超深层断控碳酸盐岩油藏地质力学建模及其在开发中的应用

为提高超深断控碳酸盐岩油藏的开发效益,通过开展大尺寸岩样力学实验,揭示高角度—近直立断裂面变形与连通机理;基于高压注水提采的力学与流动耦合原理,通过地质力学建模,明确了断控碳酸盐岩油藏现今地应力场和断裂活动性分布规律;发现不同方位的断裂活动性以及不同部位的缝洞体连通性有明显差异,进而分析了不同井眼轨迹的开发效果,提出了地质工程一体化工作方法,科学指导井眼轨迹设计和注水方案优化。结果表明:①走滑断裂变形中的大尺度破碎体和高角度裂缝系统是影响储层品质的关键因素,高压注水一方面能够激活先存裂缝,一方面还能在先存裂缝基础上发生延伸扩展,甚至可以产生新的裂缝,促进了断控缝洞体在纵横向上的互相连通;②高压注水过程中断裂体内部发生力学与流动之间的耦合变化,渗流环境得到改善,通过循环举升,从而提高油气采收率;③根据断裂体形态、产状以及断裂面动态剪切变形连通性,可优选定向井最佳井点和井眼轨迹,并优化注水方案;④塔里木盆地断控油藏试验区通过高压注水,采收率提高5个百分点,该方法为超深断控型油藏高效开发提供了较好的理论依据和技术支撑。

塔里木盆地顺北地区海相超深碳酸盐岩油气勘探物探技术需求与创新应用

塔里木盆地顺北地区海相超深层碳酸盐岩是塔里木盆地油气勘探的重点领域之一。经过地震采集、处理成像、量化识别和地质工程一体化解释的系统攻关,逐渐形成了高密度、高精度、面向缝洞体的三维地震采集技术;宽频带、高保真全波场地震处理技术;叠前宽方位分析、各向异性检测、可视化等多维度解释技术。但作为典型的非层状油气藏,塔里木盆地顺北地区海相超深碳酸盐岩油气地震勘探理论与地震勘探实践仍面临全方位的挑战,未来应进一步加强物探技术攻关,包括进一步完善地震散射波传播与成像理论;试验以“共中心点离散化、近偏高覆盖、多观测系统”为主的地震采集技术;重新认识噪声,实现多态式地震波处理和全波场地震成像;积极探索智能化解释技术,综合岩石物理分析与正演模拟、多态式的叠前反演与地震属性分析,精细描述缝洞体及其内幕。这些技术对支撑顺北地区持续重大突破和持续发展,以及对国内外超深层碳酸盐岩勘探和非层状油气藏勘探具有借鉴意义。

面向断裂破碎带储层的“双等时”格架约束地震预测方法

面向超深层(8000~9500 m)断裂破碎带非均质储层的勘探,有效揭示断裂破碎带内部非均质储层特征有着重要意义。当前的储层反演技术方法通常采用等时沉积格架约束,无法体现断裂破碎体系空间展布的特征。为此,提出面向断裂破碎带储层的“双等时”格架约束地震预测方法。首先,基于地震资料分析并提取断裂破碎非均质信息,再构建地层等时沉积和断裂活动等时破碎的“双等时”格架,利用此格架约束反演过程,实现地质研究成果与地震反演迭代计算的有机融合,最终获取断控储层预测结果,实现超深层复杂断控储层的定量预测。模型正演结果表明,断裂破碎带内部储层的识别率达到98.1%,与常规稀疏脉冲反演结果相比增加了87.05%。实际应用表明,所提的“双等时”格架约束地震预测方法在塔里木盆地富满油田某区块取得明显应用效果,支持钻井成功率在95%以上,高效井比例达到75%。该方法在相似地质条件区块可有效推广。

塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术进展及发展方向

近年来,中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)在塔里木盆地超深层油气勘探陆续取得重大突破。这与其超深层试油与储层改造技术的进步是密不可分的,随着超深井的逐渐增多,试油与储层改造技术仍需要持续升级、完善。为此,通过总结塔里木油田试油与储层改造技术的发展历程,系统梳理了其在超深层油气藏试油与储层改造方面取得的主要技术进展,并结合新的勘探开发形势与要求,指出了塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术今后一个时期的发展方向。研究结果表明:①塔里木油田已形成了一系列专项技术——超深高温高压气井安全快速测试技术,超深层、高含硫、缝洞型碳酸盐岩气藏完井试油一体化技术,超深层缝洞型碳酸盐岩储层深度改造技术,以及超深层、高温高压裂缝性致密砂岩气藏储层缝网改造技术,支撑了该盆地超深层油气藏的陆续勘探突破和持续高效开发;②随着油气勘探开发深度领域迈向9000 m,储层地质条件更加复杂,完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题;③今后将围绕“可靠、安全、高效”的目标进行试油完井工具和工艺的持续升级和改进,需要不断完善储层改造地质工程一体化设计、改造工作液和材料以及耐高温高压工具和装备,以支撑精细化缝网体积改造;④新形势下,为了满足井完整性的要求,需要完善相关配套技术,同时建立套管磨损评价与地面管汇剩余寿命检测方法,以保障试油和储层改造工艺的顺利实施。结论认为,该研究成果可以为国内外超深层油气藏的安全高效建井与提产提供借鉴。

深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏勘探开发关键技术——以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例

为了实现深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的规模、高效开发,以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例,结合该气田的勘探开发实践,针对该类气藏开发面临的难点问题,总结梳理了以缝洞型储层精细描述、井位优化部署为核心的勘探开发专项技术。研究结果表明:(1)缝洞型储集体的空间展布不规则,储层非均质性强且埋藏深导致对储层的精细描述难度大,并且随着凝析气藏开发的持续进行,储层中流体会发生反凝析现象,由于缝洞型储层储集空间类型的复杂性导致凝析油的赋存状态描述难,上述两方面原因的叠加影响使得该类气藏井位优化部署难度大;(2)所形成的以“两宽一高”为核心的三维地震采集技术,使获得的地震资料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度的提高,可以识别出常规地震采集技术无法识别的小规模储层;(3)以地震数据为核心的缝洞体雕刻技术可以展示出缝洞在空间上的分布特征及发育情况,实现了单个缝洞体—缝洞单元—缝洞带的系统性研究,为缝洞型气藏的储量计算和井位部署打下了基础;(4)以成像测井为核心的缝洞体、流体识别技术,可以精准识别深层碳酸盐岩井旁缝洞体与流体,解释结果符合率达到87%;(5)以水平井型为核心的井位优化部署技术可以提高储层钻遇率和钻井成功率,同时,将水平井轨迹部署在缝洞储集体的中下部,可以大幅度提升油气的一次采收率;(6)以地质力学为核心的井轨迹优化设计技术,可以实现水平井的顺利钻进和入靶。结论认为,所取得的研究成果为塔中Ⅰ号气田的高效开发提供了有力的支撑,可以为深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的开发提供借鉴。

中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布的基本特征与动力机制及发展方向

随着油气资源对外依赖度加大,中国的油气勘探已经拓展到深层和超深层领域,并相继在中西部盆地发现了塔河、普光、安岳、靖边、顺北等一批大型油气田,展示出广阔的勘探前景。中国已探明的深层和超深层碳酸盐岩油气藏特征与全球的有很大差异,经典的油气地质理论指导这类油气田勘探遇到了前所未有的重大挑战,需要完善和发展。通过调研和比较全球已探明的碳酸盐岩和砂岩油气藏地质特征,发现它们的油气来源条件、油气藏形成条件、成藏动力、演化过程特征等类同;同时,发现碳酸盐岩和砂岩油气藏的矿物组成、孔隙度和渗透率随埋深变化特征、孔渗结构特征、储层物性下限、油气藏类型等有着很大不同。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏与全球的相比较具有五方面差异:地层年代更老、埋藏深度更大、白云岩储层比率更大、天然气资源比率更高、储层孔渗关系更乱。中国已经发现的深层碳酸盐岩油气藏成因类型可以归为五种:沉积型高孔高渗油气藏、压实成岩型低孔低渗油气藏、结晶成岩型低孔低渗油气藏、流体改造型高孔低渗油气藏、应力改造型低孔高渗油气藏;它们形成的动力学机制分别与地层沉积和浮力主导的油气运移作用、地层压实和非浮力主导的油气运移作用、成岩结晶和非浮力主导的油气运移作用、流体改造介质和浮力主导的油气运移作用、应力改造和浮力主导的油气运移作用等密切相关。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏勘探发展的有利领域和油气藏类型主要有三个:一是低热流盆地浮力成藏下限之上自由动力场形成的高孔高渗常规油气藏;二是构造变动频繁的叠合盆地内外应力和内部流体活动改造而形成的缝洞复合型油气藏;三是构造稳定盆地内局限动力场形成的广泛致密连续型非常规油气藏。改造类非常规致密碳酸盐岩油气藏是中国含油气盆地深层和超深层油气资源的主要类型:它们叠加了早期形成的常规油气藏特征,又具有自身广泛连续分布的非常规特征,还经受了后期构造变动的改造;复杂的分布特征,致密的介质条件和高温高压环境使得这类油气资源勘探开发难度大、成本高。

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。

深层碳酸盐岩储层酸压改造后的地质效果评价——以塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层为例

深层碳酸盐岩储层酸压改造的目的就是让酸压裂缝与天然缝洞系统沟通。根据酸压改造施工曲线变化模式和酸压改造后的地质效果 ,提出了 4类评价体系 ,每种体系对应一种酸压模式 ,包括未压开地层 (Ⅰ类 )、压开地层即行停止 (Ⅱ类 )、压开地层未与缝洞沟通 (Ⅲ类 )及压开地层并与缝洞沟通 (Ⅳ类 )的酸压模式。利用此方法对塔河油田 2 7口井的酸压改造情况进行了分类评价 ,5 6 %的井达到了Ⅳ类酸压模式 ,既压开了裂缝又实现了与天然缝洞系统的沟通 ,油井能保持较长期的高产稳产 ;2 2 %的井达到了Ⅱ和Ⅲ类酸压模式 ;其余 2 2 %的井只达到了Ⅰ类酸压模式 ,此类油井的酸压效果有待进一步改善。

深层高孔渗碳酸盐岩储层岩相识别模式与应用——以普光气田为例

普光气田储层岩性岩相复杂、埋藏深,非均质性强,利用地震资料进行高孔渗储层预测难度大。据该区10口井的测井资料统计,该区存在两类9种储层,其中鲕粒亚相、砂屑砾屑亚相、生物礁亚相为有利的高孔渗储层类型。本文以高精度储层反演成果为主线,结合岩性岩相、区域沉积背景分析,依据不同相带在反演剖面上的外部形态、内部结构以及与围岩的关系,建立了普光气田主体高孔渗储层相带预测模式,预测了普光气田有利的高孔渗储层分布,为该区进一步勘探提供了依据。

加砂压裂技术在高温深井碳酸盐岩储层成功应用

酸化压裂技术是碳酸盐岩储层增产改造的成熟、有效技术,对于深层碳酸盐岩储层由于其储层温度高、地应力大,酸蚀作用距离短、有效缝长不足,酸压改造效果,特别是稳产效果往往不尽人意。将常规砂岩压裂改造的成熟技术——加砂压裂技术应用于高温深层碳酸盐岩的改造,采用包括小粒径支撑剂,低损害压裂液,砂浓度以低起点、小台阶、多步、控制最高砂浓度泵注程序等技术路线,加砂压裂改造工艺获得成功。经过十年的跟踪研究表明,累计增油10.3×104m3、天然气0.51×108m3,加砂压裂技术应用取得了良好的增产、稳产效果,为高温深层碳酸盐岩储层增产改造提供了新思路和途径。

深层碳酸盐岩储层改造理念的革新——立体酸压技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏高效开发不可或缺的手段,对于深层、超深层海相碳酸盐岩油气藏,由于其工程地质特征的特殊性,通过现有的酸化压裂技术要形成复杂裂缝网络难度大。为了实现深层、超深层碳酸盐岩油气藏的高效立体开发,从我国深层海相碳酸盐岩油气藏的工程地质特征出发,揭示了该类储层酸压改造的难点;然后,以实现该类油气藏高效立体开发为目标,充分借鉴体积酸压、深度酸压等技术,提出了立体酸压的技术理念,阐明了其技术内涵,并且详述了立体酸压所包含的关键技术,进而指出了下一步的发展方向。研究结果表明:(1)立体酸压技术包括3个基本内涵——根据储层类型选择相应的酸液深穿透技术,实现储层平面上的充分改造;形成在高闭合压力下具有较高导流能力的复杂酸压裂缝体;沿长井段合理部署酸压裂缝体,实现储层在井筒方向上的充分改造。(2)立体酸压包含3项关键技术——多场多尺度多流体耦合作用下酸液有效作用距离预测技术;酸压复杂裂缝体导流能力优化技术;水平井/大斜度井长井段储层精细布酸技术。(3)要推动立体酸压技术的进一步发展,还需要开展3个方面的科研攻关——超深储层破裂压力预测及降低破裂压力技术;强非均质储层酸压裂缝体形态预测技术;深度超过7000 m长井段储层分段动用技术和新型耐高温、缓速、低摩阻系数液体技术。

深层裂缝性碳酸盐岩油气藏立体酸压数值模拟

为了实现对深层裂缝性碳酸盐岩油气藏储层的有效改造,基于立体酸压的技术理念,结合裂缝性碳酸盐岩储层的特征,建立了综合考虑酸压过程中水力裂缝扩展、酸液在复杂介质中滤失、热传导影响的多场耦合酸压模型,开展了酸液刻蚀天然裂缝、水力裂缝数值模拟研究;在此基础上,对经过立体酸压改造形成的“酸压裂缝体”改造体积及无因次产能指数进行了分析,明确了影响立体酸压效果的主控因素。研究结果表明:①储层基质渗透率、天然裂缝初始流动能力是影响立体酸压后“酸压裂缝体”改造体积的主要因素,在基质渗透率较低(小于等于1.0 mD)并且天然裂缝较宽(大于等于150μm)的条件下,采用立体酸压能够获得较大的改造体积;②注酸量越大,改造体积越大,无因次产能指数也越大,而后两者的增量逐渐降低;③在基质渗透率为0.1 mD、天然裂缝宽度为250μm的条件下,注酸量超过600 m^(3)后,改造体积增量迅速降至10 m^(3)/m^(3)以下,而无因次产能指数增量则趋于平缓;④在基质渗透率相同的情况下,天然裂缝宽度越大无因次产能指数越高,而在裂缝宽度及密度相同的条件下,基质渗透率越低无因次产能指数越高;⑤通过立体酸压形成“酸压裂缝体”,对于裂缝性低渗透碳酸盐岩储层中油气井产能的提升效果更加显著;⑥为了同时获得天然裂缝和水力裂缝的良好改造效果,在立体酸压过程中需要适当增加注酸量。

碳酸盐岩深层油气开发技术助推我国石油工业快速发展

我国碳酸盐岩缝洞型深层油气资源量丰富,累计探明石油地质储量达40.66×10^(8)t,已成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于埋深在6500m以下的碳酸盐岩缝洞体描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大,注水窜流易造成油井暴性水淹,此类油藏开发是世界级难题。经过近20年的技术攻关与实践,创新形成碳酸盐岩深层油气开发技术系列。(1)创建绕射波分离和逆时深度偏移高精度成像、缝洞体内部结构刻画及断溶体预测技术,形成基于地质知识库和动态约束的岩溶地质建模技术;(2)建立多尺度复合介质耦合数值模拟理论,形成洞、缝、孔变重耦合的数值模拟技术与并行计算软件,提高了油藏模拟精度与速度;(3)发展缝洞型油藏注水开发理论,建立空间结构井网设计方法,实现缝注洞采、低注高采、同层注采,表层岩溶、古暗河岩溶及断控岩溶的储量控制程度明显提高;(4)揭示注氮气洞顶驱机理,形成单井、井组注氮气选井与注采参数优化技术;(5)形成非主应力任意方向靶向酸压改造技术,实现单向变多向、单缝变多缝,提高了酸压中靶率及酸压改造效果。通过碳酸盐岩深层缝洞型油气藏开发关键技术应用,塔河油田新井建产率达91.7%,年产油长期稳产在550×10^(4)t以上,支撑了顺北10亿吨级大油气田的发现与快速上产。

饶阳凹陷中深层碳酸盐胶结物特征及其对储层孔隙特征的影响

饶阳凹陷中深层储集层中碳酸盐胶结物含量高,其类型和分布极大影响储层孔隙特征。为明确下一步勘探开发方向,利用岩心、薄片、电镜、阴极发光、碳氧同位素等资料对研究区碳酸盐胶结物类型、成因、分布规律进行研究。认为研究区碳酸盐胶结物成分主要为方解石和白云石,铁方解石、铁白云石少量,存在3期碳酸盐胶结物,不同期次胶结物的类型、成因不同。平面上,不同区域胶结物成分和含量差异性明显,席状砂微相是碳酸盐胶结物有利发育区,纵向上主要分布在砂泥接触的顶底面附近,距离接触面越近,胶结物含量越高。碳酸盐胶结物影响储层孔隙特征,胶结物含量越高,孔隙结构越差,碳酸盐胶结物控制储层类型,与孔隙度和渗透率负相关,对储层物性的影响具有双重性,早成岩期胶结物对储层物性起建设作用,中成岩期胶结物对储层物性起破坏作用。

高温深层碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术浅议

本文主要阐述碳酸盐岩储层改造前地质综合评价技术的概况,总结高温深层碳酸盐岩储层酸化压裂技术的改造方法。

基于成像测井的塔河油田奥陶系鹰山组中深层碳酸盐岩优质储集层预测

塔里木盆地塔河油田奥陶系鹰山组中深层碳酸盐岩储集层具备良好的勘探潜力,自2014年塔深3井突破以来,鹰山组碳酸盐岩储集层已累计产出石油超过1亿吨.但该储集层具有时代老,埋藏深,成岩和构造演化复杂等特征,亟需在揭示储集层成因基础上,建立不同类型碳酸盐岩储集层配套测井评价方法.本文通过岩心、薄片观察,结合常规和成像测井从碳酸盐岩储集层储集空间类型出发,识别并划分出溶孔型、裂缝型、裂缝-孔洞型和洞穴型4种碳酸盐岩储集层类型,总结不同类型碳酸盐岩储集层发育特征.通过岩心刻度常规和成像测井建立不同类型碳酸盐岩储集层测井响应特征图版,并进一步实现了单井储集层类型的测井识别和划分,从而在储集层类型的约束下实现单井碳酸盐岩储集层综合评价以及有利发育区带预测.研究认为“裂缝-孔洞型”和“洞穴型”储集层发育高角度溶蚀扩大缝、断层破碎带空腔、溶蚀孔洞及洞穴,可形成有利储集体发育的碳酸盐岩缝洞系统.研究成果可为塔河油田奥陶系鹰山组中深层碳酸盐岩有利储集层分布与预测提供理论指导和技术支撑.