经济极限含水在奥陶系碳酸盐岩稠油油藏开发中的应用探究
塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布
2008年4月地 质 科 学CH I N ESE JOURNAL OF GE OLOGY 43(2):228—237塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布朱 蓉1 楼章华1 云 露2 李 梅1 金爱民1 张慧婷1(1.浙江大学水文与水资源工程研究所杭州 310028;2.中国石油化工股份有限公司西北分公司勘探开发研究院乌鲁木齐 830011)摘 要 根据地层水赋存状态,在塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏地层水中区分出3种不同的类型:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水,并分析了不同类型水体的化学—动力学特征。
塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,油水分布规律十分复杂。
背景储层缝洞发育程度不同,油气驱替程度不同,储集空间大小不同,其相应的油水分布规律、油藏开发动态及含水动态都不尽相同。
本文总结了这些不同点并探讨了其油气勘探意义。
关键词 地层水 油气驱替 油水分布 奥陶系油藏 塔河油田 塔里木盆地中图分类号:P641.2文献标识码:A 文章编号:0563-5020(2008)02-228-10 朱 蓉,女,1974年9月生,讲师,水文水资源专业。
e 2mail:zhur ong@zju .edu .cn2007-01-09收稿,2007-07-02改回。
塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起南侧阿克库勒凸起的西南斜坡(罗静兰等,2006),发现于1990年,目前井控含油气面积约10800k m 2,已探明储量表明它是我国海相烃源超亿吨级的大油田,具有广阔的勘探开发前景(康玉柱,2004)。
然而自2002年开始,塔河油田奥陶系油藏见水井增多,地层水产出量(或含水率)升高加快,老井产量大幅度递减,严重影响了油田的采收率和经济效益,成为目前油田开发面临的主要难题。
据初步统计,塔河油田现有生产井中,产水井占7614%,单井平均日产水量近44m 3。
由于目前对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏流体分布规律,尤其是地层水赋存状态及分布规律仍未获得清晰的认识,对不同类型的油井见水特征和含水上升规律缺乏系统的研究,直接影响了油井动态研究、井位部署、产能建设和开发方案编制等生产工作,成为油田开发生产与研究的瓶颈之一。
塔河油田×区奥陶系稠油油藏采油工艺研究及应用
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塔河油 田 ×区奥陶 系稠油 油藏采油 工艺研究及应 用
刘 新 刚
（ 中原油 田分公司勘探开发科学研 究院）
摘 要 ： 河 油 田 × 区 奥 陶 系 油 藏 埋 藏 深 、 度 高 ， 油 具 有 高 粘 、 含 腐 蚀 介 质 的 特 点 ， 对 × 区 塔 温 原 高 针
设 备 的腐 蚀 问题 。 ③ 油 藏埋 藏 深 ， 度 高 ， 层 岩 石 致密 ， 酸液 温 储 对 体 系 性 能要求 高 、 工 压 力高 。 施 ２ 塔 河 油 田 × 区 主 体 采 油 工 艺 技 术 ２ １ 稠 油 降 粘 工 艺 ． ×区原油 粘 温特 性表 明温度变 化 对原 油粘 度有
塔 河 油 田 × 区 部 分 井 掺 稀 后 原 油 混 合 液 粘 温 测
试 数据 见表 １ 在 稀稠 比 １； ， １的情 况 下 ， 油粘 度有 原
极 大 幅度 的降 低 ， 见 ×区通 过 掺 稀 实 施 井 筒 降粘 可 有 效可 行 。
塔 河 油 田 × 区 原 油 溶 解 气 中 ＣＯ： 量 较 高 ， 含 无 空 气 时 含 量 在 ５ ９ ～ ７ ５ 之 间 ， 压 值 最 高 达 ０ ．９ ．６ 分 ． ７ Ｍ Ｐ １ ８ ７ ｓ ） 存 在 Ｃｏ： 等 到 高 程 度 腐 蚀 。 ５ ａ（ ０ ． ｐ ｉ ， 中
① 井 筒 掺 稀 降 粘 为 主 ： 稀 管 柱 采 用 ３专 掺 油
管 ， 入 方式 以油 套 环空掺 稀为 主 。 部分 区块 地层 掺 对 能 量 充 足 的 自 喷 高 产 井 ， 硫 化 氢 分 压 值 低 于 ０ 对 ． ０ ｐ ｉ 井 可 以 采 取 油 注 套 采 ， 硫 化 氢 分 压 值 高 于 ５ ｓ油 对 ００ ｐｉ 井 油井 采取套 注 油采 。 ． ５ｓ 的 ② 井筒乳 化 降粘 ； 井 高 含水 后 ， 稀 降粘 效果 油 掺 变 差 ， 荐 采 用 乳 化 降 粘 推 目前 × 区 稠 油 开 采 主 要 采 用 掺 稀 降 粘 为 主 ， 化 学 降粘 为辅 能很 好地 满足 稠油 开发 生 产 。 表２ 塔河油 田 ×区降粘工艺情况
塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏成藏模式的开题报告
塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏成藏模式的开题报告一、研究目的和意义随着人们对于能源的需求逐年增加，发掘油气资源已经成为多个国家发展经济的重要手段之一，而碳酸盐岩油气藏作为一种新兴的油气藏类型，具有成藏空间大、储量丰富等特点，越来越受到了研究人员的关注。
本文选取塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏为研究对象，旨在通过综合分析油气藏构造、岩石物性、成因类型等方面的特征，探究塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏的成藏模式，为该地区油气勘探提供科学依据和参考。
二、研究内容和方法（一）研究内容1. 对塔中62井区的地质构造、岩性特征、地球化学特征进行综合分析，并对油气藏的成因类型进行研究。
2. 基于地震、测井等多种数据手段，对油气藏的空间分布进行描述和分析。
3. 基于古地理、古气候等数据，对油气藏形成过程进行探讨，并分析其成藏规律和成藏模式。
（二）研究方法1. 现场地质调查：通过实地考察，对塔中62井区的地质构造、岩性特征等进行采样和分析。
2. 地球化学分析：通过对样品的元素分析、稳定同位素分析等，对油气藏演化过程进行研究。
3. 岩石物性测试：通过测量岩石的物理力学性质，如透水性、孔隙度、渗透率等，研究油气藏的储集能力和产能条件。
4. 地震勘探：借助地震资料，对油气藏的空间分布和形态特征进行描述和分析。
5. 古地理、古气候分析：通过对区域古地理、古地貌、古气候等资料的搜集和分析，探讨油气藏的成因类型和形成过程。
三、预期研究结果1. 塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏的成因类型。
2. 塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏分布特征和成藏模式。
3. 塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏的储集能力和产能条件。
4. 塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏的地质特征和成因机制。
5. 塔中62井区奥陶系碳酸盐岩油气藏的勘探与开发理论和实践指导。
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元注水开发分析
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元注水开发分析
李生青;廖志勇;杨迎春
【期刊名称】《新疆石油天然气》
【年(卷),期】2011(007)002
【摘要】塔河油田奥陶系油藏储集空间主要以洞穴为主,其次为裂缝、溶蚀孔隙、溶蚀孔洞；储层相对较发育,但其发育状况受构造变形和岩溶作用共同控制,储集类型、储集空间的分布规律比较复杂,具有较强的非均质性.在前期缝洞单元的初步划分的基础上,我们对单元实施注水开发后,开发效果得到明显改善.本文通过对S48单元注水开发进行详细剖析,分析注水开发机理,注水受效机理,注水技术政策,指导下步缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发.
【总页数】5页(P40-44)
【作者】李生青;廖志勇;杨迎春
【作者单位】中国石化股份,西北油田分公司,勘探开发研究院,乌鲁木齐830011;中国石化股份,西北油田分公司,科级处,乌鲁木齐830011;中国石化股份,西北油田分公司.勘探开发研究院,乌鲁木齐830011
【正文语种】中文
【中图分类】TE344
【相关文献】
1.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线特征——以塔河油田奥陶系油藏为例 [J], 陈青;易小燕;闫长辉;王旭
2.缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究——以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例 [J], 陈志海;马旭杰;黄广涛
3.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线多样性与生产特征关系——以塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为例 [J], 闫长辉;王涛;陈青
4.塔河油田奥陶系S80缝洞单元注水效果分析 [J], 沈家宁;闫长辉;田园媛;罗佼;何冠华
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塔河四区喀斯特裂缝性稠油油藏的残余油研究
塔河四区喀斯特/裂缝性稠油油藏的残余油研究[摘要]塔河四区喀斯特/裂缝性稠油油藏是一个底水油藏，非均质性严重。
到2009年底，年产油量为7.23×106t，原油采收率为11.4%。
但是经过较长时间的开发，快速生产的许多缺点逐渐暴露出来了：油井中水相较早突破、含水率增长较快、自然递减率较高，油藏开发水平较低。
我们通过物理模拟实验，研究了残余油的类型及它们的影响因素。
我们确定了喀斯特/裂缝性油藏中的五种主要的残余油类型。
此外，根据井的动态和静态资料，通过聚类方法，生产井被分为三种类型。
按照井的类型，塔河油田第四区块被分成了三个区域，一个区域以溶洞为主，一个区域溶洞和裂缝共存，一个区域以裂缝为主。
不同区域中主要的残余油类型和提高采收率技术的研究方向已经被指出了。
从本研究中获得的经验可以作为增加井的可控性和提高裂缝性/碳酸盐岩储层中原油采收率的基础。
前言塔河油田第四区块奥陶系碳酸盐岩油藏被发现于1997年，属于含有底水的断块油藏。
该油藏主要的储集空间是大型溶洞、喀斯特孔隙和裂缝。
它们的分布受沉积、构造、古地貌以及多相岩溶作用的控制。
储集空间差异较大，形状不规则，分布不连续。
油藏埋深约为5500m，地层温度为125℃，地层水矿化度约为22×104mg/L。
到目前为止，由于油藏的特殊性、复杂性以及技术限制，我们仍然不能完全理解和客观地描述喀斯特/裂缝性油藏。
因此，我们一直采用滚动勘探开发的策略。
开发初期，采取“稀井网，高产量”的原则，油藏开发较快，获得了很高的经济效率。
到2009年底，塔河四区喀斯特/裂缝性稠油油藏年产油量为7.23×106t，原油采收率为11.4%。
经过较长时间的开发，快速生产的缺点逐渐暴露出来了，例如水相突破过早、含水率增加较快、自然递减率较高，导致油藏开发水平较低。
喀斯特/裂缝性碳酸盐岩油藏的勘探开发是一个世界性的难题。
尽管这类油藏已有一部分被开发，但是由于缺少基本的油藏工程理论，采收率都较低。
塔河油田奥陶系稠油油藏地质特征及开发技术对策
塔河油田奥陶系稠油油藏地质特征及开发技术对策
郭臣;谷茸
【期刊名称】《科技与企业》
【年(卷),期】2014(000)023
【摘要】在塔河油田地区，通过对奥陶系的缝洞型碳酸盐岩油藏的性质进行分析后，我们发现这中油藏属于特殊的稠油油藏，其中的下流体具有非均质性。
虽然塔河油田奥陶系的稠油油藏大部分都只是普通的稠油资源，但是在部分井区却存在特稠油或超稠油，且原油的敏感温度可以达到60℃。
为了能够对这些稠油油藏进行有效开发，提高对它们的利用效率，笔者从塔河油田奥陶系稠油油藏的地质条件出发，在其地质特征的基础上，对如何采用合理的开发技术提出了自己的看法，希望能为大家提供参考。
【总页数】1页(P70-70)
【作者】郭臣;谷茸
【作者单位】中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 830011;中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 830011
【正文语种】中文
【相关文献】
1.塔河油田奥陶系稠油油藏井下作业压井工艺技术
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5.塔河油田10区奥陶系油藏滚动开发技术
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塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨
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塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏注水开发机理
井单元 ， 黑油 、 稠 油 油藏 可通过 注水吞 吐替 出剩余 油 ， 高含 水 油井 可进行 注水 压锥 降低含 水 率 ； 挥 发 性油藏 通过注水保 压 ， 抑制原油 脱气 ； 早期 衰竭 开发 的 高含 凝析 油凝 析 气藏 可通过 注 水替 出已析 出 的凝析 油。对 于多井连 通 井组 ， 通过 纵 向替 油和横 向驱 油可提 高油藏 采收率 。 关键 词 ： 碳 酸 盐岩 ； 缝洞 型 ； 注水机 理 ； 单 井单元 ； 连通 单元
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奥陶系碳酸盐岩油气藏储量计算方法评价
奥陶系碳酸盐岩油气藏储量计算方法评价摘要：塔里木盆地塔河油田碳酸盐岩储层主要发育于奥陶系，油气储量丰富，但对其储量进行定量描述的方法目前还没有一套完全正确、可靠的方法，提交的储量是利用传统的容积法，但是在实际开发过程中，采出程度较低，储量利用率较低，采收率为13%，是塔河油田碎屑岩油藏32.7%的0.4倍，远远低于碎屑岩油藏的采收率，所以容积法计算储量可靠性较低，怎样利用一种较好的方法来能够定时的描述油藏储量是本文研究的重点，文章认为，对塔河油田碳酸盐岩奥陶系缝洞单元油藏储量计算过程中应该考虑到动态方法，将两者结合起来，计算出的储量可信度较高。
关键词：塔里木盆地；储量；塔河油田；碳酸盐岩；缝洞单元1 研究区概况塔河油田位于新疆维吾尔自治区轮台县和库车县境内，地处塔里木盆地塔北隆起区阿克库勒凸起西部．阿克库勒凸起南部面向塔里木最大的生油坳陷阿满坳陷区，北部倚靠塔北隆起区的最高部位近东西向的沙雅轮台断隆带，早古生代开始发育，晚古生代末期受到压性构造形变形成向南倾伏的大型鼻状凸起．新生代晚期受北部库车坳陷剧烈下降的影响，鼻凸北部降低，从而形成一个大型穹状隆起[1] (图1)．图1 塔河油田构造位置图奥陶系缝洞型碳酸盐岩是塔里木盆塔河油田最重要的油气储层，油藏类型十分特殊，它既不同于中东地区裂缝性碳酸盐岩油藏，也不同于我国东部典型的碳酸盐岩裂缝性油藏，更不同于常规孔隙性砂岩油藏。
目前对此类储层的储量预测研究，尚未见到一个成熟有效的方法，仍属于世界性难题，也是油气勘探领域里的前沿性课题。
在开发过程中首先将塔河油田主体开发区块划分为若干个缝洞单元[2]，在此基础上建立的单元分类评价指标，针对不同的开发区块完善了缝洞单元分类评价方法指标。
并且完成了奥陶系油藏多个缝洞单元中具备资料条件的全部缝洞单元的储量计算和分类评价。
然后确定了容积法为塔河油田奥陶系油藏缝洞单元地质储量计算的主要方法，物质平衡法作为对容积法计算结果的重要的参考和验证方法。
碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法
碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法张贵玲【摘要】碳酸盐岩油藏与砂岩油藏不同,针对碳酸盐岩油藏的特点,提出了评价其注水效果的方法,通过采用产油量递减率、水驱特征曲线、含水上升率、及压力数据四个指标来评价碳酸盐岩油藏注水开发效果.其中水驱特征曲线还可以用来分析水体能量的大小,产油量递减率还可以用来选择注水时机和注水强度.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2013(000)001【总页数】3页(P58-60)【关键词】碳酸盐油藏;评价指标;注水效果【作者】张贵玲【作者单位】中国石化集团胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000【正文语种】中文【中图分类】TE3441 塔河油田 6区奥陶系油藏储层地质特征塔河油田6区奥陶系油藏[1]圈闭类型为地层不整合圈闭,储集层类型为碳酸盐岩岩溶缝洞型,储层发育的非均质性很强。
油藏压力、温度系统属正常压力、偏低温度系统,总体认为油藏具有底水,底水的主体部位在5720m以下,油藏内部局部封闭储集体内可能有独立的水体。
综合以上特征确定塔河油田6区奥陶系油藏为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型重质油藏。
本文主要通过 TK648单元注水,对 TK634单元生产动态进行分析。
2 注水效果评价方法评价油田开发注水效果有多种方法和指标,其中存水率和水驱指数是我国注水油田经常用的,但由于该油田油藏的特殊性,存水率及水驱指数并不能真实反映注水效果的好坏,本文通过几个常用指标的综合验证,也可以很好的评价注水效果。
2.1 产油量递减率以 TK634单元为例,注水时间段为：2007年 5月至 2007年 8月,2008年 12月至 2009年 3月。
从 TK634产油量递减率(图 1)中可以看出,注水过后,2007年 7月产油量递减率上升的速度减缓,当注水停止以后,产油量递减率又逐渐上升,2009年 1月产油量递减率也开始下降,从产油量递减曲线上可以看到注水起到了一定的效果。
通过图 1可以分析：如果在产量递减曲线台阶末端,也就是在2008年1月继续实施注水,那么产量递减就不会变化很大,有可能产量递减曲线维持在某一个台阶较长时间,从而可以更好的增加产量。
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CPCI
中国石油和化工
石油工程技术经济极限含水在奥陶系碳酸盐岩稠油油藏开发中的应用探究
葛 星
（中石化西北油田分公司采油二厂 新疆轮台 841604）
摘 要：本文对经济极限含水在非均质奥陶系碳酸盐岩稠油油藏应用进行探究，以6、7区，10区北，12区为例，详述了区块针对经济极限临界含水油井的治理措施。
关键词：奥陶系碳酸盐岩稠油油藏 6、7区 10区北 12区 经济极限含水 治理措施
1 经济极限含水在奥陶系碳酸盐岩区块开发中的应用
经济极限含水指在油田开发阶段，含水达到某一数值，投入产出平衡，如果含水再上升，不但没有利润还会出现亏损。
6、7区，10区北，12区主要为非均质奥陶系碳酸盐岩稠油油藏，面积1174.5 km 2，探明含油面积843.66km 2，探明地质储量6.06×108t ，可采储量5779×104t ，目前断控区连片见水，区块边底水问题突出，分析经济极限含水在生产中尤为重要。
6、7 区，10区北，12区2015年老井486口，平均单井可变成本为47.6万元（可变成本回归方程参数a 为-4.4，b 为2），平均单井固定费用507万元（2015年生产工人工资及附加5489万元，井下作业费34344万元，油田调整、改扩建专业维护费4430万元，特车作业3092万元，运输费4704万元，其它管理费用1.0*104万元，掺稀费用
17.0*104万元，平均单井次检泵费24万元）。
以2015年为基础值，测算2016年值，评价年与基础年相差1年，在原油价格1842～3683元/t 的条件下 ，按开井时率1，固定成本上涨率0.07，可变成本上涨率0.06，机抽井设备每年折旧额平均值1.4万元，电泵井设备每年折旧额平均值28万元，原油商品率0.96，投资回收期6年，贷款利率4.6％，这样算出的老井经济极限含水见表1-1。
在其它因素不变的条件下，提高单井日产液量，经济极限含水随单井日产液量提高而增大。
表1-1 常规成本下老井经济极限含水
18422070230227623223368310112213443511430374453606520515661677275266266707478813269727579828538747779828587447780828587895080828486899056828486889091628486878991926885878890929374
87
88
89
91
93
94
增加年开井天数，其它因素不变，经济极限含水随年开井天数
的增加而增大。
2 6、7区，10区，12区关井界限下的油井统计：
油价为2070元/t ，单井日产液量10～74t ，经济极限含水由12％～88％，经济极限产油量为8.8～8.9t 。
油价（元/t ）
液量（t/d
）
图1-2 年开井时间与老井经济极限含水关系
表2-1 油价2070元/t时 6、7区，10区北，12区经济极限产油量以
下井情况表
区块经济极限产油量以下井（口）
平均单井日产油（t ）
累年产油（t ）占各区块年产油（％）
占全厂年产油（％）6、7区26 3.455896.913.4 1.610区北15 5.229630.7 3.90.912区
23
4.5
52457.5
2.5
1.5
3 针对经济极限临界含水油井区块的治理措施：
3.1 对间开或注N 2驱替有效的高含水油井跟踪含水，实行间开、排水引效或注气，取消静态关联差的新增单元注水井，对动态无响应、静态关联差井组停注水，对注水替油负效井关停。
3.2 对进行堵水、大修作业等措施井的剩余可采储量、区域水体状况、区域累产、储集体发育、隔层条件、注水指示曲线、是否存在落鱼、工艺成熟性等因素综合评价，计算投入产出比，加强油井措施评价。
3.3 开展新工艺降粘及掺稀优化，节约稀油，降低掺稀费用。
开展机抽井加热降黏、闭式热水循环降黏、抽稠泵尾管加深降黏等新工艺，效果显著；加强高含水油井动态管理，根据压力、井温变化，及时调整单井小时掺稀量。
参考文献[1]焦方正，窦之林，漆立新等.塔河油田开发研究文集[C].石油工业出版社，2006：23-37
[2]于乐香,王星.油井经济极限含水的确定[J].石油勘探与开发，2001（28）
[3]郭雪茹.油井含水经济极限分析[J].石油化工技术经济，2004（1）
作者简介
葛星（1989.06～），中石化西北油田分公司采油二厂。