地震在碳酸盐岩储层预测中的应用 【摘要】碳酸盐岩储层研究是世界性难题，由于碳酸盐岩储层的非均质性强，单一储层预测方法已经不能满足勘探开发的需要。充分利用地震资料在空间密集采样的优势，能够提高碳酸盐岩储层预测准确度，降低了钻探风险。本文主要介绍了碳酸盐岩储层预测中常用的地球物理方法与技术：地震属性分析、相干体技术、体曲率技术、地震相分析、蚂蚁体追终技术。 【关键词】地震解释；储层预测；地震属性分析 0.引言 油气勘探实践表明，世界上50%以上的油气赋存于碳酸盐岩储层中[1]。碳酸盐岩在我国分布在：四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、南方以及海域的相关盆地[7]。具有很大勘探潜力，由于碳酸盐岩储层的非均质性强单一预测方法不能满足勘探开发需求，地震资料密集采样优势包含丰富的地质信息，在碳酸岩储层预测中地震储层预测技术起着重要作用。 1.碳酸盐岩地震储层预测技术 1.1地震属性分析 地震属性技术现已广泛用在碳酸盐岩储层预测。针对碳酸盐岩储层的非均质性强的特点，应用地震属性技术对储层进行预测，能够较好地提高储层预测的精确度[2]。地震属性是由叠前或叠后地震数据通过各种计算而得到的属性参数，属性参数通常代表的意义各不相同[4]。地震属性参数的异常是多解的，异常可能反映地岩性、岩相、地层的变化，也可能反映缝洞分布区域的变化，甚至是由噪声所引起的各类影响。多解性的缝洞地震响应往往非常的微弱并且存在信噪比较低的影响。在地球物理模型正演的基础上，多方法的联合预测，可以减少地震属性多解性的影响，更好地发挥地震属性技术在碳酸盐岩储层识别[2]。 1.2相干体技术 相干体技术由CTC和Amoco公司于1997年发明，是重要的地震解释技术之一。相干体分析技术依据是利用地震波形相干原理，计算中心地震道和指定相邻道的相干系数，将普通地震资料转换成相干系数资料，用来突显出地震资料中异常现象，相干技术是碳酸盐岩储层研究常用的断裂预测方法。它是一种新的地震属性，在断层识别、特殊岩性体的解释方面有明显优点[7]。地震相干体分析技术作为三维地震资料解释和可视化的重要内容，对预测碳酸盐岩表层非均质储层等方面有良好效果。在地震勘探领域得到了广泛的应用和发展。 1.3体曲率技术
缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究 李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N 2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。 关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河 地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。 1 注氮气开采阁楼油机理研究 1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用 通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N 2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。 非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。 1.1.1 油气重力分异作用[3] 油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力 较大,N 2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N 2 可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油 在地层温度和压力下,注入的N 2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。 1.1.3 改变流体流动方向 水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。 1.1.4 提高水驱波及体积 N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在 一定程度上提高水驱波及体积。 图1 注氮气驱替阁楼油示意图 在国内大多数注N 2 驱油的试验中都取得了比 水驱高的采收率,注N 2 驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。 收稿日期:2008-04-14 作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。
碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础，结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等，从测井角度综合评价含油气储层，查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司，对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等，在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家，形成了多项特色评价技术。 （一）储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性，它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数，借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法，有针对性地改进了均质性储层参数评价方法，形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理： 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强，孔隙结构复杂，常规的孔隙不能完全反映储集性能，岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构，充分了解岩石的岩性、物性特征，用岩心刻度测井，分析储层电性特征，结合录井、试油资料，确定储层的含油性，只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。
u技术特点： 以岩石物理研究为坚实基础，确定岩性、物性特征，以测井资料为主，结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围： 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例： 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例，通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型，通过岩心刻度测井，分析测井响应特征，结合录井和试油资料分析储层的流体性质。
新疆油田油藏研究概况 姓名：阿拉依·阿合提 学号: 20071043642 班级: 022081 指导老师:潘林
新疆油田油藏研究之 —————塔河油田油藏概况 阿拉依·阿合提 中国地质大学资源学院湖北武汉（430074） 摘要：以油气成藏体系理论为指导，对塔里木盆地塔河地区油气成藏研究概况进 行了分析。阐述了塔河油田油藏成藏的地质背景,油气运移过程,储层的岩性特征,和渗透规律,描述了塔河缝洞型油藏的基本特征,汇总了目前国内对缝洞型油藏的研究动态和研究方向,对流体流动类型和储层评价进行了简单综述。 关键词:塔河碳酸盐岩缝洞油藏流体 引言: 随着我国油气需求的不断攀升,对油气资源的需求日益增大,进一步勘探出新油气田和 提高已有油田的采收率不断得到加强研究.在勘探开发不断深入进展下，碳酸盐岩地层中发现的油气储量和产量越来越多，引起了海内外学者的重视和兴趣。碳酸盐岩油藏储集空间类型比较多，既有微观孔隙，也有大小和规模相差悬殊的溶蚀孔洞和裂缝，而且储集层纵、横向变化大，给储集层定量评价带来了很大难度也进一步加大了研究的必要性和紧迫性。 我国陆相石油地质理论中对碎屑岩的生烃机制和成烃模式的研究理论已较为成熟。为我国许多陆相石油的勘探提供了大量技术理论支撑。然而我国海相碳酸盐岩的沉积分布也比较广泛,已在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩中找到了大型和特大型油气田，而且获得了十分可观的地质储量,但对碳酸盐岩的沉积过程和成岩作用的研究却相对缺乏，因为碳酸盐岩和碎屑岩在物理性质和化学组成上都有着本质的差别，碳酸盐岩有机质的演化特征和成烃机制与碎屑岩有很大差异性[1]。由此可见，深人研究总结碳酸盐岩具有重要意义,塔河油田为我国第一个以古生界奥陶系为主产层的大油田，其缝洞型油藏是最典型的特征，而这对缝洞型油藏的研究影响着塔河油田整个石油勘探开发的全过程。本文主要对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的地质背景和成藏机理进行了简要的概述分析。 1.塔河油田地质环境 1.1 塔河油田形成地质背景 塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，该凸起是在加里东中晚期形成凸起雏形，在海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向大型鼻凸，在海西晚期改造基本定型，后经印支一燕山和喜山运动进一步改造成为大型古隆起口。[1、2、3]塔里木盆地经历了漫长的构造演化，在整个过程中缺乏热事件的构造改造，早期的油气藏在合适的位置可以长期保存至今，也可能因为后期的区域翘倾而使得油气藏再分配或演化
断块油气田2013年7月 收稿日期：2013-01-19；改回日期：2013-05-15。 作者简介：李巍，女，1988年生，在读硕士研究生，研究方向为油 气田开发。E -mail ：liweiliweiqiang@https://www.doczj.com/doc/8811555898.html, 。 碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素 李巍1，2，侯吉瑞1，2，丁观世1，2，李海波1，2，张丽1，2 （1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油大学（北京）教育部油田开发重点实验室，北京102249） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目“缝洞型油藏提高采收率方法研究及优化”（2011CB20100603）； “十二五”国家科技重大专项“补充能量注入体系优选实验研究”（2011ZX05014-003） 0引言 近年来，国内碳酸盐岩油气藏勘探开发呈现快速 发展态势，尤其是塔里木盆地塔河油田，已经发展成为国内陆上现已开发的储量、产量规模最大的海相碳酸盐岩油藏［1］。缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有特殊性［2-5］，岩溶裂缝、洞、孔呈多重介质特征,开采难度大，储集体在空间分布上具有不连续性，油藏的油水关系复杂的特点 ［6-10］ ，塔河油田部分油井见水后产量递减快，如何 进一步识别剩余油并继续进行挖潜、提高动用储量采 收率还没有成熟的思路和技术手段［11-13］。碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率技术与成熟的碎屑岩油藏提高采收率技术有着本质的区别［14-15］。笔者结合塔河油田矿场资料，根据相似性原理设计并制作了2种具有代表性的缝洞组合模型，即裂缝溶洞模型和裂缝网络模型。在可视化条件下观察2种模型在不同底水强度驱替时 摘 要 缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点，这些特点导致水驱开发后 剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验，模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明，缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞，因其无法进行油水置换从而形成剩余油；流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低，故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油；沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位，故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油；受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响，在溶洞和裂缝表面易形成油膜。关键词 缝洞型油藏；可视化模型；物理模拟；剩余油；影响因素 中图分类号：TE344 文献标志码：A Remaining oil types and influence factors for fractured -vuggy carbonate reservoir Li Wei 1，2,Hou Jirui 1，2,Ding Guanshi 1，2,Li Haibo 1，2,Zhang Li 1，2 (1.EOR Research Institute,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.MOE Key Laboratory of Oilfield Development,China University of Petroleum,Beijing 102249,China) Abstract:Fractured -vuggy carbonate reservoir has the characteristics of special storage space,complex connection mode and fluid flow law,which lead to big differences in characteristics of remaining oil after waterflooding.By visual physical simulation experiments,two different models have been established and the process of waterflooding has been simulated in this paper.The results show that the types of remaining oil,including remaining oil trapped in the closed fractures and caves,by -pass oil,attic oil and oil film have been determined.Remaining oil is trapped in the closed caves due to bad connectivity with other fractures and caves.Because the minimum resistance is the fluid flow direction,the by -pass oils are easy to form under the link between the fractures and caves.The attic oils are trapped in the top of caves where the flooded water can not arrive in.On the wall of fractures and caves,the oil films form,which are affected by wettability,oil viscosity and temperature. Key words:fractured -vuggy reservoir;visualization model;physical simulation;remaining oil;influencing factor 引用格式：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研究［J ］.断块油气田，2013，20（4）：458-461. Li Wei ，Hou Jirui ，Ding Guanshi ，et al.Remaining oil types and influence factors for fractured -vuggy carbonate reservoir ［J ］.Fault -Block Oil &Gas Field ，2013，20（4）：458-461. 第20卷第4期断块油气田 FAULT -BLOCK OIL ＆GAS FIELD doi:10.6056/dkyqt201304012
碳酸盐岩储层评价 一、储层岩石学特征评价 1、内容和要求 （1）颜色； （2）矿物成分、含量、结构等，其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。 粒屑结构：要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。对鲕粒还应描述内部结构；粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；基质（一般把粒径＜0.032mm的颗粒划为基质＝成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物（亮晶）成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。 礁岩结构：分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小及成因；分析异地堆积的类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布等。 残余结构：确定原结构类型、残余程度，分析成因。 晶粒结构：描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度，确定晶粒大小、各种晶粒的比例。 （3）沉积构造 物理成因构造 a.流动构造：确定类型（冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂），描述形态、大小和排列方向； b.变形构造：确定类型（滑塌构造、水成岩墙），描述特征； c.暴露构造：确定类型（雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造），描述特征； d.重力成因构造：确定类型（递变层理、包卷构造，枕状构造、重荷模构造），描述特征。 化学成因构造
a.结晶构造：确定类型（晶痕、示底构造），描述特征； b.压溶构造：确定类型（缝合线、叠锥构造）描述特征； c.交代增生构造：确定类型（结核、渗滤豆石），描述特征。 生物沉积构造 a.生物遗迹：确定类型（足迹、爬痕、潜穴、钻孔），描述形态和分布； b.生物扰动构造：确定类型（定形扰动、无定形扰动），描述形态和分布； c.鸟眼构造：描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点，分析成因。 生物—化学沉积构造 a. 葡萄状构造：确定大小、藻的类型，分析成因； b. 叠层石构造：确定大小、藻的类型，分析成因； （4）、沉积层序研究 在单井剖面上划分沉积旋回，确定其性质、大小；分析旋回间的接触及组合关系；在旋回内部划分次级旋回并分析不同级别沉积旋回的成因及控制因素。 建立研究井的沉积层序及单维模式。 2、技术和方法 （1）岩心观察和描述 系统地观察描述岩心的颜色、矿物成分、肉眼可见的沉积结构和构造、古生物类型以及孔、洞、缝发育情况。 （2）岩心实验室分析 岩心薄片鉴定。 酸蚀分析。将岩石制成光面，放入酸液（浓度为23%的醋酸或5%～10%的盐酸）中，作用一定时间后取出，清洗干净，用放大镜或显微镜观察岩石的结构、构造和不溶组分。 揭片分析。将涂有醋酸盐的薄膜覆盖在经酸蚀后的岩石光面上，作用一定时间后揭下该薄膜，在显微镜下观察岩石的结构和构造。 非碳酸盐组分分离。把岩石制成3cm×3cm×0.6cm的样品，放入浓度为20%的醋酸中浸泡，使碳酸盐全部溶解掉，然后在显微镜下观察酸不溶物的成分和特征。 扫描电镜观察。鉴定岩石的矿物成分、超显微结构和构造、超微古生物化石。
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/8811555898.html, 基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法 作者：赵冰 来源：《石油研究》2019年第07期 摘要：中东地区H油田M组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂，非均质性强，孔渗相关性较差，导致直接利用孔渗拟合关系计算渗透率误差较大。为有效对研究区储层渗透率进行准确评价，以岩心压汞资料为基础，采用Winland R35岩石物理分类方法将研究区储层类别划分为四类，并从物性特征方面验证了分类的合理性。对分类后的每类储层建立了相应的孔渗回归模型，与分类前的孔渗回归模型相比，Winland R35岩石物理分类的渗透率计算结果与岩心渗透率吻合度更高，验证了该方法的准确性与实用性。 关键词：碳酸盐岩;储层分类;渗透率;Winland R35 1 引言 碳酸盐岩储层沉积时代久远，具有较长的成岩作用时期以及比较广泛的成岩类型，相对于碎屑岩储层非均质性严重、储层各向异性大。因此准确评价碳酸盐岩储层的渗透率具有一定的难度[1-2]。碳酸盐岩岩石物理分类是在储层具有强烈非均质性的条件下，以岩石物理特征为依据，将储层划分为若干相对均质的过程，一般借助于岩石物性资料实现，比如说孔隙度、渗透率以及毛管压力曲线参数等[3]，在这种相对均质的储层中评价储层参数即变得较为容易且更为准确。本文以中东地区H油田M组碳酸盐岩储层为例，基于Winland R35岩石物理分类方法对渗透率进行分类评价。 2 储层分类 Winland R35岩石物理分类作为碳酸盐岩储层中最常用的方法[4]，认为R35反映岩石中最大连通孔喉半径，与岩石的物性参数具有直接关系，储层岩石分类可依据R35的大小来进行。参照Winland经验公式，针对该研究区的实际情况，对903块岩心的孔隙度、渗透率和压汞实测R35进行拟合，拟合公式见式（1）。 其中：R35为压汞测试中进汞饱和度达到35%时对应的孔喉半径，μm;k为渗透率，mD;Φ为孔隙度，%。 利用式（1）求取了拟合后的R35值，与压汞实测R35值较为吻合，故根据此式来进行储层分类，划分原理参考Al-Qenae K J[5]。将反映储层孔隙结构的参数排序后绘制其与序号的半对数分布图，观察直线的斜率变化，每一次斜率的变化都表明一种新的岩石类型。绘制R35的
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点：岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 储层非均质程度高。 碳酸盐岩储层描述的主要内容包括沉积相及成岩史、储集空间类型及控制因素、孔隙、裂缝、溶洞、储集空间体系，储层非均质性，储层参数确定及评价等。基本工作流程列入表5．1。 无论是以原生孔隙为主，还是以次生储集空间为主的碳酸盐岩储层，其沉积相及成岩史是这类储层形成和发育的基础。它决定储集类型、孔隙、裂缝、溶洞发育程度和分布、储渗能力、储层非均质性。也是储层层位对比划分的基础和依据。 一、沉积相描述
1．沉积相标志 (1)岩性标志。岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色: 岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 下面在表5．2中列出碳酸盐岩常见的几种颜色反映由氧化到还原环境的 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石(或隐晶质胶凝矿)：海相矿物。 c. 锰结核: 分布于深海、开放的大洋底。 d，天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e. 黄铁矿: 还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒)，礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。
碳酸盐岩缝洞型油藏储层酸压改造技术探讨 随着石油技术的发展，碳酸盐岩缝洞型油藏开发已经成为我国近年来原油增储上产的重要领域。然而，在该类油藏的开发过程中，由于其地质发育的特殊性使得其在稳油增产过程中面临着巨大的挑战。为了加快和深入碳酸盐岩缝洞型油藏储层改造的提高采收率研究进程，从酸压改造机理进行分析，调研了目前酸压工作液体系的发展现状，酸压工艺技术的应用及评价技术，对该类油藏储层酸压改造技术进行了深入探讨。 标签：塔河油田；缝洞型油藏；酸压；机理；效果分析 碳酸盐岩缝洞系统作为一种良好的油藏储集空间，在石油开采中占有重要的地位并受到石油工作者的高度重视。碳酸盐岩缝洞型油藏储层的油气储集空间通常以大型溶洞和裂缝为主，由于原生沉积、地质构造运动和岩溶作用等影响使得该类油藏的储集空间具有形态多样化、组合类型多样化、空间尺度差异大和储集体纵横向变化大等特征，储层非均质性极强，储集空间连通性差，地下流体渗流同时存在达西渗流和非达西渗流，这对充分认识油藏和高效开发带来了极大的难度。目前该类油藏在开发的过程中普遍存在着储量动用程度低、产量递减快以及采收率低等开发难题。 酸压工艺是将酸液以一定的压力注入油藏中使之进入压开的地层或张开的天然裂缝中形成不均匀刻蚀，从而增加储层导流能力的一种增产措施。针对这种非均质性极强、储集空间连通性差的碳酸盐岩缝洞型油藏，通过对储层进行酸压工艺措施进行合理的改造能切实提高油气产量。 1 酸压改造机理分析 1.1 裂缝起裂和扩展机理分析方法 由于碳酸盐岩缝洞型油藏储层极强的非均质性和天然裂缝发育的特点以及本身所特有的复杂介质特征，使得该类油藏的酸压施工过程中裂缝起裂和扩展规律与均质砂岩油藏有很大的区别，岩石力学和分层应力是酸压设计与分析的重要基础，为此需要从碳酸盐岩缝洞型油藏的岩石物性和岩石力学参数出发，通过对地应力分布规律研究，建立裂缝起裂和扩展规律的数值模型。 1.2 酸压有效性影响因素浅析 储层酸压改造的有效性将直接影响开发生产效果，酸蚀裂缝的长度和导流能力是判断其施工效果的两个重要因素。前者通常由施工酸量、酸液和岩石反应速率以及酸的滤失系数等参数确定，后者受酸溶解岩石矿物的能力、酸岩反应的刻蚀形态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。 2 酸压工作液体系的发展研究
世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层，约占全球储量的一半，产量已达到总产量60％以上。在世界范围内，大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中，特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出，分布极广，约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产，如石灰岩、白云岩，以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等，广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛，从震旦系至三叠系均有分布，约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计，我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层，资源丰富，勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明，我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期，是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言，碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点，渗流规律特殊，加之非均质性严重、开发技术不完善，开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来，中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究，形成了成熟的碳酸盐岩配套技术，储层钻遇率大幅度提高，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田，碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代，碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主，发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代，地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用，发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪，随着高精度三维地震技术的发展，深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识，全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里，探井成功率提高了25%。
万方数据
?５０?ＳＩＮＯ—ＧＬＯＢＡＬＥＮＥＲＧＹ ２０１０年第１５卷 度和孔洞孔隙度基本不具备储集能力。轮古西地区裂缝型储层平均裂缝孔隙度达０．１７％，平均孔洞孔隙度只有０．９２％，平均渗透率为６．７３ｘ１０。３斗ｍ２，全区裂缝型储层平均累积厚度达１１３．５５ｍ。 取心常见缝面油污侵染。但多数裂缝发育段难以得到较好的岩心收获率。原始裂缝状态不易保存。但可清楚看到散落岩心缝面的油迹。裂缝是荧光显示最活跃的油气储集空间类型。因此，轮古西地区裂缝型储层是有利的含油层。 ３．２孔洞型储层 孔洞型储层以基质孑Ｌ隙和中小溶蚀孔洞为主要储渗空间，但孔洞十分发育，且连通性好；一般裂缝不发育，渗透性较差，平均渗透率仅０．１５ｘ１０刁肛ｍｚ。轮古西地区孔洞型储层平均孔洞孔隙度达２．１９％，基本无裂缝孔隙度，全区１２口井孔洞型储层平均累积厚度为６６．４２ｍ．是本区发育的储层类型。３．３裂缝一孔洞型储层 裂缝一孔洞型储层储集空间既有孔洞．又有裂缝，两者对储集性能均有相当大的贡献。其中孔洞主要由孑Ｌ（包括基质孔隙和溶蚀孔隙）和小一中洞组成，裂缝发育，可以是储集空间之一，更足沟通孔洞的渗流通道。这种缝洞系统及由它连通的先成孔隙，具有储渗空间数最较多、匹配好、储产油气能力强等特点。该类储层具有储集空间大、渗透性好的特点，而且具有较高和稳定的产能。如Ｌ９４２井在５８１０～５８３０ｍ的大溶洞的上下，洞顶及洞底缝发育，溶蚀孑Ｌ洞也很发育。构成了良好的裂缝一孔洞型储层，产量很高。 轮古西地区裂缝一孔洞型储层平均孔洞孔隙度为２．２６％，平均裂缝孔隙度为Ｏ．２４％，平均渗透率为１７．５５ｘ１０—３ｔｌ，ｍ２．全区１２口井裂缝一孔洞型储层平均累积厚度为５０．３７ｍ。是轮古西地区具有较好开发价值的一种储层类型。 ３．４洞穴型储层 洞穴型储层储集空间为大型洞穴（和裂缝），洞穴（包括大洞、巨洞）储集空间巨大。加之裂缝对沟通洞穴和改善渗流性能的作用，形成了储集空间巨大、储渗能力极好的最有利储层类型。这种洞穴型储层一般具有规模较大的储渗体，具有储量规模大、产量高、易开采的特点。据测井解释，其孔隙度可高达５０％，如ｋ１５井。 未充填巨洞在岩心上难以见到．要靠钻井放空、井涌、井喷及泥浆漏失、图像等信息加以判断和识别，如Ｌｇｌ５井在５７３６．１—５７４０ｍ井段，累计放空２．０９ｍ；５７３５～５７４３ｍ井段，漏失４３．３ｍ３。钻井液溢流，槽面被稠油覆盖，气泡占槽面的１０％，集气点火可燃：Ｌ９１５—１井在５９１９．０～５９５３．４３ｍ井段。发生严重井漏，共漏失钻井液１３７５．０ｍ，。 轮古西地区洞穴型储层平均洞穴孔隙度为２６．２１％。裂缝平均孔隙度为０．４８％。渗透率高达３９９２．８３ｘ１０旬“ｍｚ，该类储集体为最具价值的储层。在本区ｋ１５、Ｌ９１５－１、Ｌ９１５－２、Ｌ９４０、Ｌ９４１等井中均有发现，全区洞穴型储层平均累积厚度为１８．８ｍ。 对比这几种类型的储层：裂缝型以及孔洞型储层很难形成稳定的产能：裂缝一孔洞型储层既有较好的储集能力．又有良好的渗透性能，能够形成稳定的产能，是本区一类重要产层（如Ｌ９９、Ｌ９４２井）；洞穴型储层具有最好的储集能力和渗透性能，是本区最有价值的储层类型。从轮古西单井产能与储层厚度分布关系图可以看出．具有洞穴型储层的井都获得了一定的产能。因而，寻找孔渗能力最好的洞穴型储层和裂缝一孔洞型储层，是钻探成功的关键。４洞穴型储层地震反射特征 在地震上，溶洞发育层段（洞穴型储层）表现为“串珠状”强反射。ｋ１５井在进入奥陶系潜山表层岩溶带钻遇未充填洞穴．在钻进过程中于５７３２—５７３６ｍ井段放空２．０９ｍ：Ｌ９４１井在５６２１—５６３６ｍ井段取心见１．６６ｍ充填洞以及宽５ｍｍ、长６５０ｍｍ垂直张开缝．且井筒内不断有稠油返出。过这两口井的地震剖面上均表现出串珠状强反射特征（见图１）。 图ｌ过井地震剖面溶洞地震反射特征通过地球物理正演模拟发现： ①在两条裂缝的交点处出现了“串珠状”强反 万方数据
卷(V olume)27,期(Num ber)2,总(T otal)108矿物岩石 页(Pages )108-111,2007,6,(Ju n,2007)J M INE RAL PETROL 收稿日期:2006-10-17; 改回日期:2007-01-10基金项目:成都理工大学科研基金项目(编号:HS 001) 作者简介:孙来喜,男,41岁,副教授(博士后),石油地质专业,研究方向:油气藏开发及油藏数值模拟.E m ail:s unlaix888@https://www.doczj.com/doc/8811555898.html, 缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用 及其在开发中的利用 孙来喜1, 王洪辉2, 武楗棠3 1.成都理工大学能源学院,四川成都 610059; 2.成都理工大学 油气藏地质及开发工程 国家重点实验室,四川成都 610059; 3.中国石油大学,北京 102200 !摘 要? 缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍~2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。!关键词? 碳酸盐岩油藏;毛细管;自吸;水驱;数值模拟 中图分类号:T E344 文献标识码:A 文章编号:1001-6872(2007)02-0108-04 0 引 言 碳酸盐岩油层的微观非均质性远比陆源碎屑岩油层严重得多,其储集空间变化大,从毛细管到直径 很大的溶洞和裂缝。裂缝和溶洞在较小范围内的渗透率比基质的渗透率高2个~3个数量级,这就造成了严重的宏观非均质性,从而降低了油层的注水波及系数。 与常规油藏注水开发过程相比较,缝洞型油藏由于储集空间物理性质的复杂性和特殊性,常表现 出油井见效快的生产动态特征,这一动态特征在一 定程度上限制了采用常规注水开发方式改善缝洞型油藏的开发效果。随着大量缝洞型碳酸盐岩油藏的发现与开发,如何改善其开发效果受到了广泛的关注。 润湿相流体在多孔介质中依靠毛管力作用置换非润湿相流体的过程称为渗吸。从20世纪50年代以来,人们对渗吸驱油机理及规律作了大量的研究,Aro no fsky J S 等人[1]首先导出了渗吸驱油指数关系方程,Rapo por t L A [2] 提出渗吸驱油准则,Gra ham J W 等人先后用三角形和方块模型完成了渗吸
一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素 1.渗透率 1.1存在成层渗流的渗透率 对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。将岩体的渗透系数表达为 1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型
多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。 图一 裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。
图二 裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。孔隙压力和岩石类型。根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。 表一
碳酸盐岩储集层的成因类型 及其基本特征 姓名：陈晶班级：地质11-7 学号：2011010949 碳酸盐岩储层分类受到岩相、成岩、构造、流体等多方面的控制，根据储层成因机理、主要储渗空间类型和岩石特征将碳酸盐岩储层分为4种类型：礁滩型储集层、岩溶型储集层、裂缝性储集层、白云岩储集层。 1 礁滩型储集层 1.1 成因 礁型地貌隆起和海平面相对变化控制礁滩体的成岩早期暴露, 准同生期大气淡水溶蚀、淋滤作用和岩溶作用是控制台缘礁滩体优质储层发育的根本原因。 礁丘在纵向上营建,形成隆起,礁丘顶部及礁前发育礁坪及中高能的生屑砂砾屑滩,向两翼逐渐相变为礁翼和棘屑滩,横向上过渡为礁后低能带、中低能砂屑滩和滩间海。在海平面相对变化和礁丘营建的共同作用下,礁丘的顶部间歇性暴露于大气淡水环境中,受大气淡水溶蚀淋滤作用,在纵向上区别为大气淡水渗流岩溶带和大气淡水潜流岩溶带。 在暴露期间由礁型地貌转化而成的岩溶地貌,已形成岩溶发育规模。礁滩复合体核部形成岩溶高地,礁翼形成岩溶斜坡,礁后低能带、礁滩间海形成岩溶洼地、洼坑。储层在侧向上主要发育礁滩复合体核部和翼部,核部以好—中等储层为主,翼部以好储层为主,礁后低能滩和低能泥晶灰岩沉积区储层变薄变差。 碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用是提高储层孔渗性的一种重要的建设性成岩作用。多期油气运聚和埋藏溶蚀作用增加了储层的有效储集能力。多期构造破裂作用所形成的裂缝改善了储层的渗流条件,增加了储层和微观孔隙结构的连通性。
1.2 特征 1.2.1 礁滩型储集层岩石类型 塔中礁滩体储层主要岩石类型为礁滩相礁灰岩类和颗粒灰岩类，其中生屑粘结岩、生屑灰岩、生物砂砾屑灰岩是发育孔洞型储层的岩石类型，而砂屑灰岩、砂砾屑灰岩、鲕粒灰岩是孔隙型储层潜在储集岩类型。以塔中82井区为例，在剖面上一般以内碎屑灰岩和隐藻泥晶灰岩为主，一般占地层厚度的25% 以上；生屑灰岩、生物礁灰岩和泥晶灰岩相对少一些，一般占地层厚度的10%～15%。 1.2.2 储集空间类型及特征 礁滩体储层储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔、裂缝为主。 溶蚀孔洞一般为肉眼可见的小洞、大孔，岩心显示礁滩体储层溶蚀洞比较发育，孔洞呈圆形、椭圆形及不规则状，孔洞发育段岩石呈蜂窝状。 粒内溶孔主要见于砂屑内，少数见于生屑和鲕粒内，是同生期大气淡水选择性溶蚀所致。 粒间溶孔指粒间方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙，主要溶蚀粒间中细晶粒状方解石，溶蚀强烈时，可溶蚀纤维状方解石甚至颗粒边缘，使颗粒边缘呈港湾状或锯齿状。 裂缝是碳酸盐岩重要储集空间，也是主要的渗流通道之一，从成因来分主要有3种类型，即构造缝、溶蚀缝和成岩缝。 1.2.3 储层控制因素及分布特征 礁滩体储层发育受多种因素控制，主要控制因素表现为以下3个方面。 一是沉积微相控制了岩石的岩性和结构，从而控制了岩石原生孔隙的发育。生屑滩、粒屑滩由于颗粒支撑作用形成大量的粒间孔，虽然大部分孔洞为灰泥、生物碎屑和多期方解石充填、半充填，但仍有1%～3%残余孔隙被保存，同时为组构的选择溶蚀奠定了基础。 二是早期暴露蜂窝状溶蚀是形成优质孔洞层的重要因素。中—晚奥陶世构造与海平面振荡变化频繁，造成沉积的多旋回叠加，海平面的相对下降可能造成短暂的同生期大气淡水岩溶成岩环境，使礁滩复合体形成的古地貌高部位露出海面。在潮湿多雨的气候下，受到富CO2 的大气淡水的淋滤，选择性地溶蚀了准稳定矿物组成的颗粒或第一期方解石胶结物，形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔；又可沿着裂缝、残留原生孔发生非选择性溶蚀作用，形成溶缝和溶蚀孔洞，从而形成优质孔洞层。 三是构造作用是改善礁滩体储层储集性能的关键，走滑断裂活动的断裂和裂
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点： ①岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ②以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 ③成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ④断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ⑤次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ⑥储层非均质程度高。 1．沉积相标志 （1）岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色：岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石（或隐晶质胶磷矿）：海相矿物。 c．锰结核：分布于深海、开放的大洋底。 d．天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e．黄铁矿：还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。
③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑（颗粒），礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构；粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a．内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b．鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境，水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量，持续搅动，碳酸钙过饱和的环境，核形石（藻包壳）、泥晶套反映浅水环境。 c．分选好，反映持续稳定的水动力条件，反之则反映强水动力条件。d．磨圆度高反映强水动力环境，反之反映弱水动力环境。 e．颗粒、生屑化石平行排列，尖端方向交错，长轴平行海岸，反映振荡水流。尖端指向一个方向，长轴仍平行海岸线，则为单向水流。 f．用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物／（胶结物+灰泥）在0～1之间，越接近0，水动力越弱，反之越强。 礁岩结构： a．生长结构：原地生长坚硬生物骨架，代表台地边缘生物礁环境。b．粘结结构：层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱