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0.129-9410-3m2。,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