缝洞型储层

摘要： 塔里木盆地巴麦地区的地震资料受复杂地震地质条件的影响,层间多次波广泛发育,识别和压制难度大,导致奥陶系碳酸盐岩断控缝洞型储层成像不准确,制约了该地区油气勘探部署。通过模型正演及邻区VSP波组特征标定分析,明确了层间多次波产生的必要条件、发育特征及对有效反射信号的影响,并有效识别出二叠系火成岩巴楚组标准灰岩、二叠系不整合面小海子组灰岩等多套产生层间多次波的“源镜”组合,形成了“两步法”层间多次波叠后压制技术:首先利用多次波分布规律,采用匹配追踪法压制层间多次波;然后基于剖面频率特征,利用优势频率信息提取技术,压制高频层间多次波并增强资料信噪比。研究区实际资料处理结果表明,该方法能够有效压制奥陶系内幕层间多次波,提升目的层断控碳酸盐岩缝洞型储层成像质量。

摘要： 塔河油田五区位于阿克库勒凸起北东向构造轴部西南部,由于经历了多期构造运动的抬升、暴露、剥蚀和岩溶作用。前人认为该区岩溶残丘储集体发育,但对于残丘内部储集体发育差异性缺少研究。本文通过对不同构造单元下残丘不同部位储集体发育程度对比,研究区储层发育特征,分析储层发育的主控因素,总结出研究区储层发育规律。该认识对于研究区下步开发部署具有较高的指导意义。

摘要： 断控岩溶储集体(断溶体)作为缝洞型碳酸盐岩储层的一种特殊类型,受大型走滑断裂带影响,其空间结构复杂、形态不规则且随机性强,给三维精细描述及地质建模带来新的挑战。基于多元、多尺度研究资料,对塔里木盆地塔河油田断溶体系结构层次进行了划分,并提出了断溶体系"层次约束、成因控制、逐级建模"的建模思路。结果表明:断溶体系按照形成过程及尺度规模划分为走滑断裂破碎带、断溶体、断溶体内部缝洞带、溶洞充填4个层次。以地震精细相干解释得到的主干断裂、次级断裂、包络范围及关键层位为确定性数据,建立走滑断裂破碎带格架模型。基于地震FL(fault likelihood)属性,通过属性自动分割及钻井标定,采用确定性方法建立断溶体轮廓模型。在断溶体轮廓的约束下,对内部缝洞带各要素采用分类建模方法,基于地震Texture属性及蚂蚁体属性截断,人机交互,采用确定性方法分别建立大型溶洞模型及中尺度裂缝离散分布模型;基于井点条件数据控制及地质-地震综合概率体约束,采用序贯指示模拟和示性点过程模拟方法,分别得到溶蚀孔洞分布模型及小尺度裂缝离散分布模型;基于波阻抗与大型洞穴约束,采用序贯指示模拟方法建立洞穴内部岩性充填模型。以塔里木盆地塔河油田托甫台区典型断溶体单元为例,建立的断溶体系三维模型体现了空间层次结构特征。

摘要： 碳酸盐岩储层包含大量的天然裂缝和孔洞,由于孔洞周围存在应力集中效应,缝洞型储层水力裂缝的扩展机制与常规储层具有显著区别。利用扩展有限元方法建立了数值模型,研究了缝洞型储层水力裂缝的扩展行为及其与孔洞之间的交互作用机制。仿真结果表明:孔洞的存在会造成水力裂缝发生偏转,较高的侧压力系数(不同方向地应力的比值)可增强天然孔洞的影响,从而增大水力裂缝的偏转程度;较低的地应力水平或较小的地应力差可减小这种影响,有助于水力裂缝朝着孔洞扩展;提高流体黏度或压裂液泵注排量也能够减弱孔洞对水力裂缝的影响;连接到孔洞的摩擦型天然裂缝会显著改变孔洞周围的应力分布,从而使水力裂缝发生显著偏离;研究还发现,与没有孔洞的情况相比,存在于两个相邻压裂段之间的孔洞会对应力场产生较大影响,从而形成不规则的扩展路径。研究成果可为缝洞型碳酸盐岩储层水力压裂方案设计提供理论支撑。

摘要： 四川盆地是我国重要的含油气盆地,其中川东北二叠系长兴组碳酸盐岩是重要的产气地层。近年来发现的普光、龙岗、元坝等天然气田是重要的西气东输基地,对国家油气战略安全具有重要贡献作用。通过野外露头样品及钻井岩心分析,对川东北二叠系长兴组碳酸盐岩云化成储机制及主控因素进行了系统梳理。研究结果表明:①川东北二叠系长兴组气藏主要是一种白云岩气藏,生物礁灰岩储集能力较差与沥青充填有关,为气源层。野外露头考察发现礁盖白云岩具有更优的储集性能,但普光长兴组顶部的白云岩为一种非礁盖白云岩,揭示了长兴顶部的纯白云岩本身就是含气储层,与生物礁关系不大。②川东北长兴组白云岩储层的储集空间包括溶洞、晶间孔、晶内溶孔和晶间缝,为成岩过程中彻底云化而成。③川东北长兴组白云岩化存在5种成因机理:暴露淡水淋滤与蒸发泵流作用、渗透回流或盐水回流台地交代作用、埋藏成岩白云岩化、热液白云岩化、风化交代白云岩化,以前两种为主。表生和早期成岩的白云岩受沉积微相控制,不同区域具有不同的成因模式。川东北生物礁常常发生白云岩化作用,尤其是生物礁顶部,白云岩化后储集性能得到较大改善。④研究区长兴组中上部白云岩气藏的发现具有重要的理论意义和工业价值,尤其是长兴组顶部的白云岩自身具有良好的天然气储集能力,在封盖条件较好的广大区域均可形成工业气藏,川东北开江—梁平海槽台缘外(包括平昌海槽)长兴组也存在发育工业大气田的潜力。

摘要： 四川盆地龙女寺地区龙王庙组储层以缝洞型白云岩储层为主,内部沟通气源的缝洞尺度较小且各向异性较强,因此,寻找缝洞发育区是油田增储上产的重要方向.针对在碳酸盐岩波阻抗直方图上岩性复杂重叠、无法区分,常规波阻抗反演技术无法有效预测研究区储层发育区的分布问题,文中综合地质、测井、录井、地震等资料,利用阵列声波测井资料,得到斯通利波声波能量衰减曲线(该曲线受缝洞发育程度影响较大,且不受流体影响,纵向分辨率高);然后利用声波能量衰减曲线获取储层岩石物理特征及测井响应特征,建立储层发育区识别图版;利用声波能量衰减曲线刻画单井缝洞发育区纵向分布位置,以此为约束,结合地震资料开展地质统计学反演,将单井连通性特征曲线用于高精度储层反演预测工作中,得到了储层分布特征.研究得到的储层分布特征与单井解释结论较为吻合,表明本次研究有较好的经济效益与应用前景.

摘要： 塔河油田碳酸盐岩井周缝洞型储集体靶向酸压改造工艺针对性强,对于靶向目标精准定位与表征要求很高。围绕井周酸压增储提效,精准定量表征井筒附近储集体主应力方位、距离、规模、空间分布成为亟待解决的关键问题。从井孔与井周储层识别角度切入,采用一维资料-三维资料,多方法结合定量识别与刻画不同储层类型,在分类表征基础上,实现了模型的分类整合,构建了单元级次的多类型缝洞融合储层模型。然后,在单元级次模型基础上,创建了井周不同范围的可视化三维定量模型构建技术方法,建立了实际单井定量模型,并基于酸压靶向目标体三级八因素分类划分指标体系,确定了7种类型靶向目标体及适应的酸压技术方法。靶向酸压工艺矿场应用显示:靶向酸压井措施效果显著,同样区块范围井,比常规酸压方法平均增产倍比大,显著提高了酸压工艺的针对性和靶向性,有较好的推广应用前景。

摘要： 以储层定量化预测为核心的碳酸盐岩油气藏地震表征技术是实现该领域增储上产的重要手段.中国的油气勘探开发在早期阶段主要集中于中-浅层陆相碎屑岩领域,近二十年来,随着塔河、普光和安岳等西部大气田的发现,深层海相碳酸盐岩的开发前景才逐步明朗.与国外相比,中国的深层海相碳酸盐岩年代更加古老、地表条件更加复杂、非均质性更强,这些都为储层定量预测带来了巨大的挑战.以四川盆地震旦系-寒武系礁滩型储层与塔里木盆地奥陶系缝洞型储层为例,在对2类储层地质特点与地震研究难点充分剖析的基础上,系统阐述了针对性的地震预测思路与关键配套技术.目前,随着"两宽一高"地震采集、井控高保真宽频处理以及相控地震波阻抗反演等核心技术的不断完善,中国深层海相碳酸盐岩油气藏的储层预测已经由定性逐渐转变为半定量,由简单描述转变为储渗单元精细刻画.此次研究也将为国内外其他碳酸盐岩油气藏精细开发提供借鉴意义.

摘要： 塔里木盆地下古生界盐下及潜山白云岩储层横向分布范围广,油气藏类型多,符合典型的叠合复合盆地特征,具有良好的油气勘探开发前景.缝洞型储层是白云岩储层中最具代表性也是最有优势的储层,开展对缝洞型储层的精细评价有助于提高该区域地质认识和储层识别.首先,依据岩心微观、宏观尺度下的孔隙发育特征及岩石物理实验特征,缝洞型储层可细分为简单组合型与溶蚀扩大型两个小类.然后,从电成像测井、常规测井两个方面分析两类缝洞型储层的测井响应特征,提取孔隙度谱峰值、孔隙度谱宽度、声速偏差、裂缝孔隙度和基质渗透率等特征参数,结合应用实例建立储层类型划分半定量判别图版,结果表明,电成像测井和常规测井组合识别储层类型效果较好.研究发现,塔中地区盐下白云岩溶蚀扩大缝洞型储层最为发育,塔北地区多以简单组合缝洞型储层为主,该细分方法具有较强的实用性和推广性.

摘要： 针对碳酸盐岩奥陶系缝洞型储层温度高(130～160°C)、缝宽不明确、易漏失的问题,要求堵漏材料具备广谱性、酸溶性和稳定性,提出理想填充—紧密堆积理论二元结合的思路.通过优选抗高温酸溶性三角锥架桥颗粒、酸溶性纤维等堵漏材料,确定最佳的颗粒粒径比例、颗粒数量比例和质量比例,研究形成了封堵1～5mm裂缝酸溶堵漏配方,酸溶率75.04％～75.86％,承压能力10.11～12.20MPa.其中,1mm,3mm和5mm配方形成一袋化堵漏产品,在TK915-13H和TP193两口井奥陶系试验均一次堵漏成功,保障了地质目的顺利实现.一袋化酸溶堵漏技术的配方颗粒粒径及堵漏施工工艺合理有效,填补了塔河油田奥陶系储层堵漏技术的空白.

摘要： 地震波经过含油气储层时发生衰减,且高频成分衰减较快,低频成分衰减较慢,这种频率上的衰减差异使地震信号的时频谱结构发生改变,在频谱上表现为低频相对增加、高频相对减少,因此地震频谱衰减分析可以作为含油气检测的手段;广义S变换能根据地震信号的频率分布特点和时频分析的侧重点灵活地调节窗函数随频率的变化趋势,具有较好的时频分析效果和较高的灵活性.因此将广义S变换引入到地震波吸收衰减分析中,并且利用子波谱模拟方法消除地层反射系数对子波振幅谱的影响,然后利用低频增加、高频衰减面积差值法进行频率衰减分析,并将该方法应用到缝洞型储层描述中,取得的结果与钻井资料吻合度较好,证明了上述方法的适用性.

摘要： 塔里木盆地哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏受缝洞型储层控制,储层埋藏最深已超过7300m,储层非均质性强,碳酸盐岩缝洞系统三维空间雕刻与定量描述尤为关键.在地震几何属性和地震相分析基础上,建立由缝洞连通体和杂乱相组成的岩溶缝洞系统几何结构模型,通过测井相分析和地质标定得到单井储层类型模型,利用波阻抗属性和缝洞系统几何结构模型进行约束,求取缝洞连通体储层类型地质模型,利用孔隙度数据体进一步得到有效孔隙度地质模型,最终计算出有效储集空间,达量化目的.该技术实现了缝洞体的定量雕刻,有效指导了井位部署、储量计算、油田开发方案编制.

摘要： 奥陶系碳酸盐岩潜山是歧口凹陷重要的油气勘探对象,由于多种地质因素的影响,导致碳酸盐岩储层复杂多变,影响了油气分布.结合岩溶储层发育背景,本文提出歧口凹陷奥陶系发育两类缝洞型储层:其一是中生代早期发育的洞穴型储层,储层好坏与中生代表生期岩溶洞穴系统有关,发育较为明显的渗流带及潜流带;其二是构造裂缝控制的缝洞型储层,该类储层岩溶垂向分带不明显,高角度裂缝及相关缝洞网络控制储层发育.尽管两类储层形成主控因素不同,但均受印支-早燕山阶段古构造控制.中生代晚期至古近纪,伴随强烈的基底断陷及火山热液活动,热液岩溶进一步将奥陶系储层复杂化,强烈负反转断裂活动区缝洞型储层最为发育.

摘要： 奥陶系碳酸盐岩潜山是歧口凹陷重要的油气勘探对象,由于多种地质因素的影响,导致碳酸盐岩储层复杂多变,影响了油气分布.结合岩溶储层发育背景,本文提出歧口凹陷奥陶系发育两类缝洞型储层:其一是中生代早期发育的洞穴型储层,储层好坏与中生代表生期岩溶洞穴系统有关,发育较为明显的渗流带及潜流带;其二是构造裂缝控制的缝洞型储层,该类储层岩溶垂向分带不明显,高角度裂缝及相关缝洞网络控制储层发育.尽管两类储层形成主控因素不同,但均受印支一早燕山阶段古构造控制.中生代晚期至古近纪,伴随强烈的基底断陷及火山热液活动,热液岩溶进一步将奥陶系储层复杂化,强烈负反转断裂活动区缝洞型储层最为发育.

摘要： 塔中地区碳酸盐岩储层裂缝和孔洞较发育,钻进过程中很容易发生漏失,若井漏不能得到及时控制,钻井液就会进入缝洞储层系统中并延伸到储层深处而形成恶性漏失,从而会对储层造成严重伤害,严重制约了碳酸盐岩储层的高效勘探开发.常规堵漏技术堵漏成功率低,且堵漏效果差,无法对缝洞型碳酸盐岩储层进行有效封堵.针对缝洞型碳酸盐岩储层存在的井漏难题,研发了适合塔中地区碳酸盐岩水平段缝洞型储层治漏的投球堵漏技术,在塔中地区碳酸盐岩缝洞型漏层中应用了10井次,成功完成了7井次的堵漏作业,堵漏成功率达到70％,取得了较好的应用效果.投球堵漏技术对塔中地区缝洞型碳酸盐岩储层有较好的适应性,满足碳酸盐岩水平井安全钻进的需要,为解决塔中地区缝洞型碳酸盐岩储层井漏难题探索出了一条新的途径,对塔中地区油气资源的安全勘探开发具有积极意义.

摘要： 针对顺南井区缝洞型储层固井面临井底温度高、气层活跃、地层压力窗口窄的难题,研制出高温胶乳-液硅防气窜水泥浆体系,其具有流变性好,150°C下API失水＜50mL,直角稠化,SPN值＜1,水泥浆净胶凝强度由48Pa↗240Pa时间小于15min,防气窜性能好,水泥石高温稳定性好的特点.应用气层分阶段压稳技术,合理设计浆柱结构与井口压力补偿,实现对气层的有效压稳;结合动态控压固井技术,依据地层压力窗口,动态控制井底当量密度,实现地层压稳与防漏的统一.该综合固井技术在顺南井区超深高温高压气井顺南6井固井中成功进行了现场应用,固井施工顺利,无漏失,实现了气层的有效封固,为缝洞型高温高压气井固井提供了有效的解决手段.

摘要： 目前塔里木盆地塔中油田地震勘探开始走向开发阶段,塔中油田以奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层为主,高精度三维地震勘探技术是提高该区小尺度缝洞体识别能力以及细小断裂裂缝刻画精度的重要手段,为明确碳酸盐岩缝洞型储层开发阶段采集技术的发展方向,利用塔中油田现有的高精度三维资料,通过采集参数优化来降低高精度三维勘探成本,对于塔中油田勘探开发具有非常重要的意义.因此对高精度资料原始观测系统数据通过采用抽炮抽道的方式形成多套子观测系统进行叠前时间偏移处理,并采用相同参数进行储层预测、裂缝预测解释.从信噪比、串珠成像、储层预测精度、裂缝刻画清晰度以及采集脚印等多方面对不同子观测系统资料结果进行评价.综合勘探成本与奥陶系缝洞储层成像及裂缝预测能力之间的关系,提出了塔中地区高精度三维地震勘探关键采集参数的优化选择方向,同时给出了通过应用观测系统优化采集的相邻区块资料效果.

摘要： 基于鄂尔多斯盆地西部奥陶系克里摩里组地质条件,研究克里摩里组缝洞型储层发育特征及成因和气藏特征,分析天然气运聚条件,建立不同地区的天然气成藏模式.研究表明,克里摩里组主要为角砾质灰岩,储集空间为裂缝和孔洞的缝洞系统,测井响应上具有高自然伽马、高声波时差和低电阻率的特点,连井剖面显示良好的连通性,其成因主要受到岩性和斜坡地貌控制;克里摩里组气藏主要为溶蚀缝洞型气藏,局部发育白云岩透镜体气藏,属于干气藏,具有顺层发育,呈现出似层状分布特点;结合天然气甲烷碳同位素和组分的分布特点,克里摩里组天然气成藏模式包括顺层输导"倒灌"型、直接"倒灌"型和断裂输导垂直"倒灌"型3种类型,分别处于拉什仲—乌拉力克组沉积区、克里摩里组暴露区和断层分布地区.

摘要： 碳酸盐岩油气藏在世界油气储量中占有重要位置,中国西部地区碳酸盐岩油气藏储层以岩溶洞穴、孔洞及裂缝为主,非均质性强,地震响应特征复杂,因此总结认识缝洞储层的地震响应特征对该类储层的预测具有重要意义.目前,关于缝洞储层的地震响应特征研究多以"串珠状"为主.而实际生产中发现,以"串珠状"为指导的钻井发现并未能钻遇洞穴,而非"串珠状"也能钻遇高产油层,这一现象颠覆了以前仅以"串珠状"去找油的理论,故有必要对缝洞储层的地震响应特征做进一步的探讨.通过模型正演与实际资料分析发现，“串珠状”并不能作为缝洞储层的唯一识别标志，杂乱反射、同相轴下拉塌陷等也可能是有利的缝洞储层响应特征。应弄清该地区缝洞储集体的地质成因、主控因素，综合利用地震、钻井、测井资料分析预测储集体的准确分布，以提高钻井成功率。

摘要： 一种缝洞型碳酸盐岩储层储集类型判别方法，包括如下步骤：步骤1、首先根据钻录井过程中是否发生异常及测井资料，初步判断井筒钻遇的储集体类型；步骤2、利用酸压改造资料、试井资料及生产动态资料进一步判断主要供液储集体类型；步骤3、根据区域储集体类型认识，提出主要开发井型和开发方式；本发明通过塔中I号凝析气田的使用，取得了很好的效果。能够有效全面的判断识别生产井主要供液储集体类型；总结研究区主要储集体类型，并制定相应的开发井型和开发方式；针对不同储集体类型的生产井，制定不同的开发技术政策。值得在同行业中大范围推广。

摘要： 本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种缝洞组合模型的构建方法及探测储层缝洞变形的方法。本发明提出的缝洞组合模型的构建方法不仅考虑了溶洞整体控制模型，而且考虑了裂缝整体控制模型，同时引入损伤参数对控制模型进行修正，使得缝洞组合模型更加接近于实际待分析的储层缝洞，使用本发明的缝洞组合模型对实际的储层缝洞进行分析，考虑了应力特征和流体渗流情况下的缝洞组合变形，可以根据油藏应力状况结合渗流特征，对油藏开发过程中引起的缝洞组合变形特征进行预测，为开发调整提供依据。

摘要： 一种缝洞型碳酸盐岩储层储集类型判别方法，包括如下步骤：步骤1、首先根据钻录井过程中是否发生异常及测井资料，初步判断井筒钻遇的储集体类型；步骤2、利用酸压改造资料、试井资料及生产动态资料进一步判断主要供液储集体类型；步骤3、根据区域储集体类型认识，提出主要开发井型和开发方式；本发明通过塔中I号凝析气田的使用，取得了很好的效果。能够有效全面的判断识别生产井主要供液储集体类型；总结研究区主要储集体类型，并制定相应的开发井型和开发方式；针对不同储集体类型的生产井，制定不同的开发技术政策。值得在同行业中大范围推广。

摘要： 本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种缝洞组合模型的构建方法及探测储层缝洞变形的方法。本发明提出的缝洞组合模型的构建方法不仅考虑了溶洞整体控制模型，而且考虑了裂缝整体控制模型，同时引入损伤参数对控制模型进行修正，使得缝洞组合模型更加接近于实际待分析的储层缝洞，使用本发明的缝洞组合模型对实际的储层缝洞进行分析，考虑了应力特征和流体渗流情况下的缝洞组合变形，可以根据油藏应力状况结合渗流特征，对油藏开发过程中引起的缝洞组合变形特征进行预测，为开发调整提供依据。

摘要： 本发明公开了一种缝洞型储层单洞‑单层均值试井解释方法，涉及油藏工程技术领域。本发明包括根据井筒与大溶洞相连的物理模型以及油藏参数来建立试井模型；根据所述试井模型，获得真实空间井底压力解；利用所述真实空间井底压力解与实测的井底压力数据进行曲线拟合，获得裂缝渗透率、井筒储集系数、溶洞体积等参数。本发明通过为缝洞型油藏储层参数计算及储量计算提供了配套的解释方法，能够直接解释缝洞型油藏中大溶洞的体积，为油田开发方案的制定提供技术支撑。且模型简单，求解方便，同时解析解不涉及复杂函数的计算，计算速度快；同时拟合后的解释结果可直接给出溶洞体积的大小，可方便的用于计算单井储量。

摘要： 本发明公开了一种缝洞型储层单洞‑单层均值试井解释方法，涉及油藏工程技术领域。本发明包括根据井筒与大溶洞相连的物理模型以及油藏参数来建立试井模型；根据所述试井模型，获得真实空间井底压力解；利用所述真实空间井底压力解与实测的井底压力数据进行曲线拟合，获得裂缝渗透率、井筒储集系数、溶洞体积等参数。本发明通过为缝洞型油藏储层参数计算及储量计算提供了配套的解释方法，能够直接解释缝洞型油藏中大溶洞的体积，为油田开发方案的制定提供技术支撑。且模型简单，求解方便，同时解析解不涉及复杂函数的计算，计算速度快；同时拟合后的解释结果可直接给出溶洞体积的大小，可方便的用于计算单井储量。

摘要： 本申请涉及一种超深缝洞型储层油井的双管注水装置及方法。双管注水装置包括油管、取水管柱、第二封隔器、第一封隔器、储水罐、注水泵和套管；套管固定安装在油井中，油管的底端插入套管内，第二封隔器和第一封隔器均设置在环空内且套设在油管的外周侧，取水管柱的底端插入套管内，并穿过第一封隔器后与环空连通；套管与高压水层通过射孔连通，油管正对射孔的管部为抗冲蚀管部。本申请的双管注水方法，利用油井自身钻遇的高压水层通过合适的井下工具、施工工艺和井口装置实现同井取水、注水和采油的闭环系统，该系统稳定可靠，可节省巨量的水源井建设和注水开发底面配套建设费用，极大地节省开发投资或成本，提高碳酸盐岩油藏开发的经济效益。

摘要： 本申请涉及一种超深缝洞型储层油井的增强注水采油装置和方法，包括油管、注水采油转换阀、封隔器、井下注水泵和套管；套管设置在油井中，油管的底端插入套管内，油管的顶端连通外部的采油设备，管柱与套管之间形成环空，封隔器设置在环空内且套设在管柱的外周侧；套管与高压水层通过射孔连通，油管正对射孔的管部为抗冲蚀管部，注水采油转换阀和井下注水泵都设于油管内，注水采油转换阀用于控制油管内部与射孔接通或切断，注水采油转换阀在高度方向上位于高压水层的上方，封隔器在高度方向上位于高压水层的下方，结合井下注水泵。本申请能够利用油井自身钻遇的高压水层作为注水源，实现增强注水，无需建设水源井，节省装置成本以及开发投资。

摘要： 本申请涉及一种超深缝洞型储层油井的自流注水装置和方法。自流注水装置包括油管、封隔器、注水采油转换阀和套管；套管设置在油井中，油管的底端插入套管内，油管的顶端连通外部的采油设备，管柱与套管之间形成环空，封隔器设置在环空内且套设在管柱的外周侧；油井具有高压水层，套管与高压水层通过射孔连通，油管正对射孔的管部为抗冲蚀管部，注水采油转换阀设置油管内，注水采油转换阀用于控制油管内部与外部接通或切断，注水采油转换阀在高度方向上位于高压水层的上方，封隔器在高度方向上位于高压水层的下方。本申请能够利用油井自身的高压水层作为注水源，无需建设水源井，节省装置成本以及开发投资。

摘要： 本发明“一种半充填缝洞型储层拟相对渗透率的确定方法、计算方法及其确定系统”属于石油工业非常规油藏开发技术领域。所述确定方法包括：针对目标油田构建缝洞型储层油水两相流动过程代理模型，基于所述缝洞型储层油水两相流动过程代理模型预测目标油田的相对渗透率参数和缝洞型储层指标；将预测得出的缝洞型储层指标的值、实测得出的缝洞型储层指标的值、预测得到的目标油田的相对渗透率参数的值，代入可计算误差的目标函数，采用遗传算法，通过多次迭代直至目标函数计算结果达到最小时，输出此时对应的预测得到的相对渗透率参数值；将相对渗透率参数值代入拟相对渗透率表达式即可求得目标油田半充填缝洞型储层的拟相对渗透率。