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缝洞型油藏连通单元地质建模研究——以哈拉哈塘油田为例 总被引：1，自引：0，他引：1
针对哈拉哈塘油田奥陶系裂缝孔洞型储层连通单元井组注水效果差异性很大的问题,开展缝洞单元连通井组地质建模研究。哈拉哈塘油田储集空间岩溶洞穴、孔洞、裂缝非常发育,类型形态多变,具有极强的非均质性,储层空间缝洞体识别及连通方式预测与定量评价难度大。本文首先利用地震识别的大型溶洞和蚂蚁体追踪的大尺度裂缝分布,通过确定性建模方法,建立离散大型溶洞模型和离散大尺度裂缝模型;然后在储层的波阻抗数据体和缝洞体储层构造模型的空间约束下,建立缝洞体连通单元的储层孔隙度模型,储层渗透率模型主要通过线性回归建立基质孔隙度、裂缝参数与渗透率关系,结合动态数值试井对静态回归计算的渗透率数值进行修正;最后利用曲率属性形象表征微裂缝,采用多属性协同模拟方法,建立多尺度离散缝洞储集体三维地质属性模型。该方法定量刻画了缝洞储集体在三维空间的展布特征,很好地表征了单元连通井组连通方式,为单元连通井组开发奠定了坚实的地质基础。 相似文献
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古潮湿环境下碳酸盐岩缝洞型油气藏结构模式——以塔里木盆地奥陶系为例 总被引：10，自引：7，他引：3
岩溶发育的气候条件是决定碳酸盐岩油气田储集空间和运移通道类型的主要因素,溶缝和溶洞是古潮湿环境下塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩溶发育的产物。通过对塔里木盆地北缘奥陶系碳酸盐岩古风化壳岩溶发育特征的调查与分析,掌握了溶缝与溶洞的发育分布规律,认为溶洞与裂缝并不是孤立分布的,溶洞与周边有成因联系的影响带(裂缝密集发育带)一起共同组成一个有机的缝洞系统,从而构成了良好的缝洞型储集层。将溶洞与裂缝有机的结合起来,建立了碳酸盐岩风化壳储集体的非均质分布模型—— 缝洞型油气藏结构模式,并提出将裂缝和溶洞比较集中的彼此互相连通的区域作为油元来研究,有利于从宏观上认识缝洞型油气藏的实质。 相似文献
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新场气田属于大型多层致密砂岩异常高压气藏,储层物性差,非均质性强,气井动用储量低。目前,为大幅度提高气井产能,提高储量动用长度,该气藏多采用多段压裂水平井开发。因此,迫切需要论证裂缝参数及其组合对多段压裂水平井开发效果的影响,为气藏下步科学高效开发和持续高产稳产提供理论基础。以川西新场气田为研究对象,采用数值模拟法深入研究了压裂水平井裂缝几何布局对气井产能的影响,包括非均匀裂缝长度、非均匀裂缝间距、压裂规模与裂缝数量、裂缝长度与间距的匹配、裂缝夹角与间距的匹配。结果表明:对于多段压裂水平井,U型模式的裂缝长度布局最优;均匀裂缝间距开发效果优于非均匀裂缝间距;水力压裂时,少段数长缝能取得更佳的开发效果;0. 67~1倍缝长的裂缝间距布局、垂直于井筒的正交裂缝布局有利于改善压裂水平井开发效果,裂缝间距的增大能有效降低非正交裂缝低夹角对产量的影响。 相似文献
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有水气藏开发过程中，边底水的侵入严重影响气井产能，但是目前对底水气藏水侵规律缺乏深层次认识。为此，基于元坝长兴组气藏2类产水气井生产特征，结合气藏实际地质特征、水体性质及气-水界面关系，分别设计直井和水平井水侵机理数值模拟模型，重点分析采气速度、水体大小、致密层连通性及避水高度等因素对生产及水侵影响规律。研究结果表明：(1)采气速度是影响水侵的主要因素，水体一定，采速越高，水侵越快，气井稳产期越短，水平井在一定程度上能有效抑制水侵；(2)水体大小是影响水侵重要因素，水体倍数越大，水侵越严重，气井稳产期越短；(3)致密性夹层能在一定程度上抑制水侵，渗透性夹层(Kiz=100%Kz)对应的底水锥进速度最快，稳产期最短；(4)随着避水高度的增加，水气比上升变缓，气井见水时间变晚。结论认为：对于底水气藏，保持合理的生产压差或优化配产是控制底水快速锥进的关键；若储层中天然致密层无效，则可通过建立较低垂向连通性的人工隔夹层(致密夹层)抑制底水锥进；同时，钻井设计或后期补射孔时，需兼顾射开程度和避水高度对生产的影响。本文研究成果以期为... 相似文献
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碳酸盐岩储层缝洞储集体研究进展 总被引：1，自引：1，他引：0
碳酸盐岩储层缝洞储集体的分布规律是缝洞型油藏开发的基础。系统总结了碳酸盐岩缝洞储集体的发育特征、主控因素、发育模式和表征方法,并讨论了缝洞储集体的发展趋势。碳酸盐岩储层缝洞储集体在纵向上的分布存在表层、渗流与径流3个岩溶带,主要受沉积环境、流体性质、构造条件与岩溶地貌等地质因素的控制,但在不同地质背景下主控因素的影响存在较大差异。结合缝洞储集体的发育特征与主控因素,缝洞储集体可以划分为不同的岩溶模式、演化阶段、缝洞储集体系统。现阶段缝洞储集体主要分为裂缝、溶洞、裂缝—溶洞、裂缝—断层、断层—溶洞和裂缝—断层—溶洞6种缝洞组合模式。考虑到缝洞储集体的不同表征技术,主要从缝洞储集体的描述、识别与预测3个层次进行表征。阐明断裂体系对缝洞储集体发育的控制作用,建立不同构造样式的缝洞储集体发育模式,是碳酸盐岩缝洞储集体研究的重要内容。采用地质测井和三维地震资料的叠前与叠后多属性联合分析,是定量预测缝洞储集体发育规律的有效手段。 相似文献
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《海相油气地质》2021,26(3)
探讨四川盆地元坝二叠系长兴组气藏气水分布特征及水侵早期识别,可为下一步开发部署指明方向,为气藏稳产提供实用方法。通过动态跟踪气井流体变化特征,结合静态地质特征,明确气藏气水分布特征及控制因素,在此基础上根据产水气井出水类型,建立基于生产数据及产出液化学特征的水侵早期识别模式。研究认为:元坝长兴组气藏气井产出液中凝析水与地层水并存,总矿化度与日产水量、日水气比均呈指数正相关关系。游离气与溶解气并存,随着水侵程度增加,CH4含量降低、H2S含量增加。(3)、(4)号礁带以游离气为主,古油藏应该位于此或范围更小;(1)、(2)号礁带及礁滩叠合区为气水过渡带,局部构造及储层非均质性调整气水分布。裂缝发育程度控制气井产水速度,水产量的上升与多条裂缝逐渐被突破而沟通周边水体相关;元坝长兴组储层裂缝欠发育,气井出水生产类型以线性型为主,存在水侵预警期;对裂缝发育、出水生产类型为多次方型的气井,应加强监控,开展合理配产分析,延长无水采气时间。构造高部位或构造相对低部位裂缝欠发育的礁滩发育区为开发部署首选目标。建立的水侵早期识别模式可推广应用。 相似文献
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塔中北斜坡奥陶系鹰山组岩溶储层特征及古岩溶发育模式 总被引：2，自引：2，他引：0
塔中北斜坡奥陶系鹰山组碳酸盐岩古岩溶发育,油气资源丰富,具有广阔的勘探开发前景。本次利用岩石化学分析、岩芯钻井、地震测井及成像测井资料,对岩溶储层发育规律及岩溶缝洞发育模式进行研究。认为:鹰一段和鹰二段发育质纯厚层灰岩地层,属强岩溶层组,溶蚀孔,溶蚀裂缝及溶洞均发育,后期古岩溶作用是该区油气聚集的主要场所。垂向岩溶缝洞系统主要发育在鹰山组顶面以下0~50 m及80~180 m范围。同时,溶洞在该区发育,洞穴型岩溶是该区优质岩溶储层,钻井过程常伴有放空、水漏失现象。结合古地貌特征,建立了ZG18~ZG22井区古岩溶缝洞系统发育模式,为岩溶储层预测及勘探开发井位部署提供地质依据。 相似文献
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安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏是迄今为止我国已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏。该气藏发育于川中古隆起东端,已探明含气面积805 km2,提交探明天然气地质储量4 403.8×108 m3,其高效开发对保障川渝地区的天然气供应具有重要战略意义。龙王庙组储层发育表现出较强的非均质性,不同部位气井产能差异较大。深入开展储层宏观、微观特征研究,评价储层空间分布的非均质性,对气藏开发部署具有重要的支撑作用。基于岩心、成像测井、铸体薄片、CT扫描、核磁共振、压汞等分析手段,对安岳气田下寒武统龙王庙组开展了系统的层序地层划分对比、岩溶模式研究、储层特征及其主控因素研究。研究结果表明,龙王庙组可识别出溶蚀孔洞、溶蚀孔隙、基质孔隙3种储集空间类型,主要为砂屑白云岩溶蚀孔洞型储层,中小溶洞发育,具有中低孔、中-高渗特征。龙王庙组全直径样品分析储层孔隙度为2.00%~18.48%,平均4.81%,渗透率为0.01~78.5 mD,平均渗透率3.91 mD。由于缝、洞发育,不同尺度样品测试的储层渗透率差异明显,测井解释渗透率一般为0.1~10 mD,略大于岩心测试渗透率,试井解释渗透率分布于3.24~925 mD,是岩心测试渗透率的1~2个数量级。龙王庙组可划分为4期向上变浅的沉积旋回,纵向上发育4期向上变粗的颗粒滩,平面上呈“两滩一沟”的分布格局,第二、三期颗粒滩分布规模最大。龙王庙组经历了准同生期、表生期、埋藏期岩溶作用,准同生期颗粒滩频繁的短暂暴露并遭受大气淡水的淋漓改造,形成早期的微孔及针状溶孔。加里东期风化壳岩溶是龙王庙组溶蚀孔洞型储层形成的关键,广阔的岩溶斜坡区顺层溶蚀孔洞发育。溶蚀孔洞型储层叠置连片,并与高角度构造裂缝配置良好,形成整体连通的裂缝-孔洞型视均质储层。优质储层主要发育于磨溪11—磨溪8和磨溪10—磨溪12—磨溪9井区,储层厚度为40~50 m。 相似文献
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塔里木盆地西克尔露头区鹰山组古岩溶特征及其储层意义 总被引：2，自引：0，他引：2
鹰山组上段因主要发育岩溶型储层而成为塔里木盆地奥陶系的重要含油气层,但因钻井资料的局限储层特征难以精确揭示。塔里木盆地西缘西克尔地区经历了多期构造运动,发育了多期不整合之下的表生岩溶作用,出露的鹰山组发育丰富的古岩溶现象,为研究鹰山组岩溶储层特征和揭示岩溶储层成因规律提供了良好的条件。通过野外剖面和室内薄片观察和描述,识别出了大型溶洞及其充填物、小型溶孔以及构造裂缝和溶蚀缝等。强烈的表生岩溶作用形成的溶洞和角砾岩可直接形成溶洞型储层;小型溶孔广泛发育,常与溶蚀缝伴生形成孔洞型或缝洞型储层;多期构造裂缝叠加在岩溶储层之上,能显著提升储层的渗透性。结合岩相分析表明,颗粒灰岩中溶孔的发育密度要明显高于泥晶灰岩;同时溶蚀缝和构造裂缝也更易发生在颗粒含量高的灰岩中,从而形成裂缝型和孔洞缝复合型有利储层。 相似文献
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摘要：针对特低渗油藏中多段压裂水平井注水开发的可行性问题,论文采用流线模拟方法,研究了多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征,探讨了影响压裂水平井注水开发的主控因素。模拟结果表明：在不发生水窜的情况下,压裂水平井注水能增大单井注入量,提高采油速度和阶段采出程度。同时,交错部署裂缝,裂缝穿透比为02~04时利于注水开发。裂缝水窜增大压裂水平井注水风险,边部水窜、多条裂缝水窜,加速油井水淹,从而丧失压裂水平井注水的优势。在地质条件稳定,裂缝规模可控的条件下,可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。研究结果可为特低渗油藏中多段压裂水平井注水提供理论支持。 相似文献
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基于天然气单次闪蒸实验、气藏水化验分析两种方法,区分松辽盆地松南气田气井产水类型;结合气藏精细描述,分析不同气井的产水机理;进一步利用数值模拟,探索火山岩气藏控水策略。松南气田产水可分为凝析水和地层水两种类型,构造高部位火山机构气井产凝析水,构造低部位火山机构气井产地层水。断层引起的底水上窜是造成构造高部位钻井产少量地层水的主要原因。通过数值模拟发现,采气速度越高,边底水锥进越快。松南气田火山岩气藏最优采气速度约在3.6%。根据高部位高配、低部位低配的控水原则,明确了不同类型、不同构造部位火山岩气井合理产量,可有效控制火山岩气井出水,实现气藏稳产。 相似文献
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哈得逊东河砂岩油藏外围水平井合理配产影响因素分析 总被引：1，自引：0，他引：1
哈得逊东河砂岩油藏外围水平井目前舍水上升较快,产油量出现明显递减.研究以有效抑制外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率为目的,通过对比该油藏水平井生产情况与油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹和油水粘度比的关系,深入分析了影响该油藏外围水平井合理配产的因素,并利用了油藏数值模拟方法加以论证.研究认为,夹层发育较多、垂向渗透能力相对较低且夹层位于油水界面之上时,水平井配产可较高;水平井位于油层顶部,避水高度较高时,水平井配产可较高;油水粘度比较低时,水平井配产可较高. 相似文献
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在特低渗砂砾岩的储层条件下,采用长井段压裂水平井弹性开发时,常出现产能随地层能量衰竭较快,难以收回开发成本的问题,采用多相渗流理论和油藏数值模拟的方法,以盐家地区特低渗砂砾岩油藏盐227块为例,根据现场实际资料,建立油藏数值模型,对盐家地区砂砾岩油藏的注水开发的可行性进行研究。基于不同开发方式的渗流机理和开发规律,研究了常规注水、超前注水、注水吞吐开发等措施的合理性,提出了针对特低渗油藏多段压裂水平井的有效开发方案,研究结果表明:与弹性开发相比,采用注水开发能解决地层能量衰竭较快的问题的同时,增大了储层动用面积及驱替时效;注水吞吐的最终含水率比常规注水降低25%左右,超前注水在前期能提高常规弹性开发产量的30%左右,可见这两种新型开发方式有利于抑制水淹和提高采收率。 相似文献
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随着水平井压裂技术的普遍应用,压裂段的选择成为影响增产效果的主要因素之一,但针对底水油气藏,在压裂时同时考虑控水同样重要。影响底水油气藏压裂效果的因素很多,因素之间具有高度不确定的非线性关系,给控水压裂选段分析带来了诸多不便。利用传统的单因素回归等方法,显然不能满足底水油藏多种影响因素下水平压裂段的选择。针对此问题,通过油藏工程理论和现场经验,确定了避水高度、地层各向异性、天然裂缝发育程度、地应力差值、水平井曲直偏差、储层与水层之间隔层发育程度六个参数作为影响控水压裂段选择的主要因素,建立定性分析方法。通过底水脊进模型确定了参数界限,结合BP神经网络系统的原理,建立定量分析。利用计算机语言编制底水油气藏水平井压裂段控水选择软件,通过实际应用,表明其对现场施工具有一定的指导作用。 相似文献
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钻井、完井、增产改造工作液滤液、边底水或凝析水在井筒或裂缝面附近发生毛管自吸行为和滞留效应诱发水相圈闭损害,妨碍气藏的及时发现、准确评价和经济开发.以我国四川、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏为例,基于致密气藏天然气产出机理,分析了致密气藏经济开发的水平井钻井完井、水力压裂、采气等作业环节中水相自吸过程及其对作业效果的影响.钻井完井过程中水相快速自吸进入基块,驱替出非润湿相油气,打破裂缝壁面力学—化学平衡,诱发井壁失稳;进入裂缝的工作液要快速返排,以免自吸侵入基块降低基块—裂缝传质效率;裂缝中水相高速流动,不易毛管自吸进入基块,造成边底水沿裂缝快速推进,造成水淹.矿场工程技术实践证明,裂缝致密气藏勘探开发全过程,选用合理水基工作流体体系,改善采气工艺措施,调控毛管自吸,进而达到防治水相圈闭损害的目的,是经济开发致密气藏的关键. 相似文献
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川西地区观雾山组白云岩储层储集空间主要为孔洞和裂缝两类.为弄清观雾山组白云岩储层孔洞成因、孔洞充填期次及演化,首先,通过对孔洞型白云岩储层发育规律与沉积相、层序关系的分析,结合第一期白云石胶结物形成与围岩白云石化的先后顺序,认为川西地区观雾山组白云岩储层孔洞为相控准同生岩溶形成;针对孔洞内不同期次白云石和方解石胶结物的包裹体均一温度、碳氧同位素、激光原位U-Pb同位素定年、锶同位素、稀土元素等分析,认为孔洞内胶结物形成于封闭的成岩环境,成岩流体为受下伏碎屑岩地层水加入改造的中泥盆世海水.观雾山组白云岩储层储集空间经历了三个演化阶段:沉积期-白云石化之前的孔洞及裂缝形成阶段、白云石化期间的围岩白云石化及第一期白云石胶结物形成阶段和中—深埋藏成岩期的孔隙定型阶段,其中中—深埋藏阶段是孔隙减少的主要阶段,造成约250的孔隙损失. 相似文献
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火山岩气藏是松辽盆地长岭断陷深层重要的气藏类型。通过钻井岩芯、扫描电镜、孔渗测试及面孔率分析等资料,详细研究了火山岩储层的类型和特征;并结合地震资料和产能数据刻画了火山岩储层和气藏的空间分布特征,探索了不同类型火山岩储层对天然气成藏的控制作用。研究表明,研究区主要发育有气孔流纹岩储层、流纹质凝灰熔岩储层和块状流纹岩储层3种类型。气孔流纹岩储层以原生孔隙和微裂缝为主,属于较高-高孔,低渗-较高渗储层;流纹质凝灰熔岩储层主要发育脱玻化孔和构造裂缝,为中孔-特低渗储层;块状流纹岩储层储集空间以裂缝为主,属于特低孔-特低渗储层。气孔流纹岩型气藏的特点是多层工业气层纵向和横向叠加形成,气井产能高,含气面积大;流纹质凝灰熔岩型气藏的特点是块状气藏的气井产能中等;块状流纹岩型气藏的特点是块状气藏,气井产能小,需压裂后方能达到工业产能。 相似文献