缝洞型碳酸盐岩油藏原始油水界面的分布评价——以塔河油田4区为例

根据塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏实际勘探情况,选取区域压力梯度法、单井压力梯度法和实测法3种方法确定研究区内的原始油水界面,并对其分布进行分析和评价。分析认为:各缝洞单元之间油水界面分布不统一,同一单元之内油水界面也不统一。结合实际地质情况,对影响油水界面分布的地质因素进行了分析。油水界面的分布研究对塔河油田今后的开发具有重要的指导意义。     

多尺度缝洞型碳酸盐岩油藏不确定性建模方法

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多、尺度悬殊且分布随机,定量表征孔、洞、缝的三维空间分布十分困难,同时该类型油藏储集空间的分布又存在较大的不确定性。忽略这些不确定性、采用偏离实际的地质模型,会导致开发效果不理想或选择不合适的开发方式。为了降低开发风险,建模过程中应充分重视不确定性的分析。以塔里木盆地哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏为例,提出了多尺度缝洞型碳酸盐岩油藏不确定性建模方法。该方法首先确定了储层有效孔隙度下限、大型溶洞与溶蚀孔洞孔隙度界限、表征裂缝的属性体界限3个主要的不确定性地质参数;其次,针对缝洞型碳酸盐岩油藏的特点,按照储集体类型和尺度划分为大型溶洞、溶蚀孔洞、大尺度裂缝、小尺度裂缝4种储层类型;在整合多类数据和分析缝洞分布规律基础上,采用成因控制建模方法,考虑3个主要的不确定性地质参数影响,分别建立4种储层类型的不同分布可能性的多个储集体离散模型,并将4类储集体离散模型按不同优先次序的多种同位条件赋值算法融合成多个等概率多尺度缝洞储集体三维离散分布模型;最后,通过动、静态多信息结合方法对多个离散分布模型进行优选,形成乐观、较可能、悲观3个离散分布模型,综合反映了建模研究的不确定性以指导开发调整。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油水界面变化规律探讨

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发近10年仍没搞清油水界面变化规律,给油藏开发带来很多困惑。以缝洞特征和流动状态研究为突破口,按溶洞系统、分支溶洞和微小孔洞分布特征和流动状态特征逐次研究油水界面变化:①溶洞中为典型的管流特征,油水接触为面接触,在微小缝洞中为渗流,油水接触为点状锥进和存在油水过渡带。②溶洞体中油井见水是水推进到井底,可以代表溶洞油水界面的深度和推进时间,微小缝洞中见水是水锥进造成,不代表油水界面的变化情况。③边水在油藏开发过程中逐步向溶洞系统顶部推进,一定条件下逐次向分支溶洞推进和微小孔洞锥进,形成各缝洞体不同部位、不同采出程度条件下参差不齐的相互交杂的油水界面。     

有封闭水体的缝洞型油藏动态储量评价——以塔里木盆地哈拉哈塘油田为例

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体非均质性强,连通关系复杂,油水界面不统一,储量评价难度大,导致措施成功率低,开发效果差。利用丰富的动态资料,根据有封闭水体的缝洞型碳酸盐岩油藏的特点,改进物质平衡方程,并与预测静态储量相结合,提出一种此类油藏的动态储量评价方法。该方法在不掌握油藏的油水界面位置和无实测PVT资料的情况下,能较为准确地计算原油动态储量和水体体积,在塔里木盆地哈拉哈塘油田取得了较好的应用效果。     

碳酸盐岩缝洞型油藏三维建模方法技术研究——以塔河奥陶系缝洞型油藏为例

碳酸盐岩缝洞型油藏与碎屑岩油藏及其它裂缝孔隙型的碳酸盐岩油藏有本质区别,溶洞、裂缝、溶蚀孔隙3种孔隙类型共存,使得传统的碎屑岩油藏建模理论、方法面临挑战.该文提出了以缝洞单元为基础的缝洞型油藏"5步法"建模技术,即建立溶洞分布模型、裂缝离散分布模型、溶洞物性参数模型、裂缝参数模型和缝洞连通体模型.地质模型描述和刻画缝洞体三维形态展布、属性分布,为开发该类油藏提供了理论基础.     

缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究—以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例

以古岩溶缝洞系统发育为起因的缝洞储集体是缝洞型油藏油气储集的基本地质单元。缝洞型油藏的开发强调缝洞储集体内部和不同缝洞储集体之间的连通性,即缝洞单元是缝洞型油藏开发的基本单元。国内外文献对缝洞储集体和缝洞单元缺乏明确的定义,对缝洞单元的划分也在不断的探索中。以塔河油田奥陶系缝洞型油藏为背景,提出了缝洞单元的基本概念与基本分布模式,建立了缝洞单元的划分原则与划分方法。在研究塔河油田的缝洞储集体分布、流体性质分布、油井产能分布与井间连通性的基础上,对塔河油田奥陶系油藏主体开发区初步划分出15个缝洞单元,为塔河油田的进一步调整与治理提供了参考。     

碳酸盐岩缝洞型油藏三维地质建模方法——以塔河油田四区奥陶系油藏为例

碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间类型主要为大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝,尺度大小悬殊,形态不规则,分布不连续。定量刻画孔、洞、缝在三维空间的展布一直是该类油藏开发的技术难题,目前尚缺乏有效的地质建模方法。以塔河碳酸盐岩缝洞型油藏为原型,提出了多元约束碳酸盐岩缝洞型油藏三维地质建模方法,即在古岩溶发育模式控制下,采用两步法建模。第一步,建立4个单一类型储集体模型:首先利用地震识别的大型溶洞和大尺度裂缝,通过确定性建模方法,建立离散大型溶洞模型和离散大尺度裂缝模型;然后在岩溶相控约束下,基于溶洞发育概率体和井间裂缝发育概率体,采用随机建模多属性协同模拟方法,建立溶蚀孔洞模型和小尺度离散裂缝模型。第二步,采用同位条件赋值算法,将4个单一类型模型融合成多尺度离散缝洞储集体三维地质模型。该模型定量刻画了缝洞储集体在三维空间的展布特征,为油田开发奠定了坚实的地质基础。     

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟基础理论与应用

现有油藏数值模拟技术均为以多孔连续介质为理论基础,以达西方程、连续性方程为核心的数值模拟技术.缝洞型油藏流动特征复杂,不仅存在多孔连续介质渗流特征,还存在离散介质N-S流特征,现有的油藏数值模拟技术不适用.针对缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征,划分了缝洞型油藏介质类型;依据表征单元体基础理论,建立了缝洞油藏连续介质与离散介质...     

碳酸盐岩缝洞型油藏油水界面计算方法——以塔里木油田轮古15区块为例

油水界面的确定对储量计算和后期开发有着至关重要的作用,但在碳酸盐岩油藏中,由于其岩溶孔、洞、缝储集体的严重非均质性特殊地质条件决定了油水关系的复杂性,油藏没有统一的油水界面,用常规的方法很难断定其位置。通过对塔里木油田轮古15区块单井资料的分析,利用各井动静态资料,分析油藏单元的连通性,在同一个油藏单元内,运用原始地层压力和油层中部深度压力参数,推导出地层流体界面位置的计算公式,进而运用到整个研究区,对整个油藏油水界面进行计算,为指导该区开发提供重要依据。     

塔河油田四区主力缝洞单元油水界面分析

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏非均质性突出,基质不具有储渗能力,储集空间主要为裂缝和溶洞,油水重力分异速度快,油水分布关系复杂,油水界面具有一定的差异性。油水界面的研究和趋势分析,对研究碳酸盐岩剩余油的分布,油水分布关系等具有非常重要的意义。针对塔河油田四区主力缝洞单元S48缝洞单元,采用压力梯度等方法确定了四区主力缝洞单元原始油水界面,以产液剖面结合生产动态资料预测油水界面变化趋势的方法。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律

基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识,建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型,采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。研究结果表明：①塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂,可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种,不同类型储集体生产特征差异大,井间连通性较好,但横向驱替弱。②研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同,未充填溶洞内流体均匀流动,在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征;部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征,而上部未充填区油水界面趋于水平抬升,水封下部溶洞内的剩余油;全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致,底水锥状驱替;中大尺度裂缝穿过充填溶洞时,裂缝为油水流动的高速通道,呈现裂缝水窜特征,在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征,而缝外侧溶洞内原油基本未动用,为高角度裂缝屏蔽剩余油。③研究区在天然能量开发条件下,流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制,以垂向流动为主,单井有效动用范围局限;多井生产时,井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广,井间干扰少;注水开采期间,井间流线仍以垂向分布为主,仅在底部统一水体位置注采时,井间连接较好,注入水横向驱替弱。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏储量计算方法

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属古岩溶缝洞型油藏，储层发育受控因素多，非均质性强，储集空间多样，储集类型复杂，既有裂缝-溶蚀孔隙型储层，也有裂缝-溶洞型储层，堪称世界上最复杂特殊的碳酸盐岩油藏，油藏描述难度大，常规的储量计算方法不能有效使用。在分析塔河油田缝洞型储层连续性特征尺度的基础上，提出了采用孔隙体积来表征缝洞型碳酸盐岩油藏的储集性及相应的储量计算方法，采用多元回归分析方法和数值模拟方法，计算了典型区块的缝洞型碳酸盐岩油藏储量，对塔河油田奥陶系油藏精细描述和后期开发方案调整具有重要意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算方法研究

由于缝洞型碳酸盐岩油藏储集体分布和流体性质非常复杂,难以及时对储量规模做出准确评估以致缺乏经济有效的开发方案。讨论了现有的静态储量计算法,并建立起改进的、更适用于缝洞型碳酸盐岩油藏储量分析计算的动态方法。以塔河油田为例,在对缝洞型碳酸盐岩储集体特征分析的基础之上,通过讨论现有的储量计算方法,指出其由于难以准确描述缝洞体空间非均匀分布、部分地质参数难以获取,致使储量计算结果误差较大。提出一种改进的动态储量计算方法,该方法以物质平衡理论为基础,对缝洞体具体形态和分布要求不高,并能够在所需参数相对较精简的情况下更为准确地对缝洞系统储量进行分析和评估,结果准确可信。通过具体油藏应用,证明了该方法的正确性与可靠性,对开发此类油藏具有一定的理论价值和实际意义。     

哈拉哈塘地区缝洞型碳酸盐岩油藏单井生产特征

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体及流体分布的复杂性决定了该类油藏油井开采特征的巨大差异性。通过单井类型划分,可以更好地指导油田的开发生产。由于油井的生产动态在一定程度上反应了不同的储集空间类型,根据单井生产特征可对储集层类型进行划分,建立相应的评价指标及划分标准,并针对性地提出生产措施建议。通过单井实例分析,在动、静态两方面验证了划分方案的准确性与可行性,对其它地区同类型油藏具有一定借鉴意义。     

碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元储量精细分类评价

针对前期碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量分类评价成果无法满足油藏精细开发及提高采收率工作的需要的问题,以缝洞识别为基础,动静结合,从缝洞单元内储量的有效控制及动用状况出发,把缝洞单元储量分为未控制储量、井控未连通储量、连通难采出储量和连通易采出储量,形成了缝洞单元储量精细分类评价方法。应用缝洞单元储量精细分类评价成果,开展了完善井部署、注采调整及流道调整等综合调整工作,有效提高了储量动用效率和采收率,改善了开发效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术

总结了缝洞型碳酸盐岩油藏的特点,主要由巨型、大型洞穴及大裂缝组成,储集空间尺度大,非均质性强,缝洞连通关系复杂.认为其堵水难点在于堵剂漏失严重、堵水位置难确定、常规堵剂难以满足要求.综述了缝洞型碳酸盐岩油藏堵水工艺与堵剂体系,结合缝洞型碳酸盐岩油藏特点及开发现状,指出选择性堵水技术与配套工艺将是缝洞型碳酸盐岩油藏堵水未...     

缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度研究

缝洞型碳酸盐岩油藏的储层类型与其他类型油藏极其不一样,因而对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的研究,目前还没有一种比较成熟的方法。针对上述问题,以缝洞型碳酸盐岩油藏常见的一种储渗模式进行研究,考虑该类型油藏油井的产量递减规律,同时结合相类似油藏计算井网密度的经验公式,并对该经验公式产生的误差进行原因分析及修正,从而得到了一种计算缝洞型碳酸盐岩井网密度的新方法。油田应用实例表明,该方法对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的计算有很好的指导作用。     

碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞连通体识别及刻画研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有极其复杂的缝洞空间结构,识别和刻画储层内的缝洞连通体一直是油藏描述的技术难题,目前尚缺乏较有效的处理方法.基于现代岩溶发育模式,选取溶洞体和微断裂-裂缝体系进行地震属性特征识别;运用岩溶地震相分析方法对溶洞和裂缝进行多属性融合的地震相分析,再采用三维地质网格定量化并形成几何格架地质模型,实现对缝洞连通体的刻画.结果表明:振幅梯度属性可有效识别"串珠状"强反射与地层反射的边界,从而检测和成像出"串珠状"反射的溶洞体的空间分布;最大曲率属性能有效地描述断裂和裂缝在平面上的线型特征和几何边界特征,从而反映裂缝通道展布.岩溶地震相分析刻画的缝洞连通体呈现了缝洞储层的几何形态和空间的延展趋势,实现了对缝洞体内部结构和连通通道的精细描述.通过预测和表征缝洞连通体的分布位置和形态特征,为缝洞型油藏储集空间的精细描述提供重要技术支撑.     

储量估算方法在缝洞型碳酸盐岩油藏的应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储层非均质性强且各向异性,增加了该类油藏勘探、开发的难度,降低了各项资料录取的准确度,大大增加了储量估算的难度和不确定性。缝洞型碳酸盐岩油藏储量估算主要包括中国的静态法即容积法,产量递减法、水驱特征曲线法和物质平衡法等动态法以及SEC储量评估的静态法和动态法。由于各种方法所需的资料、适用性不同,决定了储量估算精度也有所不同。影响储量估算精度的主要因素包括油藏录取资料的代表性、对油藏认识的准确程度、储量估算方法的适用程度以及储量参数的合理确定性。在缝洞型碳酸盐岩油藏静态法储量估算中主要影响因素是有效厚度和孔隙度,核心问题是对有效储层孔隙结构特征的正确认识;动态法储量估算更应注重储量参数是否符合油藏开发特征。针对复杂的缝洞型碳酸盐岩油藏,通过多种方法和资料的综合应用、动态与静态估算方法的相互验证,对资料代表的局限性与各种方法的缺陷进行补充和完善,以获得最佳的储量估算结果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏三维三相数值模拟新方法

针对缝洞型碳酸盐岩油藏的储层空间特征,提出新的数值模拟方法,溶穴、裂缝、孔洞分别建立各自的离散空间,离散空间之间由流动方程控制流量,扩展了多重介质的理论模型。数值计算上用基于控制体积分的有限差分方法来离散处理,各种介质的非线性方程组通过牛顿拉夫松方法全隐式求解。计算结果与解析解对比,验证了其正确性。该模型更加适用于缝洞型油藏的数值模拟研究。