盐间泥质白云岩注水开发实践与认识剖析.ppt

江汉采油厂二0一三年九月 汇报人 张家国 盐间泥质白云岩油藏注水开发实践与认识 江汉油田江汉采油厂 江汉油田潜江组发育了193个盐韵律层 累计厚度达2000m以上 盐间地层既是生油层又是储油层 其生成的油气由于上下盐岩封隔 封闭体系 形成盐间泥质白云岩非常规油藏 蕴涵着丰富的油气资源 目前通过研究院研究 在潜江凹陷对4个层评价出 有利区 12个 潜349韵律3个 潜3410韵律5个 潜4下2韵律2个 潜4下6韵律2个 预测面积95km2 地质储量10897万吨 前言 王19 8 初产6 5t 王东9 13 日油1t 潜34 9 10韵律有利区叠合分布图 图例 9韵律有利区 10韵律有利区 王平1井区 王场南区 王场东区 一 盐间泥质白云岩储层基本特征 题纲 二 盐间泥质白云岩油藏注水开发实践 四 结论与建议 三 盐间泥质白云岩油藏下步稳产对策 主要矿物钙芒硝含量17 15 白云石含量27 67 方解石含量10 49 泥质矿物含量33 54 为中孔低渗透 特低渗透储集层 孔隙度最大为35 7 最低1 2 一般15 25 渗透率一般为0 129 94 10 3 m2 储层岩性及物性 盐间泥质白云岩储集类型按成因分为原生 次生孔隙两大类 原生孔隙主要是白云岩晶间孔和钙芒硝岩晶间孔 次生孔隙主要是次生晶间孔 次生晶间溶孔 洞 缝 储层类型 一 储层基本特征 研究表明 盐间泥质白云岩层层内非均质性严重至极严重 盐间泥质白云岩层层间非均质性也比较严重 表现在同一单井的不同韵律层段差异很大 其孔隙型渗透率级差可达几十以上 非均质比砂岩地层更严重 导致油藏产能差异大 开发难度比较大 储层非均质性严重 储层敏感性十分复杂 具中等碱敏 中等速敏 要求在注水开发时 针对不同岩性采用不同注水速度 弱甚至无水敏 有利注水开发 中等 弱酸敏 针对不同岩性在进行酸化时应考虑不同配方 强应力敏感 必须保持合理的生产压差 储层敏感性 一 储层基本特征 一 盐间泥质白云岩储层基本特征 题纲 二 盐间泥质白云岩油藏注水开发实践 四 结论与建议 三 盐间泥质白云岩油藏下步稳产对策 岩心静态渗吸作用实验 通过毛细管力的渗吸作用 采收率平均可达到30 3 且矿化度越低 其采收率值越高 渗透率平均增加9 5倍 室内试验表明 盐间泥质白云岩具有亲水特点 二 注水开发实践 探索盐间泥质白云岩油藏单井吞吐 自吸排油开采方式的开发效果 注水开发试验目的 二 注水开发实践 初期产量高 递减快 采油速度低 探索该油藏能量补充方式 优化井网 摸索该油藏各类型储层注水开发规律 评价各类型储层注水开发效果 为盐间泥质白云岩油藏有效动用 规模开发提供方法及依据 盐间井灌水开发效果统计表 二 注水开发实践 1 灌水采油试验 灌入水进入盐间层后 溶解油层内的可溶矿物 改造了储层渗流通道 使距井较远的孔隙或孔洞内的油被驱替出来 灌水采油 王北11 5井灌水采油曲线 王北11 5灌水采油效果 二 注水开发实践 上下盐层溶蚀后 当地层压力下降时 会发生更为严重的堵塞 试验结果表明 由于含盐层的大量溶蚀 短期内能达到一定的增油效果 但后期有一定的危害 表现为 灌入水波及范围有限 仅能吸替出井筒周围的原油 后期效果越来越差 1 在王四8 1井注水二天后 513m3 王8 1井出现井喷 喷出原油263m3 王8 1井 王四8 1井 该试验表明盐间裂缝区储层见效时间短 反应强烈 二 注水开发实践 2 对井注水采油试验 对井注水采油 2 转抽后初期日产25t d以上 累积采油1882t 3 水线推进快 王8 1井很快水淹 关井停产 80m 二 注水开发实践 3 王平1井区注水开发试验 裂缝区 裂缝 孔隙区 孔隙区 先后投入注水井7口 累计注水20 8万m3 一向受效井5口 二向受效井3口 三向受效井1口 投入7个井组 除王云3斜 5 4与王4新9 4井组外 其他5个井组均见到不同的注水效果 王平1井区注水井见效统计表 注水开发后井组见效明显 二 注水开发实践 王平1井区注水开发 二 注水开发实践 裂缝区储层 王4新12 3井组见效情况统计表 王云3斜 5 7井两次水驱前缘图 2 超前注水效果好 1 注水后见效见水时间短而强烈 且方向性强 王平1井区注水开发 对应水井王云3斜 5 7先期累积注水9000m3 投产后该井产量稳定在6 7t d 累计产油11040t 二 注水开发实践 王平1井区注水开发 二 注水开发实践 王4新斜8 3井组见效情况统计表 1 油井见效后产量稳定上升 增油效果较好 2 由于井网不完善 油井单向受效 有效期较短 裂缝 孔隙区储层 王平1井区注水开发 二 注水开发实践 孔隙区储层 油井见效时间较长 王云11井235天后见效 有效期短 且增油幅度不大 王云斜8井组见效情况统计表 大修 王平1井区注水开发 一 盐间泥质白云岩储层基本特征 题纲 二 盐间泥质白云岩油藏注水开发实践 四 结论与建议 三 盐间泥质白云岩油藏下步稳产对策 三 下步稳产对策 存在的问题 1 增油手段单一 常规的灌水采油到后期效果逐渐变差 而目前的酸化 压裂等措施经试验表明 有效期短 增油效果差 2 井损问题突出 水驱控制储量逐年减少 3 井网不完善 多向受效井少 导致部分油井不见效 或见效后 有效期短 累计增油量少 盐间泥质白云岩油藏生产以来 共进行酸化 压裂和酸压等措施43井次 有效井次30井次 措施有效率69 7 累积增油4260t 单井平均增油99t 盐间泥质白云岩措施工作量统计表 其中王平1井累计增油 1919t 扣除该井影响 单井平均增油仅55t 1 增油手段单一 常规灌水采油效果后期变差 而措施经试验表明 有效期短 增油效果差 三 下步稳产对策 存在的问题 井筒易垮塌 套管损坏严重 盐间泥质白云岩套损井统计表 2 井损问题突出 水驱控制储量逐年减少 三 下步稳产对策 存在的问题 套管变形点及岩性情况表 变形点储层岩性主要为盐岩 白云质泥岩 钙芒硝泥岩等 这类岩性为可塑性岩类 见水后 易泥化 加剧蠕变变形 引起非均匀外载导致套管损坏 另一方面固井时出现井漏 井溢等 造成固井质量差 导致套管易损坏 三 下步稳产对策 存在的问题 王云3 11 4 2008年12月完钻 2010年9月检泵未成 管卡 卡点1764m 分析套管变形 王4斜 4 2 2008年12月打塞补孔盐间 2010年6月查套 1778 08m处套管变形 王云斜8 2007年9月投注盐间 2012年2月解卡无效 变形 切割油管至1810m 解卡无效 三 下步稳产对策 2 井损问题突出 水驱控制储量逐年减少 存在的问题 投入注水井7口 目前正常注水井仅3口 3 井网不完善 多向受效井少 采油速度低 三 下步稳产对策 生产井全部为单向受效 低产低液 采油速度仅0 1 存在的问题 三 下步稳产对策 下步注水开发设想 在泥质白云岩油藏 要想稳产 上产 取得好的经济效益 必须立足于注水开发 提高水驱储量控制程度 王平1井区 增大波及面积 增加油井受效方向 延长见效周期 避免注入水单向突进 三 下步稳产对策 灌水40方 王19 8 有产能 递减快 掺水2方 王19 8井潜34 10韵律 王场南区 三 下步稳产对策 立足于注水开发 提高水驱储量控制程度 高砂量 造长缝 稀井网 大井距 实现 注上水 能见效 不水窜 排距 200m 仿水平井开发 井距 500m 下步注水开发设想 王场南区 一 盐间泥质白云岩储层基本特征 题纲 二 盐间泥质白云岩油藏注水开发实践 四 结论与建议 三 盐间泥质白云岩油藏下步稳产对策 1 根据储层的敏感性结果及见水特