塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术

通过实施关井压锥,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大量高含水油井恢复了产能,增油效果明显。在系统总结矿场关井压锥技术的基础上,对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥的机理、选井原则、关井时机、关井时间、开井工作制度进行了探讨。研究结果表明:关井压锥应主要选择边底水能量强、生产层段位于油水界面以上、前期含水率呈缓慢上升型或台阶型、前期缩嘴压锥或控液压锥有效的高含水油井;油井应在含水率大于80%后开始实施关井压锥;在关井压锥期间,关井时间须根据油井具体情况而定,一般为10～20d,开井后工作制度保持在前期正常生产时产液量的75%左右为宜。

塔河油田套损现状及治理工艺

随着塔河油田上产开发进程的逐步进行,油田规模越来越大,部分老井也陆续进入高含水阶段,从而转注水或频繁进行措施作业,油田井下状况渐趋复杂。注水、频繁作业以及高温、高盐、高含硫化氢等复杂腐蚀环境下,套损、套变逐渐增多,套损、套变造成的停产、上修及带病生产井越来越多,对塔河油田的快速上产造成了一定的不利影响,针对不同套损原因,逐渐形成了具有塔河特色的超深井套损治理技术,对同类油田套损防治具有一定的借鉴作用。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏类型探讨

塔河油田奥陶系油藏是非均质性极强的碳酸盐岩油藏,普遍的观点认为塔河油田奥陶系油藏为若干个相互独立的缝洞单元组成的独立油藏集合体,鹰山组下段或蓬莱坝组发育的大底水,给油藏开发研究和后期综合治理带来越来越多的矛盾和困惑。文中从大量的实钻资料、生产动态资料出发,通过古岩溶机理、成藏机理等方面研究,认为塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是复杂缝洞体交错组合在一起的油水界面凹凸不平的似层状边水油藏,水体主要分布在南部5 648￣6310 m深度处。研究结果对该油藏开发技术对策的调整和提高采收率研究有一定的指导意义。

PEI冻胶成冻影响因素研究

实验用高浓度配方PEI冻胶成冻溶液,为用过滤渤海海水配制的1.5%低水解度聚丙烯酰胺DF800(M=8×106)和1.2%聚乙烯亚胺PEI(M=1.5×104)溶液,其EC50为26052mg/L,属无毒级,其成冻时间随温度升高(80～95℃)而缩短,由成冻时间～倒数温度拟合方程求出其表观反应活化能为81.5KJ/mol,在80℃和90℃形成的冻胶,在0.1～10Hz频率范围其G′和G″均随频率增大而增大,G′均大于G″,90℃形成的冻胶的G′和G″均大于80℃形成的冻胶。在90℃下的单因素实验中,当DF800质量分数由0.6%增至1.5%时,成冻时间缩短,0.1Hz下的G′增大19.53Pa,G″增大2.213Pa;当PEI质量分数由0.3%增至1.2%时,成冻时间减幅增大,0.1Hz下的G′增大15.08Pa,G″增大1.2Pa;1.2%DF800+0.9%PEI成冻溶液在90℃下形成的冻胶,其G′和G″均随配液用NaCl盐水浓度增大(5～30g/L)而降低;pH=10.22的冻胶的G′>10Pa,为强冻胶,pH为9.24和8.56时冻胶G′降至10Pa以下。

廊固凹陷旧州—固安构造带沙三段层序地层特征与油气成藏关系

将层序地层学理论与油气成藏理论相结合,从层序特征和生储盖组合等方面探讨了该区层序地层特征与油气成藏模式.研究表明,旧州—固安构造带沙三段主要由4个三级层序组成,层序地层格架内的烃源岩和储集岩都有一定的分布规律,烃源岩主要分布在SQ1、SQ2、SQ3的湖侵体系域,储集岩主要分布在低位体系域和高位体系域,形成了2个有利的生储盖组合,层内主要有4种油气藏成藏模式。

鄂尔多斯盆地东南缘长3油层组成岩储集相

鄂尔多斯盆地东南缘长3油层组为低孔、特低渗透储层,为明确其成岩储集相类型和优质储层的控制因素,根据铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X衍射等资料分析,对其成岩作用特征和成岩储集相类型进行了系统研究。结果表明,鄂尔多斯盆地西南缘长3油层组成岩后生作用复杂多变,破坏性成岩作用主要为机械压实、压溶作用及各类自生矿物胶结作用,溶解作用和破裂作用是储层物性改善的主要途径;长3油层组发育4种类型的成岩储集相,其中浊沸石溶蚀次生—原生孔储集相是最有利的成岩储集相,其分布受沉积相带控制,发育在三角洲平原及前缘截削式分流河道中;浊沸石次生孔隙的发育和沉积砂体的分布特征及是优质储层形成的主控因素。

塔里木盆地亚格列木组储层特征及控制因素

塔里木盆地雅克拉地区白垩系亚格列木组是一套以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主的地层。通过对亚格列木组储层薄片观察及物性资料分析发现,储集空间主要为扩大粒间溶孔、粒内溶孔、原生粒间孔,储层类型为低孔中渗储层。亚格列木组储层均表现为强的层内、层间及平面非均质性。储层发育受沉积微相、成岩作用和黏土杂基的影响,沉积微相是储层形成的基础,成岩作用则决定了储层的储集性能好坏;压实作用、胶结作用是破坏孔隙的主要成岩作用,溶蚀作用是发育次生孔隙的主要成岩作用,黏土杂基的含量也影响着储层的孔渗性。

缝洞型油藏流动模型的选择方法

由于缝洞型油藏储集类型较为复杂,选择流动模型时具有随意性,使得选用的流动模型不合理,不能反映油藏的流动规律。为此,提出了根据储集体类型、特征尺度和组合关系建立流动模型的方法:①按特征尺度和分布密度将储集空间分为连续介质和不连续介质,微小的裂缝、溶洞和基岩中的孔隙为连续介质,大尺度裂缝和大尺度溶洞为不连续介质;②确定连续介质的种类,并分析不同连续介质间的窜流是否具有方向性,从而确定多重介质的介质重数;③大尺度裂缝和溶洞若被充填,运动方程采用达西定律,未被充填则采用Navier-Stokes方程。将该方案用于塔河缝洞型油藏,成功模拟了大尺度裂缝和溶洞内的产水规律。

复杂砂岩油藏砂泥岩薄互层储层反演技术及应用

塔河油田石炭系薄互层储层具有埋藏深（4800~5400m）、单砂体薄（3~8m）、砂体分布不稳定等特点。地震资料主频范围为35~41Hz,对应反射层砂岩的主体理论分辨率为26~30m,地震数据无法识别薄砂体。为了解决该区石炭系薄砂体预测难题,采用了地层序列约束随机优化反演技术为主、其他方法为辅的储层预测方法,较好地解决了该问题。该方法对当前勘探开发中面临的复杂超深低渗砂泥岩薄互层储层研究具有一定的针对性和适用性。

碳酸盐岩缝洞型油藏试油完井技术研究与应用

塔河油田奥陶系缝洞型油藏储集体非均质性强,大部分油井原油密度高、粘度大,部分井钻遇放空漏失后直接完井,未钻遇漏失井以酸压为主要改造手段,奥陶系完井方式以裸眼为主,油井均为超深井,同时高温、高压、高矿化度卤水及二氧化碳与硫化氢复杂腐蚀环境,与东部油田相差较大,经过10多年的勘探开发,逐渐形成了具有塔河特色储层完井试油工艺技术。

塔河4区碳酸盐岩缝洞型油藏周期注水实践及认识

塔河4区奥陶系油藏是以发育大规模溶洞为主的碳酸盐岩缝洞型油藏,2005年开展注水开发以来,稳定见效期5-6年。2011年开始注水效果变差,注采井组水窜严重,递减明显加大。本文针对注水效果变差的现状,从周期注水机理入手,总结了周期注水参数优化、不同缝洞及注采连通关系周期注水方法,周期注水有效改善了区块开发效果。