H区块缝洞单元连通方式及注水开发对策研究

针对H区块缝洞型油藏连通单元井组实施注水驱替开发效果差异很大这一问题,开展了缝洞单元连通方式及注水开发对策研究。利用地球物理方法对微裂缝、大尺度裂缝、有效基质、孔洞进行刻画,提出了3种缝洞单元连通方式：暗河岩溶管道、大尺度缝、弥散缝伴有大尺度缝。对不同的缝洞连通单元开展机理性数值模拟和矿场试验研究,给出合理的注水开发对策。暗河体系具有连通井组低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系;弥散缝伴有大尺度缝,沟通缝洞单元,不同单元二者匹配具有差异性,应控制合理的注采比,后续动态调整,提高注水开发采收率,改善区块连通单元注水驱替效果,对相同或类似缝洞型碳酸盐岩油藏连通单元注水开发具有一定的借鉴及指导意义。     

塔河风化壳储层典型单元注水方式优化研究

风化壳古岩溶作用形成的缝洞型油藏是塔河油田奥陶系油藏的主要储层类型,其由于缝洞发育,非均质性极强。目前在注水开发过程中,部分缝洞单元注水效果变差。为强化注水效果,利用数值模拟方法研究了塔河某油藏典型生产单元的最佳注水方式组合。根据注水见效期、稳定期以及调整期的含水率特点,通过对注水方式的组合优化模拟,论证了最佳注水组合的模式及注采参数。模拟结果显示,最佳注水组合为先温和持续注水,后周期注水,最终转为脉冲注水的模式。基于该油藏参数,三种注水方式的参数的优化结果为持续注水强度200 m3/d,常规周期注水采用长注短停注60 d停15 d的方式,脉冲注水为(100~200)m3/d间隔30 d的方式间歇注入。     

塔里木油田轮古井区注水替油参数优化研究

塔里木油田轮古井区奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏,油藏非均质性极强,很多单井由于钻遇封闭缝洞
体产量迅速递减。注水替油技术可以大幅度恢复停喷或低效油井的产能,是开发缝洞型油藏的有效新方法之一。注
水替油的注采参数是否合理对注水替油的开发效果至关重要。以塔里木油田轮古井区注水替油典型井的地质、流体
资料为基础,建立单井注水替油的地质模型,通过数值模拟的方法优化注水时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、
开井工作制度等注采参数,并将注采参数无因次化或拟合公式,以消除注水前油井生产动态差异对优化参数造成的影
响,使优化参数更具实用性。     

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。     

塔河油田6区、7区岩溶型碳酸盐岩油藏动态连通性及缝洞单元划分

塔河油田6区、7区奥陶系碳酸盐岩是以表生岩溶和构造运动为主形成的非均质性极强的溶洞-裂缝型复杂油藏.溶洞、溶蚀裂缝和溶蚀孔,是主要的油藏储集孔隙系统;裂缝,是其主要的流体通道系统.随着油藏的不断开发,油藏储集体极强的非均质性和孔洞系统的复杂性,严重制约了奥陶系油藏后续的开发效果.针对储集空间分布的复杂性,利用油藏动态资料,分析井间储层的连通性,进而对研究区缝洞单元的划分就十分必要.油藏动态资料包括:井间类干扰、示踪剂注采响应以及流体物性差异等资料.通过应用塔河油田6区、7区的动态资料,对研究区内的井组进行了连通性的确定以及缝洞单元的划分.这对于研究区后续的注水开发及剩余油的挖潜提供了一定的依据.     

碳酸盐岩潜山裂缝性油藏异步注采研究

碳酸盐岩潜山油藏储集空间类型多样,孔隙结构复杂,裂缝非常发育,连通情况好,储层的非均质性严重。注水开发时水窜严重、水驱采收率低、开发效果差。针对该类油藏的地质特点及注水开发中存在的问题,本文以桩西古潜山油田ZG14井区为例,对该类油藏展开异步注采研究。利用数值模拟方法优化了异步注采单周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等参数,预测了衰竭式开采、连续注水、常规周期注水、异步注采4种开发方式15年末的采出程度。数值模拟结果表明：异步注采15年末采出程度为28.63%,比衰竭式开采、连续注水、常规周期注水分别高3.21,0.82,0.21个百分点,采用异步注采取得了比其他开发方式更好的开发效果。异步注采有效避免了注入水沿裂缝向生产井窜进,注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中,扩大了波及体积;焖井使得裂缝与基质的渗吸交换作用进行的更充分。建议对碳酸盐岩潜山油藏开发时,采用异步注采的开发方式。     

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井间连通性的示踪剂监测——以塔河油田T402注采井组为例

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的储集体以分布非常复杂的缝、洞、孔为主,连续性差,非均质性强,这类油藏裂缝-溶洞复合存在,底水十分发育,没有统一的油水界面,井间连通性极大地影响注水、注气措施的有效性。对此,探究了示踪剂监测确定缝洞型油藏井间连通性的原理、方法,以及参数优选等问题,计算了水线推进速度和注入水分配系数。通过对塔河油田T402注采井组连通性评价分析表明,应用示踪剂监测确定缝洞油藏的井间连通性是一种十分有效的方法。     

浅谈塔河油田注水替油机理

塔河油田碳酸盐岩油藏储层岩溶裂缝、洞、孔呈多重介质特征,储集体空间分布不连续性,油藏的油水关系复杂,奥陶系碳酸盐岩缝洞高度发育,并以多缝洞系统的形式彼此孤立存在,油藏投产后初期高产,但无水采油期短,含水上升快,产量递减快。针对以上情况,塔河油田提出了同井注采、注水替油的补充油田开发能量的新方法,这使塔河油田产量有明显的增长。     

缝洞型油藏泡沫驱效果及缝洞结构动用机理

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间主要以裂缝和溶洞为主,非均质性极强,注水和注气开发过程中储集空间内残余大量剩余油。根据塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特点设计制作了能够表征不同缝洞结构特征的二维可视化物理模型,并基于可视化模型开展了泡沫驱物理模拟实验,揭示了泡沫驱对不同缝洞结构的驱油效果及不同缝洞结构的动用机理,并明确了泡沫对不同驱替阶段剩余油的动用效果。研究表明：泡沫具有极好的流度控制能力和高渗通道封堵能力,对于水平方向、垂直方向和高角度的裂缝都具有很好的驱替效果,能够有效地提高缝洞型碳酸盐岩油藏不同开发阶段后的原油采收率。充填介质的存在有利于扩大泡沫波及体积提高微观驱油效率;增强泡沫的强度和稳定性,能够增强泡沫调流转向的能力;减小泡沫的密度,能够降低界面张力,提高泡沫在缝洞油藏中的采收率。室内研究结果可为缝洞型碳酸盐岩油藏泡沫驱矿场应用提供理论基础。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及改善开发效果研究

采用数值模拟方法研究了缝洞单元剩余油形成机制和改善水驱开发效果方法。研究表明：油水重力分异作用导致溶洞内残余油和束缚水含量决定于流出侧缝洞连接点位置,从而得到了残余相饱和度表达式;油水密度差、缝洞连接关系和缝洞单元压力系统是影响缝洞型油藏剩余油形成和分布的三个因素,油水密度差是根本原因,缝-洞连接关系是主控因素,而缝洞单元压力系统则属于次要原因;提出了水驱后续注气开发、高含水期转换注采关系开发、注水井提液开发三种提高采收率技术,可不同程度降低剩余油饱和度,但各种方式的优劣并不是绝对的,需要根据缝洞连接方式和注采井与缝洞单元连接位置进行优选。     

川中大安寨裂缝性油藏渗吸注水实验研究

渗吸注水是低渗透裂缝性油藏注水开采的重要机理,合理的注水方式与注水参数对改善低渗透裂缝性油藏水驱开发效果具有指导意义。通过大量的室内实验研究,获得了大安寨油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律,为制定合理的油藏渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

缝洞型油藏基于重力分异假定的数值模拟

大型溶洞是缝洞型碳酸盐岩油藏主要的储集空间.现有的连续介质油藏数值计算模型难以准确描述大型溶洞油水两相的流动特征.针对缝洞型油藏,本文建立了一个能够考虑大型溶洞油水两相重力分异的数值计算方法.这一方法基于黑油模型,其控制方程采用网格中心格式的有限体积法进行离散.通过定义大型溶洞单元的流相流动分数,来考虑溶洞内油水两相重力分异对流动的影响,并计算溶洞单元同裂缝单元或者基质单元间的质量流动项.采用本文建议的方法对塔河油田实际缝洞油藏进行了数值模拟,并同传统连续介质模拟方法进行了对比.计算结果表明,本文方法很好地拟合了单井和缝洞油藏的含水率和产油量,能够适用于实际缝洞型油藏的数值模拟.     

塔里木盆地轮古西地区岩溶缝洞型储层井间连通性分析--以LG15-21井组为例

塔里木盆地轮古西地区奥陶系碳酸盐岩属于岩溶缝洞型储层,非均质性强,油水关系复杂,空间连通性差,现已进入开发注水阶段。本文通过静、动态综合分析的方法研究油藏连通性,认为LG15-21井组为一连通单元。同时指出三维缝洞雕刻技术是油藏评价及开采的有效技术,可为单元的连通性研究提供很好的静态证据。     

塔里木盆地轮古西地区岩溶缝洞型储层井间连通性分析——以LG15-A井组为例

塔里木盆地轮古西地区奥陶系碳酸盐岩属于岩溶缝洞型储层,非均质性强,油水关系复杂,空间连通性差,现已进入开发注水阶段。通过静、动态综合分析的方法研究油藏连通性,认为LG15-A井组为一连通单元。同时指出三维缝洞雕刻技术是油藏评价及开采的有效技术,可为单元的连通性研究提供很好的静态证据。     

缝洞单元注水驱油可视化物理模拟研究

为了研究缝洞油藏注水驱油机理,以及注采参数对注水开发效果的影响,采用可视化物理模拟的方法研究了注采井位、注水强度对缝洞型油藏剩余油分布、含水率、采收率的作用机制。同时进行了单相物"理模拟实验和注气提高采收率实验。研究发现:注采井位对水驱油效果产生明显影响,底部注水的采收率高于顶部注水。低流速范围内,无论注水井位置如何,重力对油水置换都起到积极的作用。在一定的流速范围内,注入速度越大,注入压力越大,生产井见水略早,含水采油期越长,采收率越高。单相物理模拟实验,在低流速范围内注入压力与注入速度成线性关系;在高流速范围内注入压力与注入速度成非线性关系。研究结果表明:注气可以有效地驱替缝洞中的剩余油,特别是对阁楼油和绕流油效果显著。     

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。     

玉北1地区奥陶系油藏连通性研究

玉北1地区奥陶系油藏为缝洞型碳酸盐岩油藏,研究其油藏连通性对油藏进一步开发具有重要的指导作用.通过压力推算、流体性质对比及开发动态特征对比综合分析该油藏连通性.玉北1地区奥陶系油藏各井压力及流体具有独立的分隔性,开发动态特征差别较大,互不属于同一缝洞单元.     

井打在溶洞外的缝洞型油藏数值试井模型

 缝洞型碳酸盐岩油藏多发育大尺度的溶洞和裂缝, 非均质性极强。这类油藏不能使用常规的连续介质理论描述。根据缝洞型碳酸盐岩油藏的特征, 结合地震、地质等资料, 建立了井未钻遇溶洞的缝洞型碳酸盐岩油藏数值试井物理数学模型。利用有限元方法对模型进行求解并绘制了试井样版曲线, 对影响井底压力动态的主要因素进行了分析。研究表明: 当井打在洞外时, 由于洞内的渗透性远优于洞外地层, 压力导数曲线后期出现明显下掉, 溶洞的尺寸主要影响压力导数曲线的下掉幅度。模型解释结果与实测数据对比分析表明, 该试井模型具有较高的预测精度, 能够为碳酸盐岩油藏的试井分析提供理论指导。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型

对于缝洞型碳酸盐岩油藏,衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采,在制定开发方案时,确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例,选取尽可能多的影响因素,采用多元逐步回归分析方法,得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数,与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾,并且适应面广,可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明,这个模型可用于现场实际。