塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏类型探讨

塔河油田奥陶系油藏是非均质性极强的碳酸盐岩油藏,普遍的观点认为塔河油田奥陶系油藏为若干个相互独立的缝洞单元组成的独立油藏集合体,鹰山组下段或蓬莱坝组发育的大底水,给油藏开发研究和后期综合治理带来越来越多的矛盾和困惑。文中从大量的实钻资料、生产动态资料出发,通过古岩溶机理、成藏机理等方面研究,认为塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是复杂缝洞体交错组合在一起的油水界面凹凸不平的似层状边水油藏,水体主要分布在南部5648-6310m深度处。研究结果对该油藏开发技术对策的调整和提高采收率研究有一定的指导意义。     

塔里木盆地哈得逊油田非稳态油藏

非稳态油藏是指在油气充注或调整过程之中、尚未形成统一的油水界面、油气水处于动态非平衡状态下的油气富集体,其主要特征是在相互连通的储集体内出现油水界面大幅度倾斜或油气水关系倒置等异常现象.以塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏为例,通过倾斜油水界面成因分析,认为现今东河砂岩油藏正处于油藏的调整充注期,油气富集具有明显的非稳态性,新构造运动是油水界面大幅度倾斜的主要原因.在物理模拟的基础上提出了非稳态油藏的概念.并将其应用于哈得逊油田的勘探开发实践,经过近3 a的滚动勘探开发,油田储量不断增长,目前已成为塔里木盆地乃至中国第1个探明储量超亿吨的大型海相砂岩油田.图5参11     

哈得逊地区奥陶系碳酸盐岩储层地震相研究

哈得逊地区碳酸盐岩缝洞型储集类型非常复杂,而且储集体规模变化大,储层在地震剖面上呈现出多样性。为了弄清本区块储层的地震响应特征,以及各类储层对应的地震相分布的范围,通过对已钻井储层进行精细标定,总结出碳酸盐岩储层在地震剖面上所对应的三种地震相,即串珠相、片状相和杂乱相,应用敏感属性对三类地震相,储层进行了识别和区分,预测各类储层发育的规律及规模,对下一步井位部署和储量标定有很好的指导作用。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏堵水工艺技术浅谈

对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的储层特点进行了论述,并重点阐述了塔河油田堵水工艺的技术现状和需要重点研究的内容.对已经实施堵水的不同类型油井的现场试验效果进行了分析与评价,并在此基础上,通过对采用不同完井方式投产的油井所表现出的地层见水规律和出水原因的不同的分析,归纳出了几种较为典型的堵水地质模型,提出应根据不同的模型合理选择相应的堵水方式的建议.     

肯基亚克油田碳酸盐岩油藏地质模型

肯基亚克油田位于滨里海盆地的东缘，该油田石炭系油藏是一个以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏，储层划分为三类：裂缝—孔隙—孔洞型储层、孔隙—孔洞型储层、微裂缝型储层。由于碳酸盐岩储层裂缝、溶洞发育的特殊性，长期以来如何建立裂缝、溶洞储层地质模型一直都是较为关注的难题。此次首先通过描述储层的沉积分布特征，确定了地质模型的框架；通过对岩心与测井数据的分析，确定了不同孔隙度范围内微裂缝与溶洞分布规律，并利用密度孔隙度和基岩孔隙度做裂缝和溶洞的定性描述；在对井问储层预测与地质建模时，运用了地质统计学原理，对不同类型的储层选取了不同变程，这样确保了不同类储层预测的精度，并采用条件模拟方法，建立了孔隙度模型。总结出了一套利用密度孔隙度、钻速、岩心分析孔隙度和渗透率资料，并运用地质统计学技术建立碳酸盐岩油藏储层分布模型的技术路线。     

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏天然气地球化学特征及油藏类型研究

塔里木盆地东河砂岩是海相油气的重要勘探领域。为研究东河砂岩天然气成因、油藏类型及油气运移方向,以哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气为研究对象,在天然气组分数据可靠性评估基础上,对烷烃气组分和非烷烃气组分的含量、同位素特征及分布规律进行了详细研究,探讨了天然气组分成因,详细分析了东河砂岩油藏类型,并对油气运移路径进行了推测,形成以下主要认识:①哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气为油型气,总体具有N2含量高、干燥系数低及CO2含量低的特征;高含量N2为腐泥型有机质在成熟阶段热解生成,CO2是有机和无机成因的混合物。②哈得逊油田东河砂岩油藏由西南侧哈得4井区油藏、东南侧哈得1井区油藏和北部井区油藏(哈得113井—哈得111井—哈得4-51井)3个相对独立的油藏共同组成,油藏类型分别为构造油藏、构造—岩性油藏和岩性—地层油藏。③与哈得1井区油藏天然气相比,哈得4井区油藏天然气干燥系数低,N2和CO2含量高,δ13C1值、δ15 N值和δ13 CCO2值偏高,且烷烃气δ13 C值部分倒转;这可能是成藏后期哈得4油藏天然气的泄漏导致。④现今哈得逊油田东河砂岩油藏已基本达到平衡,自北向南大规律油气运移难于形成现今天然气组分和同位素分布规律。推测哈得逊东河砂岩油藏可能是经下伏断裂,由下部奥陶系古油藏调整而来。     

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集层泥砂产出机理

为厘清哈拉哈塘油田奥陶系油藏井壁失稳机理,重点分析了冲捞砂样的岩块和砂粒粒径及其矿物组分。研究区奥陶系碳酸盐岩储集层井壁失稳有2种形式：上部未封堵非生产层吐木休克组的井壁坍塌,即宏观失稳,形成井筒坍塌岩块;主力生产层流体携带的砂粒产出,即微观失稳,造成井筒泥砂复合堵塞,堵塞物主要包括裂缝充填物破碎和微凸体剥落产出的泥砂。灰色关联法井壁失稳主控因素分析结果表明,储集层埋深、井径、含水率、井眼方位等是影响井壁失稳的主要因素,通过优化井径、井眼方位以及工作制度,可以防控泥砂微粒产出。     

肯基亚克油田碳酸盐岩油藏地质模型

肯基亚克油田位于滨里海盆地的东缘,该油田石炭系油藏是一个以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏,储层划分为三类:裂缝-孔隙-孔洞型储层、孔隙-孔洞型储层、微裂缝型储层。由于碳酸盐岩储层裂缝、溶洞发育的特殊性,长期以来如何建立裂缝、溶洞储层地质模型一直都是较为关注的难题。此次首先通过描述储层的沉积分布特征,确定了地质模型的框架;通过对岩心与测井数据的分析,确定了不同孔隙度范围内微裂缝与溶洞分布规律,并利用密度孔隙度和基岩孔隙度做裂缝和溶洞的定性描述;在对井间储层预测与地质建模时,运用了地质统计学原理,对不同类型的储层选取了不同变程,这样确保了不同类储层预测的精度,并采用条件模拟方法,建立了孔隙度模型。总结出了一套利用密度孔隙度、钻速、岩心分析孔隙度和渗透率资料,并运用地质统计学技术建立碳酸盐岩油藏储层分布模型的技术路线。     

轮南地区奥陶系碳酸盐岩古岩溶特征

泥盆纪末期的早海西运动及二叠纪末的晚海西运动, 均使塔里木盆地轮南地区抬升而遭受风化剥蚀, 奥陶系出露地表遭受大气淡水的淋滤、溶蚀作用, 形成潜山。轮南地区岩溶系统发育, 大多数井在奥陶系钻有缝洞系统, 发育的层位为一间房组、鹰山组的灰岩内。岩溶、构造作用是控制奥陶系储集层分布的重要因素。研究表明, 垂向上储集层主要发育在风化壳300 m 范围内。平面上地表岩溶作用发育于轮南地区中部、西部, 储集空间为裂缝、溶孔、溶洞; 东部主要受构造作用影响, 储集空间主要为裂缝。     

塔河油田六区奥陶系油藏综合治理对策研究

塔河油田六区奥陶系油藏自2007年底以来因含水上升导致递减加大,开发效果明显变差;2009年5月开始进行油田综合治理,因含水上升是影响开发效果变差的主要因素,治理目标为稳油控水,确保油田稳产。针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞为储集体的特点,通过对不同多井缝洞单元储层发育特征、油藏开发特征研究,根据不同缝洞单元含水上升特点,理清治理思路,制定了不同的治理对策。文中主要介绍典型堵水单元S66单元和典型注水单元S74单元的实施效果。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层测井识别与评价

塔河油田奥陶系油藏属于多期构造和岩溶作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,主要的储集空间是溶蚀的孔、洞、缝,具低孔、各向异性强、非均质性强三大特点,储层的测井识别与评价与砂岩油藏有很大的差别.以岩心标定为基础,总结了成像测井可识别的主要储层类型.在此基础上,研究了各种类型储层的常规测井响应特征及储层的测井识别方法,分析了影响储层判别的各种假储层现象及识别方法.在岩心、成像测井资料标定的基础上,建立了裂缝综合概率模型、双孔介质模型,实现了缝洞型碳酸盐岩储层的常规测井资料定量评价,在塔河油田奥陶系储层测井评价中取得了较好的效果.     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层预测技术

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋深在5300 m以上,基质不具储集性,储集类型以裂缝、溶洞为主,油气受控于古岩溶缝洞,储层纵、横向非均质性强,地震信噪比、分辨率低,预测难度大。寻找和预测奥陶系缝洞发育带是塔河油田增储上产的关键。在储层成因机理研究的基础上,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的成因预测模式,为储层预测奠定了地质基础。针对塔河油田奥陶系储层的特点,建立了以叠前时间偏移和目标精细处理技术为核心的碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术,为储层预测提供了扎实的基础资料。通过储层标定和正演模拟分析,建立了碳酸盐岩缝洞型储层的地球物理识别模式,包括测井识别模式和地震识别模式,为储层识别和预测提供了依据。应用振幅变化率、相干体分析、波阻抗反演等技术,有效地预测了碳酸盐岩缝洞发育带。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩储层缝洞系统的物理模拟研究

针对塔河油田碳酸盐岩的地质特点，设计和制作了裂缝、孔洞和洞-缝3种典型物理模型，并采用超声波测试方法进行了模型正演模拟，以分析当地下存在溶洞、裂缝时的地震波传播的能量和反射结构的变化。给出了模型的制作原理和制作材料，对模拟结果进行了分析。结果表明，地层中存在较大的溶洞时，叠加剖面上溶洞的上方会出现弱反射，但溶洞内部往往形成强绕射波，经偏移归位后成为强短反射，并连续出现；地层中存在裂缝时，在叠加剖面上表现为杂乱反射地震相；地层中存在不规则的缝-洞组合时，叠加剖面上以杂乱反射相为主。     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶发育特征与主控因素

塔河油田中-下奥陶统缝洞型储层是加里东中期-海西早期多次构造运动引起的多期岩溶作用叠加改造的结果。结合地质、地球物理和地球化学等分析方法,论述了塔河油田奥陶系碳酸盐岩多期岩溶发育特征及其主控因素,揭示了加里东中期第一幕、第二幕、第三幕和海西早期4个主要岩溶发育阶段,解析了岩溶储层成因演化过程及改造历史,研究认为海西早期及加里东中期第一、第二幕为主要岩溶时期,特别是海西早期最为重要,岩溶发育的主控因素是古构造、岩溶地貌及古水系地质环境。     

塔河油田托甫台区奥陶系碳酸盐岩储集体地质特征研究

以实钻地质录井资料为基础,结合测井、生产测试等资料,对塔河油田托甫台区奥陶系碳酸盐岩储集体进行了认真细致的研究.研究表明该区奥陶系碳酸盐岩储集空间形态多样,有效储集空间以构造缝和溶蚀孔、洞、缝等次生孔隙为主;储层非均质性强,受断裂控制作用明显,横向上多分布于北部、中部断裂带附近,纵向上以中奥陶统顶之下0～60 m最好....     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论及方法

以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏是以大型溶洞和裂缝为主要储集空间的特殊类型油藏,储集体分布复杂,主体缝洞介质内流体流动不符合达西渗流规律,使得该类油田开发无法借鉴碎屑岩成熟的开发理论和技术。经过近年来的科技攻关研究,深化了缝洞型油藏储集体形成机制,揭示了缝洞型油藏流体动力学机理,形成了超深层缝洞储集体地球物理描述、多尺度岩溶相控缝洞储集体建模、缝洞型油藏数值模拟3项关键技术成果。在塔河油田缝洞型油藏开发实践中,有效指导了注水开发,提高了开发效果。     

碳酸盐岩储层多尺度缝洞体分类表征——以塔河油田S80单元奥陶系油藏为例

碳酸盐岩缝洞型油藏受古地貌、构造及岩溶作用控制,储集体类型多样,主要以不同类型的大尺度溶洞、小尺度孔洞及多尺度裂缝为主,储集体成因机制不同,高度离散,传统连续性储层表征思路难以直接套用。以储集体识别和描述为基础,基于分类表征的思想对不同类型储集体分别进行刻画。以岩溶成因及野外露头为指导,综合地震定性预测与定量反演成果,对于风化壳成因、断控成因的大尺度溶洞分别采用序贯指示方法和基于目标的方法进行模拟。对于小尺度孔洞采用协同序贯指示模拟方法建模,对于多尺度裂缝则以地震信息为基础,采用人工解释、蚂蚁追踪与随机模拟相结合的方法进行表征。在分类表征基础上,根据岩溶成因规律构建分类储集体的融合原则,实现了分类模型的整合。结果表明：该方法能够有效表征S80单元缝洞型油藏的强非均质性特征,基于模型细化评价单元储量级别,设计新钻井位置,筛选有利目标区均取得较好效果,模型应用于油藏数值模拟,为指导剩余油挖潜与开发方案调整奠定地质基础。     

塔河油田碳酸盐岩储层类型划分

对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的储渗起决定作用的主要是裂缝和溶蚀孔洞。而储层的孔隙空间结构很大程度地决定着地层原始流体的分布以及储层的储量和产能，为此，提出了用常规测井资料计算导电效率、分数维及裂缝密度的方法。针对塔河油田碳酸盐岩储层的具体情况，利用交会图方式，确定了通过采用导电效率和裂缝密度来划分储层类型的标准，即导电效率大于0．03或裂缝密度大于1．4，储层裂缝发育；否则为孔洞性储层。此外，分维数越大高角度裂缝越发育。实际资料处理表明，该方法适用于塔河油田碳酸盐岩储层类型的划分。     

缝洞型碳酸盐岩储集体特征及预测——以A油田PZ段为例

以A油田P_z段储集体为研究对象,采用井震联合技术进行精细连井标定可以增强层位标定横向上的连续性和可靠性。引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释,落实尖灭线及构造圈闭。研究区重新落实碳酸盐古潜山构造52.7 km²,增加了勘探开发的面积。利用三维可视化技术展现古地貌特征,将古地貌分为峰丛洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种类型。综合地质、测井和地震响应特征,将研究区储集体分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型和裂缝型3种类型。综合地震反演和蚂蚁体追踪建模技术,明确了研究区3类储集体的空间展布特征。认为Ⅰ类溶洞孔隙型储集体主要沿古构造高部位发育,而且位置越高储层厚度越大;Ⅱ类裂缝孔隙型储集体发育于构造斜坡部位;Ⅲ类裂缝型储集体受断裂影响明显,发育于断裂附近。