测井资料在南堡35-2油田出砂预测中的应用

分析了渤海南堡35–2油田主力储层明化镇组的出砂机理,应用测井资料(纵波时差、横波时差、伽马和密度等)建立了黏聚力、内摩擦角、弹性模量、泊松比和最大水平主应力等岩石力学参数的求取方法,并在此基础上应用出砂指数法、斯伦贝谢法进行出砂预测以及临界生产压差的计算。根据出砂预测方法和临界生产压差的计算模型绘制了储层出砂指数剖面和临界生产压差剖面。计算结果表明,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了准确的量化依据,可为油井合理工作制度的制定提供指导。     

基于出砂特征半径的水平井出砂临界生产压差预测模型

在水平井近井地带地应力分布研究基础上,首次提出破坏特征半径的概念,以特征半径处作为地层破坏出砂的判断位置,分别使用Mohr-Coulomb准则、Drucker-Prager准则、Hoek-Brown准则建立相应的水平井出砂临界生产压差预测模型,并对水平井出砂临界生产压差计算结果进行敏感性分析。结果表明:水平井出砂临界生产压差与井斜角有关,其具体变化规律与原始主应力中垂向主应力与最大水平主应力的关系有关;在同一地区,水平井水平段方位的选取会明显影响其生产中的出砂程度;水平井出砂临界生产压差与特征位置半径的选取有直接关系。     

陆梁油田薄层底水油藏水平井井筒模拟研究

新疆陆梁油田呼图壁河组油藏发育一类特殊的薄层底水型油藏,其特点是油层厚度薄,构造幅度低,底水能量大,利用水平井开采,表现出无水采油期短、含水率上升速度快、产量递减大的特点。针对这些问题,采用水平井数值模拟方法,建立了考虑摩擦压力损失的水平井井筒模型,明确了摩擦压力损失对水平井的压力分布以及水平段产量的影响,在此基础上,分析研究了水平井底水锥进的水脊特征,判断了水平井出水位置,提出了封堵出水井段并结合油藏工程方法确定了水平井合理产液量,从而达到抑制底水快速锥进,减小压力损失,降低含水率上升速度的目的。     

东方13-2油田储层出砂预测分析研究

油气水井在生产过程中,由于生产压差过大、砂岩油气层岩石胶结疏松等原因,使地层砂流入井筒,堵塞油气通道,油气井将无法顺利生产,从而引起出砂。出砂会引起油气井减产或停产,地面和井下设备及管线磨蚀加剧,套管损坏使油气井报度等恶劣事故,尤其对于东方13-2油田是高温高压储层,一旦出砂造成油气井报废,其损失更是无法估量。因此对油田进行储层出砂的研究是十分必要的。该文以储层的出砂原理为基础,结合东方13-2油田的工程实例,分析了该油田出砂的可能性,并对出砂临界生产压差进行了预测。研究成果能够为谊地区今后的钻井作业提供科学依据和技术指导,从而保证海上油田生产的安全与高效。     

体积压裂水平井蒸汽吞吐过程砂粒运移

在以水平井体积压裂为主的稠油油藏开采过程中,随着油田进入开发中后期,油井出砂日趋严重,油井出砂会严重影响油田的正常生产。因此,对水平井体积压裂蒸汽吞吐过程中的砂砾运移规律进行了深入研究,为应对油井出砂问题提供相关理论支持。利用CFD仿真模拟方法,研究了体积压裂水平井蒸汽吞吐过程中,研究了裂缝压力、入口流量、井斜角以及裂缝数量对水平井内砂床形成的影响以及变化规律。由模拟结果可知：固相体积分数随着裂缝压力的上升呈现出先下降后上升的趋势且在裂缝压力为8MPa的时候井筒出砂量最小;固相体积分数随着入口流量的提升而下降;相同情况下井斜角越小固相体积分数越大;固相体积分数随着裂缝条数的增多而降低。     

“孤东油田出砂机理及治理对策研究”取得重大突破

由石油大学 (华东 )石油工程学院蒋官澄博士为首的课题组与中国石化胜利油田有限公司孤东采油厂共同完成的“孤东油田出砂机理及治理对策研究” ,近日通过了由山东省科技厅组织的专家鉴定。专家认为 ,该项目中出砂机理及其相应的现有工艺优化决策研究成果达到国际同类研究的领先水平。科研人员研究了孤东油田的地质构造情况 ,建立了孤东油田各区块和各种防砂方法的回归模型 ,根据各井的相关参数得到了回归系数 ,并进行了验证 ;为井筒举升工艺设计提供了依据。该项目首次对油层出砂规律及出砂程度进行了定量化的预测 ,在国内外首次从有效期和…     

压力衰竭对临界生产压差的影响及油藏产能评价

许多油气田在开发中后期都会出现储层压力孔隙压力衰竭,孔隙压力的降低将导致有效水平地应力增加,使井壁周围某些方位地层发生剪切屈服而出砂。分析压力衰竭前后水平地应力变化规律,提出新的临界生产压差计算模型。结合某油田储层的物性参数进行实例计算;同时探讨了压力衰竭后,地层压实对储层渗透率的影响;并结合室内试验,对油藏产能进行了分析。结果表明:随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小;同时地层渗透率下降,油藏产能降低,这符合油田的实际情况。考虑应力路径系数研究压力衰竭对临界生产压差的影响,与过去未考虑该因素时得出的结论相比存在差异。研究结果可以为压力衰竭油气田的出砂预测及完井设计提供参考。     

压力衰竭下疏松砂岩出砂临界生产压差预测方法

海上油气藏多采取衰竭式开发,开发后期储层压力衰竭导致岩石应力状况变化,致使弱胶结疏松砂岩储层严重出砂可能性增加。为了有效做好出砂预测,针对衰竭式开采弱胶结疏松砂岩油气藏,同时考虑储层压力衰竭对地应力影响,基于井壁处岩石应力状态分析,引入岩石骨架破坏Mogi-Coulomb准则,建立出砂临界生产压差CDP模型,给出一种适用于海上储层压力衰竭开采生产井全生产周期出砂预测方法,并结合油田实例,计算并绘制出F-1井全生产周期出砂临界生产压差图版。研究表明,初期出砂临界生产压差较大,随着地层压力逐渐衰减,临界生产压差逐渐降低,至临界储层压力时,由于地层出砂不能生产,需要补充地层能量或者采取防砂措施,预测结果与现场出砂情况相符合,研究成果能为易出砂井配产提供指导意义。     

体积压裂水平井蒸汽吞吐过程的砂粒运移

在以水平井体积压裂为主的稠油油藏开采过程中,随着油田进入开发中后期,油井出砂严重,影响了油田的正常生产。为此,对水平井体积压裂蒸汽吞吐过程中的砂砾运移规律进行研究。利用CFD (computational fluid dynamics)仿真模拟方法,研究体积压裂水平井蒸汽吞吐过程中,裂缝压力、入口流量、井斜角、裂缝数量对水平井内砂床形成的影响以及变化规律。结果表明:固相体积分数随着裂缝压力的上升呈先下降后上升的趋势且在裂缝压力为8 MPa时,井筒出砂量最小;固相体积分数随着入口流量的提升而下降;相同情况下井斜角越小固相体积分数越大;固相体积分数随着裂缝条数的增多而降低。研究结果为应对油井出砂问题提供了理论支持。     

特高含水期油田的挖潜增效措施研究

通过应用老油田精细油藏描述技术、玻璃钢套管井间监测技术、底水油藏隔板理论技术、油砂体剩余可采储量量化技术、常规油藏数值模拟技术研究油藏剩余油分布,量化地下潜力;针对特高含水,稠油底水、出砂油藏,采取了完善注采井网,水平井开采技术,并结合三次采油及配套工艺技术,制定出综合挖潜对策,以期达到进一步提高油田开发效果,提高采收率的目的。     

新疆塔河油田1区低含水期稳油控水效果分析

当油井生产形成压力降落大于油水密度差引起的重力差时，砂岩底水油藏锥进即会发生。塔河油田1区通过采取已有直井减小油嘴以降低生产压差约0．25MPa、新投产直井选用小油嘴工作制度、高含水井关井压锥、水平井陆续投产及TKl06H、TKl08H以略低于临界产量方式生产等措施，使油藏达到降低水油比、产量递减变慢目的，从而在低含水阶段末，采出程度达到4．85％，远高于采取控水措施较少的2区三叠系中油组的0．5％，起到稳油控水、提高最终采收率作用。     

改进的低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报式

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确的预测底水油藏油井的见水时间至关重要,它可为合理地制定油藏的开发方案提供依据。基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的垂向渗流方式和沿隔板的径向渗流方式,推导出低渗透带隔板的底水油藏油井见水时间的预测公式。对于低渗透带隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度和应力敏感等因素的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值大。经鄂尔多斯盆地某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近。该公式为准确预测此类油井的见水时间提供了借鉴和指导意义。     

强底水油藏水平井见水时间及水锥动态研究

底水锥进是影响底水油藏水平井开发效果的重要因素,其中水锥形态和水锥突破时间是底水锥进的关键参数。基于底水油藏水平井下部为半圆柱状向心流的假设,推导出水平井见水前在任一时刻的水锥高度隐函数,进一步确定了底水油藏水平井的水锥突破时间和不同时刻水锥形态。结果表明,水锥突破时间主要与避水高度、水平段长度正相关,与水平井初期产量反相关,且随着时间的延长,水锥半径越来越大。将计算结果与渤海油田底水油藏一口水平井生产实例进行比较,两者误差在10%以内。     

疏松砂岩油藏出砂状况模拟技术研究

在系统研究影响油藏出砂因素的基础上,采用人工神经网络BP模型,首先从理论上研究了引起地层砂粒运移的最低地层流体流速———门限流速预测方法,并建立了实际日产量较大时的地层最大出砂半径计算模型;然后,结合岩石力学、渗流力学等知识,建立了引起岩石结构破坏的临界井底流压的计算模型,并推导了当实际井底流压小于临界井底流压,因岩石结构破坏而引起大量出砂时,出砂半径的计算公式,同时,给出了防砂工艺设计中抑砂剂用量和固体防砂剂用量的计算式,避免了防砂剂量设计的盲目性。现场应用表明,建立的计算模型可明显提高防砂措施的成功率和有效期。     

疏松砂岩油藏出砂状况模拟技术研究

在系统研究影响油藏出砂因素的基础上，采用人工神经网络BP模型，首先从理论上研究了引起地层砂粒运移的最低地层流体流速——门限流速预测方法，并建立了实际日产量较大时的地层最大出砂半径计算模型；然后，结合岩石力学、渗流力学等知识，建立了引起岩石结构破坏的临界井底流压的计算模型，并推导了当实际井底流压小于临界井底流压，因岩石结构破坏而引起大量出砂时，出砂半径的计算公式，同时，给出了防砂工艺设计中抑砂剂用量和固体防砂剂用量的计算式，避免了防砂剂量设计的盲目性。现场应用表明，建立的计算模型可明显提高防砂措施的成功率和有效期。     

控水防砂技术在边底水稠油油藏的研究与应用

为解决边底水稠油油藏含水上升快的开发难题,胜利油田采用了控水防砂技术,利用控水砂和清洁携砂液结合实施高压充填防砂施工。从抗剪切性、携砂能力、抗细菌稳定性、岩石伤害等几个方面对清洁携砂液和支撑剂进行筛选,利用渗流机理及实验模拟对施工工艺参数进行优化。现场应用表明该技术增油效果明显,有效地起到了稳油控水的作用,研究成为边底水稠油油藏的控水防砂提供了重要理论依据。     

任丘雾迷山组油藏高含水后期综合调整的实践与认识

任丘雾迷山组油藏为裂缝－孔隙型块状底低饱和碳酸盐岩油藏，这类油藏的后期开发治理是目前国际上普遍关注的难题．针对油藏高含水开发后期暴露出的主要矛盾，打破灰岩油藏保持压力开采的传统做法，采用降低开采、封堵出水大孔道、选择性提液等三大技术措施，有效地控制了大裂缝的水窜，提高了中小含油裂缝的水驱波及程度，减缓了油藏产量递减，提高了油藏最终采收率．实践证明，这一套综合措施对改善油藏高含水后期开发效果是行之有效的，且为同类型油藏的开发提供了宝贵的经验．     

塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期，受强非均质性和底水锥进影响，大部分水平井出现了点状水淹，导致低产低效井增多，油藏含水率不断上升，井间剩余油动用难，且该油藏具有高温、高盐特点，常规提高采收率技术难以取得较好开发效果。因此，本文主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟，采用注CO2/N2（体积比为7:3）混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面，CO2与原油易混相，能够大幅度地提高驱油效率；另一方面，N2具有较好的压锥效果，在一定程度上抑制了强底水快速锥进，提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合，大大提高了油藏采收率。同时，对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件，优选注气参数。实验结果表明：注入CO2/N2后地层原油体积膨胀了21%，粘度降低了24.9%；CO2/N2混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa；优选出了最佳的注入参数：注气速度为1 mL/min（提高采收率幅度为14.25%）、注气方式为水气交替注入（提高采收率幅度为15.8%）、注采部位为高注低采（提高采收率幅度为14.5%）。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2混合气驱先导试验提供可靠实验依据。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.