江汉盐湖盆地盐间泥质白云岩油藏开发探索与实践

第２０卷第３期　２０１０年９月　江汉石油科技　

ＪＩＡＮＧＨＡＮ　ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ　ＳＣＩＥＮＣＥ　ＡＮＤ　ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ　Ｖ０１．２０　Ｎｏ．３　

Ｓｅｐ．２０１０　

江汉盐湖盆地盐间泥质白云岩油藏开发探索与实践　彭美霞　陈　素　（１．江汉油田分公司勘探开发研究院　漆智先　华继军　

２．江汉油田分公司采油工艺研究院）　

摘要江汉盆地潜江凹陷盐间泥质白云岩油藏是国内外罕见的多层状特殊油藏，蕴藏着巨　大的潜在资源，但是储层矿物组分多、储集空间类型丰富、渗流机理复杂，开采难度很大。近年来，　针对油藏特征及开发难点，通过深化精细地质研究及储层渗流机理分析，加大配套开发技术矿场试　验力度，提高了盐间泥质白云岩油藏难采储量的开发水平。　关键词江汉盆地盐间泥质白云岩开发技术渗流机理　

江汉盆地潜江凹陷含盐地层分布面积达　１８００ｋｍ。，潜江组纵向上共有１９０多个含盐韵律，盐　

韵律由盐岩层与盐间泥质白云岩层组成，盐间泥质　白云岩是较好的生油岩，其生成的油气由于上下盐　岩遮挡，形成国内外罕见的多层状盐间泥质白云岩　油藏。该油藏蕴藏着巨大的潜在资源。随着勘探开　发程度不断加深，后备资源日渐匮乏，盐间泥质白云　岩油藏的有效开发成为当务之急。近年来，针对油　藏特征及开发难点，通过深化精细地质研究及储层　渗流机理分析，加大配套开发技术矿场试验力度，现　场应用取得了显著效果。　１　油藏地质特征及开发难点　盐间泥质白云岩属于以化学沉积作用为主的复　杂岩性，矿物组分十分复杂，含有碳酸盐矿物、粘土　矿物、盐类矿物及少量铝硅酸盐矿物和部分陆源碎　屑。储层以碳酸盐矿物及泥质物为主，平均含量分　别为３８．１６％和３３．５４％，盐类矿物次之，平均含量　为２６．１９％。纵向上单个盐间韵律层具有三层结　构，下部钙芒硝与泥质白云岩互层沉积，为外源卤水　与盆内盐水化学反应生成，中部泥质白云岩段为盆　地浓缩初期沉积产物，上部钙芒硝段为石膏被硫酸　钠交代生成或直接浓缩生成。　盐间泥质白云岩储集空间类型十分丰富，粒间　孔、晶间孔、晶间溶孔以及网状缝、洞十分发育。储　层孑Ｌ隙度较高，潜二、三段孔隙度普遍大于１５％，潜　四段相对较小，渗透率普遍较低，一般小于１０ｘ１０　ｔｚｍ　，具有中孔—低渗、特低渗的特点。孔隙结构十　分复杂，孔隙结构参数与孔隙度、渗透率没有明显的　相关关系。　盐间泥质白云岩储集层由于不同岩性频繁交互　沉积导致层内非均质极为严重；裂缝相对发育，裂缝　型储层具有塑性特征，随着流体压力释放，裂缝快速　闭合，孔隙喉道变小，油井产量下降快；油藏无边水　和底水，孔隙型储层靠天然能量自然产能低。针对　这些开发难点，经过多年的持续攻关和开发实践，在　油层渗流机理研究的基础上，初步形成盐间泥质白　云岩油藏配套开发技术。　

２渗流机理研究　２．１单相渗流特征　由于盐间泥质白云岩油层平均孔喉半径小，而　且微小喉道所连通的孔喉体积比例大，油层的弱亲　水性决定了油层岩石表面存在一定厚度的水膜，使　油层渗流机理十分复杂，表现在流体流动存在启动　压力，流体渗流为非达西渗流。盐间泥质白云岩压　汞分析结果表明，盐间泥质白云岩毛管曲线中大多　出现早期无退汞或退汞很小，而当压力梯度增大时　才开始出现退汞现象。根据２２块样品统计，随着平　均孔喉半径减小，启动压差增大（图１），随渗透率增　加，启动压差减小（图２），平均启动压差约为６ＭＰａ。　２．２渗吸特征　盐问泥质白云岩为亲水岩石，具有较强的渗吸　

第一作者简介彭美霞，女，１９９４年毕业于江汉石油学　院测井专业，高级工程师，一直从事油气开发研究工作。　・１８－　江汉石油科技　第２Ｏ卷　ＡＩ’　１．／　］５ｑＩ　ｇｈ　１　６．９９２（　Ｒ　（）．８０９５　Ｎ　２２　

４ｈｌ￣ｆｆ、｝　ｉ　（　ｌ　）　图１启动压差与孔喉半经关系图　作用，通过发挥毛细管力的渗吸作用，促使裂缝中的　水进入基质，使基质中的油被驱替出来。　盐间泥质白云岩岩心静态渗吸作用实验结果　（表１）可以看出，储层由于孔喉半径小，极有利于渗　△ｌ，＝０　０２，１２１　ｇＫ＋６　ｑ６ｊｊ　０．　Ｚ　Ｚ２　１　ｌ　０　１００　渗透牛（１　０’｝ｌ１１／　１　图２启动压差与渗透率关系图　吸作用，吸水排油率较高，最低为２５．６％，最高为　４０％，平均为３０．３％。而且浸泡介质矿化度越低，　越有利，其采收率值越高。岩石经过渗吸作用实验　后，其渗透率大大增加，平均增加９．５倍。　

表１盐问泥质自云岩岩心渗吸作用实验结果　

２．３水驱机理　通过水驱油机理物理模拟实验，研究盐间泥质　自云岩特殊油藏水驱油过程中孔隙结构变化和水驱　原油微观运移过程。　２．３．１孔隙结构变化　盐问泥质白云岩储层含有可溶盐类矿物，水驱　过程中由于水溶性矿物的溶解，孔隙结构发生明显　变化，渗透性得到提高（图３、４）。　图３中，１ｌ一１号样品水驱过程中，上下各有一　处因可溶物的溶解，上面的孔隙发生变化，下面形成　了新的孔。图４中，２５—８号样品水驱过程中，裂缝　中充填的可溶物在水驱过程中溶解，使原本不连通　的上下裂缝连通，渗透性增强。　２．３．２水驱油机理　水驱初期以驱动力的驱替作用为主，毛细管力　的渗吸作用较弱；水驱中期驱替和渗吸都起作用；水　驱后期渗吸作用增大。在驱动力的作用下，水首先　进入较大的毛管孔道，随着驱替过程的进行，大毛管　中的油越来越少，小毛管中靠渗吸采油的作用逐渐　增加，在与裂缝或大孔道不连通，渗流能力差的基质　中储存的原油，通过渗吸作用将原油输送到裂缝或　大孑Ｌ道或具有渗流能力的基质中，最终被采出。　图５所示为模型２５—８号样品水驱后一区域的　图片，渗吸作用前钙芒硝晶体表面附着的油在水驱　过程中没有波及到；模型在水中浸泡４８小时后，钙　芒硝表面附着的油大部份被排到大孔道中。　第３期　彭关霞等：江汉盐湖盆地盐闾泥质　云岩油　开发探窒与实　图３　１１—１号样品水驱前后对比图　图４　２５—８号样品水驱前后对比图　

３配套开发技术实践　图５　２５—８号样品水驱油后渗吸作用前后图片　３．１完井工艺　根据盐间泥质白云岩地质特点及生产实践，研　究认为针对不同储层类型，采取先期裸眼完井和套　管完井两种不同的完井方式，有利于保护储层或进　行储层改造。　３．１．１先期裸眼完井　在裂缝发育区，钻井过程中易出现井喷、井漏以　及各种油气显示，将套管下到油层顶部固井后再钻　开油层，固井质量得到保证的同时，能够尽量减少钻　井、固井过程中对油气层的污染，从而获得较高的产　能。　３．１．２全井油层套管固井完井　在裂缝不太发育区域，油井钻井过程中一般无　井喷井漏，采用泥浆暂堵新技术套管固井完井，有利　于后续工艺技术措施的开展，如酸化压裂等。　两种完井方式都得到了良好的应用效果。在靠　近断层的裂缝发育区，利用砂岩油藏开发报废井王　４新斜１１—４井从１ｌＯＯｍ侧钻，钻至潜三下段８韵律　・２Ｏ・　江汉石油科技　第２０卷　底下７寸套管固井后，继续钻至１２韵律发生井漏，　用低密度泡沫冲砂完井投产，裸眼长７６ｍ。投产后　未进行任何措施，日产量稳定在５～７ｔ，已累计产油　５０１５ｔ。在远离断层、裂缝不太发育的区域，钻探王　云３－１１－４井采取套管完井，该井射孔后抽汲仅见　油花，经过挤水酸化综合解堵措施，在对应注水井先　期注水的情况下，施工后自喷５０ｄ，最高日产油１４．　６ｔ。　３．２油层改造　针对盐间泥质白云岩油层复杂的岩性物性特　点，通过大量的岩心实验及矿场试验，形成了不同储　层类型的改造技术系列。常规缓速酸酸化工艺主要　用于解除近井地带堵塞，尤其是由于井喷井漏而采　取压井堵漏措施产生的泥浆污染；稠化酸酸压工艺　主要用于远离断层，裂缝相对不发育、白云岩矿物含　量较高的致密储层，用于沟通地层深部天然裂缝，或　者井筒条件不适合加砂压裂的井层（如长裸眼段）；　加砂压裂工艺则倾向于裂缝不发育的孔隙性储层，　通过形成高导流能力的人工裂缝扩大渗流面积。　王云３斜一７—２井在钻穿潜３　一１０韵律井过程　中无喷漏现象和槽面显示，同井同层上，先后试验过　小型酸化、大型酸压和加砂压裂，从施工效果上看，　加砂压裂的人工裂缝能沟通地层，支撑剂能维持高　导流能力，压裂后日产油量从０．２ｔ最高上升到１４．　９ｔ，后以２ｔ／ｄ的日产量稳产了２个月，取得了较好的　增油效果。　３．３注水开发　盐间泥质白云岩可溶盐类矿物含量较高，注水　不但能够补充地层能量，而且可在很大程度上改善　储层渗流通道、增大渗流能力。将单井注水吞吐与　井组注水采油相结合，综合发挥驱动力的驱替作用　和毛细管力的渗吸作用，有利于提高盐间泥质白云　岩油藏采收率。　３．３．１单井注水吞吐采油　注水吞吐采油是根据盐间泥质白云岩具有的渗　吸特征，在同一口井把水注进去，将油驱替出来。注　水吞吐采油包括注水、关井吸渗和开井吐油３个阶　段。注水阶段能够增加地层能量，提高地层压力，使　注入水进入裂缝系统外，尽可能进入各种微缝和孔　道，增加油水接触面，并压缩孔道中的原油。关井吸　渗阶段，地层中各点压力重新分布，趋向相对稳定，　同时流体进行油水置换，形成吸水排油的单向对流　运动，促使水线逐渐向油层远处推进，经过一定关井　时间，油水形成新的分布和相对平衡。开井吐油阶　段，地层压力下降，采出油水混合液，在井筒附近形　成压降漏斗，使油层孔道中的原油驱入井底采出；同　时毛细管力将部分水滞留在孔道中。　早在１９７４年１０月，就开始对王北１１—５井的　４虾一７＋８韵律实施注水吞吐采油矿场试验，历时５　年，先后共实施了９次注水试验，周期注水量５ｌ一　３８３ｍ　，关井反应７～５３ｄ，周期采油量１—２９５ｔ，共注　水１５１ｌｍ　，采油１３４３ｔ，产水１７１２ｍ　，累计采油　３０５４ｔ，采出水与注入水基本相当。注水采油初期平　均日产油４０ｔ／ｄ，后期出水或不出。近几年加大了注　水吞吐采油矿场试验力度，尤其在２００８年，试验井　数及试验周期都有了大幅度增加，共实施６口井ｌ６　井次，累计增油１１０７ｔ，取得较好的增油效果。　３．３．２井组注水采油　盐间泥质白云岩油藏无边水和底水，天然能量　不足，自然产能低。根据富集规律及水驱油机理研　究成果，以王四１２—２井区潜３　一１０韵律为目的层　开展注水试验。通过注水时机、注水方式、水线推进　规律及井网部署研究，提出先期注水、考虑裂缝方向　布井的开发思路，提高油井注水受效率及油井稳产　水平，在盐问泥质白云岩特殊油藏开发方面取得实　质性进展。通过开展５个井组的注水试验，油井见　效后产量开始提高，液量增加，动液面升高，能够２　年以上日产油稳定在５ｔ左右。投产大部分油井在　对应注水井先期注水的情况下，初期投产获自喷工　业油流，下泵后能够保持稳产。　利用油层的渗吸作用，采取周期性注采方式，能　够改善盐间泥质白云岩油藏的注水效果。图６为王　４新１２—３井组注采曲线，２００５年２月２０日，王４斜　ｌ４—３井含水上升，油量由５．８ｔ／ｄ下降到０．６ｔ／ｄ，王　４新１２—３井开展周期性注水试验，王４斜１４—３井　产量回升，受效稳产近三年，累计采油５６３１．４ｔ。后　因井筒损坏原因侧钻王４斜１４—３Ｃ，继续开展周期　性注采，初期日产油ｌＯｔ，后产量稳定在５—６ｔ，累计　产油１５００ｔ，目前日产５ｔ左右。