塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率物理模拟

鉴于塔河缝洞油藏单井注气吞吐试验取得了较好采油效果,为将注气技术从单井吞吐向单元区块进行推广,有必要优化缝洞型油藏单元注气方式。首先通过岩板刻蚀缝洞模型来研究不同气驱方式的产液特征、产液规律,在此基础通过具有类似缝洞结构的玻璃刻蚀模型开展可视化物理模拟研究来定性解释上述规律产生的机制。板状模型物理模拟研究发现,缝洞模型水驱后以不同方式注气,第一阶段皆表现为产水、不出油;不同注气方式产油速度、采收率增值差别较大。从采油速度看,转单纯注气效果优于气水同注、气水交替和注泡沫;从采收率增值看,泡沫驱气水同注纯氮气驱气水交替。研究表明,水、气体、泡沫在缝洞介质中流动特征可概括为气往高处去,水往低处流,泡沫高低都能走;上述驱替介质在缝洞模型中特定的行进方式决定了其对水驱剩余油的作用机制和产液特征。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率物理模拟研究

鉴于塔河缝洞油藏单井注气吞吐试验取得了较好采油效果,为将注气技术从单井吞吐向单元区块进行推广,有必要优化缝洞型油藏单元注气方式。本文首先通过岩板刻蚀缝洞模型来研究不同气驱方式的产液特征、产液规律,在此基础通过具有类似缝洞结构的玻璃刻蚀模型开展可视化物理模拟研究来定性解释上述规律产生的机制。板状模型物理模拟研究发现,缝洞模型水驱后以不同方式注气,第一阶段皆表现为产水、不出油;不同注气方式产油速度、采收率增值差别较大。从采油速度看,转单纯注气效果优于气水同注、气水交替和注泡沫;从采收率增值看,泡沫驱 >气水同注> 纯氮气驱 >气水交替。研究表明,水、气体、泡沫在缝洞介质中流动特征可概括为：气往高处去,水往低处流,泡沫高低都能走,上述驱替介质在缝洞模型中特定的行进方式决定了其对水驱剩余油的作用机制和产液特征。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

碳酸盐岩缝洞型油藏网络模型

碳酸盐岩缝洞型油藏储层中,溶洞是主要的储集空间,裂缝是流体流动的主要通道,二者内部流动阻力差异很大.针对缝洞型储层呈离散介质的特征,提出缝洞网络模型,并在此基础上建立油水两相流数学模型.采用随机建模和历史拟合相结合的方法对TK472CH单井缝洞单元的生产特征进行模拟.结果表明:产油量的拟合误差为5.58t·d-1,含水率的拟合误差为12.31%,均在误差许可范围内,验证了模型的合理性;与耦合型数学模型相比,该模型简化了缝洞型油藏的表征参数,计算成本低,可进行大规模的工程应用.     

碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞单元形成机制及模式研究进展报告

该研究以塔河油田4、6和7区缝洞储层为研究对象,对塔河油田缝洞型储层的成因结构和充填模式进行地质分析,建立塔河油田缝洞储层的结构模式和充填模式;研究其缝洞单元内储集空间的分布规律;通过多种地质因素综合研究,分析研究区奥陶系缝洞单元内储集空间的成因和主控因素。研究者建立了塔河油田缝洞储层的三维立体结构模式,明确了表层带、渗流带和径流带缝洞结构和充填模式。表层岩溶带主要由地表河、落水洞、断层及裂缝、坡积物和奥陶系裸露岩石所组成。根据现代岩溶和古岩溶的考察,以及塔河油田的井下资料解释,地表河和落水洞为河流沉积物和垮塌角砾岩充填。渗流岩溶带的缝洞主要由渗流井和驻水洞以及缝洞复合体组成。渗流井是连通表层岩溶带与径流岩溶带的水流通道,一般沿断层或裂缝发育渗流井废弃后常常被表层碎屑物或垮塌角砾充填,而驻水洞如果不受垮塌影响,则充填程度一般比较低,是非常好的油气成藏和产出空间。径流带内水流以横向流动为主,潜水面是径流带的底界。地下河溶洞是径流带缝洞的主要类型,在塔河油田根据地下河溶洞相互连通关系和规模,可以划分出干流洞、支流洞和末梢洞。在断层附近、地表落水洞下方可以形成规模巨大的厅堂洞。径流带溶洞大都具有比较强烈充填作用:地下河沉积碎屑充填,垮塌角砾充填和碳酸钙化学充填。针对表层带地表河和径流带溶洞系统沉积物岩性和沉积水动力条件进行研究,初步阐明了表层带和径流带不同成因结构水动力条件与沉积物物源。以南方和塔北古岩溶缝洞系统发育与充填特征研究,建立了洞穴垮塌机制与控制因素。裸露期岩溶洞穴垮塌和埋藏期岩溶垮塌成因机理差异明显。研究者基于不同充填物分别进行物性评价的思路,形成了缝洞充填物类型约束下多参数配合的物性评价方法。针对不同类型的缝洞充填物采用多参数组合法分别计算物性,建立不同缝洞充填物的物性评价方程,并与取心井实测孔隙度和渗透率进行对比分析。实践证明,与岩心实测物性对比符合率高,有效评价了研究区缝洞储集性能。     

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。     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征

探讨塔里木盆地碳酸盐岩缝洞型油藏的开发动态特征.通过储层研究,储集体主要以溶蚀孔洞、裂缝为主.依据地震反射特征将地震反射类型分为深串、浅串、整体串、片状反射、杂乱反射;结合塔里木油田生产特征及地震反射特征,分析了研究区的产液能力特征、产量递减规律、含水变化及出水类型、油藏天然能量.结果表明区块的产能主要来自于深串和整体串,单井衰竭式开采产量递减快不能维持稳产;油井出水类型以缓慢型和台阶型为主,且构造位置对出水特征影响明显,暴性水淹型都处在构造边部位;整体天然能量不充足,少数井具有一定能量与含水分析结果一致.该区生产状况一般,需进一步开展研究完善开发方案.     

缝洞型油藏泡沫辅助气驱提高采收率技术可行性

根据缝洞型油藏特征,建立二维和三维可视化缝洞介质物理模型,研究水驱、气驱、泡沫驱在缝洞介质中的剩余油形成及驱替机制,对比分析泡沫驱在缝洞型介质适应性。利用三维高温高压缝洞模型评价泡沫驱实施效果。结果表明:泡沫辅助气驱能够显著改善缝洞型油藏气驱效果,在实验条件下,水驱后N2泡沫驱能够将气驱采收率提高7%,裂缝中泡沫的增黏作用和可变流动阻力效应使得其能够进一步扩大气驱波及体积,有效启动绕流油与封闭孔洞剩余油;泡沫辅助气驱作为碳酸盐岩缝洞型油藏三次采油技术是可行的。     

缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

缝洞型油藏地质条件复杂,储层非均质性极强,虽然单井注氮气提高采收率矿场试验获得成功,但由于单井地质特征各不相同,使得注气效果差异大,注采参数需要进一步优化。为此,提出建立针对此类油藏的“一井一策”注气提高采收率技术政策,并以TA1井为例,在储层识别和预测基础上,构建储集体发育模式,采用“分类建模、分类数模”的方法再现油藏开发历程,表征剩余油分布特征,基于实体油藏模型优化转注时机、注气方式及注采参数。结果表明,TA1井洞顶存在5.28×10⁴ t剩余油,注入氮气能够形成次生气顶动用洞顶阁楼油,进一步提高油藏采出程度,基于模型确定最优转注时机为含水率93%时,注气方式为气水混注,周期注气量为60×10⁴ m³,注气速度15×10⁴ m³/d,焖井时间10 d,采液强度40 m³/d,预测增油2 496.0 t,该技术政策为注气方案编制和矿场实施提供了参考,实施后增油效果显著,推广到不同岩溶背景注气井均取得较好应用效果。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩油藏大尺度试井新方法

试井技术是认识油气藏、评价油气藏动态、完井效率以及措施效果的重要手段。塔河缝洞型碳酸盐岩油藏储集体特征形态各异,存在大型溶洞、裂缝和溶蚀孔洞,常规试井分析采用三重介质模型。针对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开发过程中生产井压恢曲线较少的问题,根据试井思想,利用Blasingame生产数据分析法提出了基于"生产曲线"的缝洞型油藏时间大尺度试井分析方法。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐EOR效果评价

缝洞型碳酸盐岩稠油油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,非均质性极强,针对此类油藏,注气吞吐是一种有效的开发方式。为了探索缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐开发效果,设计并制作了适用于缝洞型油藏吞吐室内物理模拟实验装置,从换油率、产气速率、产气量等方面对比分析了4种吞吐介质（CO₂、N₂、先注CO₂后注N₂、先注N₂后注CO₂）的吞吐效果,分析了作用机理。实验结果表明：注气吞吐提高采收率效果显著,最低换油率的N₂吞吐也能达到0.422;CO₂与N₂混合气吞吐中,CO₂溶于原油中能使其黏度降低,N₂由于重力分异作用占据缝洞高部位形成气顶,这种协同作用使得CO₂与N₂混合气吞吐效果好于单一注气吞吐;而在注气顺序上先注N₂后注CO₂吞吐效果更加明显,换油率可达0.861。缝洞型油藏注气吞吐开采是一种行之有效提高采收率的方法,先注N₂后注CO₂混合气吞吐可获得更显著的开发效果。     

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。     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏动态储层评价技术

碳酸盐岩缝洞型油藏具有极强的非均质性,单纯用静态资料来认识这类油藏是非常困难的.作者提出利用生产动态资料和信息进行该类型油藏研究的新思路.即利用人工神经网络技术在处理非线性相关参数预测方面的优势,并以渗流理论为基础,结合试井成果,推导出影响油藏开发的重要参数(地层系数)与生产信息的关系;建立了人工神经网络预测储层参数的结构模型.通过塔里木盆地塔河油田实例研究,说明了神经网络技术在碳酸盐岩缝洞型油藏储层评价预测和非均质性分析等方面具有较强的实用价值.     

缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水研究

非对称不稳定注水广泛应用于强非均质和裂缝型砂岩油藏中,但由于大尺度碳酸盐岩缝洞型油藏地质构造和流体流动规律的复杂性、特殊性,在大尺度碳酸盐岩缝洞型油藏运用较少。笔者在深入调研国内外周期性注水理论、注水机理和影响因素、吸入过程非平衡状态、砂岩油藏中非对称不稳定注水理论及示踪剂监测技术等基础上,从非对称不稳定注水作用机理出发,结合碳酸盐岩缝洞油藏地质构造的特殊性,针对由于地质、流体参数难以有效获取而导致的不能确切计算合理的注水参数的难题,先后对注入量和注水周期和示踪剂监测的原理和意义进行了研究。研究表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水,在注水初期可利用示踪剂监测峰值及衰竭时间来近似确定合理的停注时间,并进一步判断水窜风险;在注水后期,结合示踪剂突破时间和受效井生产动态进行动态调整可取的良好的效果。最后笔者通过实例分析进一步论证了,非对称不稳定注水对大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏有很好的适应性。     

缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟

缝洞型碳酸盐岩油藏分布广、储量大,但储集空间类型多样并可跨越多个尺度,宏观上表现为渗流-自由流耦合特征;且埋藏较深,超过5 300 m,裂缝和溶蚀孔洞在开发过程中易发生变形,具有强应力敏感性。考虑储层介质的弹性变形,建立离散缝洞模型的流固耦合数学模型及其数值模拟方法。其中多孔介质渗流区域采用Biot方程,在渗流场和应力场中均对裂缝进行降维处理,建立离散裂缝的Biot流固耦合模型;溶洞为自由流区域,采用Navier-Stokes方程;两个区域间通过扩展的Beavers-Joseph-Saffman条件进行耦合。应用混合有限元方法对该流固耦合模型进行数值求解,其中渗流区域采用经典的Galerkin有限元方法,自由流区域采用Taylor-Hood混合元方法,通过数值算例验证模型和方法的正确性。结果表明:溶洞中的压力传播速度较快,相对于渗流区域可视为一流动等势体;在降压生产过程中,裂缝尖端和溶洞附近区域易发生较大面积的破坏,而较高的流体压力对于溶洞和裂缝壁面具有一定的支撑作用,因此在此类油气藏的开发中应适当采取保压措施,以避免溶洞坍塌和裂缝闭合。     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏水动力学模拟新方法

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏,其储集空间以溶洞为主,裂缝作为主要的沟通通道,具有网络状油藏的特征。基于管流理论,建立了一种新的水动力学等效模型,通过分析缝洞之间相互关系及油水在缝洞系统中的分布对流动规律的影响,研究流体在裂缝、溶洞介质中的流动特征,揭示储集体内流体的流动规律。根据地质研究成果,构造典型生产井的水动力学等效模型,利用本模拟方法对网络状油藏开采机理进行了分析,验证了本模拟方法的有效性和合理性。     

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.     

碳酸盐岩缝洞型油藏可视化物理模型底水驱替研究

缝洞型碳酸盐岩油藏由于非均质严重,流体流动规律复杂。本文结合油藏实际地层条件,利用天然露头岩心设计并制作出可视化裂缝网络模型和裂缝溶洞模型。考察了不同底水压力梯度下各种模型见水特征。分析了不同模型中剩余油分布特征。实验结果表明:裂缝网络模型无水采油期短,油井见水后,含水率上升很快。与裂缝网络模型相比,裂缝溶洞模型的无水采油期较长。此外,两种模型中的剩余油也存在较大差别。裂缝网络模型中的剩余油以水平裂缝中未波及油为主,而裂缝溶洞模型剩余油则以阁楼油和绕流油为主。