塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏化学堵水技术初探

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储集体不同于砂岩油藏,传统的油藏工程理论已不适用,缝洞型油藏的地质建模和表征是当前的世界级难题.由于储层极强的非均质性和复杂的油水关系,导致矿场的总体堵水效果很差.虽然国内外对此进行了大量研究,但取得的成果很少.综述了在碳酸盐岩缝洞型油藏中开展的堵水作业现状,认为堵水要从整个区块出发,从储层的...     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞储层发育,且非均质性强,底水易从高角度裂缝产出,油井治水难度大,堵水在油田稳油控水方面发挥了越来越重要的作用。经过多年探索攻关,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术取得了较大进展,主要形成了以油井五项基础综合分析和权重分析法为主的堵水选井分析方法。根据塔河油田碳酸盐岩油藏条件及储层特点,有针对性地研发出3类堵剂体系：第1类是可溶性硅酸盐堵剂,其主要优点是抗温抗盐、对轻微漏失井有一定针对性,适于孔缝型储层;第2类是可固化颗粒类堵剂,其主要优点是抗温抗盐、密度可选、强度高,适于缝洞型储层;第3类是有机—无机复合交联堵剂,其主要优点是油水选择性强,适于裂缝型储层及水平井（包括侧钻井）。在此基础上配套堵剂和堵水工艺,形成了具有塔河油田特色的以密度选择性堵水工艺、复合段塞逐级托堵工艺以及堵后控压酸化解堵工艺为主的碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水技术研究

利用蚂蚁体追踪技术和井间干扰试验,实现缝洞关联关系的精细描述和连通性的定量化表征,逐步建立了缝洞型油藏定量化注采井网构建技术,极大的提高了注水有效率。根据不同岩溶背景区储层发育特征,构建了风化壳区多维井网、暗河区立体结构井网和断溶体背景线状井网,形成了差异化井网构建技术。在矢量化井网构建的基础上,利用弹性驱+水压复合驱水侵计算模型,初步实现底水油藏注水强度定量化;利用注采对应曲线,初步实现了封闭弹性驱油藏注水强度定量化;通过分析示踪剂响应特征曲线,实现了注水周期定量化;通过综合分析能量变化曲线和物质平衡方法,实现各向分水率定量化计算。实例应用表明,上述技术可有效提高水驱采收率。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏量化注水开发技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏进入注水开发阶段中期后,面临着注水效率低、有效期短等一系列问题。为解决这些问题,研究应用了以物质平衡方程为理论基础的量化注水开发技术。从注水时机量化、单井注水参数量化和单元注水参数量化等方面,分析、阐述了量化注水开发技术的理论依据、技术方法和应用效果。研究发现,量化注水技术可很好地将注水开发从定性判断转为定量分析,解决前期开发过程中定性注水带来的问题。该技术已应用142井次,累计增油10.95×104 t,注水有效率高达84.3%。研究表明,量化注水开发技术在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发中效果良好,具有很好的推广应用价值。      

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术

通过实施关井压锥,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大量高含水油井恢复了产能,增油效果明显.在系统总结矿场关井压锥技术的基础上,对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥的机理、选井原则、关井时机、关井时间、开井工作制度进行了探讨.研究结果表明:关井压锥应主要选择边底水能量强、生产层段位于油水界面以上、前期含水率呈缓慢上升型或台阶型、前期缩嘴压锥或控液压锥有效的高含水油井;油井应在含水率大于80%后开始实施关井压锥;在关井压锥期间,关井时间须根据油井具体情况而定,一般为10～20d,开井后工作制度保持在前期正常生产时产液量的75%左右为宜.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数概率分布模型

应用概率法进行油藏储量计算是行业发展的趋势.针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数,采用概率法开展洞穴型、孔洞型和裂缝型油藏单储系数的拟合研究,建立概率分布模型.研究结果表明:塔河油田缝洞型油藏单储系数符合Beta分布模型,其中,洞穴型储层单储系数最高,概率法计算的Pmean值达10.7×104 t/(km2·m...     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油实践

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性强,油水关系复杂,部分井水层在高返排水后出油。通过与四川盆地排水找气机理的对比分析,认为塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏具有排水找油的基本条件,通过实践获得成功,并提出选择"排水找油"井的一些标志:一定储集空间、水体能量弱、有较好的录井显示、测试见油花或有硫化氢显示。排水找油的成功加深了对塔河油田碳酸盐岩油藏成藏规律的认识,探索了碳酸盐岩油藏新的开发途径。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩油藏缝洞分隔性研究

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏主体区剩余缝洞水淹程度高、油水关系复杂、加密部署风险大的问题,结合油藏生产实际,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏分隔缝洞体的概念,形成了基于油藏地质背景的缝洞分隔性研究的技术思路和方法,总结出 "三大类七亚类"的缝洞分隔模式:河道(管道)分隔型(支流河道分隔型、充填分隔型、U型管分隔型)、断裂分隔型(内幕断裂分隔型、交错断裂分隔型、平行断裂分隔型)和岩溶沟谷分隔型。以基于油藏地质背景的缝洞分隔性研究为基础的老区加密部署效果良好,投产新井产能明显提高,突破了井位部署大于500 m井距的限制,较大程度上增加了可开发缝洞体潜力,降低了加密调整水淹风险。     

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。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的特点,探索出适应塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层的精细成像技术方法。主要包括统计去噪、地表一致性处理、子波一致性处理、速度分析、三维DMO叠加、串联偏移等成像技术。这些技术的精细组合使用,使奥陶系顶风化面及内幕岩溶特征准确成像,提高了钻井的油气产率,为塔河油田的稳步快速发展提供了技术保障。     

塔河油田碳酸盐岩储层预测技术

结合塔里木盆地北部碳酸盐岩储层地质特征，开展了储层预测方法技术研究，包括储层精细成像处理技术、三维相干体处理技术、地震特征参数提取及分析技术、波阻抗反演技术、三维可视化解释技术、成像测井技术、长源距声波全波测井技术以及裂缝综合概率模型技术等。建立了一套适合塔里木盆地北部碳酸盐岩储层预测技术系列。应用该技术系列，预测了塔河油田碳酸盐岩储层的裂缝和溶洞发育带．并得到了钻探证实。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏复杂缝酸压技术研究

缝洞体是塔河油田油气的主要储集空间,通过酸压工艺沟通缝洞体是实现这类油藏高效开发的主要手段。侧钻井放空、漏失现象揭示在井周不同方位均发育缝洞体。由于酸压人工裂缝延伸方向主要受控于最大水平主应力方向,造成非主应力方向上的缝洞体沟通困难。增加酸压裂缝复杂程度是提高井周不同方位缝洞体沟通的有效措施。通过建立复杂天然裂缝条件下人工裂缝延伸模型,评价了不同岩石参数对裂缝复杂程度的影响：摩擦系数 > 水平应力差 > 逼近角 > 岩石抗张强度 > 内聚力。研究形成了复杂缝酸压配套工艺技术并开展5井次现场应用,平均单井增油5 909.7 t。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水保压技术研究

塔河油田D区奥陶系凝析气藏是其主力气藏。其D2井区近年来产量递减迅速,如何提高该类气藏的采收率是区块持续高效开发亟待解决的难题。根据气藏储集体特征及开采特性,分析了注水保压机理、选井依据、先期注水与后期注水的适用范围及最佳时机,利用物质平衡法分析注水量与压力恢复、储量动用的关系以确定合理注水量,提出了较完整的注水保压技术,通过现场实践表明注水保压可有效提高碳酸盐岩缝洞型凝析气藏天然气采收率。     

利用注水替油资料计算塔河缝洞型油藏动态储量的方法

在塔河缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价中,由于缝洞储层介质类型多样、尺度不一、分布复杂、非均质性较强,无法准确确定储层综合压缩系数,缝洞型油藏动态储量评价结果可靠性差.基于油井注水替油资料,对油井储层在弹性驱阶段和注水替油后替油阶段建立相应的物质平衡方程,建立2个阶段弹性产率公式,联立方程组求解储层动态储量和综合压缩系数...     

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。