P油田出砂规律及防砂对策研究报告.doc

Palogue油田出砂规律及防砂对策研究一、Palogue油田概述根据对苏丹Palogue油田的地质及FDP研究，现将该油田的基本情况和数据整理如下，并作为本课题研究的基础。油田面积:27.25Km2（P2,Y+S层）；地质储量：2234MMB(P1),233.5MMB(P2)；主力油层：YabusⅢ，Ⅳ，Ⅴ，Ⅵ层和SamaaⅠ,Ⅱ,Ⅲ,Ⅳ层,属于第三系古新世；油藏类型：YabusⅢ～SamaaⅡ为边水油藏（有断层分割），SamaaⅢ～Ⅳ为巨大水体的底水油藏；构造剖面：从Fal-2井向东、向西逐渐变低，且西翼倾角更缓，向西南和向北逐渐变低，且南翼更缓，地层倾角6°～12°；沉积相：Yabus为蛇状河，Samaa为辫状河；井网/井距：正方形井网（2套），800×800m,Yabus:垂直井；Samaa：水平井；开发井数：81口（其中——直井77口，水平井4口）；开发方式：初期——衰竭式开采，1.5年后注水开发；初期单井配产：Yabus:2800bopd,Samaa:1200bopd；采油指数Yabus:0.404bopd/psi/m,Samaa:0.18bopd/psi/m；合理生产压差Ya：1.17MPa,Sa:1.58MPa；临界生产压差Ya:1.38MPa，Sa:2.0MPa；完井方式:Yabus直井，7in套管射孔完成；Samaa水平井，割缝衬管完成（7in）；射孔及割缝参数：孔密16孔/m，孔径（9～12）mm,孔深≥500mm，相位角90度，127枪，SDP43RDX-5-127弹，右螺旋线布孔；射孔液（2%～3%）KCl,射孔负压差≤2.0MPa割缝缝宽：(0.5-0.7)mm.（水平井）。1.1油藏地质特性平均埋藏深度：1100～1400m，(油中深1300m)；油层有效厚度：自下而上，油层变薄、物性变差，平面连通性变差。厚度范围（43.2～144.3）m，平均厚度：53.7m(pal断块)，61.0m(Fal断块)；原始地层压力(MPa)：12.25@1300m(压力系数0.955MPa/100m)，Y和S层属于同一压力体系；地层温度（℃）：85.4/1300m(地温梯度：6.9℉/100m)；油层物性：平均孔隙度Φ＝25%～30%；空气渗透率：(100～1000)md；1.2、储层岩性特征岩性及粘土矿组成：细-粗石英砂岩（石英含量60.0～96.3﹪）；长石(0.3%-10.3%)，粘土矿(2.3%-17.3%)，其中，高岭石占(0.5%-9.5%)；钙质胶结物(0.6%)；砂岩基质密度：2.65g/cm3；泥岩密度：2.50g/cm3；孔喉直径：（3.07～25.63）μm,平均12.17μm,孔喉分选系数16.64；粒度中值（d50）:(0.2～0.5)mm，正韵律，分选中到好；d10：0.80mm，d10/d95、d40/d90、d10/d95均＜10,且d40/d90＜5；油层敏感性试验：弱水敏（Vc=1.0～1.5cm3/min），弱体积速度敏；中等程度碱敏（△K％=37.5％～53.9％）；岩石压缩系数(psi-1)：(9.54～35.77)×10-61.3、储层流体物性1.3.1、原油物性最低含油饱和度：So=45%；最大含水饱和度：Sw=55%；润湿性：中等程度水湿；密度(20℃,0.1Mpa)Ya:0.8522g/cm3,Sa：0.8973g/cm3；地层温度下脱气油粘度Ya：31.1mpa.s，Sa:183.8mpa.s；粘温敏感性：低于43℃时，粘温敏感性好，高于43℃后，粘度与温度成指数关系变化；地面脱气油密度Ya：23.2°（API），Sa：18.4°（API）；倾点tp(℃)Ya:42.1,Sa:30.9；泡点Pb（饱和压力）：Ya：2.82Mpa,Sa：3.16Mpa；溶解气油比（GOR）Ya:16.0m3/m3,Sa:14.6m3/m3；原油体积系数：Ya:1.084m3/m3，Sa:1.077m3/m3；含蜡量：12.1%（摩尔重量百分数）；胶质含量：23.5%（摩尔重量百分数）；原油压缩系数：Ya:6.39×10-6psi-1,Sa:6.11×10-6psi-11.3.2、地层水物性分析密度1.008g/cm3；总矿化度10140mg/L；水型NaHCO3；粘度0.368mpa.s二、出砂机理及出砂预测研究影响地层出砂的主要因素可分为两大类，即地质因素、开采和完井因素。第一类因素由地层和油藏性质决定（包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成，胶结物及胶结程度、流体类型及性质等），这是先天形成的，但在开发过程中，会随生产条件的改变而改变，对岩石和流体产生不同程度的影响，从而改善或恶化出砂程度；第二类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接