碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。 自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。 自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期 衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进行敏感性分析。对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。
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。
收稿日期:1998206227 基金项目:中国石油天然气集团公司科技攻关项目二级课题(960503203) 作者简介:王根久(1968— ),男(汉族),江苏江堰人,工程师,主要从事油藏描述研究。 文章编号:100025870(1999)0420026203 碳酸盐岩油藏剩余油分布模型 王根久 张继春 寇 实 (华北石油管理局研究院,河北任丘062552) 张 前 (华北石油管理局物探公司) 摘要:雁翎油田雾迷山组油藏为双重渗流介质的碳酸盐岩油藏,裂缝、溶洞发育,储层非均质性严重。在综合研究钻井、测井和开发动态资料的基础上,运用油藏描述一体化系统建立了油藏三维静态模型,并应用全隐式三维三相黑油裂缝模型进行了模拟运算。将模拟结果返回到静态模型中进行循环建模,从而建立了不同时期的剩余油定量分布的三维模型。 关键词:雁翎油田;碳酸盐岩油气藏;渗流介质;储集层特征;剩余油分布;数学模型中图分类号:TE 122.3+5 文献标识码:A 1 油田基本特征 雁翎油田雾迷山组是经过中上元古界地壳抬升、褶皱、断裂运动、风化剥蚀后残留的古地貌,又经过后期的地壳下降,接受沉积而被埋藏的潜山油藏。潜山顶面几何形态为一个被断层切割的穹状隆起,高点在Y340井西100m 附近,埋藏深度约2940m ,以深度为3300m 闭合等深线圈定隆起的闭合高 度为360m ,闭合面积为4.3km 2。油藏储层为中元古界蓟县系雾迷山组的一套以隐藻白云岩为主的岩性,岩石主要的矿物成分为较纯的白云石,含少量的粘土和硅质矿物。 根据储渗空间的成因和形态,可将雾迷山组储层划分为三种类型。①溶洞型。溶洞直径大于50cm 的为大洞,1～50cm 的为中洞,小于1cm 的为 小洞。②裂缝型。裂缝宽度大于100μm 的为大裂缝,裂缝宽度为10～100μm 的为中缝,5～10μm 的为小裂缝,小于1μm 的为微裂缝及层内节理。③孔隙型。有原始沉积成因的藻架孔和溶蚀作用成因的基质溶孔、粒间孔、晶间孔等。 2 油藏地质模型 2 .1 构造模型 在建立构造模型时,由于潜山油藏成因的特殊性和海相沉积的地质特点,以风化侵蚀面和沉积层 面作为建模的层序边界,并采用等厚对比的方法,依 据钻井和地震资料,运用Earthvision 和SGM 油藏描述软件进行油藏构造描述。描述内容包括油藏顶面形态、内幕构造层产状、结构及断裂体系组合、断块划分等。潜山油藏内有组合断层10条,其中,西部1号断层较大,控制了油田边界及油气分布,其余9条断层均属油田内部小规模断裂,见图1。 图1 某油田构造模型 2.2 储层地质模型 由于碳酸盐岩储层复杂,不能用单一的方法和 参数将其非均质特征表达清楚,需通过多参数判别法提取主因子,并反复进行循环建模。经过反复运算,最终确定了以孔隙度、渗透率、裂缝密度和储层类型4个参数来表征储层特征。 1999年 第23卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.23 No.4 第4期 Journal of the University of Petroleum ,China Aug.1999
酸压工艺在碳酸盐岩储层中的应用——以塔河油田奥陶系储层为例 姓名:吴天江 学号:200602147 指导老师:伊向艺 日期:2007年1月
碳酸盐岩作为一种特殊类型的储层，岩石成份复杂，岩性变化差异大，岩石结构及成因特征多种多样。碳酸盐岩油藏储层通常埋藏深、地温高、非均质性强，储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，孔喉配合度低，连通性差。酸压储层改造主要通过产生的酸蚀裂缝长度及裂缝的导流能力来提高原油产量。 一、碳酸盐岩酸压的影响因素 碳酸盐岩储层酸压增产措施，其控制酸压成功的主要因素有两个：一是最终酸压裂缝的有效长度；二是酸压后酸蚀裂缝的导流能力。有效裂缝长度是受酸液滤失性、酸岩反应速度以及酸在缝中的流速、酸液类型等的影响。酸蚀裂缝的导流能力受闭合、酸的溶解力、酸岩反应的酸蚀型态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。因此碳酸盐岩储层酸压改造为提高酸化效果，追求的两个主要目标就是较长的酸蚀裂缝长度和较高的酸蚀裂缝导流能力。 1. 1酸液滤失是影响酸压效果的关键 酸压过程中酸液的滤失直接关系到酸液有效作用距离和裂缝最终导流能力。酸液是一种反应性流体，其滤失完全不同于压裂液的滤失。在碳酸盐岩地层的酸压过程中，酸液不停地溶蚀裂缝，选择性地形成蚓孔，使得酸液滤失面积越来越大，一旦射孔形成，几乎全部酸液都流进裂缝壁内的大孔内。蚓孔的产生和天然裂缝的扩大，会进一步加剧酸液滤失。 1. 2酸液类型对滤失的影响 不同类型酸液的滤失效果不同。实验研究表明（图1），乳化酸的降滤失效果最好，其次为胶凝酸，最差的是常规酸。从试验后的岩心看，常规酸酸蚀严重，胶凝酸、乳化酸变化不大，这应符合酸液的滤失形态，即乳化酸和高粘酸滤失特性属于“点蚀密集型”，而常规酸的滤失特性属于“溶蚀孔洞型”。 图1、不同酸型的滤失量与时间关系 1.3碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的影响因素 影响碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的因素主要有:裂缝宽度、注酸排量和温度。 (1)裂缝宽度。裂缝宽度越宽，酸蚀有效作用距离越长，由此说明在注酸之前注前置液和高粘酸的重要性。研究认为，绝大多数情况下，裂缝宽度与液体粘
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。
早期注水试验必要性分析 注水开发试验之所以在没有完全查明油藏类型的情况下提上议事日程,是因为考虑到: 1.开发过程具有不可逆性,早试验可以早研究、早指导开发实践; 2.天然裂缝开度随地层压力释放而闭合的现象同样具有不可逆特性; 3.渗透率滞后效应虽然可逆,但渗透率无法也恢复不到原始水平; 4.油田开发到中、高含水期时再注水,注入水利用系数会降低,形成低效循环. 注水试验目的 通过注水试验可望解决以下3 个问题: 1.对比研究注水试验区与具有可比性的非注水区的开发动态,可了解此类碳酸盐岩油藏是否适宜注水开发; 2.提前了解注水开发全过程,了解该类油藏怎样进行注水采油,如何保持油田合理压力水平,总结认识该类油田注水开发的水驱油机理和开采规律; 3.利用取得的各种试验资料,进行油田地质、油藏工程、采油工程和提高原油采收率等方面的综合研究,把握油藏注水开发规律.
注水试验层位的选择 注水层位的选取必须满足复杂油田注水开发试验要求,所选层位适应性强.对于块状碳酸盐岩油藏,一般宜采用边缘底部注水方式.对于层状碳酸盐岩油藏,注水方式最好采用边部注水. 鉴于A 区碳酸岩油藏的复杂性(油藏类型还未完全搞清楚),所以目前只能做如下选择:①平面上,注水层位尽可能选择在试验区的边底部(或腰部);②剖面上,试注层位尽可能选择在缝洞储集体的底部. 特殊性及风险分析 国内外碳酸盐岩油藏注水开发实践证明,由于其储层结构和岩石性质与砂岩油田有着显著的差异,使碳酸盐岩油藏 注水工艺与砂岩油田相比,具有以下显著的特殊性: 1.储层具有明显的双重介质特征,渗透率级差大; 2.注水方式以底部、边部为主; 3.注水井井距大、注水压力低、吸水指数高; 4.注入水受重力影响明显. 关于注水方式 试验注水方式有以下3 种特征: 1.按注水井所处剖面位置是底部注水;
中国深层海相碳酸盐岩勘探前景分析 与国外相比，中国海相碳酸盐岩多分布于盆地下构造层，具有时代老、埋藏深、时间跨度大、含油气层系多、成藏历史复杂等特点。 近年来，随着地质认识的深化、勘探技术的进步，我国深层海相碳酸盐岩油气勘探取得了一系列重大突破： ①加大对塔里木盆地塔北、塔中两大古隆起的探索力度，在塔北隆起南缘斜坡哈拉哈塘地区发现了奥陶系鹰山组岩溶缝洞型大油田；塔中断裂带北斜坡，奥陶系良里塔格组礁滩、鹰山组岩溶等多目的层获得重大突破。 ②围绕四川盆地开江—梁平海槽台缘带礁滩体勘探，发现了铁山坡、罗家寨、普光、龙岗等一批大气田；加强川中古隆起及斜坡区下古生界—震旦系碳酸盐岩勘探，获得战略性突破，发现寒武系龙王庙组特大型整装气藏。 ③强化对鄂尔多斯盆地碳酸盐岩风化壳岩溶储层的勘探，于靖边气田西部岩溶带获得新突破，新发现奥陶系马五亚段新的含气层系。 从近期油气勘探发现看，含油气层系埋深普遍大于4000ｍ，塔里木盆地甚至超过7000ｍ，显示出深—超深层海相碳酸盐岩具有良好的油气勘探前景。 1、海相碳酸盐岩勘探发展趋势 1.1关于深层的定义
关于深层的定义，国际上尚没有严格的标准，不同国家、不同机构对深层的定义并不相同。目前国际上大致将埋深大于15000英尺（4500ｍ）的油气藏定义为深层油气藏。 中国2005年全国矿产储量委员会颁发的《石油天然气储量计算规范》，将埋深3500～4500m定义为深层，大于4500ｍ定义为超深层；中国钻井工程采用埋深介于4500～6000ｍ为深层、大于6000ｍ为超深层这一标准。基于东、西部地区地温场的变化以及勘探实践，我国东部地区一般将埋深介于3500～4500ｍ定义为深层，大于4500m为超深层；西部地区将埋深介于4500～5500 m定义为深层，大于5500ｍ定义为超深层，即使按照传统的西部地区深层定义，我国近年来海相碳酸盐岩油气勘探发现也都属于深层范畴。 1.2 海相碳酸盐岩油气勘探发展趋势 1.2.1全球海相碳酸盐岩油气勘探 海相碳酸盐岩在全球油气生产中占据极为重要的地位。据HIS 2000年统计，海相碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源总量的70％，已探明的油气可采储量约占全球油气可采储量总量的50％。2011年全球油气产量，海相碳酸盐岩约占其总量的63％。 随着国际能源供需矛盾的日益突出，碳酸盐岩油气勘探聚集了世界的目光，勘探开发投入也随之增大，深层碳酸盐岩已经成为全球油气勘探开发的热点。对全球2009年以前发现的碳酸盐岩大油气田主力产层埋深变化的统计数据表明，2000年以前全球主力产层埋深大于4000ｍ的大油气田占总数的14.8％；2000年以来，这一数据已经占到总数的58.6％（图）。
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%。
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展 摘要：油藏工程技术是实现油气田开发方案的重要手段,是决定油田产量高低、采油速度快慢、最终采收率大小、经济效益的优劣等重要问题的关键技术。分析了我国采油工程技术发展的5个阶段和各自的工艺技术状况,介绍了与我国油藏相适应的5套油藏工程技术方法,指出了采油工程技术今后发展的必然趋势。 关键词：油藏工程技术应用发展 油藏工程技术发展阶段 一、探索、试验阶段(50年代到60年代初) 1949年9月25日玉门油田获得解放,当时共有生产井48口,年产原油6. 9×104t,再加上延长15口井和独山子11口油井,全国年产原油总计7. 7×104t。1950年进入第一个五年计划时期,玉门油田被列为全国156项重点建设工程项目。一开始油井都靠天然能量开采,压力下降,油井停喷, 1953年在前苏联专家帮助下编制了老君庙第一个顶部注气、边部注水的开发方案。为砂岩油藏配套开采上述技术打下了一定的基础,成为全国采油工程技术发展的良好开端。 二、分层开采工艺配套技术发展阶段(60年代到70年代) 陆相砂岩油藏含油层系多、彼此差异大、互相干扰严重,针对这些特点,玉门局和克拉玛依油田对分层注水、分层多管开采进行了探索。60年代大庆油田根据砂岩油藏多层同时开采的特点,研究开发了一整套以分层注水为中心的采油工艺技术。 1、分层注水
大庆采用早期内部切割注水保持地层压力开采,采用笼统注水时因注入水沿高渗透层带突进,含水上升快,开采效果差,为此开展了同井分层注水技术。 2、分层采油 发挥低渗透层的潜力进行自喷井分采,可分单管封隔器、双管分采和油套管分采三种形式。 3、分层测试 研究发展了对自喷采油井产出剖面和注水井注入剖面进行分层测试、对有杆泵抽油井进行环空测试、油水界面测试及有杆泵井下诊断、无杆泵流压测试等技术。 4、分层改造 压裂酸化工艺是油田增产的重要措施。 二、发展多种油藏类型采油工艺技术(70年代到80年代) 1、复杂断块油藏采油工艺技术 根据复杂断块油藏大小不一、形态各异、断层上下盘互相分隔构成独立的开发单元等特点,采用滚动勘探开发方法,注水及油层改造因地制宜,达到少井多产,稀井高产,形成了复杂断块配套的工艺技术。 2、碳酸盐岩潜山油藏开采技术 潜山油藏以任丘油田为代表,与砂岩油藏完全不同,油气储存在孔隙、裂缝和溶洞中,下部由地层水衬托,成为底水块状油藏。以任丘奥陶系、震旦系油藏为主,初产高、递减快,油田开采中形成了碳酸盐
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。
提高碳酸盐岩油藏采收率技术张冬玉(胜利油田地质科学研究院) 11影响碳酸盐岩油藏采收率的因素 碳酸盐岩油藏的采收率较低且变化大,一般为20%～45%。影响碳酸盐岩油藏采收率的地质因素主要有:储集层类型、基质渗透率、原油粘度、储层的润湿性及非均质性等。 碳酸盐岩油藏不同孔隙结构的分布特点,导致在各类孔隙网络中的渗流条件差异很大。根据流体在不同类型储集空间的流动特点,碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。其中,溶蚀晶洞型储集层和混合孔隙系统储集层的采收率最高,平均在40%以上;裂缝孔隙系统储集层的采收率较低,平均为24%。 在上述影响因素中,基质渗透率和原油粘度是影响油藏动态和采收率的最重要的因素。 21碳酸盐岩油藏提高采收率的主要技术 (1)碳酸盐岩油藏油层改造。酸化是碳酸盐岩油气藏的主要增产措施,当基质孔隙度和渗透率得到改善时,基质中的油向产油裂缝及溶蚀管道中的供给速度增加,使采收率提高。 国内、外在酸化理论研究、酸化设计、酸液和添加剂、施工工艺等方面都已形成了较完整的体系。为了提高酸化处理的效果,多种深度酸化用的酸液也已被广泛应用,其中效果较好的酸液有油酸乳化液、胶凝酸、废硫酸、泡沫酸,还有多组分酸、氨基磺酸和特高浓度盐酸(30%～35%)等。 (2)恢复和保持油藏压力。碳酸盐岩油藏高产稳产的一个重要条件是油井必须以自喷方式生产。为了保持油井自喷生产,应该把地层压力水平恢复和保持在原始压力的95%以上。常用的保持地层压力方法有注水和注气两种。 对具有良好基质渗透率或有利渗吸特性的裂缝性油藏,已证实注水是保持油藏压力和优化最终石油采收率的有效方法。对于基质渗透率差,或不具备有利渗吸特性的裂缝性油藏,普遍使用注气改善油藏动态。研究表明,如果在生产初期就开始注气,把气—油接触压力保持在原始值,则可大幅度提高原油采收率。 (3)钻加密井。碳酸盐岩油藏钻加密井既能提高采油速度,又能大大提高采收率,这在美国西 色条状絮凝体堵塞物及破坏粘度大、弹性强的白色条状絮凝体堵塞物,使其长度由80c m变成5～10c m左右,以便随母液带出管内。 用热洗车进行清洗,将水加热到50℃左右冲洗,进一步将部分母液管线内的白色条状絮凝体堵塞物带出管线,直到出口见水为止。带有温度的水对聚合物起到降解作用,可将挂壁的堵塞物清洗掉。 再次用压风机吹扫,将经过热水从管壁冲洗掉的堵塞物扫出,当注入站出口见风时,开始蹩压,反复扫4～6次后,停止扫线,这时管线内仍有未扫净的剩余残留物。 配制站启泵供母液,用母液顶出管线内的残留物,当注入站出口见到母液时,停止外排,这时倒入正常生产流程。清洗管线工作至此全部完成。 (3)现场试验效果分析。清洗前后取样分析,可以直观地看到清洗后管线内的条状絮凝体堵塞物及黑、灰、棕色杂质去除了,溶液呈均匀透明状态。对比试验前后管线终点压力变化、沿程摩阻变化情况,处理后管线终点压力平均上升了0121MPa,最高上升了0126MPa;沿程摩阻平均下降0124MPa,效果对比十分明显。 41预防母液输送管线内粘附物产生的主要措施 (1)保证管线的施工质量,管道内应无毛刺、防腐层应完好。 (2)新管线投入使用前一定要认真清理干净。 (3)加强聚合物质量检验,严防使用不合格产品。 (4)加强配制过程的质量监督。 (5)严格母液过滤,保证进入管道的母液质量合格。 (6)停用的管线应及时扫线,清理内部杂质。 实践证明,采用扫、洗、扫、顶等物理方法解决母液管线堵塞的问题是可行的,该方法清洗母液管线彻底,不破坏母液管线的内防腐层,而且费用低(1380元/km),操作简单,便于推广使用。 (栏目主持 杨 军) 61 油气田地面工程第25卷第1期(200611)
６海相油气地质革５崔年ｌ２捌中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若千特征 夏新宇。陶士振戴金星 （中国石油天然气集团公司石油勘探开发科学研究院） 摘要截止１９９８年底，中国天然气探明储量有４０．７％存在于碳蘸盐岩地层，共有７十碳酸盐岩大气田；而与碳 酸盐岩储层以爰海相烃耀岩有关的原油探明储量不到７％。中国碳酸盐岩生烃问题长期以来是碳陵盐岩油气勘探中的一个关键｜可题，日前初步认为中国碳酸盐岩中的工业性油气田多数不是自生自储的，而需要外部存在有机质 丰度较高的烃琢岩。烃源岩的有机质质量和数量均受沉积环境的影响，多数情况下陆表海碳酸盐岩中烃源岩不发育。除了南海的第三系，中国海相碳酸盐岩储层普遍时代古老、物性差、非均质性强，储层的发育取啦于后期改造 作用。岩溶作用对碳唛盐岩储层的形成意义十舟重要．不整合面之下是碳酸盐岩油气蘸形成的有利层段。 主题词碳酸盐岩海相地层油气田沉积环境油气青源评价油气藏类型烃源岩评价综述 １中国海相碳酸盐岩油气田的分布碳酸盐岩气田的勘探与开发在中国有很长的历史，例如四川盆地的自流井气田早在公元２８０年至１３００年就已经开采三叠系碳酸盐岩地层中的天然气。在２０世纪８０年代之前，中国绝大部分的天然气田和探明储量集中在四川盆地的碳酸盐岩地层。到１９９８年全国碳酸盐岩地层中的气层气占全部气层气探明储量的４０．７％ｏ，这些天然气的储层主要包括鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩古风化壳，塔里木盆地石炭系和奥陶系的碳酸盐岩，以及四川盆地的上元古界一三叠系碳酸盐岩（图１）。其中四川盆地碳酸盐岩天然气藏分布的层位最为广泛，包括上震旦统、奥陶系、上石炭统、下二叠统、上二叠统、中三叠统和下三叠统；其储量也最大，约占全国碳酸盐岩气层气探明储量的７０％。 截止１９９９年底，我国已经发现了１６个大气田（在我国把探明储量达到３００×１０８ｍ３的气田称为大气田），其中７个是碳酸盐岩大气田，它们分别是四川盆地的威远气田、五百梯气田、卧龙河气田、沙坪场气田和磨溪气田，鄂尔多斯盆地的长庆气田和塔里木盆地的和田河气田（图２）。其中长庆气田、和田河气田的部分气层位于砂岩储层，但是大部分的储量仍集中在碳酸盐岩地层中，并且这部分的储量也达到了大型气田的标准。 图Ｌ中国天然气探明储量在不同储层中的分布 与气田相比，中国海相碳酸盐岩油田勘探与发现的时间要晚。几十年来中国的原油勘探主要在陆相盆地进行，直到７０年代中期才在渤海湾盆地中上元古界一下古生界的碳酸盐岩古潜山中发现了任丘油田。不过其中的原油在发现时就证明是湖相烃源 ?夏新宇高级工程师。１９９７年于中国科学院兰州地质研究所获博士学位，现从事天然气地质研究。通讯地址：１０００８３北京市学院路９１０信箱；电话：（叭０）６２。９７３８０ ｏ车文中的储量赍料均来自国家格委历年的探明储量公报。 ］＿；ｊ—ｊ曩嚣馐
碳酸盐岩油藏中各技术 世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。 1、水平井注水技术：水平井注水技术作为一项新兴的技术，是由Taber在1992年为提高传统注水方式效率而提出的。Taber指出，在低井口压力下，水平井的注入速度比直井快，因而原油开采速度快：且相对于直井的驱替方式，水平井注水的线驱方式能更有效地提高驱替效率．因此，水平井注水能达到更好的效益。 水平井注水技术作为一种高效的油气田开采技术。水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用。虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势。但它并不是万能的。水平井注水能增大注入量，降低油井气油比。降低注入压力．增大了产油量，与配套水平产油井生产效果良好。精确地质导向技术确保水平钻井的成功，最大限度地确保钻井的成功率。 利用水平井进行注水开采，可极大提高二次采收率，获得较高的经济效益。同时，水平井注水开发技术是一项系统工程，涉及地质、油藏、钻井、采油工艺等各个领域，需要多学科协同管理，应加强研究适合水平井注水相关后续配套措施，以便达到更好的开发效果。 水平井水驱采油具有的优势是：①和直井相比水平井注水时的压力降不会集中在某一点而是分散在比较长的泄油井段上压力降较小油水界面变形也小井到达油水界面的距离大所以可以推迟井的突破或使含水量增加缓慢②水平井与井之间的泄油均匀性可使前缘均匀推进因此当有多相同时流动时流度比条件越不利水平井的优势就越明显③在低渗透油藏或低渗透层钻水平井可以提高注水能力及产油能力减少油藏注入水的补充时间注水见效早④在开发中后期老区油田时钻加密井是改善直井水驱后波及效率的一项有效措施但是水平井可以通过侧钻、分支钻井等取得比钻加密井更好的效果⑤在薄层油藏中水平井注入速度接近
特殊储层测井解释 第一章碳酸盐岩储层测井评价岩石物理基础 1，特殊储层：不同于常规均质孔隙型砂岩储层的储层，包括岩浆岩、变质岩、砾岩、泥质岩等。 碳酸盐岩储层评价之所以不同于碎屑岩储层，是由于它具有不同的地质特征。 2，评价碳酸盐岩储层特征的核心是空隙空间结构，即它的孔隙、溶洞、裂缝的发育特征及组合状况 3，碳酸盐岩岩石成份：①主要成分——方解石、白云石、硬石膏、岩盐（是骨架，比重最大）；②粘土成分（性质最活跃）；③其它成分——有机质、黄铁矿、铝土矿、碳酸磷灰石（量少，影响大）。 各自的主要物理性质：①方解石：白色、灰色，分布广，易溶蚀。②白云石：灰白色，分布于咸度高的海、湖，次生方式形成，为石灰岩受含镁溶液交代而成的白云岩中的主要矿物。③硬石膏、盐岩：都不是碳酸盐岩，而是蒸发岩，但经常出现在碳酸盐岩地层剖面中。 ④粘土矿物：种类繁多、结构复杂、分布形式多变、含量不稳定、性能特殊，对储层物性测井响应影响极大。有较强的可压缩性。⑤有机质：含量少,但对油气的生成、岩石的某些物理性质影响很大。⑥黄铁矿：呈团块、结核状分布。 4，粘土矿物：高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石。 分布形式：a、层状、条带分布，b、颗粒、结核分布，c、分散分布 碳酸盐岩剖面岩石主要骨架参数 5，岩石结构：是描述岩石各组成部分的几何形态特征的一个概念，是指岩石颗粒、晶粒的大小、形状、分选、表面性质及其组成形式 岩石结构分类：粒屑结构、生物骨架结构、结晶结构、残余结构 6，岩石构造：指岩石颗粒的排列和分布情况。非均质岩石构造：薄层状构造、豹斑状构造、眼球眼皮构造、燧石结核构造。非均质岩石构造由于具有明显的各向异性和非均质性，因此对测井信息的特征和数值均有较大影响。
普光气田碳酸盐岩储层测井解释方法 X 强文明,谭海芳,秦昌伟,魏霞,毛 军 (中原石油勘探局地球物理测井公司,河南濮阳 457001) 摘 要:普光气田目的层段飞仙关组-长兴组海相碳酸盐岩地层发育气层,储层类型以孔隙-孔洞型为主,局部发育裂缝。针对这些储层特征,参考地质资料、微电阻率扫描成像资料,总结出了利用常规测井资料识别储层储集空间类型的方法;并在碳酸盐岩储层孔隙度参数求取中,采用光电吸收截面指数(Pe 值),准确确定储层中岩性成分,为求取孔隙度参数提供了保障;在识别储层流体性质方面,通过实践经验总结出了交会图法、纵横波速度比值法等多种识别流体的方法,同时在核磁共振资料识别流体性质方面也做了大量的工作,在实际生产中显示出了很好的应用效果。 关键词:碳酸盐岩;储集空间;流体性质;孔隙度;核磁共振 中图分类号:P 631.8+4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0134—04 普光气田位于四川省宣汉县境内,构造上属于 川东断褶带东北段双石庙-普光NE 向构造带上的 一个鼻状构造,其目的层段为飞仙关组和长兴组,岩 性主要为灰岩类、白云岩类以及过渡岩类,属于碳酸 盐岩地层。岩心资料表明:目的层段储层物性发育较 好,以中孔中渗、高孔高渗储层为主,也有高孔低渗、 低孔高渗储层,有效储层孔隙度主要分布在2～15% 之间,渗透率主要分布在0.1～1000×10-3L m 2之 间。 1 储层储集空间类型的判别 钻井取心资料显示普光地区目的层段储层的储 集空间既有孔隙、孔洞,又有裂缝,从常规测井资料 来看,孔隙型储层厚度相对较大,孔隙度曲线和电阻 率曲线形状多呈“U ”或“W ” 字形变化,表现为声波时差和中子孔隙度增高、侧向电阻率和密度值降低。 而裂缝型储层厚度小,仅1～2m 异常反映,孔隙度 曲线和电阻率形状多呈厚度小的尖刺状“V ”字型特 征。图 普光井组合成果图(555 微电阻率扫描等成像测井是判断裂缝和溶蚀孔 的最直接的方法。成像图中溶孔一般呈黑褐色,形态 多呈圆形;张开缝显示为颜色较暗或近褐色的条纹。 134内蒙古石油化工 2012年第11期 X 收稿日期35 作者简介强文明(66),男,工程师,年毕业于西南石油学院(南充),主要从事测井新技术研究工作。1A 224-20m :2012-0-2:19-1990