利用示踪剂资料讨论塔河缝洞性油藏井间连通方式

探讨塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏多缝洞系统的井间连通方式。针对缝洞型碳酸盐岩油藏井间储集层复杂的特点,通过示踪剂曲线特征分析油藏井间连通方式,从峰型、主峰高宽比、主峰拟面积和注水推进速度4个方面评价曲线特征与连通方式之间的关系,结果表明塔河油田主要有单一连通型和复合连通型2种连通方式,其中以单一连通型为主,占73.5%。典型井分析说明连通方式与单井所处的地质条件有关。     

缝洞型油藏井间连通程度定量评价方法及其应用

缝洞型油藏储集体类型多样,缝洞组合关系复杂,连续性差,非均质性极强,确定井间连通程度非常困难。基于物质守恒理论,建立一种利用油藏动态快速定量评价井间连通程度的方法,实现了对缝洞型油藏井间连通程度的定量预测。实际应用结果表明:该方法与定性评价方法结合,可提高定量评价缝洞型油藏井间连通程度的准确度,评价结果与示踪剂测试结果非常吻合。     

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.     

碳酸盐岩油藏携砂调剖工艺技术研究与应用

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏经多轮次周期注水后,井间形成优势水流通道,注入水突破现象日益突出,注水效率逐年降低。针对注水突破技术难题,高温（140 ℃）高矿化度（24×104 mg/L）作业环境,开展调剖体系室内实验研究,优选增稠药剂、分选地表砂,并建立调剖模型、耐冲刷定性分析模型,形成增稠液携砂调剖体系及“细目陶粒+ 塔河砂+ 覆膜砂”三段塞调剖工艺技术。增稠液携砂调剖工艺技术现场试验取得了较好的调剖效果,对今后塔河油田碳酸盐岩调剖有一定的指导意义。     

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.     

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.     

缝洞型油藏注气开发单元优选方法

针对目前缝洞型油藏采收率低、稳产困难等问题,开展注气开发物理模拟实验。考虑储层隔层、底水规模及连通性、注气压力恢复程度等对注气开发效果的影响,认识到储层无隔层,底水连通较好、规模较小,周期储层压力恢复程度较高时注气开发效果较好。推导注气开发的理论模型,编程分析注气后采收率大幅度提高,可以有效降低油井含水率。综合考虑剩余油量、水体规模及连通性、储层连通性、缝洞体积、油井钻遇/连通位置及油水界面位置等参数,给出注气开发单元优选原则,并进行实例分析。     

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。     

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.     

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。     

碳酸盐岩油藏调剖数值模拟

用黑油模型对让那若尔碳酸盐岩油藏进行水驱生产历史拟合,研究表明:油层出水基本分为3种类型:油层同时产油产水;油层顶部主产油、底部主产水;油层底部主产液主产水,底水到达井筒主要以线状突进为主。在水驱历史拟合的基础上,用可动凝胶调剖数值模拟软件优选出调剖方案的各项技术参数:在区块综合含水40%时注入调剖剂,注入聚合物质量浓度为1 000×10-6,采用多段塞注入,段塞尺寸为0.15 PV。该方案对现场施工具有一定的指导意义。     

碳酸盐岩礁滩相储层分类

研究以岩石组构、孔隙结构和岩石物性三者之间的相互联系为基础,按照岩石结构成因类型、优势孔隙类型、孔隙结构/物性分类进行多层次划分,将晚古生代以后的孔隙型礁滩相储层分为4大类、10小类,其中细－粗粒间溶孔的残余颗粒灰岩、细－粗晶间孔的残余颗粒云岩、非组构选择性溶孔的结晶碳酸盐岩是主要的优质储层类型,此种分类方法兼顾储层的地质成因模式与其自身特定的渗透性、弹性声波等物理属性,有助于改善储层类型的测井等地球物理手段识别效果,对碳酸盐岩礁滩相储层建模及评价具有重要意义.     

裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层孔隙度下限的求解研究

裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层具有复杂的孔隙结构和严重的非均质性,如何准确确定其物性下限值是目前储层研究的难题之一.作者以蜀南地区下三叠统嘉陵江组裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层为例,选取与储层的储集能力和产能密切相关的喉道半径和含水饱和度两个参数,利用压汞和相渗透率资料,采用相关公式法求得了其孔隙度下限值,并进行了验证.结果表明,区内嘉陵江组裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层的绝对下限为1.98%,产出下限为2.3%.这个计算结果与其他方法得到的孔隙度下限值是吻合的.     

特低渗油藏水平井区深部调剖技术适应性评价及应用

肇州油田具有储层渗透率(特)低、非均质性强、油层薄等特点,由此导致水平井区油井含水上升快、产量低。针对该油田的油藏特点,选用地下聚合交联的凝胶SC-2作为调剖剂;从注入性、封堵能力、封堵选择性等方面对SC-2凝胶在目标区块中的适应性进行评价;并设计了目标区块水平井区深部调剖矿场试验方案。室内实验结果表明,在目标油藏条件下未成胶SC-2溶液的黏度与水相近,具有良好的注入性;在储层模型中聚合交联后的凝胶对水窜通道封堵率达到99%以上,且对水流通道具有良好的封堵选择性。矿场试验结果表明,目标区块实施深调后,注水井吸水剖面得到改善,油藏中液流方向得到调整,油井含水率明显下降,其中肇57-平35井的含水率由85.0%下降到78.2%,日产油由1.1 t上升至1.3 t。     

碳酸盐岩油藏缝洞单元离散数值模型及压力响应曲线特征

 缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,如何充分利用试井测试资料认识钻遇储层特征是后期挖潜增产的关键,并且常规解析试井模型中无法考虑井与缝洞的位置关系导致解释结果误差较大。为此,根据缝洞单元内缝洞与井的分布特征,分别建立了井钻遇和未钻遇缝洞2种离散数值试井模型,并进行有限元求解,分析了缝洞体大小以及缝洞体与井之间距离对井底压力响应曲线的影响。采用该方法对塔里木哈拉哈塘油田14口井测试资料进行试井分析,结果表明,受缝洞体的影响,井底压力响应曲线特征可分为：缝洞发育-未钻遇缝洞-井在缝洞附近、缝洞发育-钻遇缝洞、钻遇多个连通的缝洞、基质为主-缝洞不发育以及缝洞不发育-钻遇个别缝洞5种类型。     

基于模糊聚类分析的复杂碳酸盐岩储层定量评价

影响储层性质的因素较多,并且这些因素之间往往具有错综复杂的关联性,针对这些特点,以四川盆地川中磨溪气田嘉陵江组嘉二段碳酸盐岩储层为例,优选孔隙度、渗透率、含水饱和度、排驱压力、平均孔喉半径、储层有效厚度以及渗透率变异系数、突进系数和级差作为储层评价因素,采用模糊聚类分析法评价储层的质量.评价结果与气田实际产能具有很好的一致性.     

碳酸盐岩古岩溶储层预测的难点与对策

在分析碳酸盐岩古岩溶储层成因特点与预测难点的基础上,确定针对该类储层进行地震预测的思路与对策,即首先建立古岩溶储层的地质概念模型,然后通过实验室地震物理模拟,确定敏感性地震参数,最后在井旁地震道属性统计分析的基础上,对塔里木盆地轮西区块奥陶系风化壳古岩溶储层进行预测.结果表明:该区早海西期存在2个岩溶旋回,相应地发育3套与岩溶作用有关的储层;平均反射强、均方根振幅、平均能量是反映缝洞型储层的主要敏感性地震参数,而能量半衰时斜率对于检测裂缝发育带最为敏感;研究区古岩溶储层的发育主要受岩溶地貌和断裂系统的控制,具有明显的分带性及叠置性特征.     

碳酸盐岩储层复杂孔隙结构研究现状及进展

碳酸盐岩储层由于受沉积环境和成岩作用的影响,其往往表现出强烈的非均质性,传统储层“四性”评价已无法满足碳酸盐岩储层表征的要求,要想明确储层本质特征,微观孔隙结构评价成为必然选择。为了了解目前碳酸盐岩储层孔隙结构研究现状,在参阅大量文献的基础上,将目前碳酸盐岩储层孔隙结构评价方法系统分为五大类：实验分析法、核磁共振测井评价法、基于分形特征的定量表征法、成像测井孔隙度谱分析法和孔隙结构指数表征法。这些评价方法的使用均存在使用局限性,要想建立连续、方便及可靠的孔隙结构评价方法,今后还需从岩石导电机理方面深入研究,其中基于岩石物理实验分析及模拟的复杂孔隙导电规律是重要研究方向。     

致密砂岩储层物性的主控因素分析

以鄂尔多斯盆地上古生界下石盒子组盒二段储层为例,综合利用岩心、测井以及各种分析化验资料,通过储层沉积学、岩石学和成岩作用的研究,详细探讨了该区致密砂岩储层物性的主控因素.研究结果表明,盒二段储层属于辫状河流相沉积体系,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,其中辫状河主河道微相物性最好;在砂岩的岩矿组成中,随石英含量的增加,长石、岩屑等含量的减少,储层物性变好;研究区经历了较强的成岩作用,其中压实作用、胶结作用对储层原始孔隙起到破坏作用,导致储层致密,低孔低渗,但溶蚀作用可以在一定程度上改善储层的储集性能,次生孔隙发育带的识别将是致密砂岩气藏勘探的一个重要方向.     

不同潮型和风况下青草沙水库取水口盐水入侵来源

本文应用2013年12月和2014年2月青草沙水库取水口实测盐度和数值模式计算的流速流向,分析水库取水口盐水入侵的来源.2013年12月枯季在一般径流量和风况的情况下,大潮、大潮后中潮和小潮前期水库取水口盐水来源于上游的北支倒灌,小潮中后期、小潮后中潮盐水入侵来源于北港下游外海的盐水入侵.观测资料发现2014年2月长江河口盐水入侵是近几十年来发生过的最严重盐水入侵事件,导致青草沙不宜取水的时间达到23 d,对上海的安全供水造成了严重威胁.2014年2月枯季在一般径流量和持续偏北大风15 d情况下,所有4个潮型中青草沙水库取水口盐水均来自北港外海的正面入侵.