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。     

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩缝洞量化技术

哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层埋藏最深已超过7200m,储层非均质性强,缝洞储集体识别、预测与评价难度大。井震结合建立了串珠、片状、杂乱地震相及相应的几何空间模型,在测井储层模型及地震波阻抗反演约束下进行多信息融合得到储层孔隙度模型,最终完成缝洞空间量化雕刻、缝洞连通性预测及缝洞体空间描述。该技术实现了缝洞体由原来的属性体轮廓刻画向量化雕刻的转变,有效推动了勘探开发生产。     

哈拉哈塘油田生产油井裸眼段井壁垮塌原因分析

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造带上,为典型的碳酸盐岩缝洞型油藏。哈拉哈塘油田油井主要采用裸眼完井方式,生产过程中由于井壁失稳,部分井裸眼段发生不同程度井壁垮塌,造成油井减产或者停产,对油井正常生产产生严重影响。通过对垮塌井返出岩样及井径测井的综合分析,确定了井壁垮塌层位主要为良里塔格组及一间房组。从井壁垮塌机理角度,对地应力场及垮塌井的垮塌层位、完井方式、储层类型、生产特征等进行了分析,井壁垮塌的原因主要由油井外因和内因综合作用引起,其中内因包括储层性质、储集规模和区域地应力,外因包括完井方式和储层改造措施。认为井眼轨迹与天然裂缝的匹配关系对井壁稳定有一定的影响(内因),而地应力失衡、岩石强度低、地层压力释放以及酸压、射孔是哈拉哈塘油田井壁垮塌的外因也是主要原因。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩油藏饱和压力计算方法及其应用

哈拉哈塘油田为缝洞型酸盐岩油藏,缝洞之间连通关系复杂,不同缝洞单元原油饱和压力和流体性质存在明显差异。利用哈拉哈塘油田已取PVT资料的原始溶解气油比、饱和压力等数据,拟合出不同区块饱和压力计算的经验公式,计算结果表明其准确度要高于国内外已有公式。利用求得的饱和压力和油藏目前压力资料,判断油藏是否进入溶解气驱阶段并制定提前注水保压措施,为开发决策和提高采收率提供依据。     

哈拉哈塘油田采油井见水特征分析及控水对策

哈拉哈塘采油井见水特征受缝洞的空间发育、水体大小及接触关系等影响明显,但见水后产油量急剧降低,严重影响油井的开发效果。通过对出水井见水特征归纳总结,结合地震、钻井、测井等资料,利用生产动态特征进一步分析油井的产水机理,建立典型的油藏模型,分类型提出合理、有效的控水对策。对于暴性水淹型油井加强见水预警,及时调整工作制度,延长无水采油期;裂缝水窜台阶上升型无水期控制生产压差,含水停喷后提液生产;先升后降弱底水水淹型油井考虑关井压锥,压锥见效后,采取提液生产。     

哈拉哈塘油田异常高压碳酸盐岩油气藏分布特征及其成因

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏呈准层状分布,大部分油藏为正常温度压力系统。2014年以来,随着勘探开发的推进,在哈拉哈塘油田南部相继发现异常高压碳酸盐岩油气藏,过高的地层压力给现场勘探开发、井控安全带来极大挑战。为准确预测异常高压,保障井控安全,指导勘探开发,开展了哈拉哈塘油田异常高压碳酸盐岩油气藏分布特征及其成因分析。结果显示,哈拉哈塘油田异常高压碳酸盐岩油气藏仅局部发育,且集中分布在跃满X断裂带。异常高压碳酸盐岩油气藏周边曾有岩浆活动,绝大部分井在奥陶系钻遇火成岩。该类油气藏储层类型为相对封闭的定容型储集体。岩浆活动对早期形成的油气藏产生的构造挤压及烘烤作用是导致异常高压油气藏形成的主要原因。     

哈得油田超深超薄油藏高效开发特色技术

哈得油田石炭系中泥岩段薄砂层油藏开发面临埋藏超深、油层超薄、储量丰度及品位超低、开发难度大等诸多世界性难题。构造、储层及流体分布规律难以预测, 直井单井控制储量低且产吸能力差, 提高水平井油层钻遇率及双台阶水平井动态监测、稳油控水难度大。通过开展动、静结合研究, 针对这种埋深超过5000m、厚度小于2m 的超深超薄油藏, 提出适应油藏地质特征的储层预测、水平井钻井及轨迹调整优化、复杂井动态监测及综合治理3 项集成创新技术对策, 在国内首次整体采用双台阶、双分支、超长水平井复合高效井网全面注水开发, 取得了良好的经济效益, 该油藏自2003 年起年产规模25×104 t 以上已稳产12a, 预计水驱采收率可达44. 72%, 形成多项配套特色技术, 实现了边际油田的高效开发并成为中国石油高效开发油田的典范。     

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。     

塔里木油田超深裸眼水平井完井模拟通井优化技术

常规偏心分层注水会导致区块欠注严重, 难以满足超深双台阶水平井分层注水;并且难以满足不动管柱实现注水井的分层注水及分层酸化。为此研制了针对双台阶水平井分层注水及酸化的一体化管柱及配套工具, 管柱主要由封隔器、注水酸化一体化配水器等组成;测调过程中测调仪器与管柱中的配水器采用同心对接, 投劳成功率高;并且通过与特制酸化芯子配合可实现不动管柱分层酸化。利用WELLCAT 软件模拟出注水、酸化、停注时各封隔器的受力、管柱收缩长度以及管柱整体强度, 为封隔器及伸缩管的选择提供理论依据。现场试验表明, 研制的注水酸化一体化管柱及配套工具设计合理, 测调成功率高, 能够满足双台阶水平井的分层注水及酸化要求。     

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。     

哈得油田超深油井套管找漏堵漏技术实践

库车坳陷克深区块白垩系巴什基奇克组为高温、高压裂缝性致密砂岩气藏, 气水分布关系十分复杂, 给勘探开发带来了挑战。通过系统剖析致密砂岩储层特征、气藏源储关系、气水分布特征等, 结合相渗等实验, 研究气藏的气水分布成因机制与模式。研究表明：该致密砂岩储层基质储集空间以残余粒间孔、粒间溶蚀扩大孔为主, 孔喉结构复杂, 断层、裂缝形成不同尺度的裂缝网络系统, 储层非均质性强;“源储显著分离” 是克深区块有别于国内外其他典型致密砂岩气藏的主要特征, “源储分离” 使得天然气需要通过断层、裂缝系统, 经过较长距离的二次运移进入致密储层;天然气充注程度受断层—裂缝系统、裂缝网密度、岩石基质物性与孔隙结构影响, 距离裂缝面越近, 岩石基质中天然气充注强度越大;在膏盐岩直接盖层影响下, 气藏地层水主要通过断层和裂缝网络返排, 排替作用是主要的成藏机制。据此将克深地区深层裂缝性致密砂岩气藏气水分布模式归纳为3类：缝网发育的正常气水分布模式、缝网不发育的气水分布模式和局部缝网发育的气水共存分布模式。     

塔里木油田迪北区块致密砂岩气藏氮气钻井技术

塔里木油田迪北区块气藏低孔低渗,属典型致密砂岩气藏,水锁损害严重,采用常规钻井加储层改造技术难以获得工业油气流,为此,油田在迪北区块开展了储层氮气钻井的前期研究与现场试验,形成了氮气钻井工艺、井控装备研制与配套、安全监测、控制系统四大技术系列。该技术在该区块致密砂岩气藏的成功应用,创造了中石油氮气钻井产量、井口压力等最高纪录,为塔里木油田致密砂岩油气藏规模性增储上产提供了重要的技术支持。     

旋转地质导向技术在钻探哈得油田薄砂层油藏中的应用

塔里木哈得油田多采用双台阶水平井钻井,主要难题为常规钻井技术井眼轨迹控制难,储层钻遇率低,钻井周期长。1m厚薄砂层油藏未能实现有效开发,东河砂岩水窜严重,油水分布混乱,影响后期开发效果。针对以上难题,在哈得油田钻井中引进旋转地质导向技术,与常规技术相比应用效果良好,平均储层钻遇率由55.43%提高至87.84%,平均单井日产量提高1倍,单井水平段节约钻井工期15d,成功地解决了薄油层钻井储层钻遇率低、钻井施工进度慢等难题。     

轮古油田氮气水混注采油技术实践

轮古潜山油藏储层埋藏深(5000～6000m),油气藏成藏复杂,油井生产表现出“一井一藏”特征,油井生产经历自喷、停喷转机采、注水替油、关井压锥等几个阶段,井底附近油水界面逐步抬升,目前轮古油田整体处于高含水开发阶段。为了挖潜油井井底周围构造高点剩余油,2013年在大量调研和室内试验的基础上,提出开展气水混注采油技术试验,逐步完善并形成了单井潜力评价、注入介质优选、注气工艺优化等配套技术。截至目前成功完成了3井次的矿场试验,该研究为轮古碳酸盐岩油藏及类似油气藏的开发提供了技术借鉴。     

高温高压井酸化改造井筒腐蚀原因分析

高温高压环境下酸液对井筒的腐蚀性加剧,对酸液的缓蚀性能要求更高。大北6井6873～6915m段压力系数为1.59,地层温度为137.8℃,为裂缝型砂岩储层。该井酸化改造作业后均发现井筒有腐蚀现象。经静态腐蚀实验、岩矿分析、离子分析、残渣分析发现,不仅酸液本身在高温环境下对井筒腐蚀性较强,而且酸液与加重压裂液的混合液对井筒腐蚀更严重。