塔河油田西部斜坡TH10421井区中—下奥陶统迷宫型缝洞结构特征

为了明确塔河油田上奥陶统厚覆盖区TH10421高累产井区的古岩溶洞穴成因及缝洞结构关系,利用古地貌恢复、地震属性提取、缝洞体雕刻等方法,厘清研究区地表水系分布特征、断裂特征、洞穴空间结构,首次识别出塔河油田TH10421井区的缝洞系统为洪水成因迷宫型洞穴系统,并结合油藏动态生产特征分析迷宫型洞穴系统的缝洞体连通关系。研究结果表明:TH10421井区发育共轭型次级走滑断裂网络,网格状断裂为迷宫型洞穴提供初始溶蚀通道;加里东运动中期Ⅱ幕地表岩溶湖泊提供高流量岩溶水补给,岩溶水沿网格状断裂下渗注入一间房组形成迷宫型洞穴;岩溶水顺断裂的溶蚀表现为同时性、选择性特点,造成TH10421井区迷宫型洞穴在不同方向断裂和不同深度上的溶蚀程度差异较大,东部浅层洞穴管道的连通性好,西部浅层洞穴管道的连通性较差,深层缝洞的连通性好。

塔北隆起跃满地区奥陶系一间房组缝洞型储层三维建模

塔北隆起跃满地区奥陶系一间房组缝洞型碳酸盐岩储层受到构造和岩溶双重影响,不同的储集体尺度及形态差异大,储层非均质性强。因此,准确地刻画研究区储集体的形态及储层的展布对研究区的勘探开发具有重要意义。在研究区储层特征及储层纵向发育规律认识的基础上,结合地震、测井等资料,基于“多尺度多类型”的总体建模思路对研究区进行了储层建模。针对溶洞储层,优选出对溶洞反应灵敏的“特征属性”,分析得到截断值,基于“特征属性”建立“训练图像”,以测井资料作为硬数据,溶洞发育概率体作为软数据约束,进行建模;通过对地震资料进行人工解释建立了大尺度裂缝模型,对中尺度裂缝采用蚂蚁追踪技术进行确定性建模,对小尺度裂缝利用裂缝密度拟合函数,以蚂蚁体为约束进行了随机建模。采用同位条件赋值法对多个模型进行了融合,建立了跃满地区一间房组缝洞型碳酸盐岩储层三维地质模型。

柳沟庄—窟窿山油藏储集层裂缝类型及特征

根据岩心描述、薄片观察、X CT扫描以及钻井、测井等资料 ,研究了酒西盆地青西坳陷柳沟庄—窟窿山油藏裂缝性储集层的类型及特征 ,分析了控制裂缝发育的地质因素及裂缝对油气的控制作用 ,认为储集层裂缝有 3种基本类型 ,即构造裂缝、构造溶蚀缝和饼状破裂 ,主要受构造应力场及构造位置等因素的控制。根据裂缝形态、充填特征及其相互关系 ,裂缝的形成主要有 3个期次 ,其中喜马拉雅运动晚期形成的第三期裂缝对油气运移和聚集最有效。研究结果表明 ,裂缝是柳沟庄—窟窿山油藏主要的储集空间和控制油气富集的因素。图 6表 2参

四川盆地乐山—龙女寺古隆起深层海相碳酸盐岩测井评价技术

四川盆地乐山—龙女寺古隆起寒武系及震旦系埋藏深度大,基质物性较差,历经多次构造运动,储层非均质性强,致使测井解释工作难度大。为此,综合运用薄片、岩化、ECS元素测井和常规测井资料,对该类储层的特殊岩性与矿物进行了可靠的识别,进而得到准确的储层参数。研究表明:成像测井可以对各类裂缝进行精细识别及分类,利用声波扫描测井得到的各向异性及频散曲线,结合裂缝识别结果可对裂缝的有效性进行评价;常规测井结合成像测井能够对溶蚀孔洞及大型溶洞进行定性识别,采用BorTex及孔隙谱技术,可定量评价溶蚀孔洞的发育程度及孔洞连通性,而对大型溶洞的延伸情况则需要结合钻、录井显示及地震资料来综合判别;流体判别在排除钻井液侵入、导电矿物等影响因素后,可采用可动水指数法、双侧向比值法、视电阻增大率法、中子—密度与中子—声波重叠法、介电扫描等方法,结合储层纵横向流体分布情况来综合判别储层流体性质。测井技术的不断完善,为该区深层油气的勘探开发提供了技术保障。

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏描述及储量评估技术

对塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油藏特点进行了分析 ,建立了小层、构造、裂缝—岩溶、流体 4个主要模型 ,并对其量化成图 ,最终形成了油藏地质模型 ,得出了储集体三维空间的几何形态。以每 60m作为一个层状单元 (超深层地震勘探最高分辨率 ) ,刻画出了储集体在平面上的分布规律 ,并以此进行了储层参数研究 ,得出每个单元储量丰度变化情况及不同类型储集体的储量。将古岩溶生成机制、储层识别、地震—测井联合反演、随机建模、试采动态分析相结合 ,形成了一套针对古风化壳碳酸盐岩缝洞型油藏描述、储量评估 (计算 )的技术和方法 ,在塔河油田 6区、7区开发方案的编制中已广泛应用 ,取得了很好的效果。油田建产率提高了5 %～ 8% ,各项开发指标具有科学合理性。

成像测井技术在胜利油田桩海地区微裂隙构造分析中的应用

针对碳酸盐岩储层裂缝、孔洞等非均质信息定量分析评价困难的问题,采用地层微电阻率扫描及超声波成像测井技术,对桩海潜山含油气构造主要探井桩古斜47井的储层特征进行了研究.通过高分辨率的井壁图像、信息提取、综合分析等方法,定量计算储层参数,准确评价了该井地层岩性、裂缝性质及方向、溶洞特征、地应力方向,总结了一套利用测井成像技术(FMIFissareMicroscannerImage)测井技术进行古生界潜山油藏储层评价的综合解释模式,为落实储量和科学勘探开发该类油藏提供了重要参数.

塔河油田岩溶型碳酸盐岩缝洞单元综合评价

岩溶型碳酸盐岩缝洞储集空间非常复杂,如何识别和评价相互连通具有一个油藏特征的缝洞单元,是该类油藏基础性储层地质工作的难题。通过岩溶地质分带、不同岩溶带缝洞成因结构和岩溶缝洞充填物成因规律研究,提出了四步法识别缝洞单元的方法,即确定缝洞成因结构及缝洞单元边界、查明缝洞充填物类型和分布、静态分析缝洞充填物和洞缘储集物性、动态分析缝洞单元内井间连通性。这个四步法识别缝洞单元本身就是对其进行的综合评价,然后还要对缝洞单元进行产油潜力等方面的评价。通过对塔河油田主体区若干缝洞单元的应用,取得了重新认识缝洞形成和充填过程、动静态相结合的综合评价结果。

塔河油田碳酸盐岩储层预测技术

结合塔里木盆地北部碳酸盐岩储层地质特征,开展了储层预测方法技术研究,包括储层精细成像处理技术、三维相干体处理技术、地震特征参数提取及分析技术、波阻抗反演技术、三维可视化解释技术、成像测井技术、长源距声波全波测井技术以及裂缝综合概率模型技术等。建立了一套适合塔里木盆地北部碳酸盐岩储层预测技术系列。应用该技术系列,预测了塔河油田碳酸盐岩储层的裂缝和溶洞发育带,并得到了钻探证实。

缝洞型碳酸盐岩储层产能方程及其影响因素分析

缝洞型碳酸盐岩气藏储层基质孔隙度、渗透率低,孔洞缝发育,非均质性严重,渗流规律复杂,气体流态特征及其关键影响因素是建立合理有效的缝洞型碳酸盐岩气藏气体渗流模型的重要基础。为此,开展了基岩孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型3种不同储层特征岩样的渗流特征与应力敏感物理模拟实验,得到了不同储层特征岩样对应的流态特征与应力敏感特征;通过研究其影响程度,获取了碳酸盐岩储层应力敏感模型和高速非达西渗流系数模型,最终建立起了考虑应力敏感与高速非达西系数的二项式气体渗流模型和产能方程。数值计算结果表明:①碳酸盐岩气藏产能计算时孔隙型储层若只考虑应力敏感,由此引起的产能损失幅度在30%左右;②溶蚀孔洞型储层若只考虑高速非达西效应,由此引起的产能损失幅度在20%左右;③裂缝型储层需要综合考虑应力敏感和高速非达西效应,两者共同作用导致的产能损失在40%左右。上述规律性认识对生产实践具有重要的指导意义。

塔河油田南部奥陶系储层类型及测井识别特征

目的确定塔河油田南部地区奥陶系储层类型及测井识别特征,以指导油气勘探与开发。方法以岩心观察、铸体薄片观察、生产测试资料为基础,通过测井响应特征进行综合分析。结果研究区奥陶系碳酸盐岩3类储集空间类型分别为孔洞、裂缝、孔隙,4类储层组合类型分别为裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型、裂缝型和裂隙-溶孔型,不同的储层类型具有不同的测井识别特征。结论储层总体表现为如下测井识别特征:深浅测向电阻率缩小,并显示明显正幅度差,密度减小,中子孔隙度、声波时差增大。

柴达木盆地油泉子储油构造分析

通过对野外露头、地震反射剖面和钻井资料的综合分析,查明柴达木盆地油泉子储油构造为共轭膝褶带夹持的不对称半箱状背斜,具有北北东倾的平直转折端,北翼为一宽超过800 m的大型膝褶带,高角度倾向南南西,带内岩层产状直立。带内岩层的旋转指示南侧沿膝褶带向北逆向剪切。南翼发育四条规模较小的膝褶带,向南逆冲剪切,导致该翼呈阶梯状产出,总体南南西倾,倾角约20°。沿南北两翼膝褶带边界仅见小型高角逆断层,膝褶带内裂隙发育,主要为顺层张裂隙,其次为与层理近垂直的张裂隙(主要出现在坚硬的钙质粉砂岩中),偶尔见有小型低角逆冲断层。这些断裂普遍被纤维状石膏充填,并见少量油迹,表明这些断裂为高流体压力下的产物。鉴于膝褶带及相关背斜高点为裂隙发育带,具有油气运移和聚集的双重功能,在缺乏足够理想的岩性储集层的情况下,为寻找裂隙型油气藏提供了新途径。

缝洞型油藏物质平衡方程及驱动能量分析

针对塔里木盆地缝洞型油藏驱动能量不明的问题,根据其地质特征及水体特征,简化底水处理,运用以原油地质储量为基数的油区综合压缩系数及以底水水体体积为基数的水区综合压缩系数,建立了物质平衡方程。提出了原油弹性驱动指数、底水弹性驱动指数和岩石弹塑性变形驱动指数的概念,实现了对缝洞型油藏不同驱动能量的量化评价。以塔河油田4区S48单元为例,对天然能量驱动类型进行量化分析。结果表明,塔里木盆地缝洞型油藏在开发过程中,储层岩石发生了塑性变形,岩石弹塑性驱动是其天然能量开发阶段的主要驱动方式。研究成果对塔里木盆地缝洞型油藏天然能量分析及能量补充具有借鉴意义。

塔河油田缝洞型油藏注气替油机理研究

塔河油田碳酸盐岩油藏2011年底标定采收率为15.6%,低于国内外的平均水平20%,具有很大的提升空间潜力。通过注水替油和单元注水,从一定程度上改善了开发效果,但随着注水替油效果变差,剩余油主要分布在缝洞体的高部位,有必要探索通过注气动用高部位的剩余油。通过实验并结合数值模拟技术,开展了典型的单井缝洞单元注氮气吞吐提高采收率机理研究,TK404井现场注氮气取得了良好的增油效果,证实了单井定容体残丘高部位富集有大量剩余油,通过注氮气能有效提高这部分剩余油的采出程度,为塔河油田缝洞型油藏今后实施注气提高采收率现场试验提供了积极的参考和指导。

塔河油田六区鹰山组缝洞型储层测井识别

塔河油田六区中下奥陶统碳酸盐岩储层储集空间复杂,主要为裂缝和溶蚀孔、洞,正确分辨出储层类型及其发育层段,对于油气勘探和开发具有重要意义。在分析各类储层测井响应特征的基础上,对储层首先采用交会图法进行定性识别,然后采用多元判别方法进行定量识别,研究成果表明,应用本文提供的方法,可以对塔河六区各夹储层进行分类识别。

缝洞型油藏分类开发

缝洞型碳酸盐岩油藏以岩溶、构造运动形成的溶洞、溶蚀孔洞和裂缝系统为主。溶洞呈离散状分布,是主要的储集空间,裂缝是主要的流动通道,具有埋藏深、非均质性强、开发难度大等特点。以塔河7区为例,提出"无因次自喷累计产油"的概念,定量分析井点处的地层能量,将油井出水特征划分为5类。结合物理模拟、单井的生产特征,明确5种出水类型油井钻遇的储集空间类型,分别为能量充足的溶洞型、能量欠充足的裂缝型、能量较充足的裂缝-溶洞型、能量不充足的孤立定容体型和复杂型。根据单井钻遇的储集空间类型,对油井进行聚类分析,细化已有的缝洞单元。对细化后的缝洞单元采取不同的开发对策,指导油藏分类开发。

塔河油田缝洞单元注水开发研究与应用

塔河油田岩溶缝洞型油藏储量达到10×108t,是目前国内最大碳酸盐岩缝洞型油藏。以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,采收率只达到15%。近年来通过与国内外石油公司、研究院(所)和大学开展了广泛的技术合作,初步建立了独具特色的缝洞型油藏勘探开发技术方法系列。认识到了缝洞单元是开发的基本单元,建立了缝洞单元的描述技术,形成了以缝洞单元为基础的差异化开发技术,逐步摸索出了酸压、侧钻、堵水、单井注水替油等提高采收率技术方法,开展了单元注水开发先导试验,通过注水各缝洞单元能量不同程度恢复。

缝洞型油藏物质平衡方程计算方法研究

缝洞型油藏是一种复杂的特殊油藏,其物质平衡方程与常规油藏相比有较大差别。从油藏物质平衡基本原理出发,建立了缝洞型油藏物质平衡方程。与常规油藏物质平衡计算方法相比,该方法将考虑地层压力变化及弹性膨胀特征,并引入压缩系数概念。同时,考虑缝洞型油藏油与水两相因素,使得建立起的物质平衡方程,既可以表示地层弹性能释放的过程,又可以描述水侵现象。而且采用了相关曲线法求解,从而大大提高了缝洞型油藏储量计算精度。以某油田S缝洞单元为例。利用其生产动态数据对该新方法进行验证,计算结果表明,利用物质平衡计算新方法可以准确计算缝洞型油藏储量。

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(24×104mg/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。

碳酸盐岩裂缝-溶洞型油气藏开发技术探讨

碳酸盐岩裂缝-溶洞型油气藏是中国西部塔里木盆地海相地层中最发育的油气藏类型之一。其最主要的特征是储集空间以裂缝、溶洞为主,非均质性极强,测井、地震资料又很难识别,并且其开发与中国典型的碎屑岩油气藏又有很大区别。在新疆塔河油田的开发过程中,直接投产的井只占10%,大部井都是经过酸压以后投产的。该文利用S70井几次酸压后的生产特点来分析油藏的储层特征,并对裂缝-溶洞型油气藏开发技术进行了探讨。

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。