塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏油气储量计算方法研究

碳酸盐岩储层的非均质性强,利用现有井控计算的储量呈现出含油(气)面积大、地质储量大、可采储量低、动用程度低的特点。基于高精度三维地震的缝洞量化雕刻技术更准确地刻画了非均质油(气)藏储层的特点。以塔里木盆地哈拉哈塘油田某区块为例,提出了缝洞型碳酸盐岩油气藏缝洞雕刻及储量计算方法——缝洞雕刻容积法。该方法在地质建模的地震缝洞体储层雕刻基础上,按照探明储量以缝洞系统、控制储量以缝洞带、预测储量以区块为计算单元开展三级储量研究。该方法创新性地将储层量化雕刻技术应用到缝洞型碳酸盐岩油藏的储量计算中,实现了分储层类型的储量计算,该方法在科学、合理开展储量评估的同时可有效指导井位部署,实现有效动用。     

碳酸盐岩储层UniQ三维地震勘探技术应用及效果

塔里木盆地哈拉哈塘油田碳酸盐岩有效裂缝及大型缝洞体储层空间连通性预测难度大,现有地震资料不能完全满足缝洞体系精细刻画、油气富集区域准确预测的需求,制约了碳酸盐岩油藏的勘探开发。针对此难题,以哈13—热普6井区为试验区,开展了UniQ单点高密度三维地震采集技术研究。小面元、高覆盖、宽方位、高炮道密度的UniQ采集方案保证了空间采集密度,采样分布均匀,基本没有假频信息,有利于信噪分离和保幅去噪处理。根据数据特点,采用了有针对性的高密度地震数据去噪技术、稳健地表一致性反褶积技术、OVT域数据规则化技术、深度域精细速度建模技术等数据处理技术,提高成果质量。结果显示,UniQ三维地震数据的地层成像产状合理,碳酸盐岩缝洞串珠更加聚焦,成像更加清晰,裂缝刻画更加细致,为缝洞型碳酸盐岩储层的勘探开发奠定了良好的数据基础。     

哈拉哈塘油田单井缝洞体注水替油效果分析

碳酸盐岩储层储集空间以洞穴、溶蚀孔洞、裂缝为主,后期生产大都表现为天然能量不足的特征,通常采用注水替油作业来有效地补充能量、提高油气采收率。对于单井不同的缝洞体,注水替油效果差异很大,结合缝洞模型的理论研究和矿场试验将该油田单井所钻遇缝洞体分为孤立洞穴+强底水型、孤立洞穴+弱底水型、裂缝—孔洞型、裂缝—孔洞+底部洞穴型4种类型。对4种缝洞体类型的注水替油效果进行分析表明:孤立洞穴+弱底水型、裂缝—孔洞+底部洞穴型缝洞体注水替油效果较好,适宜实施注水替油开采；对于裂缝—孔洞型、孤立洞穴+强底水型缝洞体,注水替油效果较差,不适宜采用注水替油的方式开采。     

缝洞型碳酸盐岩油藏多缝洞体识别方法——以哈拉哈塘油田哈6 井区为例

为了探讨利用单井动态响应判断缝洞型碳酸盐岩储集体的连通性, 以塔里木盆地哈拉哈塘地区为例, 在研 究区储层分布特点和油水空间关系研究的基础上, 充分分析生产井的开发特征, 建立了单井上可以判识的5 种多缝洞体 样式: 隔油底水连通式、隔油边水连通式、隔水底水连通式、隔水边水连通式和复合裂缝连通式, 并相应地指出了其形 成原因和生产特征。提出了多缝洞体单井判识的3 种动态分析方法: 试采数据分析法、水驱特征曲线分析法和弹性产率 分析法, 并指出了5 种多缝洞体样式相应的差异识别方法。结合缝洞体平面范围确定原则, 利用3 种方法识别出研究区 多缝洞体3 个, 有效扩大了多缝洞体的供油面积, 多缝洞体的识别为研究区优化井网部署及开发方案调整提供了新的思 路和理论依据。     

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩缝洞集合体定量地震描述与地质建模

缝洞型碳酸盐岩储层多样多期的地质成因和内部强烈的非均质性,使得常规建模手段难以应用于实际工作中。结合地质体特征和地震相,运用聚类分析技术实现缝洞集合体的几何结构建模;针对缝洞型碳酸盐岩测井资料少、储层内部结构复杂和非均质强的特征,将地质统计学地震反演技术用于储层岩相和孔隙度建模工作中,针对塔里木盆地典型区块缝洞集合体建立静态模型,实现其定量地震描述;进一步利用单井与井组内动态数据,修正缝洞体的规模、边界和连通性,研究成果指导了基于缝洞集合体井位的高效部署、高效开发工作。     

塔中西部碳酸盐岩高效井串珠状地震相储层要素探讨

为了提高碳酸盐岩高效井的预测成功率,综合利用常规地震剖面、钻井、录井资料及开发动态资料等,研究塔里木盆地塔中西部地区高效井与储层发育指数、串珠有无断裂伴生、串珠位于缝洞系统的空间位置及串珠状地震相储层顶部标定的关系。研究认为,储层发育指数越大,强串珠发育伴生断裂,储层易发育且规模往往较大。但钻遇强串珠的油井高效与否还与其在缝洞系统中的空间匹配关系和井轨迹是否位于储层顶面密切相关。油井钻遇的串珠位于缝洞系统的相对高部位,油柱高度大,产水的可能较小,易高产稳产。对于强串珠状,水平井轨迹设计在最大波谷处较为合适;对于弱串珠状,水平井轨迹设计在最大波谷之下的零相位之上较为合适。在塔中西部中古15井区实际应用结果表明,钻遇具备此四大要素的强串珠状地震相储层的油井易高产稳产,提高了碳酸盐岩高效井的预测成功率。     

塔中超深碳酸盐岩储层预测及水平井优化

近几年研究发现,塔中地区奥陶系碳酸盐岩沉积泥质和缝洞中充填泥质对碳酸盐岩储层预测影响很大,如何去除碳酸盐岩沉积泥质和缝洞中充填泥质的影响是准确预测塔中超深碳酸盐岩储层的关键。以塔里木盆地塔中well8井区奥陶系碳酸盐岩储层为例,应用叠前地质统计学反演方法和岩性概率分析技术(FFP)对储层和泥质分布进行了预测,预测精度达75%,取得了良好的效果,指导了水平井轨迹优化和调整。     

串珠状缝洞型碳酸盐岩气藏压力变化特征研究

缝洞型碳酸盐岩储层目前的模型建立主要以渗流、管流或渗—管流结合等理论为基础,但是当储层内具有大尺度溶洞时,渗流理论不能准确表征宏观缝洞储集体；当储层内具有大开度裂缝时,其内部流体流动特征与平板流特征更为接近。因此,需要建立以裂缝平板流与宏观非均质性理论为基础的储层模型。根据气体物质守恒方程与流体力学方程,推导了更接近于真实大型裂缝中气体流动特征的平板流动模型,建立了串珠状缝洞型碳酸盐岩气藏储层的宏观非均质数学模型,并通过数值方法求解出该模型定产量生产时井底压力与各溶洞压力数据。绘制出溶洞压力导数半对数曲线和井底压力双对数曲线,发现压力导数双对数曲线可以分为4段:井筒储集反应段、裂缝反应阶段、溶洞反应阶段和边界反应阶段。随后,分别研究了各类缝洞参数对压力导数双对数曲线形态特征的影响。研究表明,不同的缝洞参数会影响压力导数双对数曲线上相应阶段的形态特征。     

OVT域叠前裂缝预测技术研究应用

以塔里木盆地中古地区全方位高密度地震资料为基础,采用叠前纵波方位各向异性技术开展OVT域裂缝预测研究。OVT域地震数据较常规数据能量更为均衡,信噪比更高,且偏移后保留了方位角和偏移距信息,能快速灵活进行方位角和偏移距分选,避免了常规方法耗时长的弊端,适合进行分方位裂缝预测。通过对该地区奥陶系鹰山组石灰岩储层不同偏移距、不同方位角及不同域的数据体进行试验,优选出100~5500m偏移距和6个方位角的数据来计算纵波相对波阻抗的差异,裂缝方向和密度的预测结果与实钻吻合程度较高,能够为该井区储层缝洞连通性研究、井位部署、水平井井轨迹设计提供重要依据。     

基于声波重构CSSI多参数反演的火成岩识别及速度建模研究

塔里木盆地奥陶系深层碳酸盐岩储层中蕴藏着丰富的油气资源, 针对赋存于该深层次生孔洞缝储层中的油气, 通过多年攻关研究, 形成针对深层高温强烈非均质碳酸盐岩油气藏测井评价技术体系, 包含高温、高压超深复杂井筒测井采集工艺及相关配套技术, 缝洞型碳酸盐岩储集空间及储层类型描述技术, 以电成像测井资料为核心的电成像测井相优势储层分析技术、电成像孔隙度频谱储层有效性分析技术、电成像视地层水电阻率谱储层流体判别技术, 以及结合深横波成像井旁储层评价方法, 使碳酸盐岩储层有效性评价符合率由最初的79%上升至94%以上, 流体性质评价符合率由最初的69%上升至86%以上。     

哈6区块开发井低效原因分析及治理对策

随着塔里木哈拉哈塘油田哈6区块的开发进程逐渐深入,碳酸盐岩油田开发井低效比例较高这一问题逐渐暴露出来。通过对哈6区块的地质和开发特征进行分析,认为造成该区块开发井低效的主要因素包括构造、地质屏障、储集体规模、裂缝、地层能量及油层伤害等。根据影响因素提出精细刻画大型缝洞体、寻找构造高部位、重视储层非均质、采用各种增产措施并减少不必要作业等方法预防和治理低效井。     

塔中Ⅰ号气田缝洞型碳酸盐岩凝析气藏相态特征与开发对策

塔中Ⅰ号气田缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发中存在复杂相态特征,为此将这种特殊的凝析气藏分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,分别对应带底油凝析气藏、无底油中高含凝析油凝析气藏、无底油低含凝析油凝析气藏。其中,Ⅰ类为饱和凝析气藏,开发过程中相图由凝析气逐渐过渡到原油；Ⅱ类为未饱和凝析气藏,开发过程中随着反凝析的发生相图逐渐收缩,井流物反凝析油饱和度降低,但整个试采期间均呈凝析气藏特征；Ⅲ类为低饱和凝析气藏,在开发过程中会发生轻微反凝析,后期相图逐渐过渡到干气。基于相态分类研究提出了适合缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的开发对策:Ⅰ类控制合理生产压差,衰竭式开发后优先考虑注水开发；Ⅱ类优先考虑进行注水保压提高凝析油采收率,分为单井注水保压和单元注水保压；而Ⅲ类则可直接采用衰竭式开发。     

哈拉哈塘油田缝洞型挥发性油藏注水保压开采实践与认识——以热瓦普区块为例

哈拉哈塘油田南部热瓦普区块奥陶系缝洞型油藏部分试采井为弱挥发油生产特征,当油藏压力低于饱和压力后,原油急剧收缩脱气,油层内气饱和度增加,生产气油比持续攀升,日产油能力迅速下降,导致天然能量过快衰竭,造成油藏最终采收率偏低。针对该区油藏地质特征,借鉴国内外此类油藏开发实践和经验,首次在热普3-5井实施超深缝洞型挥发油注水保压开采现场试验。通过多轮次注水补充能量,将油藏压力恢复至饱和压力以上,生产气油比显著下降,单井日产油量升高,有效遏制住由于地层脱气造成天然能量过快衰竭的不利形势。     

Measurement of CO2 diffusion coefficients in both bulk liquids and carven filling porous media of fractured-vuggy carbonate reservoirs at 50 MPa and 393 K

Diffusion coefficients are necessary to describe the mass transfer and adsorption rate of CO₂ in formation fluids. However, data is scarcely reported for actual reservoir conditions of high pressure and temperature, which are normal in most scenarios of the CO₂-enhanced oil recovery process in China''s fractured-vuggy reservoirs and carbon storage process. Accordingly, this work employed the pressure decay method (PD) and relevant mathematical models to determine the CO₂ diffusion coefficient in both liquids and cavern filling porous media at 50 MPa and 393 K. The effects of the type of reservoir fluids, the properties of carven filling porous media, and water saturation on CO₂ diffusion coefficients were investigated. Results in bulk reservoir liquids showed that the CO₂ diffusion coefficient in the oil sample was 4.1243 × 10⁻⁸ m² s⁻¹, much higher than those in the pure alkane phase, pure water and brine sample from reservoirs. Results of CO₂ diffusion in carven filling porous media saturated with oil demonstrated a significant dependence on properties such as porosity and permeability, and a correlation in the CO₂ diffusion coefficients between the bulk oil phase and cavern filling porous media in the form of touristy was documented. CO₂ diffusion in the fractured cavern porous media was much higher than that without fracture. An increase in water saturation reduced CO₂ diffusion coefficients in the carven filling porous medium studied, herein. Thus, the CO₂ diffusion coefficient is essentially related to the type of liquid and properties of the filling media.

Herein, the pressure decay method was improved to obtain the CO₂ diffusion coefficient in fractured-vuggy carbonate reservoirs at 393 K and 50 MPa and obtained good correlation results between bulk and porous media by porosity and tortuosity.     

塔里木油田实用产量预测方法

乌什凹陷神木地区位于天山造山带南部山前复杂地区, 地震资料品质较差, 储层埋藏深, 岩相横向变化快, 叠后反演、地震属性等常规储层预测方法由于具有局限性和多解性而不适用。为准确地预测神木地区储层分布规律, 引进了叠前同时反演技术, 从叠前道集资料品质评价及优化处理、岩石物理建模、地震子波提取、低频模型建立及岩相解释分析等技术环节层层质控, 对研究区储层进行精细研究, 刻画出研究区储层展布规律, 取得了较好的应用效果。研究发现, 神木地区白垩系舒善河组油气藏为一受构造控制的岩性油气藏, 储层为呈北东向展布的河道砂体, 砂岩物性较好。SM2井位于河道砂体构造高部位, 砂体较连续; SM201井构造位置相对较低, 砂体位于油水界面之下；WC1井钻遇河道边缘的一透镜状砂体, 规模较小。SM2井区岩性油气藏河道砂体的构造高部位可作为下一步勘探的有利目标。     

地震储层厚度预测精度分析及在塔里木地区的应用

为了分析储层厚度预测精度,首先根据实际数据建立正演模型并进行正演模拟,然后采用地震剖面识别、宽带约束反演、矢量属性3种方法对正演模拟数据进行分析,最终得到3种方法下的储层厚度预测精度。同时,在理论正演数据中加入噪声,研究这3种方法对噪声的敏感度,研究结果表明地震剖面识别和宽带约束反演方法在预测储层厚度时抗噪性较好,而矢量属性方法则对地震资料的信噪比要求较高。将理论研究成果应用于塔里木哈得地区,得到基于宽带约束反演和矢量属性方法预测的研究区内储层厚度平面图,并给出了储层段尖灭线,效果明显。     

多信息融合低频建模技术在东河塘速度反演中应用

特殊岩性体(火成岩、膏盐岩)空间变化剧烈。常规解决方法是通过波阻抗速度速度反演(即SEISLOG、G-LOG、VELOG)求取特殊岩性体速度,波阻抗速度反演首先将地震数据转化为相对声波阻抗,相对阻抗中缺失的低频成分通过低频模型得到补偿进而计算出绝对阻抗,消除密度影响后得到特殊岩性体层速度。多数学者都将波阻抗反演的重点放在优化求解反演方法上,主要针低频模型对速度反演结果的影响,提出通过井、地质层位、地震速度多信息联合构建低频模型,从而提高反演精度。     

塔里木哈得周缘东河砂岩正演模拟及地震响应分析

在塔里木盆地哈得周缘地区,当石炭系东河砂岩段储层厚度变薄时其地震响应特征不清晰,难以识别尖灭线及落实圈闭。根据不同地质条件下东河砂岩的尖灭地质现象建立了研究区典型井单井微观模型及连井宏观岩性构造模型。利用波动方程有限差分变网格数值模拟算法进行正演模拟,分析研究了不同模型的地震响应特征及其影响因素,为落实岩性圈闭提供了一定依据。