南海海域碳酸盐岩底水油藏开发生产特征研究

海上缝洞性碳酸盐岩底水油藏储层连通性复杂，油井见水后快速水淹，采出程度低，开发效果差。南海西部海域已开发碳酸盐岩油藏少，开发经验欠缺，无可借鉴。本文根据目标油田地质油藏生产动态资料，总结不同类型生产井的含水上升规律、生产动态特征，明确储层连通性，并结合油藏数值模拟研究，确定剩余油潜力区。研究成果对海域同类底水油藏的合理开发和潜力挖潜具有指导意义。     

塔河六区缝洞型油藏水体及水侵量计算

塔河油田六区大部分油井产出地层水为底水,由此建立3种地层水赋存模式,实际地层水赋存状态是3种模式的组合,对应的缝洞单元驱动类型为封闭无水缝洞单元、封闭有水体缝洞单元、有水侵缝洞单元,有水体和水侵的缝洞单元。通过各种驱动类型的物质平衡方程,可以定量计算不同驱动类型缝洞单元的水体及水侵量大小。与六区开发生产数据对比可知,计算结果比较准确,方法简便可行,对开发缝洞型油藏具有一定的理论价值和实际意义。     

塔河油田缝洞型底水油藏临界产量计算研究

碳酸盐岩缝洞型底水油藏的储集空间主要由缝、洞组成。在开采过程中,底水锥进机理与常规底水油藏有所区别,有必要对其进行研究。根据塔河油田缝洞型底水油藏缝、洞分布不均匀及非均质性较强的特点,将储层抽象成为渗透率突变的地质模型,定义渗透率突变系数和区域半径比,并基于达西定律,利用常规底水油藏Dupuit临界产量公式推导出了缝洞型底水油藏油井的临界产量计算方法,继而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油井临界产量的影响。     

缝洞型底水油藏油井底水突破时间预测方法——以塔河油田4区S48井为例

底水锥进是降低底水油藏单井产量和采收率的重要原因。塔河油田奥陶系发育缝洞型底水油藏,该类型油藏与孔隙型和裂缝性油气藏具有较大的差别,储层中孔、缝、洞共存,其中大型的古溶洞系统是其主要的储集空间。由于储层尺度在空间上变化较大,储集空间分布不连续,该类型底水油藏的底水锥进机理与常规底水油藏存在明显差异。考虑塔河油田储层缝洞分布不均、非均质性较强的特点,将该类型储层抽象成为渗透率变异的概念地质模型,定义渗透率变异系数和泄油半径比来表征储层缝洞的发育程度,在此基础上推导出缝洞型底水油藏油井底水突破时间的预测公式。以塔河油田4区S48井为例开展实例计算,对比预测效果并分析缝洞发育程度(渗透率变异系数和泄油半径比)、单井产量和射孔程度对该类型底水油藏油井底水突破时间的影响。     

多井缝洞单元水驱见水模式宏观三维物理模拟

根据相似理论,设计并制作了多井缝洞单元宏观三维物理模型,研究缝洞型油藏衰竭式底水驱和注水补充能量开采时水驱特征及油井见水模式。结果表明,底水驱时,受底水衰竭和油井见水的影响,初期呈产能高、递减快的特征;注水补充能量后,产能在短期内回升,之后缓慢下降;底水驱阶段,在底水直进井处易发生底水锥进,呈点状见水,见水时间主要由油井与底水的连通程度决定;注水能起到压锥的作用,抑制底水侵入,使底水驱阶段的点状见水转变为平面线状见水,注水阶段见水时间主要受井深影响。多井缝洞单元水驱油井含水率变化类型可以分为缓慢上升型、阶梯式上升型和暴性水淹型,其主要受油井钻遇储集体类型及配位数影响:油井钻遇溶洞时,随配位数升高,含水率上升速度减慢;油井钻遇裂缝时,随配位数升高,含水率呈阶梯式变化。图4表4参18     

塔河油田缝洞型油藏单井生产规律

塔河油田奥陶系油藏是典型的缝洞型油藏,复杂的地质因素导致了储层勘探开发难度大,生产规律不明显,含水变化复杂.提出3条新型的生产动态描述曲线,即累计产油量—累计产液量、累计产水量—累计产液量和油水累计差量—累计产液量曲线,曲线的斜率可以很好地反映油井的含水变化.根据曲线形态,将塔河4区的油井划分为缓慢见水型、暴性水淹型和间歇出水型等3种见水类型,并预测了缝洞储层体,分析了油水配置关系,建立了与出水类型相对应的3种缝洞储层模型.     

缝洞型油藏物质平衡方程及驱动能量分析

针对塔里木盆地缝洞型油藏驱动能量不明的问题,根据其地质特征及水体特征,简化底水处理,运用以原油地质储量为基数的油区综合压缩系数及以底水水体体积为基数的水区综合压缩系数,建立了物质平衡方程。提出了原油弹性驱动指数、底水弹性驱动指数和岩石弹塑性变形驱动指数的概念,实现了对缝洞型油藏不同驱动能量的量化评价。以塔河油田4区S48单元为例,对天然能量驱动类型进行量化分析。结果表明,塔里木盆地缝洞型油藏在开发过程中,储层岩石发生了塑性变形,岩石弹塑性驱动是其天然能量开发阶段的主要驱动方式。研究成果对塔里木盆地缝洞型油藏天然能量分析及能量补充具有借鉴意义。     

塔河油田多井缝洞单元注水开发试验研究

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩缝洞型油藏，为了控制由于油藏能量不足造成的较大的自然递减，改善油藏开发效果，从2005年开始在多井缝洞单元进行注水开发试验。根据油藏储集体发育特点、油藏能量状况和水体特征，选择不同开发特征的缝洞单元、不同部位、不同的注水方式以及不同注入速度进行注水，对比分析影响注水效果的主要因素。试验结果表明，注水井与生产井之间剩余油丰富、储集体相对均质、注水部位位于缝洞单元低部位时，注水效果好；为了防止注入水快速突进，宜进行温和注水，注水初期注采比应控制在0.8～1.0之间。注水开发的成功试验为后期合理高效开发此类油藏提供了技术支撑～和理论依据。     

黄D1长C1油藏见水原因分析及稳产技术研究

姬塬油田黄D1长C1油藏发育边底水,且油水接触关系复杂,油藏开发半年后,油井转注,改为注水开发,开发实践表明油田开发初期含水高、后期水淹快,主要表现为底水锥进和注入水突进,导致产量损失严重,油藏稳产形势严峻。本文针对不同见水类型分析见水原因,并分类研究不同接触关系油井的开发技术政策,指导黄D1长C1油藏后期开发。     

边底水复合砂岩油藏见水规律及主控因素研究

由于油藏边水、底水的驱动作用机理不同,以及多种地质和开发因素的影响,导致边底水复合砂岩油藏不同位置的油井,在不同阶段的见水规律及生产动态存在较大的差异。基于对实际油田开发动态对比和油藏中油水运动规律的分析,建立以产水特征曲线形态来判别油井水淹模式、以窜流指数来评价油井水窜强度的方法;并利用灰色关联分析方法,定量确定了影响油井见水强度的主控因素。实例分析表明,应用建立的方法,可以准确分析和评价边底水复合砂岩油藏的水驱推进过程和油井见水规律,为油藏开发调整和油井措施的实施奠定基础。     

塔中西部奥陶系缝洞型油藏见水特征分析

塔中西部奥陶系缝洞型油藏以溶洞、裂缝为主要的储运空间,储层缝洞体发育,主要储层类型有洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型,储层非均质性强,流体分布关系复杂。采用油井见水特征曲线法,以塔中西部一些典型采油井为例,结合生产数据,分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型:水锥型、层状型、裂缝型、条带型。通过对研究区典型井生产动态曲线分析认为,水锥型、层状型、裂缝型见水对于日产油量下降影响达到66%左右,而条带型见水对日产油量下降影响则相对较小,不足50%。经过对研究区出水井平均含水率变化统计,平均含水率值小于60%井居多,综合认为本区尚处于低-中含水阶段。结合见水类型、生产特征及各自储层类型,提出有针对性的措施,从而达到降水增油的开发效果。     

塔河碳酸盐岩油藏产量递减特征与影响因素分析

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油气藏储层非均质性严重,储集体规模、类型和内部油水关系分布复杂,油井生产动态相对复杂。依据油井钻遇的缝洞储集体类型所划分的3类油井,利用产量"归一化"方法建立缝洞型油藏油井产量递减分析方法,分析了不同类型油井的产量递减特征,并对产量递减影响因素进行了分析。认为产量递减的主要原因是油井见水和天然能量不足;因地层压力下降造成采油指数低、油井工作制度的改变也是重要的影响因素。     

辽河油区稠油油藏边底水控制技术研究

针对辽河油区边底水稠油油藏储量丰富,分布广泛的特点,通过对边底水稠油油藏水侵规律的分析研究,总结出针对不同油藏控制边底水的有效技术。开发过程中,在利用边底水能量的同时,延长了油井的见水时间,取得了较好的开发效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征和水动力学模拟

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以溶洞、裂缝为主要储运空间。缝洞非均质很强，流体流动机理与一般砂岩油藏有很大区别，其中有一类储层，随着开采的进行，含水率突然上升，到一定程度后降低然后又上升，如此反复2~3次。为了解释这种现象，基于管流理论，建立了一种新的流动模型，并采用差分计算的方法，模拟了缝洞型定容油藏开发特征和含水率变化特点。结果表明裂缝宽度决定见水时间，由于油井同时连通不同的缝洞系统，见水时间不同，导致含水率不断出现波动。     

密度选择性堵水工艺在缝洞型油藏中的应用

塔河油田缝洞型油藏油井易过早见水甚至暴性水淹,导致油井产量急剧下降,堵水成为重要的稳油控水措施。对缝洞型储层特征认识程度有限导致前期堵水效率低,常规固化颗粒堵剂无选择性,易将产层堵死,对此提出以聚合物托举、超低密度堵剂建立隔板、高强度堵剂封口的密度选择性堵水工艺,并将缝洞型储层分为上缝下洞型、上洞下缝型、洞-缝-洞型3种类型,结合3种储层特点提出相应配套堵水工艺,取得了较好的堵水增油效果。     

边、底水气藏水侵规律可视化实验研究

针对边、底水气藏开发过程中的水侵问题,根据不同类型气藏的主要储集空间特征设计相对应的可视化物理模型,并利用水侵规律物理模拟实验系统开展了孔隙型、裂缝型、孔洞型和缝洞型气藏水侵规律可视化实验研究。结果表明：孔隙型气藏采出程度高,水侵前缘近似均匀推进,见水后水气比增加缓慢;水体在裂缝型气藏中优先沿着裂缝快速突进,同时在毛细管力和润湿性的作用下,储层基质发生渗吸,封闭基质中的气体,在缝网中间形成大量残余气,造成裂缝型气藏采出程度的大幅下降;储层中孤立的洞和缝主要为气藏提供储集空间,水体优先进入洞和缝,在局部对水侵影响较为显著,但对整体水侵前缘的推进影响不大;缝、洞沟通的气藏,水体沿着裂缝快速的充满洞,当出口端通过缝、洞与边、底水沟通时,气藏将在短时间内因为水淹而停产,此时气藏仅仅动用了缝和洞中的气体。研究成果对边、底水气藏的有效开发具有指导和实践意义。     

哈拉哈塘油田采油井油水特征分析及控水对策

哈拉哈塘采油井见水特征受缝洞的空间发育特征、水体大小及接触关系等差异明显,但见水后产油量急剧降低,严重影响油井的开发效果。运用地球物理方法与录井响应特征,结合生产动态对油藏油水关系进行分析,建立了6种不同类型油藏模式;并通过分析出水井见水特征,结合地震、钻井、测井等资料,利用生产动态特征进一步分析油井的产水机理,分类型提出合理、有效的控水对策。对于暴性水淹型油井加强见水预警,及时调整工作制度,延长无水采油期;裂缝"水窜"台阶上升型无水期控制生产压差,含水停喷后提液生产;先升后降弱底水水淹型油井考虑关井压锥,压锥见效后,采取提液生产,哈拉哈塘奥陶系缝洞型油藏单井增油效果显著。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩底水油藏水锥风险条件综合评判

中国西部某底水缝洞型油藏,油井投产后底水锥进差异大、能量递减差异大,油井底水锥进导致的产量递减在65%左右.由于该油藏主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,储层纵横向非均质性极强,油藏的控水与提液不易获得定量依据,研究了采用综合权重评判方法来评价该油藏油井水锥风险,进而调控油井合理产能,生产实践表明该方法是可行的.     

裂缝性礁灰岩强底水油藏控水对策研究

裂缝性礁灰岩强底水油藏孔、缝、洞发育,底水能量供应充足,由于裂缝发育的非均质性及裂缝产状类型的多样化,油井水锥规律非常复杂,亟需发展有效的控水措施。以流花11-1油田为例,基于岩心描述、铸体薄片分析和扫描电镜实验结果对储层进行分类,并建立不同储层机理模型,研究不同储层水平井水锥规律。在此基础上通过分析油井历史控堵水措施效果,针对性提出不同储层后期控堵水对策。研究结果表明,4类储层中致密裂缝型和孔洞裂缝型储层最易发生水锥,表现为油井见水快、含水率上升快、产量递减快;在现场已实施的3类控水措施中,“连续封隔体+流入控制装置(Inflow Control Device, ICD)”控水措施既能充填裂缝,又能降低高产能段流量,起到均衡控水的作用,现场应用效果最好。该项研究对于裂缝型底水油藏的高效开发具有重要意义,为该类油田的见水规律和控水对策提供借鉴。