Origin, hydrocarbon accumulation and oil-gas enrichment of fault-karst carbonate reservoirs: A case study of Ordovician carbonate reservoirs in South Tahe area of Halahatang oilfield, Tarim Basin

Based on comprehensive analysis of tectonic and fault evolution, core, well logging, seismic, drilling, and production data, the reservoir space characteristic, distribution, origin of fault-karst carbonate reservoir in Yueman block of South Tahe area, Halahatang oilfield, Tarim Basin, were studied systematically. And the regular pattern of hydrocarbon accumulation and enrichment was analyzed systematically based on development practice of the reservoirs. The results show that fault-karst carbonate reservoirs are distributed in the form of "body by body" discontinuously, heterogeneously and irregularly, which are controlled by the development of faults. Three formation models of fault-karst carbonate reservoirs, namely, the models controlled by the main deep-large fault, the secondary fault and the secondary internal fault, are built. The hydrocarbon accumulation and enrichment of fault-karst carbonate reservoirs is controlled by the spatiotemporal matching relation between hydrocarbon generation period and fault activity, and the size and segmentation of fault. The study results can effectively guide the well deployment and help the efficient development of fault-karst carbonate reservoirs of South Tahe area, Halahatang oilfield.

适用于哈拉哈塘高温高盐岩油藏表面活性剂的研制及应用

为了研制出适用于哈拉哈塘油藏条件的表面活性剂驱油剂,对该储层地层流体及岩石润湿性进行了测试,基于此,采用二甲胺、全氟丁酸、氯丙烯、丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠等为主要原料,合成了一种耐高温高盐含氟两性离子型高分子表面活性剂(GPHQ-2),并对其表面活性、润湿性以及洗油效率等进行了室内评价。实验结果表明,150℃、25×10^(4)mg·L^(-1)矿化度老化后的GPHQ-2仍能有效降低油水界面张力,可使岩心表面实现润湿反转,洗油效率可达43.4%,远高于常规石油磺酸盐的洗油效率(5.6%);GPHQ-2具有很好的驱油效果,可在水驱阶段原油采收率基础上提高22.84%;现场应用结果表明,目标井采取注GPHQ-2表面活性剂吞吐驱油措施后,日产油量从4.9t提升到8.9t,增产效果明显,且持续有效。说明GPHQ-2表面活性剂满足哈拉哈塘油藏提高采收率需求,并可对该类油藏表面活性剂增产提供理论和实践指导。

哈拉哈塘油田塔河北区块奥陶系断裂发育特征及断控区储层类型与分布预测

塔里木盆地哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储层非均质性复杂,亟需开展评价预测研究。本文基于哈拉哈塘油田地质及地震资料,开展了碳酸盐岩缝洞储层归位、储层空间展布、储层与断裂的匹配关系、井间连通性研究。在此基础上,依据实钻、测录井资料及生产动态分析,开展了断控区碳酸盐岩储层缝洞雕刻。研究结果表明:哈拉哈塘油田断裂系统发育包括加里东早-中时期、加里东晚期-海西早期、海西晚期、燕山期4个阶段;断裂走向和断裂发育的多期次性是断裂系统的通源性的主控因素;断块水平滑移的增大将使走滑断裂具有较好的连通性;断裂的平面扩溶宽度受断裂活动强度以及深部通源分支断层发育程度控制。此外,为明确潜山岩溶区、层间岩溶区、断控岩溶区碳酸盐岩储层的空间形态与分布特征,开展了针对性的储层预测,以反演成果为主,结合属性、沉积、钻井等资料,对储层进行多属性综合预测。预测结果显示,哈拉哈塘油田塔河北区块的潜山岩溶区断裂带的通源性、连通性及扩溶性整体较好,有利于大型溶蚀孔-缝-洞储集体的形成,储层平面展布呈连片特征,储层质量最优,是未来油气勘探开发的重点区域。研究认识揭示了哈拉哈塘油田塔河北区块奥陶系断裂发育特征及断控区有利储层的分布区域,以期为有效指导深层-超深层断控区碳酸盐岩油气勘探与开发工作提供依据。

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。

断溶体油气藏成因、成藏及油气富集规律——以塔里木盆地哈拉哈塘油田塔河南岸地区奥陶系为例

基于构造、断裂演化、岩心、测井、地震、钻录井、生产动态等资料分析,对塔里木盆地哈拉哈塘油田塔河南岸地区跃满区块奥陶系断溶体油气藏的储集空间特征、展布形态、成因进行系统研究,并结合开发实践,对断溶体油气藏的成藏与油气富集进行系统分析。研究结果表明,断溶体油气藏以'体'的形式呈不连续、非均质、不规则性分布,其形成主要受控于断裂的发育程度,建立沿主干深大通源断裂溶蚀、沿次级通源断裂溶蚀和沿次级内幕断裂溶蚀3种断溶体油气藏形成模式;断溶体油气富集受控于成藏期与断裂活动时空上的匹配关系、断裂的级别和断裂的分段性质。研究结果可有效指导哈拉哈塘油田塔河南岸地区奥陶系碳酸盐岩井位部署,实现断溶体油气藏高效开发。

断裂对塔北地区哈拉哈塘油田奥陶系非暴露岩溶缝洞型储集层的控制作用

塔里木盆地海相碳酸盐岩缝洞型储集层形成机理复杂,非均质性极强。当前以塔河油田为代表的潜山风化壳缝洞型储集层是碳酸盐岩地层暴露地表受到大气淡水淋滤所形成的,而在塔北地区哈拉哈塘油田奥陶系发育的非暴露区仍存在大量非暴露岩溶缝洞型储集层。在充分认识该油田区域构造背景的基础上,选取油田非暴露区典型区块,应用岩石学、地球化学等资料,对非暴露岩溶缝洞型储集层进行研究。研究认为：（1）大气淡水是非暴露区岩溶作用最关键的岩溶流体,岩溶储集层的形成并不受热液影响;（2）非暴露区存在＂三期三级＂构造缝和＂两期三级＂走滑断裂,断裂及伴生构造裂缝是非暴露区岩溶缝洞型储集层发育的必要条件;（3）从断裂对岩溶的控制出发将缝洞型储集层细分为早期断裂和明河双控洞穴、晚期断控洞穴、早期裂缝孔洞和晚期微裂缝孔洞4类;（4）非暴露区非暴露缝洞型储集层先后经历了加里东中期断裂发育、良里塔格组水系下切溶蚀、晚加里东—早海西期断裂发育3个主要过程。此研究深化了非暴露缝洞型储集层的形成机理,并在一定程度上拓宽了非暴露区岩溶储集层勘探开发的思路。

塔北哈拉哈塘油田奥陶系岩溶储层发育模式

针对碳酸盐岩缝洞型储层发育随机性强的特点,通过对哈拉哈塘油田哈601井区进行详细解剖,在充分认识不同时期古地貌及构造运动背景的基础上,通过动、静态多类型储层预测,以塔北奥陶系古岩溶露头认知为指导,将储集体细分为暗河管道厅堂洞、断裂明河双控洞穴、断控洞穴、早期裂缝-孔洞和微裂缝-孔洞共5种成因类型;并依据储集体形态规模及发育规律,明确了研究区最重要的岩溶发育地质控制因素为良里塔格组古地貌古水系、地层岩性、加里东中期和加里东晚期—海西早期断裂。各缝洞系统先后经历了加里东中期断裂发育、良里塔格组水系下切、晚加里东期—早海西期断裂发育3个主要过程,经过后期一定程度改造形成了现今缝洞体形态。同时明确了岩溶内幕区不同缝洞系统对于油井产能的控制,为类似区块的井位部署及开发提供了地质依据。

哈拉哈塘油田硬脆性泥页岩井壁失稳机理及对策

针对哈拉哈塘油田三叠系和志留系硬脆性泥页岩井壁失稳问题,分别从地层力学和地层物理化学2方面进行失稳机理及对策研究。研究结果表明,油田地层3大主应力分布规律为σZ>σH>σh,三叠系比志留系容易发生力学失稳;三叠系硬脆性泥页岩阳离子交换容量、蒙脱石率、胶体率和膨胀率分别为25.4 mmol/100 g、36.3%、76.4%和23.2%,表面水化能力较强,易发生物理化学失稳;志留系硬脆性泥页岩阳离子交换容量、蒙脱石率、胶体率和膨胀率都较低,分别为8 mmol/100 g、11.4%、25.1%和9.7%,水化膨胀能力较弱,但由于地层裂缝发育,易发生裂缝性失稳。通过提高钻井液在三叠系的密度、抑制性和在志留系的封堵性,在现场Ⅰ井和Ⅱ井试验均取得了较好的效果。

哈拉哈塘油田走滑断裂带控储成藏规律初探

大型走滑断裂带是哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩控储成藏的关键因素。哈拉哈塘油田位于塔北隆起西斜坡,走滑断裂断距较小,识别难度大,制约了该油田的勘探开发。从哈拉哈塘油田走滑断裂演化特征出发,形成了以多重滤波为基础的地震资料解释性处理研究方法,精细刻画了走滑断裂带,明确断裂空间展布规律,通过开展走滑断裂带控储机理研究,明确了断裂带对油气的疏导作用,形成以断裂带为中心的断溶体油藏描述技术,建立了哈拉哈塘油田断溶体油藏成藏模式,认为断溶体油藏具有"一体一藏"、连通关系复杂的特点,通过精细缝洞雕刻及叠后裂缝预测,提出了哈拉哈塘油田断溶体油藏的评价方法及潜力方向。

塔里木盆地哈拉哈塘地区油气藏特征及主控因素——以哈11井区为例

哈拉哈塘地区是塔里木盆地北部重要的油气勘探区。随着勘探的不断深入,大量的油气资源被发现,但也出现油水分布关系复杂、油气藏特征及主控因素不明确等问题,严重制约了研究区的油气勘探开发。以哈拉哈塘油田哈11井区为例,对其油气藏特征及主控因素进行研究。哈11井区分为哈11和哈12共2个缝洞带,哈11缝洞带整体上出油,钻井成功率高,高产井较多,而哈12缝洞带钻井成功率较低,低产井和水井所占比例较大。对研究区的断层、构造、地层、流体性质变化特征以及储层类型等分析表明,其油气成藏受断层、构造位置和储层类型控制。虽然哈11和哈12缝洞带具有相似的构造、地层和流体性质变化特征,油气相态均为未饱和油藏;但哈11缝洞带主要受控于北西向早—中加里东期大型走滑断层及其伴生小型断层,而哈12缝洞带主要受控于北东向早—中加里东期大型走滑断层及其伴生小型断层,且构造位置和储层类型也对油气具有控制作用。

哈拉哈塘油田哈601井区缝洞型油藏缝洞单元划分评价

在储集体预测的基础上,以塔北地区奥陶系露头为指导,将哈拉哈塘油田哈601井区油藏洞穴按成因细分为暗河管道厅堂洞穴、断裂明河双控洞穴和断控洞穴3类。针对缝洞单元划分的难点,应用静态储集体预测和数值试井两种方法确定缝洞单元边界,明确了内幕区缝洞单元主控因素为断裂和良里塔格组古地貌古水系。依据缝洞体规模、储量、能量指标、成因类型、压力水平等因素,建立了适用于研究区的缝洞单元评价标准,对有井控制单元及无井单元进行了综合评价,为哈拉哈塘油田下一步的井位部署与开发调整提供参考。

哈拉哈塘油田碳酸盐岩储层试井特征分析

通过对近4年来哈拉哈塘油田59口压力恢复试井资料整理分析,结合静态资料及生产特征,初步将哈拉哈塘油田储层渗流介质分为视均质型储层、双重介质型储层和裂缝型储层三类,同时根据碳酸盐岩多变的缝洞组合关系,分为三种缝洞组合模型:串珠型(缝、缝+洞、洞+缝、串珠)、复合型和干扰型。对具有类似特征的试井资料选择合适的解释模型,得到准确的储层信息及了解油藏模型,为后期合理的开发措施提供依据。

哈拉哈塘油田缝洞型油藏自流注水耦合计算模型

哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发中后期需要进行注水替油增产作业,但中国自流注水的相关研究尚处于初步阶段,缺乏完整的自流注水流动模型和开发效果优化设计软件。从部分射开水层、射孔孔眼、水阀和缝洞体等关键局部节点出发,建立了缝洞型水层-缝洞体单元流动模型,对部分射开水层、射孔孔眼和水阀等关键节点采用COMSOL软件进行了流动仿真,将各个节点的流动方程进行联立耦合,建立全系统流动耦合模型,并利用Eclipse软件进行了数值模拟,从整体上进行验证。对比验证结果表明,采用油藏数值模拟方法建立的自流注水数值模拟模型可用于缝洞型储集层自流注水量和地层压力变化趋势的预测,为自流注水优化设计提供参考依据。

哈拉哈塘油田单井钻遇储集体类型及注水替油效果分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏单井注水替油效果差异大的问题,在分析哈拉哈塘油田注水替油井动静态特征的基础上,建立了基于地球物理方法、录井响应特征、动态分析系统判别储集体类型的方法,将哈拉哈塘油田单井钻遇储集体划分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞+底部洞穴型等4种类型,并通过注水替油机理研究和矿场试验对不同类型缝洞体的注水替油效果进行了分析。该油田60口井注水替油的矿场实践结果表明,孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞+底部洞穴型储集体宜采用注水替油方式开采,而裂缝孔洞型、孤立洞穴+强底水型储集体不适宜采用注水替油方式开采。研究结果对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发方式优选及改善单井注水开发效果有重要的指导作用。

缝洞型碳酸盐岩储层酸压后不稳定试井分析

酸化压裂目前已成为哈拉哈塘缝洞型碳酸盐岩油藏增产重要措施。为准确评价措施效果、分析酸压后储层渗流特征,利用酸压施工曲线、裂缝净压力拟合及酸压后不稳定试井技术对16口井分析评价,双对数皆未出现裂缝渗流特征。将双对数曲线所反映储层渗流特征分为三类:径向复合、串珠状、裂缝伤害,并依据酸压改造对油藏所起实质性作用,将酸压有效性分为三类:效益型、改善型、无效型,为酸压后储层渗流特征识别及后期措施指导提供理论依据。

缝洞型碳酸盐岩注水替油选井试井方法研究

缝洞型碳酸盐岩储层缝洞组合关系复杂,不同组合形式及渗流特征对注水开发效果影响极大。对近年来不同注水开发单井试井特征分析研究,按照井眼位于缝洞体位置简要分为三类:洞(洞+洞)、缝+洞、裂缝孔洞。并将试井所得渗流特征及地层参数与实际注水效果分析对比,井眼位于洞穴内储层注水效果最好,油水置换率高,增油效果显著。井眼位于洞穴外裂缝发育区,注水替油生产后易产生裂缝性水窜暴性水淹。井眼位于低渗裂缝孔洞型储集体注水效果最差,措施前应合理论证注水必要性。通过试井对储层分析,讨论了注水开发效果差异,为后期注水开发选井提供理论依据。

哈拉哈塘油田碳酸盐岩储层类型识别及应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储层类型复杂多样,给后期开发措施带来了很大的不确定性。通过对钻测录井情况、酸压、试油简况、试井及试采特征分析,形成了一套动静态结合的缝洞型碳酸盐岩储层类型综合识别方法。将该油田储层类型划分为大型洞穴型、小型洞穴型及裂缝孔洞型,为储层类型的划分提供完整的评价标准。通过优选洞穴型储层、定容特征、水体弱的单井进行注水开发,增油效果明显,有效的提高了本区块单井最终采收率。

哈拉哈塘油田自流注水技术先导试验

哈拉哈塘油田塔河南岸地区地面水资源极其匮乏,注水配套设施投资大,注水开发困难,严重影响开采速度和采收率。哈拉哈塘油田奥陶系油藏上部非目的层发育储量巨大的承压水层(石炭系东河砂岩、白垩系),可以直接作为自流注水水源。根据哈拉哈塘油田油水层发育特点,在借鉴国内外自流注水技术的基础上,研究开发了一套能应用于陆上油田的自流注水新技术,并在哈拉哈塘油田进行了先导试验,取得了一定的注水开发效果。该技术的成功应用可为陆上类似油田的注水开发提供一条新思路。

生产数据分析在哈拉哈塘油田储层评价中的应用

哈拉哈塘奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深,油井高含硫、含蜡,井况复杂作业风险较高,给常规动态监测资料录取带来一定影响。同时获取地层参数的压力恢复不稳定试井工艺需要关井测试压力,将极大影响产量。也有部分井测过压力恢复不稳定试井,但由于井筒流体重力分离影响,导致资料质量较差,解释成果不可靠,无法真实反映储层信息。最终导致测试资料缺乏,加大储层评价难度。利用油井生产过程产量压力数据,选择Blasingame曲线图版拟合、Log-Log生产数据分析方法对该油田85口进行评价分析,有效获取地层参数,弥补了评价资料的不足。并进行油井停喷时间及停喷前累产预测,与实际吻合度高。为本区块油井地层参数、井控储量计算及产能预测提供一个较为有效技术手段。

哈拉哈塘油田哈6—新垦区块奥陶系碳酸盐岩成岩环境

通过孔洞充填物的碳、氧同位素和包裹体分析,探讨塔里木盆地哈拉哈塘油田哈6—新垦区块奥陶系储层碳酸盐岩的形成环境。除加里东期的淡水喀斯特充填外,还存在海西期埋藏充填、印支—燕山期埋藏充填及喜马拉雅期的埋藏充填。研究表明奥陶系沉积后,经历了同生成岩期、早成岩期和近地表成岩期,后逐步埋藏进入中成岩期,加里东期构造运动使该区经历了抬升、剥蚀以及大气水溶蚀成岩环境,随中生界再次埋藏,构成了中期开启型成岩演化系统。