能否拓宽应用范围,尚需进一步探讨。