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碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策_荣元帅

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碳酸盐 岩缝洞型 油藏 剩余 分布 模式 挖潜 对策 元帅
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第35卷第6期2014年11月石油学报ACTAPETROLEISINICAVol.35Nov.No.62014基金项目:国家重点基础研究发展计划(973)项目(2011CB201005)和国家重大科技专项(2011ZX05049)资助。第一作者及通信作者:荣元帅,男,1978年2月生,2001年毕业于西南石油学院石油工程专业,2004年获西南石油学院油气田开发工程专业硕士学位,现为西南石油大学油气田开发工程专业博士研究生,主要从事碳酸盐岩缝洞型油藏开发研究。Email:rongmarshal@163.com文章编号:0253-2697(2014)06-1138-09DOI:10.7623/syxb201406011碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策荣元帅1,2赵金洲1鲁新便2李新华2李小波2(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500;2.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司勘探开发研究院新疆乌鲁木齐830011)摘要:针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞结构复杂导致开发中后期剩余油分布认识不清的问题,从油藏实际出发,在油藏精细描述、测试及生产动态资料分析的基础之上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏7大类13亚类剩余油分布模式。井点剩余油有3大类8亚类,即阁楼型、致密段遮挡型及底水上升封挡型;井间剩余油有4大类5亚类,即低幅残丘型、支流河道型、分隔缝洞型及高导流通道附近孔缝型。结合生产实践,针对不同剩余油分布模式提出了剩余油挖潜对策:对井距较大的井间未井控缝洞中各类剩余油,通过部署新井或利用老井侧钻进行挖潜;对于井距较小的各类剩余油则利用常规措施有针对性地进行挖潜;大型酸压、水力扩容和排水采油、注气替油分别是分隔缝洞型及阁楼型剩余油独具特色的有效挖潜措施。在塔河油田开发生产过程中针对各类剩余油分布模式的挖潜工作取得了较好增产效果,为同类油藏的剩余油挖潜提供了思路和方法借鉴。关键词:碳酸盐岩;缝洞型油藏;剩余油;分布模式;挖潜中图分类号:TE344文献标识码:ARemainingoildistributionpatternsandpotential-tappingcountermeasuresincarbonatefracture-cavityreservoirRongYuanshuai1,2ZhaoJinzhou1LuXinbian2LiXinhua2LiXiaobo2(1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitationEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,SichuanChengdu610500,China;2.Exploration&DevelopmentResearchInstitute,SinopecNorthwestOilFieldCompany,XinjiangUrumqi830011,China)Abstract:ThedistributionofremainingoilinTaheoilfieldduringthemiddleandlaterstagesofdevelopmentisnotwelunderstood,mainlyduetohighlycomplexfracture-cavitystructureofcarbonatereservoirs.Thisstudystartsfromthepracticalsituationofoilreservoirsandlaysanemphasisondetailedreservoirdescriptionandtestinganddynamicproductiondataanalysis.Seventypesandthirteensub-typesofremainingoildistributionpatternsareputforward.Theseincludethreetypesandeightsub-typesofwelhole-adjacentremainingoil,i.e.,attictype,screeneddenselayertype,andblockedtypeduetoriseofbottomwater.Additionaly,therearefourtypesandfivesub-typesofinterwelremainingoil,i.e.,low-amplitudemonadnocktype,branchchanneltype,separatedfracture-cavetype,andpore-fracturetypenearthehighdiversionchannel.Combinedwithproductionpractices,potential-tappingcountermeasuresareproposedfordifferentremainingoildistributionpatterns.Ontheonehand,drilingnewwelsorsidetrackingfromtheexistingwelsarerecommendedforalkindsofremainingoilexistinginnon-wel-controledfractured-cavewithrelativelylargewelspacing.Ontheotherhand,routinetargetedpotential-tappingmeasuresarechosenforthosewithrelativelysmalwelspacing.Large-scaleacidfracturing-hydraulicdilationanddrainageprocess-displacingoilwithgasareuniqueandeffectivemeasuresforseparatedfracture-caveandatticpatterns,respectively.Goodresultsofincreasingproductionhavebeengainedbytappingthepo-tentialofalkindsofremainingoilduringthedevelopmentofTaheoilfield.Thisstudyprovidesnewthinkingandreferencemeasuresforremainingoildigginginsimilaroilreservoirs.Keywords:carbonaterock;fractured-cavityoilreservoir;remainingoil;distributionpattern;potentialtapping塔河油田于1997年投入开发,中东部主体区已相继进入了开发中后期,油藏综合含水率达65%,低产低效井的比例达到45%以上。塔河油田奥陶系油藏是经过多期构造运动和古岩溶共同作用形成的碳酸盐岩缝洞型油藏。油藏储集体以构造变形产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主,其中大型洞穴是最主要的储集空间,裂缝既是储集空间,也是主要的渗流通道。碳酸盐岩基质基本不具有储渗意义,储集空第6期荣元帅等:碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策1139间形态多样、大小悬殊、分布不均且具有很强的非均质性[1-3],这导致在油田开发中剩余油分布十分复杂。因此,深化研究油藏剩余油分布模式,加强油藏综合治理挖掘剩余油潜力,对改善开发效果具有重要现实意义。前人对碎屑岩油藏[4-7]和碳酸盐岩裂缝性油藏[8,9]做了大量有关剩余油的研究工作,在碳酸盐岩缝洞型油藏方面,王敬、康志江等[10-14]也已用室内机理模型实验和数值模拟方法对剩余油的分布特征进行了一定探索研究,初步总结了一些剩余油分布规律。笔者进一步从油藏实际出发,结合油藏精细描述、测试及生产动态资料等,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式,并结合生产实践针对不同剩余油分布模式提出了挖潜对策,为同类油藏的剩余油挖潜提供了一些思路和技术方法。1缝洞型油藏剩余油分布模式1.1剩余油分布模式定义笔者利用地球物理属性特征[15,16](振幅变化率、能量、波形、相干等)对储集体进行预测的基础之上,结合油田生产实际,从井点和井间两个角度,将剩余油按分布部位及形成机制进行分类,把缝洞型油藏的剩余油分布模式分为7大类13亚类(表1、图1)。表1碳酸盐岩缝洞型油藏各类剩余油分布模式定义Table1Patterndefinitionofremainingoildistributionincarbonatefractured-cavityreservoir部位大类亚类名称定义名称定义阁楼型生产层段顶部以上的缝洞体中无法直接采出的剩余油直井生产段上部型水平井轨迹上部型直井生产层段上部缝洞体中的剩余油水平井井身轨迹上部缝洞体中的剩余油井点剩余油致密段遮挡型致密段下部缝洞体内被致密遮挡未采出的剩余油未揭开型未评价型采出不充分型钻井未揭开的致密段下部缝洞体中的剩余油钻井揭开的致密段下部缝洞体中未评价生产的剩余油钻井揭开的致密段下部缝洞体中未能完全采出的剩余油底水上升封挡型由于底水上升造成水淹的油井周围被底水封挡无法直接采出的剩余油下部底水干扰封挡型底水锥进封挡型底水窜进封挡型由于下部底水干扰上部小规模缝洞体内无法采出的剩余油由于底水锥进形成的水锥封挡形成的周围孔缝中的剩余油由于底水沿断裂窜进形成的线性水体封挡的井周剩余油低幅残丘型无井控的低幅残丘上缝洞体内的剩余油支流河道型暗河系统中无井控高部位支流河道中的剩余油井间剩余油高导流通道附近孔缝型强水淹大型岩溶管道或断裂等高导流通道附近低发育程度孔缝中的剩余油分隔缝洞型与强水淹缝洞体横向不直接连通的分隔缝洞体内剩余油隔油型近缝洞型隔油式“U”型缝洞中,一侧已开采高水淹,而另一侧未井控生产的剩余油与已开采缝洞相邻的无井控低连通缝洞中的剩余油1.2井点剩余油分布模式1.2.1阁楼型阁楼型剩余油(图1)是指位于油井生产层段顶部以上的缝洞体中无法直接采出的剩余油。根据剩余油分布与井型关系,归纳总结出2类阁楼型剩余油:(1)直井生产层段上部型剩余油,即直井生产层段上部缝洞中的剩余油,其又分2种情况:①在直接钻至缝洞体油-水界面以下[图2(a)]的未建产油井中,初期油井完井测试为水层未建产,而油井生产层段上部存在未控制的阁楼型剩余油;②在生产层段缝洞体油-水界面以上的生产井中,随着原油的产出,缝洞体低部位油-水界面不断抬升,当油-水界面抬升至生产层段顶部,油井生产层段范围内已被完全水淹(T705井高含水后向上部侧钻产油),而斜上方阁楼缝洞体中存在难以采出的阁楼型剩余油。(2)水平井轨迹上部型剩余油,即在水平井或侧钻水平井井身轨迹上部缝洞体中的剩余油[图2(b)]。阁楼型剩余油的识别方法为:先利用高精度三维地震资料的振幅属性识别缝洞体展布范围,再根据缝洞体与油井最高生产层段位置关系识别阁楼缝洞部位,结合油井生产特征,最终可判断阁楼缝洞体中剩余油的富集状况(图2)。1.2.2致密段遮挡型致密段遮挡型剩余油(图1)是指在致密段下部缝洞体内被致密遮挡未采出的剩余油。由于碳酸盐岩缝洞型油藏的储集体经历了多期岩溶作用叠加形成,各期岩溶作用的深度存在一定的差异性,因而在纵向上存在多套缝洞体,各套缝洞体之间分布一定厚度的致密段,即基岩或渗透性差的孔缝储集体。油藏精细描述表明,整体上各致密段不是连续或连片分布,仅局部井区相对比较厚,具有一定展布范围,致密段下部缝洞体中可能存在丰富的剩余油。根据剩余油的形成原因,归纳总结出3类致密段遮挡型剩余油:(1)未揭开型剩余油。致密段发育井区的相邻井,如已揭开致密段下部缝洞体生产的井获得了较好1140石油学报2014年第35卷的产能,则相邻未揭开致密段井的下部缝洞体中也应存在丰富的剩余油。(2)未评价型剩余油。由于致密段上部井段缝洞相对发育而先投产,而致密段下部井段未评价生产的缝洞体中存在的剩余油。(3)开采不充分型剩余油,即致密段隔挡的下部缝洞中前期未完全采出的剩余油或后期水驱过程中重新聚集的剩余油。致密段遮挡型剩余油的认别方法为:先通过井点测井识别、井间对比及预测绘制致密段分布范围[17](图3),再结合邻井或本井在致密段下部生产状况分析剩余油的富集程度。图1碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式Fig.1Distributionpatternsofremainingoilincarbonatefractured-cavityreservoir第6期荣元帅等:碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策1141图2利用地震剖面识别阁楼型缝洞Fig.2Identifyatticfractured-caveusingseismicprofile图3井间致密段分布Fig.3Distributionofinter-weldenselimestonelayers1.2.3底水上升封挡型底水上升封挡型剩余油(图1)是指由于底水上升造成水淹的油井周围被底水封挡无法直接采出的剩余油。根据剩余油的形成原因,归纳总结出3类底水上升封挡型剩余油:(1)下部底水干扰封挡型剩余油。在一口油井中存在上、下2个或多个缝洞供液,多段产出,下部底水能量强的缝洞被水淹并大量产水,干扰了上部规模较小缝洞体中的原油采出,形成了上部缝洞内的剩余油。(2)底水锥进封挡型剩余油。在孔洞型或裂缝型储层中,与碎屑岩油藏相似,底水上升呈锥状在井底分布,井周围原油无法采出,形成水锥封挡剩余油。(3)底水窜进封挡型剩余油。在井底附近存在与深部底水沟通的断裂,深部水体在生产过程中沿着断裂在一定压差下迅速窜入井底致使油井水淹,由于断裂中水体呈线型窜进,油井水淹后开井生产主要产水,油井周围存在被窜进底水封挡的大量无法直接采出的剩余油。底水上升封挡型剩余油的识别方法主要根据产液1142石油学报2014年第35卷剖面测试情况及生产动态资料判断[18]。具有下部底水干扰封挡型剩余油的油井若在前期生产中的含水率随产液强度变化存在波动现象,可以通过前期和后期的产液剖面对比分析上部产层段的原油是否被封挡(TK212井);具有底水锥进封挡型剩余油的油井主要位于裂缝及孔洞发育井区,或者溶洞顶部存在坍塌的角砾堆积形成的孔洞储层之上,生产动态会表现为前期含水呈缓慢上升或台阶式上升特征(TK407井);具有底水窜进封挡型剩余油的油井生产动态主要表现为含水呈快速上升特征(TK408井)或暴性水淹特征(TK449H井),且地震剖面上可识别出断裂。1.3井间剩余油分布模式1.3.1低幅残丘型低幅残丘型剩余油(图1)是指在上奥陶统剥蚀区无井控的低幅残丘上缝洞体内的剩余油。受古地应力作用及构造变形的影响,在中下奥陶统顶面发育较多5~50m幅度不等的残丘[3],这些残丘受较强的风化淋滤岩溶作用改造,储集体发育,是油气聚集的有利部位。在开发前期,大规模的残丘基本都已部署新井,而仍然存在许多规模较小的低幅残丘(面积约0.0001~0.04km2,幅度约5~15m),由于其规模较小、经济效益不高的原因,仍未直接部署新井。随着与低幅残丘低部位相连的其他部位油井的不断生产,油-水界面抬升至残丘下部溢出点后,低幅残丘内的油-水界面不再抬升,前期聚集的原油无法直接采出,注入水也难以驱到,便形成了低幅残丘型剩余油。低幅残丘型剩余油的识别方法为:先根据地震趋势面分析技术和低幅残丘的地震解释技术识别残丘分布,再根据地震振幅属性识别其储集性能,结合生产动态判断其含油气性。1.3.2支流河道型支流河道型剩余油(图1)是指古岩溶暗河系统中,与强水淹的干流河道相连的高部位无井控支流河道中的剩余油。开发实践表明,在塔河油田上奥陶统剥蚀区的中下奥陶统地下暗河系统发育,河道系统呈树枝和网状分布,主要分干流河道和支流河道,这些河道是油气聚集的重要空间(图4)。在开发的中前期,油井主要部署在干流河道上和规模相对较大的支流河道上,但储集体规模相对较小的支流河道未部署新井。由于干流河道是汇水区,支流河道上游一般较干流河道高。因此,当干流河道油井生产后,随着干流河道和支流河道低部位原油不断采出,油-水界面不断抬升,当油-水界面抬升至干流河道与支流河道相交上部溢出点后,支流河道内油-水界面不再抬升,油-水界面以上的剩余油将无法采出,便形成了支流河道型剩余油。支流河道型剩余油的识别方法为:先利用地震能量、均方根振幅等属性认识河道系统的分布,再结合邻近生产动态对比分析判断河道系统内含油气性及剩余油分布状况。如图4(a)地震能量属性所示,塔河7区T615井区由北至南沿剖面从高到低发育一条规模相对较大干流河,东西伴生发育规模相对较小的支流河。TK602井—TK734井的地震剖面[图4(b)]上部显示的杂乱强反射为干流河缝洞发育部位,河道下切深度大。而T615CH井—TK633CH井地震剖面[图4(c)]显示的支流河下切深度小,从干流河道往外缝洞展布由低逐渐增高。生产动态特征也表明,该井区储集体发育,干流河油井累产油量达到5×104t,支流河道累产油量约为2×104t。从河道平面图也可看出,该井区目前仍存在未控制的支流河道,因此应具有丰富的剩余油。图4塔河7区T615井区地震识别河道系统和地震剖面Fig.4IdentifyriversystemusingseismicandseismicprofileinT615welzoneTahe7thdistrict第6期荣元帅等:碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策11431.3.3高导流通道附近孔缝型高导流通道附近孔缝型剩余油(图1)是指在强水淹大型岩溶管道或沿断裂的注水通道附近低发育程度孔缝中的剩余油。大型岩溶管道(包括暗河)及大规模的断裂是碳酸盐岩缝洞储集体中底水或注水主要推进的高导流通道,这些部位容易被水淹。与高导流通道伴生且发育程度较低的孔洞型储集体及裂缝型储集体处在非主流通道上,内部可滞留大量剩余油。高导流通道附近孔缝型剩余油的识别方法为:通过能量、振幅变化率等分析缝洞发育程度,识别岩溶管道或发育程度低的孔缝储层,同时可通过相干属性及“蚂蚁体追踪”技术识别裂缝展布方向,结合注水情况,识别注入水主要通道,再结合邻井生产动态特征判断孔缝储集体中剩余油的富集状况。1.3.4分隔缝洞型分隔缝洞型剩余油(图1)是指在缝洞组合体内与强水淹缝洞体横向不直接连通的分隔缝洞体内的剩余油。碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞体多为结构复杂的几何复合体,缝洞体内部发育多个规模大小、连通渠道及连通程度存在一定差异的缝洞体,这些缝洞体是原油的主要储集空间且在横向上可能具有一定的分隔性。根据缝洞分隔类型,可归纳总结出2类分隔缝洞型剩余油:(1)隔油型剩余油,即隔油式“U”型缝洞中,一侧已开采高水淹,而另一侧未井控形成的剩余油。由于各缝洞体横向上被无渗透性的基质岩块或低发育程度储集体隔开,但其深部储集体连通,形成呈“U”型连通的分隔缝洞体。该类分隔缝洞中,当“U”型缝洞体一侧缝洞体钻井投产,油-水界面就会随着生产逐渐抬升至水淹,而“U”型缝洞体另一侧未井控缝洞体中的油-水界面会始终保持在两缝洞连通的溢出点处,上部原油无法采出,形成分隔缝型剩余油(即隔油式[19],如T811(K)井旁分隔缝洞体)。(2)近缝洞型,即与已开采缝洞相邻的未井控低连通缝洞中的剩余油。由于各缝洞体相距很近(<150m),横向上被无渗透性的基质岩块隔开,或通过细小裂缝或孔洞型储层连通,但连通程度相对较低,流体无法直接流动通过,形成近缝型分隔缝洞体。该类分隔缝洞体中,由于流体无法直接流动,一个缝洞内的原油采出后,另一缝洞体无法通过常规手段采出,就形成分隔缝洞型剩余油。分隔缝洞型剩余油的识别方法为:根据振幅属性识别各类分隔缝洞类型[图5中T811(K)井和TK839井旁缝洞],再根据生产动态判断剩余油富集状况。图5利用地震剖面识别分隔缝洞体Fig.5Identifyseparatedfracture-caveusingseismicprofile2缝洞型油藏剩余油挖潜对策在碳酸盐岩缝洞型油藏开发中后期,随着含水上升,开发效果逐步变差,油-水关系更加复杂。要改善开发效果,就应强化剩余油分布研究,根据剩余油分布模式,制订单井—井间的剩余油挖潜对策。总体上,对井距较大的井间未井控缝洞中各类剩余油可通过部署直井或利用老井侧钻进行挖潜,对于井距较小的剩余油分布类型主要利用常规措施有针对性地进行挖潜。(1)通过部署直井或利用老井侧钻有效控制井距较大的低幅残丘型、阁楼型、分隔型缝洞型和支流河道型剩余油。对于低幅残丘型、阁楼型、分隔缝洞型以及支流河道型剩余油所在的未井控缝洞体,当缝洞体与邻井的1144石油学报2014年第35卷井距在500m以上,应考虑部署新井挖潜剩余油;当缝洞体与邻井的井距在150~500m,考虑利用周围低产低效井、停产井或未建产井进行侧钻挖潜剩余油,以降低钻井成本。2012年塔河油田老区(2-8区)为挖潜各类型剩余油共投产33口井(包括侧钻井),建产30口,平均单井日产油达20.1t,取得了较好的效果(表2)。其中,阁楼型剩余油的油井整体产能最高,单井产油量达28.6t/d,如TK264井、TK263井投产后日产油量分别稳定在55t和34t。其次是分隔缝洞型剩余油油井,共投产13口井,建产10口,建产井单井产油量达19.2t/d,但单井日产油量有一定差异。这些井中向缝洞单元边部外扩的大缝洞体边部分隔缝洞型剩余油富集,油井产能相对较高[T816CH2(K)井、TK870井日产油量分别达68t、45t],而分隔缝洞体部位相对较低的井(TK868井)、实钻中下奥陶统顶面较预测低的井(TK869井)或可能在注水主通道上受注水影响的井(TK773井),则存在水淹风险。另外,由于残丘幅度、储集体规模小和充填性的原因,挖潜低幅残丘型和支流河道型剩余油的油井产能相对较低,平均单井产油量为18.4t/d和15.4t/d。表22012年塔河油田2-8区(老区)挖潜各类井建产情况Table2Productionconditionofwelswithdifferenttypeofremainingoilin2-8areaofTaheoilfieldin2012类型投产井数建产井数平均单井产油量/(t·d-1)低幅残丘型121218.4阁楼型5528.6分隔缝洞型131019.2分支河道型3315.4合计333020.1(2)利用大型酸压、重复酸压、水力扩容、酸化等储层改造措施挖潜距离较小的分隔缝洞体中的剩余油。对于与邻井井距在150m范围内的分隔缝洞型剩余油,特别针对近缝洞体型的分隔缝洞体,可利用大型酸压、重复酸压、水力扩容、酸化等储层改造措施,人工制造或扩充连通通道,使老井缝洞体与分隔缝洞体有效连通,就能通过老井开采分隔缝洞体内的剩余油。近年来利用储层改造措施挖潜分隔型缝洞剩余油取得了较好的效果。特别是2010年利用大型酸压措施[20]挖潜分隔缝洞剩余油年增油量高达11.4×104t。如效果最明显的TK1078井大型酸压后,产油量高达160t/d,截至2013年已累积增产油量15.1×104t。水力扩容措施效果也十分明显,如T624CH2井水力扩容后初期产油量达73.4t/d,累积增油量达4235t。(3)利用排水采油或注气替油方式挖潜阁楼型剩余油。阁楼型剩余油主要是位于生产井生产层段以上洞顶剩余油,开采方式主要是利用“排”和“替”方式以降低油-水界面挖潜剩余油。对于直井生产层段上部型中钻至油-水界面下部未建产的定容缝洞中阁楼型剩余油可利用“排水采油”的方式开采[21]。该类剩余油所处缝洞体内水体规模相对较小,在初期排水过程中,上部原油在重力作用下不断下落,油-水界面逐渐降低,当油-水界面降低到生产井底后,原油便不断产出。具不完全统计,2004年以来,塔河油田利用排水采油手段对20口钻遇水层的井尝试排水采油生产,有18口有效,平均单井产油量达30t/d,单井累产油量为1.87×104t,取得良好效果。如TP121X井在酸压注入地层820m3,累积排液1597m3(返排率195%)后建产,初期(2011年5月)机抽生产,日产液43.4t,日产油29.5t,含水率32.1%,后期油井含水逐渐下降至无水生产,截至2013年2月底累积产油1.23×104t。对于非定容缝洞中生产后期油-水界面上升而生层段上部形成的阁楼型剩余油,常规排液无法使油-水界面下降,但可用“注气替油”的方式开采。通过向地层注入氮气闷井,氮气在重力作用下不断上升至阁楼顶部,聚集占据阁楼空间使得气-油界面及油-水界面不断下降,当油-水界面下降到生产井底后开井,原油便能不断采出。塔河油田从2012年开始进行注气替油试验,截至2013年2月底已有12口井进行试验,见效9口,待评价3口,累积增产油6894t。如直井TK404井已累产原油17.97×104t,前期高含水间开低效生产,经过2周期注气替油,累积注氮气103.4×104m3,初期增产油量达30t/d,已累积增产油3610t。又如高含水长期关井的侧钻水平井TK7-619CH井注气后平均增产油量达23t/d,开井65d已累积增油1547t。(4)实施油井加深、下返生产等方式挖潜致密段遮挡型剩余油。对于致密段发育井区,通过对比邻井在致密段下部层段生产状况,结合本井的生产情况,可分析井点及井间在该段上的剩余油富集状况。对于未揭开型剩余油,可通过加深井深开采下部剩余油,如S92井加深后累积产油量达3.25×104t。对于未评价型剩余油和开采不充分型剩余油,可考虑后期下返评价或打开重新生产,如2012年在塔河6区、7区的TK7-632井和TK608井等4口井下返酸压评价生产或下返钻塞合采已累积增油7600t,下返挖潜剩余油效果明显。(5)利用大泵提液、卡堵水、关井压锥、单元注水第6期荣元帅等:碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策1145驱动等措施挖潜底水上升封挡型剩余油。由于底水上升的机理及剩余油分布的状况存在差异,不同类型底水上升封挡型剩余油挖潜的思路及手段存在差别。对于下部底水干扰封挡型的剩余油,主要利用大泵提液或常规的机械封堵下部出水层段,充分释放油层的潜力,如T702CH1井在高含水后大泵液累积增油达4536t。对于底水锥进封挡型剩余油,主要利用常规关井压锥[22]或深部堵水[18]措施使水锥回落,恢复油井生产能力。对于底水窜进封挡型剩余油,由于底水上升的形态呈线性特征,油-水同通路,常规堵水手段效果较差(堵水易把产液段封堵死),可利用连通邻井注水横向驱动油井附近被底水封挡剩余油,具有较好的效果。如因底水窜进而暴性水淹的TK408井在TK428CH井注水受效后增油量高达4.6×104t。(6)通过优化油、水井措施、注采结构调整、优化注采方式及参数,改变液流方向,挖潜高导流通道旁孔缝中剩余油。高导流通道旁边孔缝中剩余油主要是由于地层中流场较强的方向性引起,因而挖潜剩余油主要从改变液流方向着手。可通过优化油、水井措施、调整注采结构,优化注采参数,改变地下液流方向,进而改变油、水分布,改善水驱非均质性矛盾,挖掘井间剩余油潜力。通过油井提液措施也能释放油井产能,油井堵水和注水井调剖措施限制了高含水方向水窜,减少无效水循环,可以提高储集体发育程度相对较差的孔缝中剩余油动用程度。通过油井低效井转注,完善注采井网,换向注水、多向注水,使缝洞发育区减注,缝洞欠发育区增注,改变注入水水驱方向,驱动井间分散剩余油[23,24]。特别可利用周期注水方式,改善水驱效果,周期注水可通过大幅度调整注水量控制地层的升压和降压过程,促使缝洞发育程度差的孔缝中剩余油排入高导流通道内,扩大注水波及体积并减少平面矛盾,同时在周期注水停注期间可以让孔缝中以及其他部位分散剩余油重新聚集,恢复注水后可驱替至油井采出。如塔河油田4区从2005年注水见效至2010年底效果急剧变差,产油量降至160t/d,但实施上述综合调整措施后,产油量恢复至200t/d以上。3结论(1)碳酸盐岩缝洞型油藏具有7大类13亚类剩余油分布模式,其中井点剩余油包括阁楼型、致密段遮挡型、底水上升封挡型3类,井间剩余油包括低幅残丘型、支流河道型、分隔缝洞型、高导流通道附近孔缝型4类。(2)不同的剩余油分布模式具有不同的挖潜思路及手段。对井距较大的井间未井控缝洞中各类剩余油可通过部署直井或利用老井侧钻进行挖潜;对于井距较小的剩余油分布类型主要利用常规措施有针对性地进行挖潜;大型酸压、水力扩容和排水采油、注气替油分别是分隔缝洞型及阁楼型剩余油独具特色的有效挖潜措施。参考文献[1]张希明,杨坚,杨秋来,等.塔河缝洞型碳酸盐岩油藏描述及储量评估技术[J].石油学报,2004,25(1):13-18.ZhangXiming,YangJian,YangQiulai,etal.Reservoirdescrip-tionandreservesestimationtechniqueforfracture-cavetypecar-bonatereservoirinTaheoilfield[J].ActaPetroleiSinica,2004,25(1):13-18.[2]鲁新便.岩溶缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性[J].新疆石油地质,2003,24(4):360-362.LuXinbian.Heterogeneityofkarst-vuggycarbonatereservoirrocks[J].XinjiangPetroleumGeology,2003,24(4):360-362.[3]林忠民.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特征及成藏条件[J].石油学报,2002,23(3):23-26.LinZhongmin.Carbonaterockreservoirfeaturesandoil-gasac-cumulatingconditionsintheOrdovicianofTaheoilfieldinnorth-ernTarimBasin[J].AetaPetroleiSinica,2002,23(3):23-26.[4]DinMohamedSSE,HammadiYHA,KalamMZ.Giantfield(A)ROSstudy[R].SPE137396,2010.[5]ShalmaAK,KumarA.ArealpatterndistributionofremainingoilsaturationinamaturewestTexaswaterflood-acasehistory[R].SPE35202,1996.[6]李阳,王端平,刘建民.陆相水驱油藏剩余油富集区研究[J].石油勘探与开发,2005,32(3):91-96.LiYang,WangDuanping,LiuJianmin.Remainingoilenrichmentareasincontinentalwaterfoodingreservoirs[J].PetroleumEx-plorationandDevelopment,2005,32(3):91-96.[7]饶良玉,吴向红,韩冬,等.高含水油田剩余油分布研究现状与展望[J].大庆石油地质与开发,2012,31(2):66-71.RaoLiangyu,WuXianghong,HanDong,etal.Currentstudiesandprospectsoftheremainedoildistributioninhigh-water-cutoilfield[J].PetroleumGeologyandOilfieldDevelopmentinDaqing,2012,31(2):66-71.[8]刘栓驹,黄杰,王根久,等.碳酸盐岩潜山油藏古地貌及剩余油分布关系[J].石油学报,1999,20(2):39-44.LiuShuanju,HuangJie,WangGenjiu,etal.Astudyonrelationsbetweenancientlandformsandresidualoilincarbonateburiedhilreservoir[J].AetaPetroleiSinica,1999,20(2):39-44.[9]张淑娟,罗永胜,张亚娟,等.任丘潜山油藏剩余油分布及潜力分析[J].油气采收率技术,2000,7(1):42-46.ZhangShujuan,LuoYongsheng,ZhangYajuan,etal.RemainingoildistributionandpotentialanalysisinRenqiuburiedhilreser-voir[J].Oil&GasRecoveryTechnology,2000,7(1):42-46.1146石油学报2014年第35卷[10]李江龙,陈志海,高树生.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油微观实验模拟研究—以塔河油田为例[J].石油实验地质,2009,31(6):637-642.LiJianglong,ChenZhihai,GaoShusheng.Microcosmicexperi-mentmodelingonwateir-driven-oilmechanisminfractured-vug-gyreservoirs:aexampleofTaheoilfield[J].PetroleumGeology&Experiment,2009,31(6):637-642.[11]康志江,崔书岳.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征[J].大庆石油地质与开发,2012,31(6):54-58.KangZhijiang,CuiShuyue.Distributioncharacteristicsofthere-mainedoilinTahefracturedcavecarbonateoilreservoirs[J].Petro-leumGeologyandOilfieldDevelopmentinDaqing,2012,31(6):54-58.[12]WangJing,LiuHuiqing,XuJie,etal.Formationmechanismanddistributionlawofremainingoilinfracture-cavityreservoirs[J].PetroleumExplorationandDevelopment,2012,39(5):624-629.[13]丁观世,侯吉瑞,李巍,等.碳酸盐岩缝洞型油藏可视化物理模型底水驱替研究[J].科学技术与工程,2012,12(31):8194-8199.DingGuanshi,HouJirui,LiWei,etal.Thestudyofvisualphysi-calsimulationinthedevelopmentofcarbonatefracturedcavereservoirwithbottomwater[J].ScienceTechnologyandEngi-neering,2012,12(31):8194-8199.[14]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[J].断块油气田,2013,20(4):458-461.LiWei,HouJirui,DingGuanshi,etal.Remainingoiltypesandinfluencefactorsforfractured-vuggycarbonatereservoir[J].Fault-BlockOil&GasField,2013,20(4):458-461.[15]赵裕辉,胡建中,鲁新便,等.塔河油田上奥陶统覆盖区碳酸盐岩储层预测研究[J].石油天然气学报,2010,32(1):62-67.ZhaoYuhui,HuJianzhong,LuXinbian,etal.Researchofcarbon-atereservoirpredictionforupperOrdoviciancoverageinTaheoil-field
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