高温高压缝洞型油藏注N2驱提高采收率机理研究及实践

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有复杂的地质特征,主要体现在储层发育有孔、缝、洞多种形态,空间展布连续性差,组合模式复杂,表层岩溶系统经风化淋漓形成残余缝洞储集空间。开发中底水易沿高角度裂缝窜进形成水锥,水窜通道外井间剩余油与残丘封存的“阁楼油”大量富集。前期通过物理模拟明确了缝洞型油藏注N2利用密度差进行重力置换宏观机理,但对于置换的“阁楼油”和井间剩余油的驱替机理还不明确,通过开展模拟塔河缝洞型油藏55 MPa和130℃条件注入N2对原油物性影响实验,揭示了注N2在高温高压油藏条件下对原油的溶解膨胀增能、抽提溶解等微观作用机理,基于缝洞地质刻画成果制作可视化物理模型,通过可视化观察井间注N2过程中重力置换和抑制水锥的驱替机理,经过现场实践进一步证明了技术的可行性和推广潜力。

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。

缝洞型油藏注烃气提高采收率参数优化数值模拟研究

缝洞型油藏储集空间多样、非均质性极强、油水性质差异大且水驱非混相氮气驱流度比大,水窜气窜严重、波及范围有限,一次采油和二次采油阶段原油采收率远低于碎屑砂岩油藏。以塔河油田S91缝洞单元为对象,在地质建模、历史拟合、剩余油表征和相态实验拟合基础上,开展缝洞型油藏注烃气提高采收率数值模拟研究,评价缝洞型油藏烃气混相条件,优化注烃气提高采收率参数。结果表明:S91单元注入烃气与地层原油最小混相压力为42.5 MPa,在目前地层压力下可以实现混相,混相机理为汽化气驱,随注入气重烃组分含量增加至21%,最小混相压力为35.62 MPa,采收率增幅到最大值。注气方式为裂缝型储集体注气,溶洞型储集体采液,注气参数优选注气量168×10^(4) m^(3)、注气速度4×10^(4) m^(3)/d及注采比1∶0.9。

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。

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。

碳酸盐岩缝洞型储层多元信息融合建模方法在塔河油田十二区奥陶系油藏的应用

针对碳酸盐岩缝洞型油藏类型复杂且均质性强的特点,以“多类多尺度建模”为思路,引入“多方法结合、多概率融合”手段,提出多元信息融合建模方法。根据储层特征,分别对不同类型储层的地质建模进行研究。结果表明:以井震结合的方式确定性表征地下暗河储集体;以多点方法和基于目标方法相结合,融合断层控制发育概率和地震概率,建立断控岩溶储集体;以序贯指示方法,融合不整合面控制概率和地震概率,可建立溶蚀孔洞储集体;以蚂蚁体追踪方法可建立大尺度和中尺度裂缝模型;以基于目标方法建立小尺度裂缝模型,融合后的模型能够表征缝洞型储层的储集体分布特征,其储量复算和油藏数值模拟结果拟合度高,可作为开发方案的调整依据。

深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究

为了准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝的扩展规律,基于弹性力学、断裂力学和流–固耦合理论,建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型,采用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律,并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果表明:溶洞周围发育天然裂缝时,会影响缝洞体周围局部诱导应力场,使水力裂缝更容易沟通缝洞体;采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏压裂液,仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞,而对与水力裂缝初始扩展方向夹角较大的溶洞,则需考虑采用强制转向技术进行沟通。研究结果表明,基于井眼与缝洞体的配置关系,采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通3种缝洞体沟通模式,显著扩大储量动用范围。

缝洞型油藏不同岩溶背景注采关系优化研究

针对缝洞型油藏单元注水中油井单向受效为主、易沿主通道快速推进,导致水驱储量有效控制和高效动用程度低的难题,采用了物模和数值模拟的方法,分析了不同岩溶背景下缝洞结构分布和水驱开发效果的关系,形成了基于缝洞空间分布的差异化注采关系。研究认为:风化壳岩溶采取构造低部位注水、高部位采油,储集体不发育区注水、发育区采油,建立一注多采的注采关系;断控岩溶在平面上次级断裂区注水、主干断裂区采油,纵向上断裂深部注水、浅层采油,形成立体注采的注采关系;古暗河岩溶的主暗河段实施主干暗河段注水、分支暗河采油,多套暗河实施深部暗河注水、浅层暗河采油,构建分层注采的注采关系。缝洞型油藏不同岩溶背景下注采关系的建立为实现空间结构井网水驱控制储量最大化奠定重要的基础。

缓膨颗粒对塔河油田缝洞型油藏的调堵机理分析

塔河油田缝洞型油藏具有高温高盐、出水规律复杂等特点,普遍采收率较低。针对这一问题,通过填砂管模型和二维可视化缝洞模型研究了超支化缓膨颗粒在塔河油田缝洞型油藏条件下的选择性堵水机理和流道调整机理。研究结果表明,该缓膨颗粒具有优良的抗温抗盐性能、油水选择性和液流转向性能。缓膨颗粒在模拟水中的最大膨胀倍数为14倍,堵水率66.7%,堵油率7.0%;可有效封堵高渗管,调剖后高渗管与低渗管的分流比从98∶2降至23∶77。微观可视化物模实验结果表明,水化膨胀的弹性颗粒在大尺寸裂缝中通过挤压变形和堆积压实作用形成卡封,从而调整流道促使深部液流转向,并通过逐级封堵和运移来实现后续水驱沿程扩大波及效率,有利于提高缝洞型油藏采收率。图11参14。

基于优选地震参数的缝洞型油藏单井产能预测模型

缝洞型碳酸盐岩油藏的储层非均质性强、流体分布复杂,产能预测相关参数往往难以获取,为单井产能准确预测带来较大困难。通过对常见的地震参数进行优选,提出了一种单井产能预测新方法。基于建立基质-裂缝-溶洞三重介质模型,利用Spearman和Pearson相关系数法优选出影响单井产能的地震参数,进而建立优选地震参数与窜流系数和弹性储容比的关系式,将其引入三重介质产能方程中,从而对不同地质背景下的缝洞型碳酸盐岩油藏单井产能进行预测。以新疆某缝洞型碳酸盐岩油藏实际生产数据及前期测试资料为基础,利用新方法对断裂区、暗河区、明河区及复合岩溶区4个区域134口油井进行产能预测和误差分析,结果表明:该方法对暗河区油井产能预测精度最高,可达87%;对明河区和复合岩溶区预测精度较低,为80%;同时,该方法的平均预测精度为83%,高于多元线性回归、BP神经网络、支持向量机等方法的预测结果。新方法充分利用已有地震资料,进一步提高了产能预测精度,为复杂缝洞型碳酸盐岩油藏产能预测提供了新思路。

基于频域分析法的缝洞型油藏岩溶孔道识别方法

精准识别注采井间岩溶孔道是缝洞型油藏治理水窜通道、扩大注水波及,进而实现该类强非均质性油藏均衡驱替的关键问题。以古暗河岩溶缝洞型油藏为研究对象,提出针对该类油藏岩溶孔道的识别方法。通过对比时域模拟器与频域模拟器的模拟结果,验证了频域模拟器的准确性和高效性,得到了岩溶孔道区域内参数变化所反映的地层特征。研究结果表明,应用谐波压力响应分析的方法识别岩溶孔道具有抗干扰、成本低和准确度高的优点。缝洞型油藏内压力传输主要遵循岩溶孔道,不同位置水头响应的振幅和相位存在不同程度的削减和偏移,通过综合分析各位置的水头响应对于谐波信号的振幅削减度和相位偏移度,即可识别测试点所处区域。结果显示,幅度几乎为0的响应,其测试点位于基质中;相位偏移度较低的幅度响应,其测试点位于岩溶孔道中;相位偏移度较高的幅度响应,其测试点位于靠近岩溶孔道的基质中。

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术及攻关方向

碳酸盐岩缝洞型油藏是塔里木盆地勘探开发的主要油气藏类型之一,资源潜力大,前景广阔。近年来,中国石化西北油田分公司持续在塔里木盆地北部塔河油田开展碳酸盐岩缝洞型油藏勘探开发实践,在碳酸盐岩缝洞型油藏基础地质理论研究、缝洞体地震精细识别、高效开发、工程工艺等方面取得了多项认识和突破,逐步创建了较完善的碳酸盐岩油藏地质和油藏工程方法技术系列,并创新发展了多项相适应的工程工艺特色技术,实现了塔河油田碳酸盐岩油藏持续增储上产和高效开发,展现了良好的勘探开发前景,可为国内外同类油藏的勘探开发提供借鉴和参考。但如何持续效益开发碳酸盐岩缝洞型油藏,仍面临理论创新、工艺技术突破等问题和挑战,亟待开展缝洞结构描述、剩余油定量表征、井周储量动用以及稠油开采等技术的攻关突破,以期持续推动碳酸盐岩缝洞型油藏高效高质开发。

塔河高温高盐缝洞型油藏堵剂性能评价

塔河缝洞型油藏高含水问题日益严重,堵水是解决高含水问题的有效技术之一。受高温高盐及缝洞特征影响,尽管凝胶堵剂种类多,但还未形成满足塔河缝洞型高温高盐油藏的凝胶堵剂。为此,研究了淀粉凝胶、耐温冻胶和高温凝胶3种类型堵剂在高温高盐条件下的成胶时间和成胶强度,评价了堵剂的关键性能指标,考察了堵剂的长期热盐稳定性。结果表明:淀粉凝胶的成胶时间为1~3 h,成胶强度达到E级;耐温冻胶的成胶时间为4~7 h,成胶强度为C~D级;高温凝胶的成胶时间为2~5 h,成胶强度达到I级;3种堵剂在高温下的长期稳定性均需进一步提升。

塔河碳酸岩缝洞型油藏气水协同机理研究

为明确缝洞型油藏气水复合驱的作用机理,以便现场气驱选井及工作制度优化,利用数值模拟技术,通过建立符合实际油藏特征的机理模型,进行不同注气方案的模拟研究,并对气水协同的参数进行了优化。通过数值模拟研究,认为塔河缝洞型油藏储集空间以溶洞为主,重力分异作用明显,气水协同主要是利用油气密度差较油水密度差大的特性;注入气主要沿油藏顶部驱动阁楼油,注入水横向驱替底部的剩余油,气和水协同发挥作用,从而进一步扩大波及体积。结合现场应用情况和不同类型油藏储层特征,形成了气水协同的差异化井网构建原则。

高矿化度缝洞型油藏用棉籽油-硫磺基密度可调颗粒调流剂的研发

针对现有的水凝胶类堵剂无法满足塔河缝洞型油藏孔隙结构复杂、裂缝尺寸不均一、超高温及超高矿化度等极端环境和条件的情况,以硫磺和棉籽油为基本原料制备了密度、硬度可调的高温可自黏橡胶堵剂,研究了其耐温性、黏结性、油溶性、强度以及堵水性能。结果表明,其密度和硬度分别可在1.10数1.30 g/cm^3和17数40度间调控;该橡胶能溶于原油、甲苯而与地层水分层不互溶,具有误堵油层时可解封堵性;裂缝型油藏物理模型测试结果表明,在110℃时,当颗粒粒径和裂缝宽度之比为1∶2.5的时候其堵水效果最佳,堵水率达94.9%。本工作为硫磺副产物的利用以及密度可调、柔性颗粒类堵水剂的设计和制备提供新思路。图8表2参11。

缝洞型碳酸盐岩储层循缝找洞压裂技术

深层及超深层缝洞型碳酸盐岩溶洞是油气的主要储集空间,压裂裂缝受地应力控制主要沿水平最大地应力方向扩展,并沟通该方向上的溶洞,其他方向的溶洞无法与井眼连通,导致井周储量动用程度低。根据碳酸盐岩储层伴生缝洞发育特点,提出循缝找洞的储层改造思想,即压裂过程中通过控制泵注压力注入流体,流体遵循原生天然裂缝的展布形态进行流动,形成相互连通的人工裂缝通道,沟通不同方向的多个溶洞,减少地应力对压裂裂缝形态的影响。通过构建含天然裂缝网络和溶洞的模型,采用TOUGH2-AiFrac耦合求解算法,研究天然裂缝数量、走向对压裂裂缝沟通溶洞的影响规律。结果显示天然裂缝走向对压裂裂缝扩展轨迹有较大影响,天然裂缝走向偏向溶洞有利于压裂裂缝沟通溶洞;不同数量、不同走向的天然裂缝网络能够有效连通不同方向的多个溶洞,说明能通过循缝找洞实现井周储量的高效动用。以循缝找洞思想为指导形成的技术方案现场应用85井次,2020年增加原油产量16.12万t,为深层及超深层缝洞型碳酸盐岩油气藏的改造增产提供了方向。

考虑重力作用的垂向双洞窜流试井模型

顺北油田塔里木盆地顺托果勒低隆北部断溶体储层具有明显的垂向发育及非均质性特征。由于储层垂向深度大,流体渗流过程中重力影响不可忽略。考虑油藏储层由小尺度的裂缝、大尺度的溶洞以及大尺度的窜流通道构成,不同深度处的初始压力随深度的变化,结合渗流力学原理及等势体理论建立了考虑重力作用的大尺度缝洞试井模型。采用Laplace(拉普拉斯)变换方法进行了求解,绘制了模型典型图版及参数敏感性分析图版。结果表明:考虑重力作用时流体流动需要克服更大的阻力,无因次压力及其导数曲线中后期位置更高;考虑小尺度裂缝储层渗流作用时会出现窜流通道线性流、大溶洞过渡流、大溶洞拟稳态流分别与裂缝性储层径向流的叠加特征,前者无因次压力及其压力导数曲线斜率介于0~0.5,后两者无因次压力导数曲线缓慢下降后缓慢上升。通过实例分析验证了模型的有效性和适用性。研究成果丰富了缝洞试井模型,为垂向大深度缝洞型油藏试井资料解释提供了理论依据。

塔里木盆地塔河北部“过溶蚀残留型”断溶体发育特征及其成因

为了研究塔里木盆地塔河北部强剥蚀区海西早期古岩溶洞穴发育特征,用古地貌恢复、岩溶水系统分析、测井-岩心洞穴识别和地震属性刻画等方法进行了YQ5井区的洞穴类型样式识别、缝洞结构刻画和洞穴成因演化研究。研究结果表明:YQ5井区在塔河油田Ⅱ号和Ⅲ号古岩溶台地北部的地势平缓区,总体为多期次岩溶叠加改造后的残留地貌,主要发育幅差较小的溶峰洼地、溶丘洼地和溶丘平原,南部发育NE向展布的峰丛垄脊沟谷。与塔河油田主体区及斜坡区不同,YQ5井区地下和地表水系的流向与地貌趋势不一致,岩溶水系统遭受构造作用破坏,导致补给、径流和排泄的岩溶水循环过程不完整。YQ5井区主要发育暗河型洞穴和“过溶蚀残留型”断溶体。暗河型洞穴充填较为严重,洞穴的有效储集空间受到破坏,影响油气开发效果。岩溶台地的构造抬升造成区域侵蚀基准面的下降,顺走滑断裂的垂向侵蚀作用有利于“过溶蚀残留型”断溶体的持续发育和保存,油气开发效果好。“过溶蚀残留型”断溶体的发育主控因素为走滑断裂、地层剥蚀强度和负向地貌。与塔河古岩溶台地演化过程一致,YQ5井区的岩溶演化经历深切曲流期、岩溶改造期和下渗断溶期3个阶段。暗河型洞穴被持续改造破坏,断溶体则持续建造。

超深碳酸盐岩储层岩石三轴压缩实验与数值模拟研究

为了研究超深碳酸盐岩储层的岩石力学特性,文中以取自埋深约8350 m的顺北油气田奥陶系储层碳酸盐岩真实岩样为研究对象,按热处理与无热处理,在110 MPa围压范围内进行三轴压缩实验,从而得到高围压下的岩石力学特性。实验结果表明:高围压下,岩石表现强烈的塑性流动,加热处理会使得岩石强度降低,但随着围压等级的升高,不同温度下的岩石峰值应力又趋于一致。基于Drucker-Prager屈服准则,发展了塑性硬化参数与等效塑性应变之间的关系,对2种温度下的岩石三轴压缩实验进行数值模拟,结果很好地再现了三轴压缩应力-应变曲线。作为拓展应用,采用所建立的弹塑性本构对单条裂缝压裂过程进行模拟,发现在本岩样所在的储层条件下,压裂过程中的裂缝扩展不受岩石塑性的影响,这一点与裂缝闭合过程完全不同,这为目标储层压裂改造提供了有意义的借鉴。

碳酸盐岩缝洞型储层酸化的数值模拟研究

酸化是碳酸盐岩储层地质改造的主要施工工艺,厘清碳酸盐岩储层酸化机理对于提升酸化整体效果具有重要意义。限于缝洞在储层中的准确刻画,目前的研究集中于碳酸盐岩无缝洞型储层的酸化研究。为此,基于数值模拟手段,建立缝洞刻画算法,采用双尺度连续模型,研究了不同注入速度、酸浓度及表面化学反应速率等因素对酸化过程中蚓孔形成及发育的影响机理。发现:缝洞型油藏的酸蚀蚓孔过程受缝和洞共同影响,采用普通油藏进行酸化数值模拟的研究会高估缝洞型油藏酸化行为中的溶蚀量及溶蚀贯通储层的时间。随着酸浓度的增大,碳酸盐岩溶蚀量由5.7%增大为7%;注入速度的增大将影响碳酸盐岩酸蚀形态,且酸化影响范围和次生蚓孔发育数量均不断增多;酸的表面化学反应速率不是影响碳酸盐岩酸化行为的主要原因。