考虑开发动态的定性经验出砂动态预测

储层出砂是一个动态发展的过程,仅凭开发初期的测井资料开展定性经验出砂静态预测难以满足开发需要,应综合考虑开发动态资料来开展出砂动态预测。首先,在模拟三轴应力环境下进行了不同含水饱和度及孔隙压力变化影响下的疏松砂岩纵波波速测试,研究表明随含水饱和度增加,纵波波速逐渐增加,且胶结越弱,含水饱和度对纵波波速影响越显著;随储层孔隙压力降低,纵波波速逐渐增加,且胶结越强,孔隙压力变化对纵波波速影响相对越小;其次,采用二元二次函数拟合及最优化原理建立了含水饱和度及无因次孔隙压力变化综合影响的纵波波速模型,在此基础上引入储层压力亏空、含水率及岩性影响因子,发展了经典的组合模量模型,建立了定性经验出砂动态预测模型。加蓬Obangue油田现场应用分析表明,该模型具有较好的可靠性和实用性。     

出砂物理模拟及出砂预测应用研究

对出砂预测及理论的复杂性进行了讨论。出砂预测要建立在一个坚实的基础上，这就意味着对研究方法要进行简化。本文按照这一思路，在试验及初步模拟方面进行了探讨。     

东河油田超深油藏出砂因素分析

针对东河油田油藏埋藏深,处于高温高压状态,并随开发过程的不断推进,地应力严重失衡的特点,依据地质、岩心分析、试井和试采资料,从岩石力学、能量平衡原理、非均质性以及开发因素方面对该油田出砂的影响因素进行了分析,认为开发初期可不采取防砂完井,但必须控制生产压差;开发中后期,地层出砂明显加剧,砾石充填防砂完井将是最佳解决方式.     

苏丹PAL油田出砂预测研究

利用现场多种资料对PAL油田主力油层进行了出砂预测综合研究——包括声波时差法、孔隙度法、出砂指数法、组合模量法,临界生产压差方法等,得出该油田主力油层在初期正常生产条件下出砂轻微,在适当时机应进行防砂完井的结论,同时建立了各井的临界生产压差剖面。将各种方法的预测结果与DST、油井短期/长期测试资料进行对比,建立了符合PAL油田出砂模式判识的指标。研究结果为今后本区块及附近区块油井出砂界定,提供准确的量化依据,还可为同类油田的开发提供良好的借鉴和参考。     

临盘油田盘二区块油井出砂机理分析

通过对山东临盘油田盘二区块地质特征及生产资料的统计分析，研究了生产过程中油井出砂机理，结果表明，地层压力、生产压差以及含水率是影响油井出砂的重要因素，保持足够高的地层压力开采，设计合理的生产压差，控制产水率上升，能有效减少出砂，最终达到高产的目的。     

压力衰竭油田全寿命期出砂风险预测研究

有效准确的对压力衰竭油田进行出砂定量预测具有重要的意义。为此,根据油田油藏资料、测井数据、完井方式等参数,利用SAND_PRO软件计算得到不同地层压力及含水率条件下的临界生产压差,并结合油田单井生产动态,从而预测油田各井出砂可能性。以南海西部某油田为例,研究了该油田两口井主要油气层位在不同储层压力条件下的临界生产压差,预测全寿命期不同年份出砂可能性,并进行了出砂影响参数敏感性分析。结果表明,随着储层压力衰竭,地层含水率上升,临界生产压差呈减小趋势,出砂可能性增加,因此在油田开发中后期,必须考虑出砂风险。     

东河油田注气出砂机理及实验

塔里木东河油田埋藏深,温度高,压力高,渗透率低,经注水开发后,现转入注气开发.随着注气开发时间的增加,出砂问题严重、油井免修期短、长时间砂埋油层对油井正常生产造成了严重的影响.东河油田发育广海型海滩沉积,非均质性强,胶结程度低,具备出砂内因.结合生产日报和井下作业日志等现场资料,可知生产压差、作业频率和产液流速等是油田...     

苏丹P油田出砂规律与防砂时机

苏丹P油田的Y-S组是该油田的主力含油层组,埋深1300 m左右,储层胶结疏松,成岩性差,属于高孔、高渗储层,生产过程中易于出砂,对油井正常生产造成负面影响,降低海外油田开发的经济效益。为了解决油井高产与出砂的矛盾,应用声波时差法、孔隙度法、组合模量法、斯伦贝谢比法、出砂指数法、储层岩石坚固程度与力学稳定性分析等出砂预测方法对油田的主力产层进行了出砂预测,建立适用的出砂判识模式,指出油田出砂敏感区域并总结出砂规律,凡处于断层(尤其是大断层)附近和构造顶部的井,都应引起重点关注。同时利用油田含水、生产压差及地层压力变化等生产动态参数预测油井的防砂时机,对现场生产具有预报和指导作用。     

塔里木东河1油田高温超深注水井酸化技术研究

东河1油田位于新疆库车县南东河1号背斜构造,是国内目前发现埋藏最深的海相块状砂岩油藏,是塔里木油田的主要产油区之一。从分析东河1油田注水井地质特征、伤害因素及注水现状入手,分析酸化改造的必要性,阐述了酸液体系研究、工艺技术研究结果以及现场实施效果。形成了一套完整、科学的砂岩酸化配套技术。     

渤中26-3油田储层出砂预测研究

分析了渤中26-3油田主力储层明化镇组的出砂机理;提出用出砂指数法、斯伦贝谢出砂指数法和声波时差法来进行出砂预测,并用测井资料计算临界生产压差。根据3种预测方法和计算模型,应用VB6．0语言编制了出砂预测软件,建立了储层出砂指数剖面图。结果表明,明化镇组储层开采过程中出砂的可能性极大。开发时应采取防砂措施。研究结果为今后该区块及附近区块油井出砂界定提供准确的量化依据,还可为同类油田的开发提供良好的借鉴和参考。     

塔里木油田水溶重烃研究及其应用

采用有机溶剂定量萃取方法,从塔里木油田水中分离得到溶解重烃。通过气相色谱、气相色谱—质谱、稳定碳同位素等分析手段,可鉴定出这些溶解重质烃(>C₇)部分组成,主要为中长链正、异构烷烃,也包括烷基甲苯、烷基环已烷系列,其组成和碳同位素分布范围与油藏中原油类似,表明油田水中溶解重烃的来源及其分布与油藏有着直接的联系。对油田水中溶解有机物的研究,可以获得有关油(气)显示的信息,指示邻近油气藏的存在,判断外来污染情况,并为油气运移、聚集方向和路径的确定提供一种新思路。     

塔里木盆地东河砂岩段中的生物扰动作用

生物扰动作用对沉积过程的影响比较复杂,一般认为生物扰动作用发生在表层细粒泥质沉积物中,如深海海底、河口湾、潮滩等环境下。塔里木盆地东河砂岩段为高能碎屑滨岸沉积,其中含大量的遗迹化石,也发育大量的生物扰动构造,说明高能环境下存在生物扰动的事实。生物扰动强度也是进一步识别各沉积微相的依据,隐性生物扰动作用甚至可以保留原始沉积构造。     

塔河油田缝洞型油藏注水开发模式

塔河油田奥陶系油藏为岩溶缝洞型油藏,大型溶洞是其主要的储集空间。目前单井注水替油已取得突破,但占储量80%的多井单元注水开发尚处于实验阶段。结合数值模拟和注水实践总结,开展了多井单元注水增油的机理研究,并初步总结出了“低注高采、试注判断连通实时调整、单元整体温和注水、井组差异管理”的缝洞型油藏注水开发模式,在现场应用取得了一定成效。     

塔里木盆地东河1油藏滨岸砂岩隔夹层识别及空间展布

塔里木盆地东河1油藏石炭系CⅢ油组为滨岸厚层块状非均质胶结砂体,普通测井技术和编制测井曲线关系图件的研究方法无法识别该地区的隐蔽隔夹层。针对重点研究层段CⅢ1油组,在对测井曲线归一化的基础上开展无量纲标准化处理,识别并评价了隔夹层的发育程度。利用多条测井曲线交叠进行单井隔夹层的识别,识别符合率达80 % 以上;进而在此基础上通过井间插值恢复隔夹层展布形态,对隔夹层平面和纵向上的展布规律进行了研究,研究结果表明:纵向上,CⅢ1-1油组、CⅢ1-2油组隔夹层相对不发育,CⅢ1-3油组隔夹层较为发育;平面上,隔夹层主要位于背斜构造翼部,中部相对不发育。该研究成果可以为东河1油藏顶部重力驱开发提供一定理论支持。     

巴什托普构造-岩性超高压油藏油水倒置成因

针对塔里木盆地巴什托普油田生屑灰岩段钻井揭示出的油水倒置现象,应用油井动态生产资料和流体性质的对比研究,分析油藏的流体连通性;通过岩心和薄片观察,查清储集层岩石学特征。研究油藏流体的异常高压成因,探索油气运移和超压的关系,最终建立新的油藏模式。指出,在调整中的油藏内部,是小型超压单元和物性致密带克服油水驱替压力,阻碍油气向斜坡高部位运移,形成"油水倒置"。并提出在麦盖提西部非构造油气勘探方向的和领域。     

塔河油田底水油藏水平井见水特征

底水油藏水平井见水后,含水率上升迅速,产油量很快下降,后期堵水作业困难,措施费用高。根据水平井见水特征,利用物理模拟、理论推导和数值模拟等手段,对底水油藏水平井水淹特征进行研究,得出了均质和非均质油藏水平井的水淹模式。     

塔里木盆地东河砂岩层序特征与分布规律

东河砂岩是塔里木盆地的重要勘探目的层系。通过对其层序的划分对比和空间上纵、横向的分布规律的研究认为，东河砂岩平面分布受控于区域构造背景和古隆坳格局，厚度受控于沉积环境和沉积时的古地貌、古地理，如碳酸盐岩古潜山、背斜谷软弱风化带、单面山软弱风化带等。古隆起的背斜谷和单面山控制了东河砂岩的有利诸集相带，古隆起及其围斜部（特别是东河砂岩非构造圈闭发育的有利区）和轮南凸起的围斜部－哈得逊－古城鼻隆西缘，是东河砂岩非构造圈闭勘探的有利区。     

渤海稠油油田适度出砂生产可行性研究

针对海上油田的实际情况，提出了适度出砂生产的概念，分析了适度出砂生产的优势和带来的一系列问题，国外油田的应用实例也证明了适度出砂开采可以大幅度提高油井的产量。讨论了海上油田应用适度出砂技术应解决的关键问题，包括砂子产出后的处理问题、临界压差和出砂量预测问题、砂子输送预测问题、以及设备侵蚀率预测问题等。在分析渤海稠油油田特点的基础上研究了渤海油田对这一技术的适应性。认为在渤海稠油油田进行适度出砂方式开采是可行的。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井控储量计算

从油水相对渗透率比与含水饱和度的关系出发,对丁型水驱特征曲线（纳扎洛夫水驱特征曲线）进行了推导,从理论上证明了丁型水驱特征曲线直线段斜率的倒数同地质储量呈线性关系。通过对塔河油田12个单元区块的统计,验证了这一结论,同时确定了缝洞型油藏的线性比例系数为6.4,建立了利用丁型水驱特征曲线计算地质储量的方法。利用这一方法,对塔河油田T7-607单元和T7-615单元的单井井控储量进行计算,计算结果同地质认识具有较好的一致性。说明利用该方法计算塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏单井井控储量是可行的。     

塔里木盆地深层东河砂岩油藏剩余油地震预测——以东河1油藏为例

“长期浅埋”和“晚期快速深埋”的两段式深埋过程,在塔里木盆地深层形成了三项独特的地质特征：①深埋砂岩储层的物性保持较好,岩石孔隙度较大;②泥岩的速度、密度显著增大,一般大于砂岩;③储层内地层压力大、耐压性好、不易变形。上述特征成为塔里木盆地深层剩余油地震预测的重要地质基础。根据东河1油藏的实际参数建立了东河砂岩油藏的储层地质改造模型,开展了地震定量研究,结果表明：①含水饱和度上升、泥质含量下降均引起反射振幅减小,0~100%范围内的含水饱和度变化与10%~0范围内的泥质含量变化产生的振幅变化相当;②孔隙度上升引起反射振幅增大,14%~24%范围内的孔隙度变化产生的振幅变化10倍于10%~0范围内的泥质含量变化产生的振幅变化;③在本文假设条件下,孔隙度上升与泥质含量下降是共生关系,两者产生的振幅变化同时出现、方向相反,综合响应以孔隙度变化产生的振幅变化为主。以油藏开发中后期新采集的地震资料为基础,结合注水井和高含水采油井的相对位置分析目的层反射振幅平面图上的明显分块特征,即可识别长期水驱开发活动引起的储层物性定向改变与油水置换作用的综合响应区域,确定主要的注水受效方向和近似的水驱前缘形态、边界,其外部即为主要的剩余油富集区,并得到东河1油藏新钻井的验证。