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不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策_巫波

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不同 岩溶 油藏 剩余 油类 开发 对策 巫波
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收稿日期:20151018;改回日期:20151224基金项目:国家“973”项目“碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率研究”(2011CB201005);国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“塔里木盆地大型碳酸盐岩油气田开发示范工程之碳酸盐岩缝洞型油藏开发关键技术完善与应用”(2011ZX05049)作者简介:巫波(1985-),男,工程师,2007年毕业于西南石油大学资源勘查专业,现从事油气田开发研究工作。DOI:10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.022不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策巫波,李正民,荣元帅(中国石化西北油田分公司,新疆乌鲁木齐830011)摘要:针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布认识不清的问题,以缝洞油藏特征为基础,运用油藏精细刻画、测井、生产动态特征及差异连通性分析方法,提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏八大类13个亚类剩余油分布类型,明确了其中8个亚类属于油藏类型决定的特有型,5个亚类是由缝洞发育特征决定的共有型。针对不同剩余油类型提出了适合的矿场开发对策:采用注气方式动用阁楼型剩余油;部署直井动用分支暗河、深部暗河、交错断裂分段型、平行断裂型及T56—T74断裂型剩余油;采取侧钻方式开发低幅小残丘、沟谷两翼型、T74内幕断裂及U型剩余油;采取排水采油、选择性堵水、关井压锥及酸压方式动用高渗通道内的低渗区型、裂缝窜进封挡型及不同部位充填型剩余油。不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策在塔河油田取得了较好的开发效果,对相似油藏的剩余油挖潜有一定借鉴作用。关键词:缝洞型油藏;剩余油分布;油藏特征;连通性;开发对策;塔河油田中图分类号:TE344文献标识码:A文章编号:1006-6535(2016)02-0093-040引言塔河油田主体区碳酸盐岩缝洞型油藏经历了加里东期和海西早期2次主要的岩溶作用,油藏类型多样,储层非均质性极强,储集体空间结构复杂,裂缝、溶孔、溶洞错综分布,尺度差异大[1-3]。目前累计产油为2781×104t,综合含水为63%,油藏整体处于中高含水开发期,但采收率仅为15.8%。剩余油分布认识不清严重制约了该类油藏的精细开发。目前缝洞型油藏剩余油研究主要以数值模拟技术、物理模拟技术、全直径岩心驱油实验、动态法及多学科综合分析技术为基础,从不同角度研究了剩余油的形成机制及分布类型,并提出了改善开发效果的技术方向[4-8]。为了进一步寻找有利的剩余地质储量,以不同岩溶缝洞油藏特征研究为基础,结合缝洞体连通性认识,对剩余油分布类型及适应的开发对策进行了研究[8-10]。1塔河油田缝洞油藏特征塔河缝洞型油藏岩溶复杂,纵向上总体经历了表层岩溶、纵向渗流及水平潜流岩溶,平面上发育岩溶高地、岩溶斜坡及岩溶洼地。由于岩溶期次、平面纵向岩溶的非均质性及风化剥蚀程度不同,塔河缝洞型油藏类型多样。通过对实钻井油藏物理特征等参数的研究,将塔河缝洞型油藏划分为五大类型:残丘型、暗河型、断裂型、残丘暗河型及残丘断裂型。缝洞型油藏的选择性溶蚀导致了缝洞的不规则,溶洞有浅有深、有高有低、有大有小、有连通有孤立、有未充填有部位充填。不同类型缝洞油藏既有相似之处又有不同之处,相似处在于均发育阁楼缝洞体,溶洞是主要的储集空间,裂缝是重要的连通通道,串珠是储集体主要的地震表现形式,缝洞体高部位是油气富集的有利空间,低部位易出水,开发中易水窜。同时各类油藏又具有独自的特征,其中残丘型油藏主要发育形态、大小各异的残丘与沟谷,断裂型油藏发育交错断裂、平行断裂、T74内幕断裂及T56—T74断裂,暗河型油藏发育分支暗河和深部暗河,具体见表1。94特种油气藏第23卷表1塔河油田不同岩溶缝洞油藏特征描述油藏类型地质特征地震特征双侧向测井特征缝洞发育特征油水分布特征含水生产特征残丘型以海西早期岩溶为主,经风化剥蚀及地表水冲刷形成形态、大小各异的“山头”局部构造与整体串珠两段式,顶部低电阻、底部高电阻发育溶孔、溶洞,充填明显残丘顶部油富集,残丘翼部易出水以缓慢上升为主暗河型以海西早期岩溶为主,随潜水面与构造变化发育多期岩溶地下河多套强反射与整体长串珠三段式,顶部低电阻、中部高电阻、底部低电阻发育多套储集体,浅层易充填、深部不充填,纵向上储层分隔性强暗河中部油较富集,暗河出水口易出水浅层以快速—缓慢为主,深部以缓慢—台阶为主断裂型以加里东期岩溶为主,发育深大断裂及内幕断裂,地表水沿断裂、裂缝走向形成岩溶缝洞系统杂乱强反射与串珠断裂面双轨特征溶洞发育时幅度差增大溶洞、裂缝均发育,不充填,连通性强,发育交错断裂及平行断裂分段富集,深大断裂油气富集,构造低部位、内幕断裂易出水以快速上升—暴型水淹为主残丘暗河型兼顾残丘与暗河缝洞特征—两—三段式,顶部为低电阻,中间可能高电阻,底部低电阻兼顾残丘与暗河缝洞特征残丘内油气富集,暗河内油气富集低,易出水残丘内缓慢上升为主,暗河快速上升为主残丘断裂型兼顾残丘与断裂特征—两段式,顶部为残丘型特征,底断裂特征兼顾残丘与断裂特征残丘内油气富集,底水易沿断裂水窜残丘内缓慢上升,断裂快速上升为主2剩余油分布类型以缝洞发育特征为基础,在油藏精细刻画、测井、生产动态特征及连通性分析的基础之上,提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏八大类13个亚类剩余油分布模式。具体包括低幅小残丘型、阁楼型、分支暗河型、深部暗河型、充填型、内幕断裂型、交错断裂分段型、平行断裂八大类。各类油藏既具有独特的剩余油类型又有相同点,其中8个亚类属于由油藏类型决定的的特有型,残丘型缝洞油藏包括低幅小残丘型、沟谷两翼型(图1a、b),纵向多套暗河型包括分支暗河型、深部暗河型(图1c、d),断裂型油藏包括T56—T74断裂两侧、T74内幕断裂型、交错断裂分段型、平行断裂型(图1e~h)。5个亚类是由缝洞发育特征决定的共有型,包括阁楼型、高渗通道内的低渗区型、裂缝窜进封挡型、U型、不同部位充填型5类(图2)。充填缝洞型包括T56—T74断裂两侧型、沟谷两翼型、不同部位充填缝洞。根据实钻井与缝洞间的位置及动用缝洞的井型不同,剩余油的类型可继续细分。残丘暗河型和残丘断裂型2种复合型油藏剩余油类型包括上述类型。3剩余油开发对策以剩余油分布模式为基础,在保障注采井网及经济效益的前提下,采取适应的开发对策。文中不再重复论述注水替油和井间注水在挖潜剩余油中起到的效果。(1)采用注气方式动用阁楼型剩余油。阁楼缝洞体往往储集体空间有限,储量规模较小易水窜,注水及常规措施动用难度大,而注气驱用气替油能更好地动用溢出点以上的储量。截至2015年8月,共对114口具有阁楼缝洞体的高含水井进行了注气再挖潜,均取得不同程度的效果,累计增油为34.3×104t,平均单井增油为0.3×104t,平均单井日增油为11.5t/d。典型井TK636H井累计产油为14.9×104t后高含水,注水替油无效果,于2014年1月注气并恢复无水采油,日产油为33.0t/d,累计产油为1.7×104t,有效动用了水平轨迹以上阁楼储量。(2)采用直井方式动用交错断裂分段型、平行断裂型、T56—T74断裂两侧型、分支暗河型及深部暗河型剩余油。上述5种剩余油类型均是位于储量丰度较大井区,储集体间具有一定分隔性,需要部署新井来提高储量的控制程度。截至2015年8月,针对上述剩余油类型主体区共部署新井34口,建产32口,建产率为94.1%,初期平均单井日产油为28.3t/d,累计产油为67.8×104t,平均单井第2期巫波等:不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策95累计产油为2.1×104t,目前平均单井日产油为10.5t/d。图1由油藏特征决定的特有剩余油类型示意图典型井TK677井剩余油类型属于交错断裂分段型,该井位于一条大型北东向断裂上,该断裂被多条北西向断裂交错分隔成多段,前期井生产特征表现为分段充注、分段富集及分段水淹的特点,于2011年5月部署TK677井,日产油为50t/d,不含水,累计产油为5.5×104t。(3)采用侧钻井方式开发低幅小残丘型、沟谷两翼缝洞型、T74内幕断裂型及U型缝洞剩余油。上述4种剩余油类型受原始油气充注程度及早期井采出的影响,整体表现为水多油少的特征,剩余油柱高度较低,采用侧钻井开发可以有效提高上述油藏的逼水高度。截至2015年8月,主体区共对上述剩余油类型部署侧钻井51口,建产48口,建产率为94.1%,初期平均单井日产油为23.50t/d,累计产油为79.20×104t,平均单井累计产油为1.65×104t,目前平均单井日产油为8.70t/d。典型井T615CH井与T615井位于U型两端,T615井累计产油2.00×104t后高含水,后向U型另一端侧钻,揭开表层20m,初期日产油为40t/d,后因含水上升关井,累计产油为1.20×104t。(4)采取分段酸化压裂方式动用充填缝洞剩余油。缝洞体由于砂泥质充填作用,使得空间结构更加复杂,在局部形成多个相对孤立的缝洞体,出现多套油水系统。截至2015年8月,主体区共有8口井利用酸化压裂工艺实现了对充填缝洞的多次动用,有效率为87.5%,累计增油为6.40×104t,平均单井增油为0.91×104t。典型井TK604井测井图2由缝洞发育特征决定的共有剩余油类型示意图96特种油气藏第23卷显示钻遇2套充填缝洞,钻井过程中在第1套充填洞底部至第2套充填洞顶部间的储层测试为水层见油,后对第1套充填洞顶部以上40m储层进行酸化压裂,初期日产油为150.0t/d,后因高含水关井,累计产油为9.6×104t。2011年12月对第2套充填洞底部以下50m储层进行酸化压裂,初期日产油为35.0t/d,不含水,累计产油为1.5×104t。(5)采用排水采油或选择性堵水方式动用高渗通道内的低渗区剩余油。渗透率的差别导致低渗区油被抑制,而改变压差或封堵高渗孔道可提高低渗区的采出程度。截至2015年8月,共实施51井次的排水采油及35井次的选择性堵水,有效率为80.4%、91.4%,累计增油为11.30×104、14.60×104t,平均单井累计增油为0.28×104、0.46×104t,取得一定效果。典型井组T313—TK248通过井组排水采油,调整生产压差来挖潜低渗区剩余油,前期生产证实井组连通,在2011年底2口井均高含水低效生产,2012年4月,选择T313井实施大排量采水试验,由前期的日产液40.0t/d调整为130.0t/d,累计产液3.5×104t,TK248井于2013年2月转为无水生产,日产油为10.0t/d,累计产油为0.9×104t。(6)采用长关短采方式开发裂缝窜进封挡型剩余油。塔河缝洞型油藏主要发育高角度裂缝,裂缝是底水窜进的主要路径。及时控液、关井可以减缓底水窜进的速度。截至2015年8月,主体区共有23口裂缝窜进封挡型油井,通过长关短采的开发方式实现了封挡油的再次动用,有效率为100%,累计增油为14.80×104t,单井累计增油为0.64×104t。典型井TK234井累计产油7×104t后高含水,间开效果差,关井4a后,再次开井实现无水自喷生产,日产油为17t/d,累计产油为1×104t。4结论(1)塔河碳酸盐岩发育五大类岩溶缝洞油藏,具有差异岩溶、差异富集、差异连通、差异水淹的特征。(2)提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏八大类剩余油分布类型,包括低幅小残丘型、阁楼型、分支暗河型、深部暗河型、充填型、内幕断裂型、交错断裂分段型、平行断裂型。(3)不同储量丰度的剩余油采取不同的开发对策。总体上采用部署新井或侧钻井方式动用储量丰度大的剩余油,酸压、注水、注气等进攻型措施开发储量丰度较大的剩余油,而采取关井压锥等常规措施动用储量丰度较低的剩余油。参考文献:[1]陈琳,康志宏,李鹏,等.塔河油田奥陶系岩溶型碳酸盐岩油藏储集空间发育特征及地质模式探讨[J].现代地质,2013,27(2):357-364.[2]和虎,冯海霞,蔡忠贤.塔中地区中下奥陶统鹰山组表生岩溶分布特征及主控因素[J].油气地质与采收率,2015,22(2):17-23.[3]康志江,李红凯.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集体特征[J].大庆石油地质与开发,2014,33(1):21-26.[4]巫波,刘遥,荣元帅,等.碳酸盐岩油藏缝洞差异连通及水淹特征研究[J].特种油气藏,2015,22(1):131-133.[5]李巍,侯吉瑞,丁观世,等.碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素[J].断块油气田,2013,20(4):459-461.[6]荣元帅,赵金洲,鲁新便,等.碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策[J].石油学报,2014,35(6):1138-1146.[7]柳洲,康志宏,周磊,等.缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布模式———以塔河油田六七区为例[J].现代地质,2014,28(2):370-378.[8]康志江,赵艳艳,张允,等.缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术与应用[J].石油与天然气地质,2014,35(6):945-949.[9]程倩,李曦鹏,刘中春,等.缝洞型油藏剩余油的主要存在形式分析[J].西南石油大学学报,2013,35(4):19-23.[10]王敬,刘慧卿,徐杰,等.缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律[J].石油勘探与开发,2012,39(5):585-590.编辑张耀星tion.Streamlinenumericalsimulationwithstableperformance,highefficiencyandnogridorientationeffectisusedtotakeadvantageofwaterflooding3Dstreamlinesimulationtogainthestreamlineandremainingoildistributions.Researchdemonstratesthatthecharacteristictimeofstreamlineadvan-cingisconsistentwiththetimeofstrataseriesadjustment,remainingoildistributionofsublayersagreeswithwaterstreamlineadvancing,andwellgroupremainingoildistributionisdependentondeposition,fault,temperature,etc.Itisrecommendedtofurtherimprovetheinjection-productionwellnet-workandimplementspecifichot-waterflooding,streamfloodinginlocalwellgroupstoovercomeoilthermo-sensitivityandenhanceoilrecovery.Theremainingoildistributionandwaterinflowdirectionsareidentified,whichcouldprovideguidanceforfurtherwellnetworkadjustmentandenhancingoilrecovery.Keywords:streamlinesimulation;configuration;numericalsimulation;remainingoildistribution;streamlinedistribution;highpour-pointoil;BlockJingguan2SensitivityAnalysisofVolume-FracturedHorizontalWellProductivityinTightReservoirLiuXiong1,WangLei2,WangFang1,DengXiaomei3,PengChengmin3(1.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,Beijing100083,China;2.SinopecExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China;3.PetroChinaHuabeiOilfieldCompany,Renqiu,Hebei062552,China)Abstract:MirrorinversionandGreenFunctionareusedtoestablishanon-steadysemi-analyticalmodeltoforecasttheproductivityofvolume-fracturedhorizontalwellintightreservoir,andthemutualinterferencebetweenfracturesisalsoconsideredinthismodel.TypicalWarren-Rootdual-mediummodelisusedtomodelthefracturenetworkpropagation,distributionandfluidflowinstimulatedreservoirvolume.Thesensitivityofpro-ductivityisanalyzedbasedonthemodelpracticalityverificationthroughcasematching.Researchdemonstratesthattheproductivityintheearly-mid-dlestageincreaseswiththeincreaseoffracturehalf-length,andthiscorrelationisalsodependentontherelativemagnitudebetweenfracturehalf-lengthandclosedboundarysize.Theproductivityincreasinglydependsontheratiobetweenfracturelengthandreservoirwidthwiththeincreaseofthisratio.Theproductivityincreaseswiththeincreaseoffracturenumber.Theinitialproductionincreaseswiththeincreaseofstorageratio.Theproductiv-ityisonlydependentoncrossflowcoefficientwithincrossflowstage.Theproductioninthelatestageincreaseswiththeincreaseoffracturespacing.Inaddition,optimizationoffracturehalf-lengthandspacingisfavorabletoincreaseproductivity.Keywords:volume-fracturing;horizontalwell;productivityevaluation;tightreservoir;dual-medium;non-steadymodelFAST-SAGDApplicationandItsInfluencingFactorsinSuperHeavyOilReservoirsWangJianjun1,2,JuBinshan1,2,ChenChanghong1,2,HouGuoru3(1.ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.BeijingKeyLaboratoryofUnconventionalNaturalGasGeologyEvaluationandDevelopmentEngineering,Beijing100083,China;3.PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin,Liaoning124010,China)Abstract:HeavyoilthermalrecoverynumericalsimulationisusedtocomparetheperformancesofFAST-SAGDandconventionaldual-horizontal-wellSAGDinthesuperheavyoilreservoirsofLiaoheOilfield.ThekeyfactorsrelatedtoFAST-SAGDperformanceareanalyzedtoimproveSAGDperformance.ResultillustratesthatthesteamchamberofFAST-SAGDexpandssignificantlyfasterthanthatofconventionalSAGD,therecoveryfac-torisincreasedby2.5%,thecumulativeoil-steamratioisincreasedby0.039m3/m3andtheproductionperiodisreducedby46.6%.RecoveryfactorandthermalefficiencyareusedtogaintheoptimumparametersofFAST-SAGD:theverticaldistancebetweentheaddingwellandproductionwellofSAGDwellgroupis6m,thestart-upperiodis12months,thehuff-puffcyclenumberis2,thesteaminjectingpressureis10MPa,thesteaminjectingrateis800m3/dandthesteaminjectingrateofinjectionwellinSAGDwellgroupis200m3/d.ThisresearchcouldprovidesometheoreticalguidanceforfieldapplicationofFAST-SAGDtechnology.Keywords:FAST-SAGD;addingwell;sensitivefactor;recoveryfactor;cumulativeoil-steamratioRemaining-OilDistributionTypesandMeasuresofDifferentKarstFracture-CaveOilReservoirsWuBo,LiZhengmin,RongYuanshuai(SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumchi,Xinjiang830011,China)Abstract:Duetotheunclearcharacterizationofcarbonatefracture-caveoilreservoirremainingoildistributionsinTaheOilfield,finereservoirchar-acterization,welllogging,productionperformanceanalysisandconnectivityanalysisareusedtodeterminetheremainingoildistributiontypesofcar-bonatefracture-caveoilreservoirsinTaheOilfield.Thereare8-calsswith13sub-classremainingoildistributiontypes,including8-subclassspecifictypesdependingonreservoirtypeand5-subclasscommontypesdependingonfracture-cavedevelopment.Thefielddevelopmentmeasuresfordifferentremainingoildistributionsarepresented.Gasinjectionisrecommendedtoproducetheloft-styleremainingoil.Verticalwellisusedtoproducetheremainingoilinbranch-river,deepunderground-river,intersectingrupturesegmentation,parallelrupture,andT56-T74rupture.Sidetrackingisadoptedtoproducetheremainingoilinthelow-amplitudesmall-scalemonadnock,dual-wingvalley,T74insiderruptureandU-stylerupturezones.Oilrecoverybywaterdrainage,selectiveplugging,shut-inconingcontrolandacidfracturingareappliedtoproducetheremai-ningoilinthelow-permeabilityzone,blockingzonewithfracturechanneling,differentfilling-typepartsofwithinhigh-permeabilitychannels.Betterproductionperformancesareachievedbyclassificationofdifferentremainingoildistributionsandthecorrespondingdevelopmentmeasuresinkarstfracture-caveoilreservoir,whichmayalsoprovideareferenceforremainingoilproductionofsimilaroilreservoirs.Keywords:fracture-caveoilreservoir;remainingoildistribution;reservoircharacteristic;connectivity;developmentmeasure;TaheOilfieldMultipleThermalFluidHuff-PuffinOffshoreDeepThinHeavyOilReservoirChenJianbo(CNOOCLimitedTianjinBranch,Tianjin300452,China)Abstract:Accordingtothescreeningcriteriaofsteaminjectionforheavyoilreservoir,manydeepthinheavyoilreservoirscannotbedevelopedbysteaminjectionoperation.Amultiplethermalfluid(steam,hotwater,high-temperaturemixtureofN2andCO2)huff-pufftechnologyisproposedtoimprovethedevelopmentofthesereservoirsandtakeadvantageofdissolving,viscosity-reducingandothermechanismstoproduceheavyoil.Thedifferenceinmultiplethermalfluidandsteamhuff-puffmechanismsisstudiedbylaboratorydisplacementexperiment.Reservoirnumericalsimulationis
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