不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策

针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布认识不清的问题,以缝洞油藏特征为基础,运用油藏精细刻画、测井、生产动态特征及差异连通性分析方法,提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏8大类13亚类剩余油分布类型,明确了8亚类属于油藏类型决定的特有型,5亚类是由缝洞发育特征决定的共有型。针对不同剩余油类型提出了适合的矿场开发对策：采用注气方式动用阁楼型剩余油;部署直井动用分支暗河、深部暗河、交错断裂分段型、平行断裂型及T₅⁶-T₇⁴断裂型剩余油;采取侧钻方式开发低幅小残丘、沟谷两翼型、T₇⁴内幕断裂及U型剩余油;采取排水采油、选择性堵水、关井压锥及酸压方式动用高渗通道内的低渗区型、裂缝窜进封挡型及不同部位充填型剩余油。不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策在塔河油田取得了较好的开发效果,对相似油藏的剩余油挖潜有一定借鉴作用。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏储集体主要由大型溶洞、裂缝及溶孔组成,其中大型溶洞是主要的储油与产油空间.大型溶洞内流体流动为自由流,与砂岩孔隙中的流体流动具有较大的差别.溶洞内油水两相流时不存在固体介质对流体流动阻力,油水间的重力作用表现突出,油水间重力分异迅速,油水界面清晰.溶洞之间由裂缝相连通,耦合后流动更加复杂,裂缝内流体流动表现为高速达西流动,底水沿裂缝水窜速度快.结合生产动态与数值模拟研究,揭示了5种缝洞型油藏复杂介质剩余油分布类型,即井旁溶洞剩余油、溶洞顶部剩余油、缝洞剩余油、下层溶洞剩余油和裂缝上部剩余油等,为塔河油田开发调整及提高采收率提供了地质基础.     

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术与应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样,溶孔、裂缝、溶洞共存,尺度差异大,流动复杂,既有渗流、裂缝流,又有洞穴流,常用的数值模拟方法已不适用此类复杂介质中的流动问题,为了研究此类油藏的开发机理和剩余油分布规律,建立了缝洞型油藏洞穴流与裂缝流和渗流耦合的数学模型,并用有限体积法对数学模型进行了离散,用自适应方法对方程组进行了求解,形成了缝洞型油藏的数值模拟软件.对塔河油田一个井组剖面和一个缝洞单元进行了数值模拟历史拟合,揭示了此类油藏剩余油类型主要有洞顶剩余油、边角剩余油、阁楼油、底层剩余油、绕流油和充填溶洞剩余油,结果与生产实际相符,证明缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟模型是正确的,对缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油挖潜和提高采收率有较大的应用价值.     

缝洞型油藏储量评价方法及开发对策

塔河缝洞型油藏储层非均质性强,开发中后期油水关系复杂且储量动用不均,导致剩余油挖潜难度大。针对现有储量分类方法无法有效指导主体区精细开发的问题,运用体积雕刻法进行储量复算,通过属性优选提高缝洞刻画精度,利用参数分区差异化赋值提高储量计算精度,根据缝洞连通特征与储量动用状况,细化储量分类标准,将已井控区储量划分为未连通储量、连通未动用储量、连通在动用储量3类。针对不同类型储量制订相应开发调整对策,未连通储量、连通未动用储量以部署新井、完善井网为主,连通在动用储量以井间注采调整为主。利用储量评价技术指导新井部署与注采调整,塔河4区投产新井31口,实施油水井措施25井次,日产油由270 t/d升至700 t/d,综合治理效果显著。研究成果对缝洞型油藏开发中后期高效调整具有借鉴意义。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征及影响因素

利用室内实验、动静态分析、数值模拟相结合的方法,建立了缝洞型油藏剩余油赋存方式分析技术,揭示了缝洞型油藏五种剩余油赋存方式,包括:因储集空间尺度差异,高导流通道圈闭的剩余油;油井未在洞顶,水淹后溶洞的顶部剩余油;未井控有效储集空间的剩余油;能量严重不足的各类储集空间内剩余油;因碳酸盐岩的亲油性,水波及过后的残余油膜。并分析了塔河油田裂缝、溶洞、储集空间类型、井型、工作制度以及注采比对剩余油的影响。结果表明,溶洞型储集体是主要的储集空间,井打在溶洞上的开采效果较好;裂缝、溶洞以及开发因素对剩余油的形成都有不同程度的影响,在剩余油分析中,要同时考虑多种因素。     

塔河油田缝洞型油藏注水开发模式

塔河油田奥陶系油藏为岩溶缝洞型油藏,大型溶洞是其主要的储集空间。目前单井注水替油已取得突破,但占储量80%的多井单元注水开发尚处于实验阶段。结合数值模拟和注水实践总结,开展了多井单元注水增油的机理研究,并初步总结出了“低注高采、试注判断连通实时调整、单元整体温和注水、井组差异管理”的缝洞型油藏注水开发模式,在现场应用取得了一定成效。     

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨

塔河油田奥陶系油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,生产动态与对比研究均表明油藏存在管流特征和渗流特征。油藏储集空间和流动空间主要为大型溶洞及与之相连的裂缝带,大型缝洞体内流态为典型的管流,微小孔缝内流态为渗流特征。以流态和生产特征研究为依据,以缝洞体模型为基础,研究管流与渗流条件下的动态特征、产能特征、见水特征、递减特征以及注水开发特征等,初步探讨采速、产能、布井方式、压锥、堵水、注水开发等缝洞型油藏开发技术对策,对塔河奥陶系油藏开发和综合治理有一定指导意义。     

塔河油田缝洞型油藏开发模式及提高采收率

塔河油田A区碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏是由多个压力系统和油水关系的缝洞单元在空间上叠合连片形成的复杂油气藏。不同缝洞单元的驱动方式和开发特征差异较大:Ⅰ类单元主要为水驱;Ⅱ类单元水驱和弹性驱交替起作用;Ⅲ类单元以弹性驱为主。根据油藏地质特征,提出了以"缝洞单元为油藏管理的基本单元,实施差异性开发"的开发模式,形成了"以单井注水驱油、多井单元注水开发为主导"的提高采收率技术。现场应用实践表明,该类油藏采收率提高幅度在3.7%以上。     

缝洞型油藏分类开发

缝洞型碳酸盐岩油藏以岩溶、构造运动形成的溶洞、溶蚀孔洞和裂缝系统为主。溶洞呈离散状分布,是主要的储集空间,裂缝是主要的流动通道,具有埋藏深、非均质性强、开发难度大等特点。以塔河7区为例,提出"无因次自喷累计产油"的概念,定量分析井点处的地层能量,将油井出水特征划分为5类。结合物理模拟、单井的生产特征,明确5种出水类型油井钻遇的储集空间类型,分别为能量充足的溶洞型、能量欠充足的裂缝型、能量较充足的裂缝-溶洞型、能量不充足的孤立定容体型和复杂型。根据单井钻遇的储集空间类型,对油井进行聚类分析,细化已有的缝洞单元。对细化后的缝洞单元采取不同的开发对策,指导油藏分类开发。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发方式

利用油藏数值模拟手段,通过对前期试注阶段注水效果的系统评价,探讨了塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元的注水开发方式,包括注水时机、注采井网、注采井的储集体类型、注采井高低部位等。研究结果表明,碳酸盐岩缝洞型油藏不同类型储集体应在不同地层压力保持水平下注水,溶洞型储集体压力水平为80%～90%,孔洞型储集体压力水平在90%以前,裂缝型储集体要更早开始注水效果较好;注采井网应采用不规则面积井网;注采井储集体类型和高低部位以缝注洞采、缝注孔洞采、低注高采较好。     

碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点,这些特点导致水驱开发后剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验,模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明,缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞,因其无法进行油水置换从而形成剩余油;流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低,故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油;沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位,故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油;受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响,在溶洞和裂缝表面易形成油膜。     

塔中地区缝洞型碳酸盐岩储层的地球物理预测方法

塔中地区碳酸盐岩储层以石灰岩为主,次为白云岩,原生基质孔隙大多不发育,多为后期次生改造（构造作用、溶蚀作用）形成的溶洞和裂缝。从成因上看,储层类型主要有礁滩型、风化壳型和内幕白云岩型３大类。针对碳酸盐岩储层横向变化大、非均质性强、成藏条件复杂的特点,深入分析了礁滩型、风化壳型和内幕白云岩型等不同类型碳酸盐岩储层的地震响应特征,运用了叠前、叠后多种地震资料处理技术提高资料的品质,采用叠前、叠后多种技术手段综合预测了塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层的分布, 取得了明显效果,指导了碳酸盐岩油气藏的勘探。     

微观剩余油实验方法研究

在油田注水开发过程中,由于储层微观条件的差异,注入水表现出不同的渗流特性。当油田开发结束时,仍有一半以上的原油滞留在储层孔隙中形成微观剩余油。研究微观剩余油的形成与分布,是现阶段提高油气采收率的重要手段。剩余油微观模型试验和微观仿真模型是2种有效的研究方法,可以在不同条件下进行不同类型储层的微观水驱模拟,较好地揭示了微观剩余油的分布特征和控制因素,为进一步认识和挖潜剩余油指明了方向,具有广泛的应用空间。     

Gas injection for enhanced oil recovery in two-dimensional geology-based physical model of Tahe fractured-vuggy carbonate reservoirs:karst fault system

Gas injection serves as a main enhanced oil recovery(EOR) method in fractured-vuggy carbonate reservoir,but its effect differs among single wells and multi-well groups because of the diverse fractured-vuggy configuration.Many researchers conducted experiments for the observation of fluid flow and the evaluation of production performance,while most of their physical models were fabricated based on the probability distribution of fractures and caves in the reservoir.In this study,a two-dimensional physical model of the karst fault system was designed and fabricated based on the geological model of TK748 well group in the seventh block of the Tahe Oilfield.The fluid flow and production performance of primary gas flooding were discussed.Gas-assisted gravity flooding was firstly introduced to take full use of gas-oil gravity difference,and its feasibility in the karst fault system was examined.Experimental results showed that primary gas flooding created more flow paths and achieved a remarkable increment of oil recovery compared to water flooding.Gas injection at a lower location was recommended to delay gas breakthrough.Gas-assisted gravity flooding achieved more stable gas-displacing-oil because oil production was at a lower location,and thus,the oil recovery was further enhanced.     

孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律

针对孤岛油田馆陶组第五砂层组稠油环蒸汽吞吐中后期的油藏特点，通过水侵方式分析及油藏数值模拟综合研究，指出了平面上剩余油主要富集在受水侵影响较弱的热采区中部及对角井间，纵向上强水侵区域油层上部及水侵区域油层下部剩余油较富集的规律。在此基础上制定的井网加密调整和水侵综合治理等挖潜措施，矿场应用效果较好。     

塔河油田碳酸盐岩油藏注气开发实践及选井认识

塔河油田碳酸盐岩油藏具有储集体埋藏深、非均质性强、储集空间变化大的特征,储集体类型以缝洞型油藏为主。随着油田的开发,能量和底水问题逐渐成为影响自然递减的主要因素。在水驱采油能力大幅下降的同时,注气提高采收率成为油田开发的重要手段。该文介绍在塔河油田注气过程中通过实践摸索,针对不同类型油藏注气开发的经验及规律,在注气选井原则提出新的认识,为碳酸盐油藏提高气驱效率、指导注气开发拓宽思路和方法。     

定方位射孔技术在剩余油开采中的应用

江汉油田开发后期剩余油分布不均，采用常规射孔技术改造储层难度大，开采效果欠佳。探索引进定方位射孔技术，经过现场应用，取得了较好的效果。文章介绍了定方位射孔技术的工艺过程，并对施工中的注意事项和应用效果进行了总结。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏沥青质稠油综合防治技术

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开采过程中有24口井出现沥青质堵塞井筒现象,油井无法生产。为此,结合沥青质堵塞物形成机理研究结果,通过分析生产动态特征、产出原油族组分监测分析、活性水乳化试验等,总结了堵塞物形成前后的生产动态变化规律,提出以掺改性稠油为核心的油井解堵、以环空注活性水及地层注水预防沥青质堵塞物形成的综合防治技术,对已出现沥青质堵塞严重的生产井进行了成功的治理,恢复了油井正常生产。     

流势调控在缝洞型碳酸盐岩油藏控水稳油中的应用

为解决缝洞型油藏因见水和含水上升导致的产量递减,在现有常规砂岩油藏流势表征的基础上,根据缝洞型油藏的地质特征,提出了相应的流势表征新方法,并通过计算和模拟,明确了缝洞型碳酸盐岩油藏流势主要由位能和压能构成。基于流势是控制地下流体流动的决定性因素,提出了通过改变生产压差实现流势调控从而改变流体流动方向的控水技术策略,形成了与水侵方向和水体强弱相关的选井和调整设计等流势调控的关键技术。最后通过实例分析进一步论证了流势调控是缝洞型碳酸盐岩油藏控水稳油的一种有效手段,截至目前在塔河油田已经实施13单元,11单元有效,累计增油近10万t。