石油生成理论.ppt

油气生产、运移和油气藏形成,技术管理办2008.01,,目录,★石油、天然气的生产★石油、天然气的运移★油气储集层性质★孤东油田地质特征,,无机学派认为石油是在基性岩浆中形成的。石油和和天然气是来自地球内部无机物质，或者是来自宇宙中的碳和氢元素，经过复杂的化学作用，形成了烃，即首先形成甲烷。这种甲烷在地球形成初期就已存在地球内部，后来沿地壳的裂缝向上运移，在运移过程中聚合成高分子的烃类，并在多孔的岩层中聚集形成油气藏。,有机说认为人们在长期的开采和利用油、气过程中已经发现绝大部分的油气田都分布于沉积岩中。油、气的化学成分与沉积岩中有机质的化学成分有很多共同之处，而且在地史时期中生物广泛发展的阶段，相应沉积岩中的油、气就愈丰富。,★,★,一、石油、天然气的生产,石油天然气的成因,,石油和天然气是有机物质在适当的地质环境下，经过生物化学和物理化学作用生产的。有机物质是生成油、气的物质基础，没有有机物质就没有油、气的生成过程。有机物质就是指生活在地球上的生物的遗体。近年来的生油研究认为，石油是从“干酪根”逐渐演变形成的。干酪根是沉积物或沉积岩中的不溶（不溶于有机溶剂）有机质，它是原始有机质经过一定埋藏（埋深数千米或数百米），在还原环境下经过一定的化学或生物降解转化而形成的大分子物质。它是沉积有机质的主体，约占沉积有机质总量的80～90，著名生油研究学者亨特认为80％～95％的石油烃是由干酪根转化形成的。,一、石油、天然气的生产,1）生油物质,,要使大量的有机质堆积和保存下来，需要生物的大量繁殖和周围缺氧还原的环境。据目前所知，自然界这种使生物大量繁殖，又有利于有机质堆积和保存的地理环境，是那种具有一定身体深度的江海区、海湾、泻湖和内陆湖泊的深湖－半深湖区。为了确保有机质的不断堆积，并长期处于还原环境，还要求上述地区具备地壳长期稳定沉降的构造条件，并且沉降幅度应与沉积物补偿的速度大体一致。若地壳沉降速度大于沉积速度，则水体将逐渐加深，不利于有机质的沉积与保存；若地壳沉降速度小于沉积速度，则水盆将逐渐变浅甚至露出水面，沉积有机物将遭受氧化破坏。显然，那些地壳长期稳定下沉，而沉降速度又与沉积速度大体一致的浅海、海湾、泻湖、内陆湖泊的深湖半深湖地区，是生物有机质沉积最多而又能有效保存的最有利地区。只要具备适当的物理化学条件，这些沉积有机质就可以向油气转化，成为丰富的油气来源。,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-①古地理环境与地质条件,,沉积物中大量有机质在缺氧的还原环境下保存起来，给油、气的生产提供了雄厚的物质基础。但有机物能否生产油、气还决定于一定的物理、生物化学条件，主要包括细菌作用、温度作用、压力作用、催化剂的作用等。,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-②物理化学条件,2）生油条件-③温度作用,随着沉积物埋藏深度的增加，其温度也随之增高。油、气的生产需要适当的温度。温度的作用是促进有机物质分解。根据近代完成的油、气生产的热催化和热力作用的研究，发现在有硅酸铝作催化剂的情况下，当温度达到150～200℃时，烃类（石油组分）就从有机质中分解出来。石油中某些组分存在所需的温度也可说明生成油、气的温度不太高。,,随着沉积物埋藏深度增加，上覆地层厚度增大，沉积物的温度、压力随之升高，压力升高将促进化学反应，显然较高的压力将有利于生油过程的进行。研究在多大的压力之下油气所生成，至今没有定论，但根据油气生成的速度较快及油气生成的温度不是很高这一事实，可以认为油气生成也不一定需要高压。,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-④压力作用,2）生油条件-⑤细菌作用,细菌是地球上分布最广，繁殖最快的一种生物，细菌可以引起和促进多种生物化学作用。细菌在有机质成油过程中的作用在于将有机质中的氧、氮、磷、硫等成分分离出来，使氢和碳在有机质中富集起来。同时，细菌死亡后还可以作为生油的母质而被转化成石油。,,催化剂是一种化学反应加速剂，有机质成油转化是一个复杂漫长的物理化学过程，生油母质多是结构复杂的高分子物质，要使其转化为分子相对很小的石油烃类，催化剂的参与是不可缺少的。在自然界成油转化的过程中，主要存在无机盐类和有机酵母两类催化剂。自然界广泛分布的粘土矿物就是有机质成油转化过程中最主要的催化剂。,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-⑥催化作用,2）生油条件-⑦引生油过程,有机质向石油转化是一个复杂漫长的地质过程，整个转化过程大致可分为四个阶段生物化学生气阶段，热催化生油生气阶段，热裂解生凝析气阶段和深部高温生气阶段。,,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-⑦引生油过程,①生物化学生气阶段。生物化学生气阶段开始于有机质沉积之初，其深度范围大致从沉积界面到数百米乃至1500m深处。此阶段与沉积物的成岩作用阶段大体相当，其温度介于10℃～60℃左右。此阶段以细菌活动为主，在缺乏游离氧的还原环境中，厌氧细菌非常活跃，沉积有机质被部分分解，可产生CO2，CH4，NH3，H2S，H2O等简单分子，并形成“腐泥质”和“腐殖质”类复杂物质，成为干酪根的前身。此阶段中，由于埋藏深度较浅，温度、压力较低，有机质除形成挥发性气体及少量低熟石油外，大部分成为干酪根保存在沉积岩中。只是到了本阶段的后期，温度接近60℃左右时，才开始生成少量液态石油。,,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-⑦引生油过程,②热催化生油生气阶段。当沉积有机质埋藏深度达到1500～4000m左右，地层温度上升到60～180℃左右，便进入了热催化生油生气阶段。此阶段由于深度增大，细菌作用逐渐减弱，促使有机质转化的主要因素是地热催化作用。在这个阶段中，沉积有机质（主要是干酪根）在温度、压力与粘土催化剂的共同作用下大量生成油气，故又称为主要生油生气阶段或“生油窗”。,,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-⑦引生油过程,③热裂解生凝析气阶段。当沉积有机质埋藏深度达到4000～7000m左右，地层温度上升到180～250℃左右，便进入了热裂解生凝析气阶段。此阶段由于温度升高，逐渐接近或超过烃类物质的临界温度，已生成的烃类物质出现热裂解，产生以凝析气为主并伴有轻质油，故称为裂解生凝析气阶段。此阶段的早期，尚有一定数量的液态烃生成，以后则主要是生成气态烃。,,一、石油、天然气的生产,2）生油条件-⑦引生油过程,④深部高温生气阶段。当埋藏深度超过6000～7000m，温度超过250℃时，沉积物已进入变生作用阶段，达到有机质转化的末期，此阶段已生成的液态烃和重质气态烃强烈分解，转变成热力学上最稳定的甲烷及碳质残渣（碳沥青或石墨），称为深部高温生气阶段。据研究，温度超过550℃以后，甲烷也要分解。研究石油生成过程和阶段，可以根据潜在生油层的埋藏史推断其油气生成状况、转化率及生油量，这对盆地评价和油气勘探有着极为重要的意义。,,一、石油、天然气的生产,3）生油岩,把地壳中具备有生油条件的岩石称为生油岩，生油岩所在地层称为生油层。生油层是有机物质堆积、保存，并转化成油气的场所，它不仅与油气的生成过程直接有关，而且还影响着油气的聚集和分布。因此，生油层的发育和分布是评价一个探区含油远景的重要依据。生油岩的岩相主要是浅海相、海湾相、泻湖相和半深水湖深水湖的暗色泥质岩类和碳酸盐岩类。生油岩的主要岩性是泥岩、页岩、泥灰岩、灰岩、白云岩和生物灰岩等。,,油、气运移是自然界的普遍现象，是油、气聚集形成油、气藏的前提。没有油、气的运移，就没有油、气藏。油、气运移的通道是那些彼此连通的孔隙和裂缝。储于岩层孔隙中的油、气和水在一定压差条件下所发生的运移叫渗透作用；在浓度差的条件下，油、气以分子状态运动而通过水层、含水的粘土层或其他岩层的移动叫扩散作用。油、气从生油层运移至储油、气层，主要靠压力、毛细管力和扩散作用。在储油、气层内部运移时，水动力起主要作用，即充满在岩石中的水在流动过程中带动油、气运移。油、气运移时，总是从压力高的地方向压力低的方向进行，从浓度高的向着浓度低的方向运移。,二、石油、天然气的运移,,二、石油、天然气的运移,运移动力类型,①压力压力驱使油、气运移决定于上覆沉积物逐渐增加时所产生的负荷压力及构造运动力。②重力由于油、气、水本身密度的差异而引起密度小的流体产生上浮现象，这种现象的产生引起流体的运移。③水动力充满在岩石中的水在流动过程中带动油、气的运移。④毛细管力在毛细管力的作用下，水竭力把石油从细小的孔隙中挤出去，进入较大的孔隙。泥岩和砂岩由于孔隙大小的差异，油则从泥岩中被挤入砂岩中。⑤细菌活动细菌活动可在地层中形成碳酸和有机酸类，这些酸溶解石灰岩、白云岩及其他富含灰质的岩石。同时，由于细菌活动产生二氧化碳气膨胀，而使油、气在溶解所产生的孔道中运移。⑥扩散作用物质的分子的运动时，使得各方面的浓度趋于一致。这种分子力产生的扩散作用也引起油、气运移。,,二、石油、天然气的运移,运移过程,油气在地壳中的移动称为油气的运移。石油和天然气都是流体，其生成与聚集之处往往不是同地。刚刚生成的油气呈分散状态保存在地层之中，它必然有个运移过程，从而达到集中形成油气藏。根据油气运移与生油层的关系，可将油气运移分为初次运移和二次运移如图。,,二、石油、天然气的运移,运移过程,1）油气的初次运移初次运移是指生油层中生成的油气向附近储集层中的运移，也称为一次运移。运移状态主要是成溶解状态的油气被水所携带而随水流动，也可以成气溶状态随气流动，还有少数是分散的微粒成游离状态随水流动。其动力是上覆岩层的压实力。运移方向是以垂向运移为主，即由生油岩直接运移到相邻的多孔岩层里去。也可做侧向的运移，即侧向上移到断层、裂缝等油流通道里面进入多孔岩层储集起来。2）油气的二次运移二次运移是指油气进入储层后的一切运移。它包括了油气在储层内部的运移，也包括了沿着断层等通道从一个储层进入到另一个储层的运移。二次运移方式主要是呈游离的相态以大片的油气相进行运移。其动力主要有水动力、浮力、构造运动力等，运移方向可以是垂向的，也可以是侧向的。总之，油气要通过最短的途径，由高压区向低压区进行运移。,,生油层具备生油能力，可以生成油气，但一般不能储集油气。要使生油层生成的油气得以储集、富集、聚集成藏，还需要储集层。凡是能够储集和渗滤流体的岩层，称为储集层。,三、油气储集层性质,定义,如果储集层中含油油气，则称为“含油气层”。含有工业（商业）价值油气的储集层，称为“油层”。已投入开发的油层，称为“产层”。储集层具有两个重要特性孔隙性和渗透性。孔隙性保证了油气在地下有储集的空间，其孔隙的多少和大小直接影响到储集的数量。渗透性保证油气在岩层内可以流动，它的发育情况决定了油气在岩石中流动的难易程度。因此孔隙性和渗透性是评价储集层的重要标志。油气储集层岩石主要是砂岩和碳酸盐岩。砂岩是有砂粒经胶结物胶结而成的，砂粒间未被胶结物充填的地方形成了孔隙；碳酸盐岩颗粒及胶结物的成分相同，都是碳酸盐岩。储集层岩石的空间骨架特性决定着储集层的基本性质孔隙性及可渗透性。表征储集层性质的主要参数包括粒度组成、比面、孔隙度、渗透率和孔隙大小分布等。,,三、油气储集层性质,1、岩石的孔隙性,岩石当中存在的孔隙的性质称为岩石的孔隙性。岩石的孔隙是多种多样的，按其成因可分为原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙是指岩石在沉积成岩过程中形成的孔隙；次生孔隙是指岩石形成后，受外力等作用所形成的孔隙。各类岩石孔隙的发育程度是不一样的。为了衡量岩石孔隙的发育程度，一般用孔隙度来表示。绝对孔隙度是指岩石中所有孔隙的总体积与岩石总体积之比值。绝对孔隙度＝100％有效孔隙度是指液体可以在其中流动的、相互连通的孔隙的总体积与岩石总体积之比值。有效孔隙度＝100％储集层岩石（砂岩）孔隙度评价,,,三、油气储集层性质,2、岩石的渗透性,在一定的压差下，岩石本身允许流体（油、气、水）通过的性能称为渗透性。岩石的渗透性只表示岩石中流体流动的难易程度，而与其中流体的实际含量无关。岩石渗透性的好坏，是以渗透率的数值大小来表示的。当单相流体通过孔隙介质呈层状流动时，服从于达西直线渗滤定律单位时间内通过岩石截面积的液体流量与压力差和截面积的大小成正比，而与流体通过岩石的长度以及液体的粘度成反比。Q＝K式中Q单位时间内液体通过岩石的流量，cm3/s；F液体通过岩石的截面积，cm2；μ液体的粘度，10-3Pas；L岩石的长度；液体通过岩石前后的压差，MPa；K岩石的渗透率，μm2。,,,储集层分类标准,,达西渗透实验装置图,,四、孤东油田地质特征,孤东油田勘探分为三个阶段,①发现构造、预探（1982年冬至1983年春地震面积普查发现，1984年3月2日部署了孤东3、4两口预探井。6月27日孤东3井开钻，7月21日完钻。在明化镇组（Nm）、馆陶组（Ng）、东营组（Ed）和沙河街组（Es）四套层系中共发现了114.8m油层，从而确认了孤东构造是一个大型的含油气构造）；②发现含油构造，整体部署，集中拿下大油田1985年初部署探井、评价井29口。首批部署13口，即孤东5井、孤东6井、孤东7井、孤东8井、孤东9井、孤东10井、孤东11井、孤东12井、孤东13井、孤东31井、孤东32井、孤东33井、孤东71井。③滚动勘探开发，探新层系、新区块、甩开探边、打连片井，继续扩大勘探结果，并为开发作先期准备。,,,四、孤东油田地质特征,区域构造位置,孤东油田位于济阳坳陷的沾化凹陷东部，孤南洼陷、孤北洼陷与桩东凹陷之间、垦东凸起的西侧。油田主要分布在孤东潜山披覆构造上，其一区跨越孤岛凸起向东倾没的孤东51断鼻构造之上，南部和东部与垦东青坨子凸起为邻，向北与长堤油田毗邻，面积约70km2。,,,四、孤东油田地质特征,储集层的分布及其特征,孤东地区储集层有六套，即太古界、下古生界、上古生界、中生界、新生界的下第三系、上第三系。其岩石类型有花岗岩、碳酸盐岩、火山岩、砂岩以及生物碎屑岩等。,1、太古界花岗岩储集类型储集性能差异较大，储集类型以裂缝－网状微裂缝为主，其成因类型可能以构造裂缝或成岩裂缝为主。孤东潜山揭示该套层系的仅1口井。2、下古生界广浅海相碳酸盐类型下古生界灰岩储集类型以裂缝为主，沿裂缝见有溶蚀孔，其与潜山构造的演化及淋滤期长短有直接关系。孤东构造钻遇下古生界地层的有孤东4井、孤东古1井等。孤东4井于3110m附近发生井漏、井涌，每小时涌出高温（井上温度87℃）水51.5m3（带少量天然气）。3、上古生界碎屑岩储集岩上古生界储集层在沾车凹陷的飞雁滩、套尔河、孤北地区等处都见到油气显示或形成油气田，其主要储集层为二叠系的石英砂岩，，储集类型以裂缝和次生孔隙为主，但在垦东凸起和孤东潜山的孤东古1井缺失，推测在翼部会有保留。,,四、孤东油田地质特征,储集层的分布及其特征,4、中生界火山碎屑岩及河湖相冲积－洪积型储集岩孤东地区中生界储集岩主要有侏罗系、白垩系。侏罗系储集层分布广，在孤东潜山主体上有火山碎屑岩和砂跞岩，累计厚度变化较大，一般为500～1500m。白垩系储集层仅在孤东11断层下降盘、孤南洼子内有所分布，且不发育。5、下第三系沙河组砂岩储集体（1）沙三段沙三下段仅在孤东、垦东断谷深处以低水位的小型水下扇形式出现。主要物源区为孤岛、孤东、垦东凸起区；储层不甚发育，埋深在3000～4000m以下；后生成岩作用强，储层孔隙度及渗透率较差。测井解释孔隙度一般为10％左右，渗透率在1010-3μm2以下，属低渗透层。沙三中段埋深2000～2500m，粒径大多1.1mm，岩石物性较好，平均孔隙度24％，渗透率平均为150.910-3μm2。沙三上段砂岩主要成分为长石细砂岩－粉砂岩，电测解释孔隙度20左右，空气渗透率772.310-3μm2。,,四、孤东油田地质特征,储集层的分布及其特征,（2）沙二段岩心资料分析该砂岩成熟度高，颗粒均匀，连通孔隙度一般为20％～30％，且孔隙均匀。空气渗透率一般为51～15710-3μm2，储集性能良好，属河流相沉积。（3）沙一段沙一段为低水位沉积，储集岩以滨浅湖相生物灰岩及粉细砂岩为主，电测解释孔隙度平均为20％，岩心分析有效孔隙度21.2％，最大45.6％。空气渗透率平均为212.510-3μm2，最大256210-3μm2，具有良好的储集性能。（4）东营组河流－三角洲体系储集类型东营组是渐新世沉积，该期为水体扩大直至回返萎缩的时期。其下段为低水位半湖相泥岩夹砂岩，中上段为高水位沉积，储集层发育，是一套砾岩、砾状砂岩、粉细砂岩的碎屑岩组合。测井解释孔隙度为20％～30％，渗透率为100010-3μm2，具有较好的储集性能。,,四、孤东油田地质特征,储集层的分布及其特征,6、上第三系河流相砂岩储集体（1）馆下段块状砂岩集中段该段为大套砂跞岩沉积体，分布范围广，一般厚度为200m左右，最厚达318m。岩性为一套含砾不等粒硬砂岩，夹细砂岩、粉砂岩等，一般粒径为1.5～2.2mm，砾石最大8～10mm。据岩心分析，有效孔隙度为30.6％，空气渗透率为180510-3μm2，孔隙度和渗透性均属良好。（2）馆上段中、薄砂岩储集层馆上段砂岩占该段地层厚度的35％左右，是孤东油田最主要的含油层系。特点是砂岩单层薄、层数多，累计约20～40层，最多为104层，为上粗下细的正旋回分布。自上而下砂岩变薄，粒度变细，泥质含量增加至20％以上，为河流相的粒度特征。岩石成分结构接近，粒度的概率分布呈两段（缺滚动部分），跳跃部分陡，悬浮部分平缓，不同程度地表现了馆陶组后期曲流河道往而复始的变更，属曲流河道－泛滥平原沉积的局部区段。这套曲流河道相的砂岩是孤东油田的主要储集层系。砂体轴向主要沿孤东断谷带延伸，其次沿垦东断谷带延伸。,,四、孤东油田地质特征,储集层的分布及其特征,（3）明化镇组洪泛平原相砂岩透镜体的储集类型孤东地区明化镇组储集层区域性不发育，该层段砂岩呈透镜体分布，砂体小，在相距20m的同井场内，砂体对比相当困难，单层厚度一般小于5m，主要为粉砂或泥质粉砂，是本区浅层气的主要储集层。,在孤东地区上述的多套储集层系中，上第三系馆陶组、明化镇组和下第三系的沙三中、上和东营组碎屑岩储集岩体是孤东油气田的主要储集层。,,四、孤东油田地质特征,地层层序及其含油气层系,孤东油田的地层自下而上有古生界中奥陶统、中生界上侏罗下白垩统、下第三系的沙三段及沙一段及东营组、上第三系的馆陶组和明化镇组以及第四系平原组。,构造及其断裂系统,孤东油田位于济阳坳陷沾化凹陷东北部，桩西孤东潜山披覆构造带的南端，东南靠垦东青驼子凸起，西南为孤南洼陷，西北为桩西洼陷，东北与桩东凹陷相邻。,沉积特征,孤东油田主力含油层系为馆陶组上段，该段油气储量占该油田的80，是在晚第三纪早期河流相沉积背景上发育起来的一套碎屑沉积。孤东油田馆陶组上段主要发育砂岩、粉砂岩及泥质岩，属于典型的河流相沉积。,,四、孤东油田地质特征,储集岩特征,孤东油田沙三段为三角洲沉积，砂体多具有河口沙坝型的反韵律特征，顶部有少量分流河道型正韵律砂岩。在砂泥岩剖面中砂岩厚度占地层厚度的6070，单层厚度3-5m,最厚可达10m以上。沙一段底部生物灰岩为浅湖相沉积，富含螺、介形虫等动物化石。一般厚度可达10m以上。东营组为三角洲前缘沉积，砂体多呈反韵律，顶部也有少量正韵律砂岩。由于湖、河水流能量较大，沉积物颗粒粗，以含砂砾岩为主，沙砾岩层厚，占地层厚度的80以上。东营组沉积末期，渤海湾盆地整体抬升，使盆地准平原化。,,四、孤东油田地质特征,储集岩特征,自馆下段时起，该区开始了广泛的河流相沉积。早期碎屑物供应丰富，地形高差大，辫状河发育。河流频繁摆动，水源能量变化大，沉积速度快，馆下段下部沉积了巨厚的块状砂砾岩，具有大面积砂包泥的特点。馆上段上部沉积时，坡降减小，碎屑物供应减少，泥夹层渐多，砂层渐薄，但仍有砂包泥的特点，砂体在纵向上互相叠加连通。馆上段沉积时，坡降越来越小，碎屑物供应越来越少。馆上段的下部以低弯度的曲河流沉积为主，泛滥平原相泥岩逐渐发育，泥包砂的特点比较明显。馆上段的砂岩具有一般河流相砂岩的特点，纵向上正韵律明显，顶部为粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，逐渐过度为粉砂岩、细砂岩，底部出现含砾砂岩，内含泥砾、岩块等河床滞留沉积，与下伏泥岩呈突变接触；砂岩中下部交错层理发育，顶部有小波痕，层内有不稳定的泥岩夹层，厚度一般为0.1～0.2m。此外，还有渗透率低的粉砂质泥岩和泥质粉砂岩夹层。颗粒分选中等，磨圆较差。砂体平面上联通较差。实验区（三、四、八区）300m井网钻井时砂体钻遇率为50～60，最高为74。,,四、孤东油田地质特征,储油物性,馆上段储集层由于埋藏浅，压实差，胶结物含量低，以接触式及孔隙接触式胶结为主，胶结疏松，储油物性好，孔隙度大，渗透率高。仅胶结较高的岩样分析，平均地面孔隙度为33.3％，平均渗透率为156810-3μm2。资料较全的孤东12-8井的5～6砂层组孔隙度多数大于35％，馆上段4～6砂层组平均空气渗透率为268710-3μm2。资料较多的试验区测井解释馆上段平均孔隙度为34.6％，平均空气渗透率为228710-3μm2。以12－8井为例，层内纵向渗透率顶部为20010-3μm2，底部高达600010-3μm2～900010-3μm2，级差大，变异系数为0.74～1.43；以实验区Ng上3～6砂层组为例，层间的渗透率变异系数为0.72～1.30，非均质性较为严重。馆下段油层由于颗粒粗，胶结物更少，因此，胶结更疏松，有条件做孔隙度及渗透率分析的样品更少。仅胶结较好的岩样分析，平均孔隙度为32.1％，平均渗透率为100910-3μm2，估计该值比实际的平均值偏低。测井解释的平均孔隙度为35.3％，平均空气渗透率大于150010-3μm2。沙河街组油层物性相对较差，岩心分析的平均孔隙度为10％～22％，平均空气渗透率18010-3μm2～45010-3μm2。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田油层物性分层统计表,,四、孤东油田地质特征,石油地质储量,86年储量计算结果全油田ⅠⅡ类储量探明含油面积44.3km2,石油地质储量18081104t；溶解气地质储量59.5108m3控制含油面积22.1km2,地质储量4384104t；预测含油面积2.4km2,地质储量402104t。合计探明控制预测含油面积67.3km2,地质储量22867104t。全油田ⅠⅡ类储量探明含气面积7.4km2，天然气储量15.78108m3，控制含气面积15.1km2，天然气储量18.78108m3，总计探明控制含气面积22.5km2天然气储量34.56108m3。1987年全油田探明储量22672104t，叠合含油面积46.3km2，扣除1985年上报的18081104t，新增探明地质储量4591104t，控制加探明含油面积57.9km2，地质储量26180104t。1995年储量计算结果孤东油田馆陶组储量复算含油面积50.2km2，石油地质储量19218104t，与1987年上报数字相比，含油面积减少3.9km2，减少7.2，储量减少3582104t。减少15.7。其中，馆上段复算含油面积49.7km2，石油地质储量18413104t，与1987年上报数字相比，面积减少4.0km2，减少7.4，储量减少3389104t。减少15.5；馆下段储量复算含油面积6.3km2，石油地质储量842104t，与1987年上报数字相比，面积减少1.2km2，减少16.0，储量减少193104t，减少19.3。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,孤东油田馆陶组油层出砂严重，造成停产事故井多，给油田开发和注采管理带来困难。以下就馆陶组油层的不同开发层系、不同开采层位、不同沉积相带出砂规律和控制因素进行了分析，并提出防砂、治砂措施意见，为进一步提高油田开发水平，提供依据。一、油层出砂简况孤东油田是1984年发现，1986年投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏。馆陶组油层由于埋藏浅（1190-1460m），压实程度差，生产过程出砂十分严重。据统计生产馆陶组的1163口油水井左右过程出砂量资料，出砂井有957口，占82.3。由于油井出砂造成卡管、砂埋、砂卡、杆断、泵漏等原因停产的油井217口，占油田同期关井数334口的65（见下表）。,,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,孤东油田正式投入开发以后，针对油层出砂严重的问题，采取了绕丝筛管、金属滤砂管、干灰砂、化学防砂（包括地下合成、涂料砂）、复合防砂等防砂措施，从而保证了油田正常生产。由于油层地质条件差，以及采液强度大，油层结构遭到破坏，油层出砂日趋严重。孤东油田1986-1995年集输罐清砂表明，采万吨液出砂量由2.45m3增加到4.21m3，采万吨油出砂量有2.86m3增加到59.6m3，出砂量成倍增长。事故井数也随之增多，有1986年的27口上升至1995年的85口，到目前累计1156口，其中套变井数也有3口增至34口，累计套变井数达317口，影响了油田开发效果（见下表）。,,,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,二、油层出砂规律分析砂岩油藏出砂是一种物理现象，主要取决于油层的成岩作用、胶接类型、原油性质和胶接物的成分等内部因素。采液强度，井筒管理和措施是否合理得当等也是造成油井出砂的重要因素。馆陶组油层埋深浅、成岩作用差、泥质含量高（其中蒙脱石含量高达49.3-65.2）,油层压实差，结构疏松，油稠，生产中易出砂。据分析不同开发区块，不同生产层位，不同沉积相带的出砂轻重程度是不一样的。（一）馆3-4砂层组比馆5-6砂层组出砂严重根据孤东油田16个开发单元1163口油井截至1992年8月作业冲出砂量统计，出砂井数为957口，占82.2，平均单井冲出砂量为5.0m3，每采万吨液出砂量为1.0m3，每采万吨油出砂量为2.89m3。从各个开发层系采万吨也出砂量，单采井单井出砂分布情况，单采井单井采万吨液出砂量分类情况来看，16个开发单元划分为三类第一类为出砂严重单元，共有四个，他们分别为四区馆3-4，六区馆31-51、七区西馆41-51、八区馆3-4层系；第二类出砂中等，分别为二区馆5、三区馆3-6、七区西馆523、七区馆3-6、七区中、八区馆5-6等六个开发单元；第三类出砂较差，他们是二区馆6、四区馆5-6、六区馆54-6、七区西馆54-61、馆634、馆62-65-8层系。第一类出砂严重单元，每采万吨出砂液量一般大于1.50m3。不出砂井数比例一般低于10。而最后一类单元，每采万吨液出砂量一般小于1.50m3，不出砂井数比例一般占25.0以上。第二类单元介于二者之间。由此可以看出，16个开发单元中馆34砂层组出砂最为严重。,,孤东油田馆3-4砂层组出砂严重原因何在据数据分析有以下几种控制因素油藏埋深浅，岩石压实程度差，成岩作用弱，油层疏松，油稠，油层发育差，胶接物泥质含量高、碳酸盐含量低。根据孤东油田14口取心井岩心样品做的薄片，X衍射及电镜扫描结果表明，馆3-4砂层组的碳酸盐含量比馆5-6砂层组低0.2左右，而泥质含量高1.0左右，特别是粘土矿物中的蒙脱石含量，馆3-4砂层组为64-80，而馆5-6砂层组仅有39-45.0，由于蒙脱石是一种遇水膨胀性矿物，使油井生产过程出砂加剧。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,（二）非主力油层比主力油层出砂严重孤东油田馆陶组3-6砂层组共有22个小层，其中主力层有5个，他们是馆523、馆54、馆55、馆61、馆62层，油层连片分布。其它十七个小层，分布呈土豆状或窄条带状，为非主力层（次要层）。据425口单层开采的油井出砂资料统计，生产主力层的井有280口，不出砂井数为88口，占生产主力层井数的31.4，占单井采井数的20.7；生产非主力层的油井有136口，不出砂井数为22口，占生产非主力层井数的16.2，占单采井的5.1。也就是说，生产主力层和非主力层的油井，生产过程出砂井数比例分别为68.6、83.8，非主力层出砂井数比例较主力层高。从生产主力层的280口单采井出砂情况来看，平均单井冲出砂量3.37m3，每采万吨液出砂量为0.47m3。其中出砂最为严重的是馆54层，万吨液出砂比其它小层高出0.06-0.36m3。,,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,孤东油田主力层出砂量统计表,通过对11口井声幅测井资料分析，不出砂的井有3口，占27.2，其油层一般小于5.0m，属于薄层；出砂井有8口，占72.8。出砂的8口井共有9个小层，声幅资料表明油层顶部出砂为一层，占出砂井层的11.1；油层中下部出砂井层8层，占统计出砂井层的88.9。孤东油田的出砂在层内纵向上反应中下部出砂严重，反映了孤东油田在纵向上正韵律沉积的特点。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,（三）平面上各相带的油井出砂特征平面上河道亚相的油井由于油层厚度大，油层物性好，采液强度高，出砂大都从井筒带出，沉入井筒中的砂量较少。孤东油田馆上段属于河流相沉积，分河道亚相，河道边缘亚相，泛滥平原亚相，废弃河道亚相，共四个亚相。四个亚相中，河道亚相以中-细砂岩为主，砂岩厚度较大，油层渗透率比其它亚相高，并且，岩石颗粒的粒度中值比其它相带大，粘土含量（5-10）比其它三个亚相带低。通过分析孤东油田馆上段单采馆32、44、45、52、54、55、62、63、64九个小层的328口，其中生产河道亚相油井293口，平均单井液量高达130.2t，河道边缘亚相油井18口，单井采液量为123.8t,泛滥平原亚相和废弃河道亚相生产井数分布为8口、9口，其单井液量分别为22.2t和61.3t。由于河道亚相沉积条件好，单井液量比其它三个相带高7-110t，油井在较高的液量生产条件下，流体在井筒流动速度较快，从油层中带出的砂粒沉入井底的数量较少。从采万吨液出砂量来看，四个亚相带分别为0.44、1.09、1.91、0.82，河道亚相油井采万吨液作业冲出砂量仅为其它相带的23-53。另外，河道亚相的油井，不出砂井数所占比例比其它三个亚相高7-30,而出砂最严重的井数比例低3-10，反映出不同沉积条件下的沉积亚相，其出砂规律的差异见下表。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,不同沉积相出砂量统计表,我们还就不同沉积相带的油井按绕丝管、滤砂管、干灰砂、化学防砂等四种不同的防砂方法进行了对比分析。总的来看，金属绕丝管防砂对油井出砂具有抑制作用，其采万吨液出砂量最低（0.17m3）；采万吨液出砂量值最高的是滤砂管（0.75m3），防砂效果较差；干灰砂和化学防砂方法介于二者之间，采万吨液出砂量分别为0.63m3和0.59m3。而对于不同沉积亚相的油井，每种防砂方法均有其适应性，岩石颗粒的粒度中值相对比较大的河道亚相和河道边缘亚相，采用绕丝方法其作业冲出砂量较少；比河道亚相、河道边缘亚相相粒度中值小的废弃河道亚相油井用滤砂管和化学防砂相对好些，而粒度中值最小的泛滥平原亚相油井，干灰防砂效果比较理想。另外，油井综合含水的高低，也是作为选择防砂方法的依据之一。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,油井出砂除了油层条件，原油性质等内部因素外，还与生产压差、采液强度等开采条件有关。1992年10月23-11月27日，对2-13-47井系统测井。该井生产馆54、55、61层，有效厚度9.2m，采用干灰防砂，在四种不同的工作制度下进行系统试井。资料表明，该井随着生产压差的放大，单井产液量提高，出砂量（地面沉砂罐计量）随着增大，当生产压差放大到15.05105Pa，采液强度达16.2t/（dm）时，该井单井液量为149.7t，分析采出砂粒度中值为0.195mm（全油田平均粒度中值0.15mm），比前一工作制度下的粒度中值增大0.02mm，说明此时地层构造遭到破坏。系统试油资料表明，生产压差为12.86105Pa时，采液强度为14.1t/d.m，此时，单井采液量129.9t，为较合理的开采下限，超过此限，地层结构遭受严重损伤（见下表）。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,孤东油田2-13-47井系统试井成果表,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,对于孤东油田馆陶组来说，多大的采液强度合理呢这主要取决于油层发育状况，注采对应状况，原有物性等因素，在此我们作一个初步的分析。从跟踪分析1991年馆陶组198口泵径升级井来看在不同的采液强度下，油井的有效期和检泵周期是不一样的，当采液强度达到12.1-14.0t/d..m的界限，检泵周期和有效期随着采液强度的增大而缩短，说明采液强度在12.1-14.0t/d..m（平均13.0）时，比较合理（见下表）。另外，我们统计分析了孤东油田馆陶组“长寿井”（连续生产两年以上）情况，16个开发单元的1163口油井中，“长寿井”99口，占8.5。它们的平均单井效厚为10.8m，单井产液量为136.9t，平均动液面为190m，采液强度为12.67t/d..m，已连续生产36个月。这也说明了，对于油层发育好，供液能力旺盛的油井，采液强度13.0t/d..m左右，比较适应。孤东油田1991年大泵井采液强度有效期/检泵周期关系表,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,三、防砂、治砂的措施孤东油田馆陶组油层出砂是一个普遍现象，做好油井的防砂、治砂工作，是一个长期和重要的工作，防砂的好坏将直接影响油田的油水井利用率和储量动用程度，因此，防砂、治砂，确保油田正常生产是非常重要的。下面就孤东油田防砂工艺实际结合地层开采状况几点建议如下（1）对于开采馆3-4砂层组的井，投产初期必须采先期防砂，以提高投产成功率。从四区、八区分层系1991年以前油井投产时防砂情况来看（见下表），馆3-4层系比馆5-6层系出砂要严重，但采取先期防砂成功率高。例如八区二套层系情况馆3-4层系油井投产采用先期投产防砂成功率为81.8，未防砂投产成功率仅为40.0；馆5-6层系采用先期防砂投产成功率为100，而未防砂投产成功率也达95.0。在相同条件下（防砂或未防砂），馆3-4层系投产成功率比馆5-6层系低18.2-55.0。（2）选择合理的防砂方法，并做到机、杆（管）、泵合理配套。不同开发层系和不同沉积亚相所要求的防砂方法是有差异的。目前采用的五类防砂方法中，绕丝管的成功率和有效期优于其它四种，是目前常用的一种（见下表）。对于馆3-4砂层组来说，选择防砂方法时，除了考虑抑制出砂，还注意到油层泥质含量高，蒙脱石遇水膨胀作用，选用化学防砂比较合适。馆5-6砂层组，油层条件好，单井液量高，采液强度大，采用绕丝管，复合防砂等比较理想。另外，对于稠油，岩性为粉细砂岩，出砂严重的开发单元，为了减少流体在井筒中的停留时间，降低躺井率，则在部分井中采用小泵、小油管2″、大冲程、小冲次深油生产。（3）继续加强对油井的管理。从钻井、井下作业、采油各个环节，严格执行各种合理的工作制度和措施。同时，对于出砂严重的井，作业开抽时选择合理的工作制度，尽可能延长生产时间，生产过程中由于出砂严重造成油井液量下降时（降至正常生产时液量的1/3），尽快洗井排砂，减少作业次数。（4）把放大生产压差和防砂治砂有机结合，建立合理的生产压差，既能提液增油，又能延长油井检泵周期。,,四、孤东油田地质特征,孤东油田馆陶组油层出砂规律研究,,孤东油田防砂效果统计,,谢谢大家,