单缝单洞缝洞型碳酸盐岩底水油藏弹性开采机理研究

单缝单洞底水体系是一种简单的缝洞模式,但对于探索缝洞型底水油藏的开采机理和开发规律至关重要.结合流体在裂缝中的运动规律和液体弹性膨胀理论,建立了单缝单洞底水缝洞油藏弹性开采时油水两相流动的数学模型,用数值方法求解揭示了油水流动规律,得到了产油量、产水量、含水率和采出程度随时间的变化规律,以及含水率与采出程度关系曲线.单缝单洞缝洞型碳酸盐岩底水油藏弹性开采的含水率与采出程度关系曲线特征为凸型,见水后含水上升很快.     

泵挂深度对注水替油开发效果的影响研究

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏,不同类型的缝洞单元由于储集体规模和水体的发育程度不同造成天然驱动能量具有较大差异,部分油井天然能量严重不足、产量递减快,采收率低。注水替油作为塔河碳酸盐岩油藏一种新型开采方式,已经取得了较好的效果。针对注水替油后期,油水界面上升导致含水上升快的问题,对衰竭式开发、单纯注水替油机抽开发以及采用机抽－深抽开发等不同方式的效果进行对比研究,明确了采用加大泵挂深度可以提高油藏采收率,改善开发效果,从而为矿场实施提供依据。     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策研究

缝洞型油藏储层类型多样,非均质性严重,油气水关系复杂,给这类油藏的开发带来了很大困难。应用数值模拟方法对缝洞型油藏的开发规律进行了研究,分析了不同类型油藏井型、水体能量、开采速度、开发方式对开发效果的影响,结果表明：无底水存在的单缝洞模式适合采用直井开发,而有水体的单缝洞情形更适合用水平井进行开发。结合塔里木盆地碳酸盐岩油藏注水的成功实例确立了注水吞吐等主要的开发技术对策,为此类油气藏的开发提供了理论依据。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发研究

碳酸盐岩缝洞型油藏由于裂缝、溶洞的分布随机性强,其流动机理和开发方式与常规的碳酸盐岩裂缝性油藏存在很大差别,注水开发目前处于试注阶段,还没有形成相应的油藏注水开发理论体系。因此,建立适合碳酸盐岩缝洞型油藏的注采关系及注水方式,优化碳酸盐岩缝洞型油藏不同注水方式下的注采参数,是碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发理论与方法的关键基本问题。该研究以油藏工程学、流体动力学理论为基础,以室内物理模拟实验、数值模拟、矿场注水试验和大量动态资料统计分析为基本手段,充分考虑理论研究、室内实验研究与现场试验研究相结合,针对课题研究目标,选择具有代表性的缝洞单元模型进行重点研究,对油藏能量、注采关系、注水方式、注采参数、注水开发动态及开发效果评价方法进行深入研究,进而形成系统的缝洞型油藏注水开发技术政策及注水开发效果评价方法。2013年通过进一步开展室内物模和数值模拟研究,建立了缝洞型油藏室内三维注才井组实验模型,完善了缝洞型油藏单元注水方式,优化了缝洞型油藏单元注水的注采参数,进一步完善了不同类型岩溶缝洞储集提注水技术政策。该课题完成了年度研究计划内容和目标。     

缝洞型油藏多级分段堵水技术研究与应用

针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞发育且储层非均质严重,底水易从高角度裂缝窜进并产出,油井治水
难度大的问题,开展了多级分段堵水技术研究,该技术根据油井漏失情况,使用不同类型的堵漏剂和堵漏工艺进行预
堵漏,以不同密度可固化颗粒为主体堵剂,通过多级段塞、分段注入的施工工艺和堵后控压酸化求产工艺,实现缝洞型
油藏油井的高效堵水。多级分段堵水技术对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏有较好的适应性,现场应用有效率达70% 以上,
可推广应用。     

基于J函数的低饱和油藏数值模拟及水平井含水模式研究

针对北部湾A油田低饱和油藏开发过程中水平井投产初期含水复杂问题,根据单井动静态特征细分含水类型,利用油藏数值模拟方法探讨低饱和油藏水平井投产初期见水特征及形成机理,确定低饱和油藏水平井含水上升模式。结果表明,北部湾A油田低饱和油藏水平井具有3种含水上升类型,即一般型、先升后降再升型、初期突升-平稳型,油藏产水包括边水、底水及储层可动水;利用J函数法成功解决了异常含水上升规律的拟合难题。在油藏数值模拟的基础上,确定了低饱和油藏中水平井含水上升模式,即边水推进型、可动水产出型和底水脊进型。     

基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞油藏水驱油机理

首先提出了采用全直径岩芯对剖刻蚀缝洞网络系统的物理模拟方法研究缝洞油藏注水驱油机理,然后再通过冷冻对剖拆开的方式观测缝洞网络中剩余油分布状态的基本思想.通过基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞型油藏水驱油机理研究,考察了不同流体黏度、不同含水饱和度对缝洞体油藏衰竭采收效果的影响,同时考察了不同流体黏度、不同注入速度、不同原始含水...     

中国碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率研究进展

围绕中国碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率难题,阐述缝洞型油藏储集体描述、物理模拟方法、剩余油分布及提高采收率方法 4个方面的研究进展,探讨并展望未来缝洞型油藏提高采收率技术的关键与发展方向。缝洞储集体精细描述是提高采收率技术的研究基础,也是实现相似性物理模拟的依据;缝洞型油藏剩余油主要分布在构造高部位和连通屏蔽区,目前提高采收率的方法主要为注气顶替高部位原油,措施较为单一;未来中国碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率研究的发展在于储集体勘探与三维模拟相结合的精细地质描述和实现缝洞型油藏均衡驱替两个方面,等密度流体和流道调整技术是两个潜力研究方向。     

缝洞型油藏剩余油的主要存在形式分析*

将“拟颗粒模拟技术”应用至缝洞型碳酸盐岩油藏,设计多尺度缝洞网络概念模型,分析模型的水驱过程,揭示：由于溶洞和油井配置关系不理想,溶洞顶部滞留的洞顶剩余油和由于高导流通道而未被水体波及的剩余油是缝洞型油藏剩余油的主要存在形式。由模型的含水变化特征类比实体油藏单井的见水规律,选塔河4区S48单元TK412井为类比对象,在三维地质模型基础上,从储集体最高点逐级向下切片,按网格积分初步估算TK412井控制溶洞顶部滞留的“洞顶剩余油”110×104 t。分析表明：油井含水达90%以上,仍然存在大量剩余油,油藏开发潜力极大。     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

考虑相态变化的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征分析新方法

随着对缝洞型碳酸盐岩气藏的开发,分析与预测缝洞型碳酸盐岩气藏生产动态特征变得至关重要。由于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,其生产动态特征变化与井打缝洞储集体位置有关,同时又与凝析气藏不同温度压力下的相态变化特征有关,现有的动态分析方法已不能满足缝洞型气藏动态分析的要求。目前缝洞型碳酸盐岩的动态分析方法主要有物质平衡法、物理模拟实验、现代产量递减法、试井和数值模拟法等,但以上所有方法都忽略了井钻遇缝洞体的位置,而其位置关系在缝洞型碳酸盐岩动态分析中起决定性因素。针对塔中地区缝洞型碳酸盐岩凝析气藏,建立了考虑相态变化的凝析气藏物质平衡方程,构建了井筒位置、裂缝和缝洞体依次连通的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏物理和数学模型,通过推导得到分析缝洞型凝析气藏动态分析简化模型,并对气油比、产气、水和凝析油量的变化特征进行了分析和讨论。基于该简化模型对塔中某典型凝析气井开展了生产动态特征分析;其预测缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发过程中缝洞与油、水界面的关系和气藏相态变化分析结果与生产特征完全一致,进一步验证了模型的准确性。该方法将对缝洞型凝析气藏后期挖潜增产有重要的指导意义。     

缝洞型油藏拟颗粒法多尺度流动模拟

缝洞型油藏储集空间类型多样,且尺度差异非常大,储层中多种流动状态共存,既有孔隙渗流,又有溶洞自由
流,属典型的多尺度多相复杂流动,物理仿真实验及常规数值模拟难以准确地描述此类油藏流动特征。基于拟颗粒方
法建立油水两相流动多尺度离散计算模型,利用其在界面追踪上的优势,通过在两相界面处引入一种斥力的方式实现
表面张力模拟,建立了表面张力模型,实现了缝洞型油藏的油水流动模拟,并通过理论分析及与实验现象对比的方法,
验证了模型的正确性。结果表明：该方法能够在不同尺度上刻画此类油藏油水流动特征,可以取代室内物理仿真实
验,确定不同缝洞组合类型下的剩余油分布情况,能够进行宏观油藏模拟,为此类油藏的高效开发奠定基础。     

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间复杂,呈现出很强的非均质性和多尺度特征,除个别井水驱特征曲线呈现出砂岩油藏特征或单一直线段特征外,其余井水驱特征曲线多呈现出多直线段台阶状或不规则特征,因此不能直接对传统水驱特征曲线进行简单的应用。在对国内外常用的50 多条水驱特征曲线进行筛选的基础上,对桑南西缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线进行了选择应用,分析结果表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏,需要根据分析应用情况的不同及与实际资料的相关性来选择应用水驱特征曲线。为了进一步完善缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线的选择应用,在此基础上对其水驱特征曲线应用相关事项作了补充。     

哈拉哈塘缝洞型油藏油井产水特征及机理分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发过程中油井见水普遍且治理难度大等问题,结合单井动静态特征,探讨了哈拉哈塘油田的产水特征及形成机理。分析认为,受产层段储层特征多变的影响,形成了多种含水类型。其中,含水波动型形成机理为：井段有多套产层,封存水沿非主力层突破,由于产出通道稳定,含水波动变化;含水缓慢-快速上升型形成机理为：产层段储层相对均质,地层水突破后随地层水产出通道的逐渐增多及相渗的增大,含水持续上升;含水突然上升型形成机理为：产层段纵向上非均质性严重,地层水沿主产通道突破,致含水突然（阶梯）上升。针对不同油藏特征及出水机理提出了相应的控水治水对策,效果明显。     

缝洞型潜山油藏储量计算方法研究

缝洞型潜山油藏具有特殊的储集类型和特征,其饱和度参数解释、有效厚度划分、储层平面分布的确定是储量计算中的难题。利用成像、核磁共振测井资料,对东部的埕岛油田埕北30块缝洞型潜山油藏,定量描述其裂缝、计算裂缝孔隙度和解释含油饱和度,将测井与地震资料相结合,确定井点以外储量参数分布;对西部的塔河油田塔3,4块油藏,针对缝洞型油藏的储量不确定性,采用容积法、动态法、概率统计法多种方法计算储量,并给出了储量的期望值。通过对东、西部缝洞型潜山油藏采用的不同储量计算方法对比分析,形成了一套适合于该类油藏储量参数研究和储量计算的方法。经过开发井资料进一步证实,该方法计算的储量具有较高的精度。     

单一缝洞内油水相对渗透率及其影响因素

将复杂的缝洞系统简化为裂缝和溶洞的基本组合,从分析油水相对渗透率曲线着手探索其两相流动规律。在考虑实际油田碳酸盐岩储层特征的基础上,制作不同溶洞直径的单一缝洞有机玻璃模型,利用稳态法测定模型中的油水相对渗透率研究溶洞直径、缝洞倾角、油水黏度比、注入速度等因素对油水相对渗透率的影响。结果表明:对于单溶洞单裂缝的基本组合,随着溶洞直径的增大,油相相对渗透率曲线由直线型逐渐转变为下凹型,水相相对渗透率曲线呈上凹型且曲率越来越大;残余油饱和度随着溶洞直径、缝洞倾角、注入速度的增大和油水黏度比的减小而降低。     

底水油藏水侵量计算新方法

针对底水油藏的开发,在缺乏试井数据的情况下采用常规油藏物质平衡法以及试井分析方法均难以确定水驱控制储量,进而无法获得水体参数和特征来计算油田的水侵量。为了更加准确的预测水驱油田水侵量,本文结合生产动态资料,选择符合的水驱特征曲线计算水驱控制储量。在此基础上,考虑油环油、溶解气、水体等因素,建立物质平衡方程,通过亏空体积曲线法计算获得水侵量。利用Fetkvoitch拟稳态模型,采用试错法,优化计算水体体积和水侵系数,保证Fetkvoitch拟稳态模型求解的水侵量和亏空体积曲线法求解的水侵量最接近,得到最优的水体体积和水侵系数对未来生产动态中水侵量进行预测。运用油藏数值模拟软件建立的模型与本文提出两种的计算方法拟合结果对比可知的水体体积的误差为2.6%、水侵指数的误差为2.2%,计算结果准确,为底水油藏计算水侵量提供了可靠的依据,并为预测水侵量提供了新的方法。     

裂缝-孔洞储层连通溶洞模式注气效果研究

针对缝洞碳酸盐岩油藏主要进行自喷采油或停喷后注水替油作业,导致本体溶洞内存在大量剩余油的问题,开展了缝洞碳酸盐岩油藏注气采油开发效果的研究。对裂缝孔洞储层连通溶洞模式进行模型简化,计算分析氮气、甲烷及二氧化碳气体的注入适应性,通过物理模拟方法对该类储层进行自喷、注水及注气模拟实验,并建立了注气开发分析方法,结果表明,对于该类储层溶洞连通底水规模越大,裂缝孔洞储层物性越好,注气开发效果越差,且随注气周期增加,缝洞体的弹性能量逐渐增大。在矿场条件下,应选择上部裂缝孔洞储层物性较差,溶洞连通底水规模较小的缝洞体进行注气实践;建立弹性产率与压缩系数的线性关系式,可预测气顶体积、油水能量及周期产出量等参数,为注气效果评价提供一定依据。     

特高含水期整装油藏数值模拟中的几个关键问题

油藏经过长期注水冲刷以后,储层渗透率及油水运动规律发生明显变化,特别是进入特高含水期后,储层的这种变化特征以及夹层和高渗流带对剩余油的影响,是油藏数值模拟需要考虑的重要因素。通过对泥质、灰质、物性夹层参数进行分类赋值,并建立储层物性渗透率时变模型和不同含水阶段相对渗透率模型,实现高精度历史拟合和剩余油描述,为制定开发技术政策界限以及设计优化开发调整方案提供可靠依据。