断控缝洞型油藏底水驱剩余油分布规律及挖潜策略

根据断控缝洞型油藏构造成因和地震资料,分析了典型缝洞结构特征,设计并制作了“树状”缝洞结构三维大尺度可视化物理模型,开展了不同生产速度、不同井储配置关系下底水驱和底水驱后多介质协同开采实验,揭示了该类缝洞结构下底水驱剩余油形成机制和分布规律,明确了底水驱后不同开采方式下剩余油动用特征。研究表明,“树状”缝洞结构中,底水驱后剩余油主要包括非井控区断裂带剩余油和井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油;高生产速度下存在明显的底水沿断裂带的水窜现象,采用间歇式排采可以有效削弱断裂带间的干扰效应,起到抑制水窜的效果;与直井开采相比,水平井能够降低断裂带间的导流能力差异,呈现出较好的抗水窜能力;水平井越靠近“树冠”上部,底水驱阶段采收率越高,但综合考虑底水驱及后续注气开发,水平井部署在“树冠”中部且钻穿较多数量的断裂带时总采收率更高;底水驱后顶部注气吞吐优于气驱、大段塞吞吐优于小段塞吞吐,既可以有效动用与油井横向连通的井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油又可以动用非井控区断裂带剩余油,从而大幅度提高采收率。

碳酸盐岩缝洞型油藏流固耦合下的油水两相流动特征

为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率,探究其流固耦合下的油水两相流动特性,根据不同介质中的流体流动规律,建立了Stokes-Darcy两相流体流动模型;基于有效应力原理和广义胡克定律,建立了适用于缝洞型碳酸盐岩油藏的油水两相Stokes-Darcy流固耦合数学模型;分别针对有无流固耦合的缝洞型碳酸盐岩油藏,进行了宏观和细观的油水两相流体流动模拟。研究结果表明:油藏有无流固耦合作用,其油水两相流体流动特性在基质区差异较大,在溶洞内差异较小,注水速度对缝洞型碳酸盐岩油藏的油水流动影响较大。

英买2缝洞型油藏注水及注气提高采收率研究

针对英买2缝洞型油藏大量剩余油未被采出问题,基于典型储层结构组合特征制备了可视化物理模型,开展了注水和注气等不同开发方式的提高采收率物理模拟实验研究。通过对比不同阶段的含水率和采收率,定量分析了不同开发方式对英买2缝洞型油藏剩余油的动用效果;利用制备的裂缝孔洞模型和断溶体模型,研究底水驱后注水、注气和气水交替开发方式的可行性,并明确了进一步提高英买2缝洞型油藏采收率的合理注采方式——低注高采注水驱油方式、高注低采注气驱油方式以及气水交替注入方式,其中,气水交替可较大幅提高原油采收率。研究结果可为英买2缝洞型油藏进一步提高采收率提供支撑。

碳酸盐岩缝洞型油藏注水井储量损失原因及治理对策——以塔河油田A区为例

注水替油为塔河油田缝洞型油藏稳产的重要方式之一,近年来,注水替油失效井占比逐年提升,注水井储量损失问题日益凸显。根据单井生产特征和地质特征,通过能量指示曲线、注水指示曲线定量化分析各阶段储量变化,动静态结合并融合数模、建模一体化技术,分析了储量损失的本质原因,并针对不同储量损失类型提出不同的治理对策,恢复失控储量,提高产能。储量损失主要分为远端储量损失和体内储量损失两大类,其中,针对远端储量损失以恢复远端供液为目标,针对体内储量损失以扩大井周动用为目标。实际治理效果与数模预测方案吻合,治理效果显著。

断控缝洞型油藏注采井间油水界面预测方法

断控缝洞型碳酸盐岩油藏受大型克拉通内走滑断裂控制和改造,其纵向多发育为断裂复合储层体(裂缝-溶洞体),该储集体既是油气运移通道,又是储层空间,其空间及配置关系复杂.为实现注水开发过程中油水界面和见水规律的准确分类及预测,并提供后续开发方案和对策指导,以单一溶洞下的油水界面运移特征为基础,利用物质平衡方程建立一种新的断控缝洞型油藏多溶洞连通下的油水运移数学模型,基于稳态逐步替换法形成了注采井间动态油水界面实时追踪预测方法.与常规数值模拟方法相比,该模型构建简易,计算效率高,综合考虑了油水密度差异和井-裂缝-溶洞间的复杂纵向配置关系,能够较为准确预测生产井的见水规律、各溶洞油水界面运移位置及剩余油分布等各项开发指标.研究结果表明,多缝洞开发单元受生产制度和缝-洞储层参数影响,油井生产期将出现3个阶段(纯油、油水同产和纯水期);合理的采油速度与注水量可有效保持地层压力,兼顾采出程度和裂缝应力敏感效应;裂缝传导率越高,储层能量恢复越快,油水界面上升也变快;随着注采井间溶洞体积及裂缝传导率差异增大,油水同产期将变长.最后,对比Eclipse数值模拟器与本研究模型计算结果,分析溶洞体物性参数(渗透率和孔隙度)对油水界面运移速度的影响.鉴于目前断控缝洞型油藏地质构造及裂缝-溶洞体配置关系的多样性,开展多井生产动态与模型预测结果的实时拟合工作是目前油水界面评价与追踪的有效方法.本研究模型为断控缝洞型油藏见水预警、注采参数优化及剩余油挖潜对策制定提供了基础理论与方法.

富满地区断控缝洞型油藏试油初期产能预测方法

塔里木盆地富满地区碳酸盐岩缝洞型油藏产能预测分析多是定性认识,且产能预测方程可操作性较差。通过分析稳定渗流压裂井产量与井底压力关系,发现影响各井产能的主要因素是生产压差和裂缝发育程度。根据钻井期间目的层钻具放空和泥浆漏失量情况将富满地区试油井分为3类,同时分别统计分析3类井生产压差和日产油、日产气的关系,最终形成了1套符合富满地区断控缝洞型油藏的产能预测方法。利用该方法对富满地区7口试油井进行产量预测,有5口井试油后验证产量误差在15%以内,符合率达到71.43%。该方法使用简单、可靠性强,可在塔里木盆地富满地区推广应用。

缝洞型油藏高压扩容注入动态模型及敏感性分析

高压扩容注水是缝洞型油藏提高采收率的有效方式之一。针对高压扩容注水注采过程认识不清的问题,提出了3类高压扩容注水模式,基于高压扩容注入动态模型,模拟不同敏感性参数对高压扩容注水和生产过程的影响,并结合哈拉哈塘缝洞型油藏矿场实例,分析了3类高压扩容注水模式。结果表明:高压扩容注水有远端低能型、渗流屏障型和近端小储集体型3类模式,3类高压扩容注水模式均可有效动用远端储集体,提高采出程度,渗流屏障型增油效果最优;近端储集体大小影响注水指示曲线拐点出现时间,远端储集体大小影响注水指示曲线出现拐点后的注水难易程度;注水过程的交换指数大于生产过程的交换指数,表明高压扩容注水有效;裂缝闭合压力越小,应力敏感系数越小,注水指示曲线出现拐点越早,累计产液量越高。

考虑脱气影响下缝洞型油藏的动态储量计算新模型

缝洞型油藏内部空间结构复杂,流体分布形式多样,裂缝-溶洞储集体中水体能量与溶解气体的存在对动态储量计算有明显影响。油藏工程的物质平衡方法不考虑储集体内部结构与生产过程中油气混相状态与水体能量影响,仅根据储层压力变化与累计注、采量对储量进行计算。以油藏工程常规物质平衡法为基础,引入表征水体能量的参数,考虑油藏开发中溶解气体对储量的影响,修正综合体积压缩系数,建立动态储量计算新模型,弥补现有计算方法对综合体积压缩系数因素考虑不全的缺陷。实例分析表明,与其他动态储量计算模型进行对比,随着水体能量增大,油藏储量逐渐减小。相同水体能量下,溶解气析出,原油体积系数变大,油藏储量也减小。计算结果表明使用新模型计算更加符合缝洞型油藏地质储量的实际情况,为该类油藏储量计算提供一种新方法。

塔河12区缝洞型油藏剩余油分布数值模拟研究

塔河12区油藏是典型的缝洞型油藏,前期采速高,产量下降快,剩余油分布十分复杂。为研究剩余油分布情况,提炼了三种典型缝洞结构模型,分别是双溶洞左右排列组合模型、表层岩溶缝洞组合模型和双溶洞上下排列组合模型。采用Fluent软件模拟探究了缝洞结构差异性、生产压差、注采方式、注水速度和缝洞连接位置对剩余油分布的影响。结果表明,不同的缝洞结构模型在注水开发后,剩余油分布情况差异较大,且受其他开发参数的影响程度不同。生产压差对剩余油分布无明显影响;溶洞低注高采具有更好的开发效果,剩余油分布也更加集中;较高的注水速度下采收率更高;缝洞连接部位对剩余油分布有一定影响。此外,针对主要的剩余油分布类型给出了相应的挖潜建议。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井网优化

碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体规模差异大、空间离散性强,井间缝洞连通结构复杂、流体流动模式多样等特征。缝洞控制程度低,储量动用不均衡,生产效果差异大,常规砂岩油藏规则和不规则井网部署方式均不适用,需要建立一种匹配油藏特点的井网构建与优化方法。将物理模拟实验和理论分析相结合,采用“立体化”、“系统化”的井网构建思路,丰富空间结构井网的理论内涵,深化重力驱替理论在空间结构井网构建中的根本性认识。建立以缝洞结构、连通关系、储量动用、能量状况和注采结构为主线的井网设计方法和六步法井网构建流程。总之,流体密度差是重力置换的主导因素,缝洞连通结构的位势差是纵向驱替的重要驱动力,主次通道的驱替速度差是垂向平衡的关键,是缝洞型油藏空间结构井网提高采收率的增效机制。

超深层断控缝洞型油藏油井合理产能优化方法及应用

为优化超深层断控缝洞型油藏油井合理产能,以塔里木盆地FQ油田为例,分析其地质和开发特征,利用产能试井法、嘴流法和油藏数值模拟法,对油井合理产能进行优化。结果表明,超深层断控缝洞型油藏一次采油可分为初期、中期和后期3个阶段,不同阶段开发特征差异显著。FQ油田超深层断控缝洞型油藏产能试井曲线存在下凸型、直线型、上翘型和台阶型4类,其中,下凸型曲线油井合理产能取曲线拐点处对应产能;直线型和上翘型曲线油井合理产能均取最大测试产能,但需继续扩大油嘴测试产能,直至曲线出现拐点;台阶型曲线油井合理产能取台阶后最大测试产能。嘴流法优化油井合理产能取嘴流曲线拐点对应产能。油藏数值模拟法适用于一次采油中期和后期油井合理产能优化,通过优化油井见水时间、累计产油量、采收率等关键指标,确定油井合理产能。

深层缝洞型油藏井间连通路径智能预测技术

深层缝洞型碳酸盐岩油藏是多期地质构造和岩溶作用改造形成的油藏,缝洞体结构复杂、非均质性强,常规的碎屑岩油藏井间连通预测技术不适用。基于静、动态数据结合多重分形、曲线相似度分析等技术,自动提取缝洞单元不同机理下相邻井响应程度等生产动态特征参数,实现井间连通程度自动评价。利用深度残差网络实现地震多属性融合刻画储集体空间结构,采用强化学习和多目标算法自动搜索三维连通路径。以塔里木盆地塔河油田不同岩溶背景典型缝洞单元为例,自动提取的动态响应特征及三维连通路径的展布形态说明裂缝网络是风化壳岩溶井间主要连通通道,多向连通性好;主断裂和次级断裂是断控岩溶井间的主要通道,沿断裂呈条带状连通;古暗河岩溶沿多层暗河连通,局部充填垮塌具有分段性。研究成果对深层缝洞型油藏剩余油与提高采收率研究具有较大的指导意义。

缝洞型油藏原始油水界面刻画新方法——以哈拉哈塘油田为例

哈拉哈塘油田奥陶系发育孔、洞、缝储集体,该储集体是由不同压力系统和不同油水关系的缝洞单元在空间上相互叠加形成的复杂油气藏,具有多压力系统、多油水关系、多开发动态特征并存的特点。错综复杂的油水关系加大了开发难度,导致钻井成功率较低。同时,由于该类油藏的特殊性,储层存在大量放空漏失段,传统的直接预测法或监测手段识别油水界面分布及变化规律难度较大、可靠性低。为此,笔者创新性地采用缝洞型碳酸盐岩油藏不确定性地质建模技术和油藏产量不稳定分析法分别计算缝洞体静态体积、动态油体积和水体积,在动、静态储集体体积一致的基础上,逐渐调整模型油水界面,实现静态模型法刻画油、水体积与动态评价结果一致,从而确定该井原始油水界面,由井点及面推至全区,利用地质规律及生产、钻井测试等分析结果综合修正原始油水界面位置。新方法为缝洞型油藏预测原始油水界面、预留避水高度提供了新思路,也为油田进一步调整开发措施奠定基础,后期可通过加密井网、侧钻注气等措施挖潜。

缝洞型油藏井组注气体示踪剂解释模型研究

针对常规砂岩油藏注气体示踪剂解释方法基于储层连续介质假设,不适用于大尺度缝洞离散组合的缝洞型油藏问题,考虑了气体示踪剂在大尺度溶洞区中径向迁移扩散及裂缝中一维迁移二维扩散的传输方式,引入了井间分配系数、相间分配系数及裂缝分配系数,建立起缝洞型油藏注采井间气体示踪剂解释物理和数学模型,求解模型并绘制了气体示踪剂浓度理论采出曲线。对该模型进行了参数敏感性分析,探索了溶洞大小、裂缝条数与长度、扩散系数、注气速度及示踪剂注入量对产出曲线的影响规律。研究表明,溶洞越大,浓度曲线峰值出现时间越迟;裂缝长度增加,峰值滞后,条数增多,峰值越多。对塔河油田TK425井组注气体示踪剂实测响应曲线进行了拟合解释,计算了溶洞区体积及注采井间裂缝流道。缝洞型油藏注气体示踪剂解释模型能够有效判断井间连通性,计算地层参数,认识储集体分布情况,为井组注气提高采收率提供理论支撑。

顺北油田超深断控缝洞型油藏注水开发实践

综合分析顺北油田超深断控缝洞型油藏地质与开发特征,确定了天然能量不足是目前导致顺北1号断裂带弱挥发性油藏产量快速递减及地层原油脱气的主要原因。采用数值模拟方法,明确了注水补能是目前最佳开发方式。研究结果表明:顺北油田超深断控缝洞型油藏注水重力分异作用是主要注水机理,注水能有效恢复地层能量;断裂带拉分段的水驱连通程度和能量平衡能力明显强于挤压段;超深断控缝洞型油藏注水开发具有沿断裂带快速水窜和水驱波及体积小的特征。通过注水,油藏地层压力平均恢复14.78 MPa,区块年递减率从48.6%降低到15.9%,阶段累计增油13.10×10^(4)t,取得了较好的开发效果。

一种缝洞型油藏井-缝-洞组合的生产数据分析模型

目前关于生产数据分析方法的研究主要集中于连续孔隙型砂岩油气藏。由于缝洞型油藏非均质性强,非连续特征明显,常规生产数据分析方法理论对其适用性较差。文中考虑了缝洞型油藏离散缝洞介质特征,并基于等势体溶洞模型思想,建立了缝洞型油藏井-缝-洞组合的生产数据分析模型,通过拉普拉斯变换求解得到归一化系数及井底压力解,并绘制得到了缝洞型油藏生产数据分析模型典型图版。结果表明:溶洞体积及储容能力的增大会减小规整化产量,使得规整化产量积分导数曲线下凹特征更明显;裂缝长度及横截面积的增加会增大规整化产量,使得曲线向上抬升。结合现场实测井的静动态资料,应用井-缝-洞模型进行计算分析发现,所建立的模型能够达到较好的图版拟合效果及压力历史拟合效果,验证了模型的可靠性,为缝洞型油藏日常生产数据利用、储层结构分析及储量评价提供了一种较为可靠的计算方法。

塔河油田缝洞型油藏耐高温耐高盐强化泡沫体系研制与性能评价

塔河油田缝洞型油藏实施氮气驱后面临单向受效、气窜等突出问题。为有效控制气窜及扩大波及体积,研制了新型耐高温耐高盐强化泡沫体系——双重交联高分子凝胶泡沫体系,并在塔河油田东部老区开展了强化泡沫复合氮气驱试验。室内实验和矿场试验表明:新型强化泡沫体系采用0.3%阴-非/阴离子复合型协同增效起泡体系和0.7%高分子凝胶稳泡体系合成,凝胶大分子团聚体在泡沫液膜上发生二次交联,形成双重交联高分子凝胶泡沫体系。该强化泡沫体系能在温度为140℃、矿化度为240 g/L、含油饱和度为50%的条件下强稳定,满足了塔河油田缝洞型油藏地质条件的需求。矿场实施强化泡沫复合氮气驱试验10井次,其中9井次有效控制了气窜并扩大了波及体积,增产效果显著,从而证实强化泡沫复合氮气驱技术是一项可行的适用于缝洞型油藏的提高采收率技术。

顺北高温超高压缝洞型油藏原油相态性质测定及分析

顺北缝洞型油藏具有超深、高温、超高压特征,相同断裂带内和不同断裂上油藏在原油类型、性质方面表现出了差异,进行相态规律分析和特征掌握非常重要。以1、5号断裂带上油藏为研究对象,对1、5号带井下样品进行相态实验测试,分析相态实验测试结果得到其相态变化规律。发现:随着储层深度减小,原油中重质组分(C_(7+))含量由5号带上最高的29.88%降低至1号带上最低的18.72%,但从两个断裂带内油藏采出的脱气油密度基本一致;油藏原油饱和压力及气油比,随着生产井段不断变深呈现线性减小趋势,而黏度呈现上升趋势;从顺北5号带往1号带方向,原油逐渐变轻,流体类型从弱挥发性油变为易挥发性原油,原油临界点向左移,相图宽度变窄、高度变高。从相态分析角度明确两个断裂带上油藏原油具有相同油源的特征。

井间单套缝洞型油藏橡胶颗粒调剖堵水实验

以塔河油田井间单套缝洞型油藏为模型基础,设计了橡胶颗粒调流剂堵水物理模拟驱替实验,对水驱规律进行了分析,并探讨了不同的封堵位置、橡胶颗粒用量、粒径、密度以及注水速度对驱替效果的影响。研究结果表明:(1)模拟实验设置模型长度为40 cm,宽度为30 cm,厚度为5 cm,裂缝开度为4~20 mm,溶洞直径为2~4 cm,井筒宽度为10 mm,模型缝洞体积为175 mL,在温度为25℃、常压时,以10 mL/min的速度注水驱替至采油井含水率达到98%时的最终采出程度为43.83%;由于重力分异作用,注水驱替后存在大量的阁楼油和绕流油,阁楼油主要集中在横向顶部通道,绕流油主要集中在横向中部通道和横向底部通道的高位,油水界面与横向中部通道的高位缝齐平。(2)模拟实验中同时封堵横向底部通道和横向中部通道,橡胶颗粒采用混合粒径,颗粒密度和模拟地层水密度一致,用量越大,注水速度越大,调流效果越好;橡胶颗粒用量为0.04 PV,粒径小于1 mm和2~4 mm的颗粒各半,注水速度为15 mL/min时,采出程度提高了18.45%;同时注入水以及与水等密度的橡胶颗粒,可有效封堵优势通道,效果较好。(3)在TH25X井进行橡胶颗粒调剖堵水现场实验中,设置前置段塞橡胶颗粒粒径为2~4 mm,后置段塞橡胶颗粒粒径小于1 mm,颗粒密度为1.13 g/cm3,以50 m3/d的速度同时注入水和橡胶颗粒共920 m3,堵水后累计增油1 200 t,含水率下降15%,取得较好封堵效果。

缝洞型油藏试井模型及其在顺北油田的应用

塔里木盆地顺北油田为缝洞型油藏,裂缝、大尺度溶洞并存,流动机理复杂,常规试井模型无法进行解释。在分析地层渗流、溶洞流体波动、井筒管流耦合的流体流动特征基础上,建立了钻遇溶洞、未钻遇溶洞2种缝洞型油藏试井模型。研究结果表明:缝洞型油井的井底压力响应曲线上可识别出井储、过渡、溶洞1、地层裂缝、溶洞2等流动阶段,而顺北地区油井多洞参与流动的特征较多,主要表现为有明显双洞特征和无明显双洞特征2种曲线类型;通过模型参数反演能够得到溶洞体积、溶洞距离、缝洞体积等参数。对顺北油田1口油井进行分析表明,新模型与实测曲线拟合精度高,拟合率达85%以上,计算的地层参数能够满足工程精度,且符合油藏地质特征。研究成果可用于缝洞型油藏试井资料解释。