一种近岸水下扇油藏的开采方法与流程

1.本发明属于采油技术领域，具体涉及一种近岸水下扇油藏的开采方法，特别涉及纵向砂体上存在多期叠置，平面上既有边缘断层，又有“扇根、扇中、扇缘”等沉积差异的砂砾岩油藏增产技术。


背景技术：

[0002]“近岸水下扇”，如图1所示，即近岸水下扇是一种常发育在断陷盆地中断层陡岸一侧，陆地冲积扇下切进入深水湖内，堆积在靠近断层下盘的水下扇体。当山洪暴发时，近源山间洪水携带大量的风化剥蚀和垮塌的陆源碎屑物质沿断沟直接进入湖盆，由于湖盆边缘的坡度较陡和洪水流动的惯性作用，使洪水水流具有很强的水动力，能冲刷侵蚀湖底，形成水下河道，同时迅速卸载，可形成杂乱分布的、反映水下泥石流或泥石流特点的扇根(内扇)砂砾岩。随着水流继续向前流动，湖盆坡度变缓，水流开始分散，但仍能冲蚀扇中(中扇)下伏沉积物形成分叉的网状河道(下辫状水道)，快速堆积了反映颗粒流(液化流)特征的块状和递变层理的扇中(中扇)砂砾岩。随着搬运距离的继续增加，水流的能量逐渐损失，由于沉积物在扇根主水道和扇中中的大量卸载，己不具备冲蚀湖底形成水道的水流强度，因此当含有大量悬浮物质的强搅动水流到达扇中前缘和扇端时，便形成了反映低密度浊流沉积的具似鲍马序列的浊积岩。此时，基本上己无水下河道形成，地形趋于平缓，并向湖盆方向逐渐过渡为湖相暗色泥岩沉积。
[0003]
扇根是近源山间洪水携带大量陆源碎屑物质沿端沟直接进入湖盆而形成。岩性主要以叠瓦状的砾岩和块状的砂砾岩，分选磨圆差，整体比较粗。主要可以可看到块状、大型板状交错层理、模糊的平行层理。通常扇根亚相可以识别出扇根主水道、扇根主水道间微相。在测井曲线上，扇根主水道是高—特高电阻率，呈现为箱形。在储层的研究上，扇根的物性比较差，一般以特低孔、超低孔储层为主，通常作为封堵层。
[0004]
扇中是近挨着扇根发育的，主要发育在湖盆陡岸的较深水环境中，也是近岸水下扇的主体部分。岩性比扇根偏细，砂岩和含砾砂岩为主，多发育交错层理、递变层理，且发现冲刷充填构造。扇中通常以辫状水道和水道间为主要微相。在测井曲线上整体呈现为幅度较大的指状、块状、箱形等很多形态的曲线组合，且常见顶部渐变底部突变。扇中是近岸水下扇作为储层最好的部分，且扇中前缘是储集物性最好的部位。
[0005]
扇端分布在水体较深的末端，但地形较为平坦。岩性相比比扇中细，主要以粉砂岩、粉砂质泥岩和暗色泥岩为主，也含少量的砂岩和含砾砂岩。沉积构造多发育水平层理、波状层理、平行层理、交错层理等。在测井曲线上主要呈现为低幅锯齿状或宽缓指状。扇端的储集性能整体上没有扇中好，扇端泥可以作为很好的遮挡层。
[0006]
但是开采近岸水下扇油藏存在以下技术困难：
[0007]
(1)由于湖水的周期性进积与退积所形成砂体相互叠置，扇体在纵向上，不同砂体交互穿插，使沉积特征复杂化。平面上，沿边缘断层或凸起带呈裙带状分布，向湖盆中心方向又有“扇根、扇中、扇缘”等沉积差异，单层砂体自然不会有很好的连续性。油气勘探中发
现，同一深度背景下的同一期扇体、同一亚相内部的含油性差异非常大，扇体表现为非常强的非均质性。
[0008]
(2)在扇中，扇端沉积亚相中，当水动力减弱时，细粒的悬浮颗粒沉积会形成泥质夹层。泥质夹层的岩性主要为泥岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩等，孔隙度、渗透率较低。夹层是阻止或控制流体运移的非储集层，储层的非均质性较强，注水井吸水能力低、注水效果差。
[0009]
(3)断层结构复杂，靠近应力集中带，存在微小断层，油层沿断层高部位聚集，不同油层、圈闭高位呈“叠瓦状”展布，各层沿断块圈闭高位呈“叠瓦状”分布，含油面积小，含油高度低，断层处可能发育有裂缝带，裂缝带容易引起压裂液漏失。
[0010]
(4)该区域主要以残余粒间孔、粒间溶孔为主；孔喉半径：0.375～3.409μm；最小流动半径：0.1～0.63μm，平均0.86μm。该区为低孔－特低孔、低渗－特低渗储层，为中－差储层。
[0011]
(5)北马庄地区原油凝固点为38
‑
62℃，平均值为45℃，原油凝固点高，不利于采油。
[0012]
(6)该区储层具弱速敏性、中等水敏性、中等盐敏性、中等酸敏性、中等碱敏性。
[0013]
(7)储层含有大量黏土矿物：绿泥石、黑云母、蒙脱石—绿泥石混层矿物，情况复杂，储层改造较难。
[0014]
(8)该区压力系数普遍较低，在抽汲过程中表现出抽汲深度大，供液严重不足，说明储层的能量极低，这将会影响到压后的返排以及压后生产。
[0015]
目前现有技术已经对近岸水下扇沉积相进行了相关的预测、评价工作(例如cn105116467b、cn105467463b等)，但尚缺乏对该种类的油藏的系统开采方法。


技术实现要素：

[0016]
本发明的目的在于提供一种近岸水下扇油藏的开采方法，能够实现该类油藏的增产开发。
[0017]
为实现上述目的，本发明所采用的技术方案是：
[0018]
一种近岸水下扇油藏的开采方法，包括以下步骤：
[0019]
(1)对近岸水下扇的扇根、扇中和扇端的可采层位进行敏感性、岩石润湿性、岩石力学性质、原油性质以及岩石岩性分析；分别针对扇根、扇中和扇端布置采油井，扇根采油井开采河道微相油藏，扇中采油井开采辫状水道微相油藏，扇端采油井开采扇端亚相油藏；
[0020]
(2)根据步骤(1)的分析结果，分别对河道微相油藏、辫状水道微相油藏、扇端亚相油藏进行压裂改造；
[0021]
(3)布置注水井，酸化作业，之后注入流体开采原油。
[0022]
本发明的近岸水下扇油藏的开采方法，针对存在多期叠置，平面上既有边缘断层，又有“扇根、扇中、扇缘”等沉积差异的砂砾岩油藏，通过可采层位的评价分析，在扇根、扇中、扇端布井，通过针对性的采油井压裂改造、注水井酸化作业，使该类复杂油藏实现增产开发。
[0023]
优选的，步骤(1)中，敏感性分析结果为：速敏临界流量为1.5～2cm3/min；水敏临界矿化度为5000
‑
6000ppm；无酸敏；碱敏临界ph值8.5～9.5。
[0024]
优选的，步骤(1)中，岩石力学性质为：岩石泊松比为0.22～0.27，杨氏模量23000～30000mpa。
[0025]
优选的，步骤(1)中，原油性质为：原油密度0.84～0.86g/cm3，粘度4.1～51.7mpa
·
s；原油凝固点为38～62℃，原油内含蜡量35～50％。
[0026]
优选的，步骤(2)中，扇根沉积相岩石由灰白色砂砾岩、砾质砂岩、黏土矿物混合胶结而成，灰白色砂砾岩、砾质砂岩、黏土矿物的质量占比分别为30～40％、30～40％、20～40％；黏土矿物由高岭石、伊利石、绿泥石和泥灰质石膏组成，各成分的质量占比分别为20～30％、20～30％、30～40％、20～30％。
[0027]
进一步优选的，扇根采油井采用以下方式压裂泵注：先泵注前置液，然后泵注砂液比逐渐提高的携砂液，最后泵入原胶液。
[0028]
优选的，步骤(2)中，扇中沉积相岩石由灰绿色粉砂岩、浅灰色含砾砂岩、含砾粗砂岩、黏土矿物混合胶结而成，灰绿色粉砂岩、浅灰色含砾砂岩、含砾粗砂岩、黏土矿物的质量占比分别为60～65％、15～20％、15～20％、5～10％；黏土矿物由高岭石、伊利石、绿泥石和泥灰质石膏组成，各成分的质量占比分别为20～30％、20～30％、30～40％、20～30％。
[0029]
进一步优选的，扇中采油井采用以下方式压裂泵注：先泵注基液顶替井筒，然后依次泵注前置液、携砂液，之后泵注基液顶替；前置液为低粘co2泡沫压裂液，携砂液为中粘co2泡沫压裂液。
[0030]
优选的，步骤(2)中，扇端沉积相岩石由粉砂岩、泥质粉砂岩、黏土矿物混合胶结而成，粉砂岩、泥质粉砂岩、黏土矿物的质量占比分别为70～75％、10～15％、15～20％；黏土矿物由高岭石、伊利石、绿泥石和泥灰质石膏组成，各成分的质量占比分别为10～20％、20～30％、30～40％、30～40％。
[0031]
进一步优选的，扇端采油井采用以下方式压裂泵注：依次泵注前置液、携砂液，之后泵注基液顶替；前置液为低粘co2泡沫压裂液，携砂液为中粘co2泡沫压裂液。
附图说明
[0032]
图1为近岸水下沉积模式示意图；
[0033]
图2为本发明实施例中近岸水下扇沉积相平面示意图。
具体实施方式
[0034]
下面结合附图对本发明的实施方式作进一步说明。实施例中，如无特殊说明，“％”均为质量百分比。
[0035]
本发明的近岸水下扇油藏的开采方法的具体实施例
[0036]
实施例1
[0037]
本实施例的近岸水下扇油藏的开采方法，针对北马庄
‑
黑龙庙地区某近岸水下扇区域，北马庄
‑
黑龙庙地区位于南阳凹陷南部断裂带东南部，为鼻状构造背景，面积约100km2，完钻探井26口。地震地质综合研究认为，在北马庄和黑龙庙地区还存在几百万吨石油储量，由于两地区砂体均属小型水下冲积锥沉积，储集物性差，埋藏较深，油藏为典型的低孔低渗油藏；具体开采过程包括以下步骤：
[0038]
(1)分别针对扇根、扇中和扇端布置采油井，如图2所示，分别为扇根沉积相采油井
南28井、扇中沉积相采油井新南63井、扇端沉积相采油井南32井。
[0039]
扇根亚相可采层位为河道微相油藏；扇中亚相可采层位为辫状水道微相油藏；扇端采油井开采扇端亚相油藏；
[0040]
对不同沉积相油藏开采层位进行敏感性、岩石润湿性、岩石力学性质、原油性质以及岩石岩性分析，具体为：
[0041]
1.1南28井
[0042]
南28井位于扇根沉积亚相，其储层分析结果如下：
[0043]
s1
‑
油藏开采层位的敏感性分析
[0044]
敏感性参数的测量方法依照《sy
‑
t 5358
‑
2010储层敏感性流动实验评价方法》的规定进行。
[0045]
速敏：临界流量为2cm3/min，当流量超过该临界值时，会使储层渗透率降低。
[0046]
水敏：临界矿化度6000ppm，进入储层的流体的矿化度≥6000ppm时，会使储层渗透率降低。
[0047]
酸敏：无酸敏。
[0048]
碱敏：临界ph值9.5，外来流体进入后，使储层ph值≥9.5，则会使储层渗透率降低。
[0049]
s2
‑
油藏岩石润湿性分析
[0050]
润湿性评价方法，采用《sy/t 5153
‑
2017油藏岩石润湿性测定方法》的规定进行。接触角θ：选取岩样润湿角0
°
≤θ＜75
°
，其润湿性为亲水。75
°
≤θ≤105
°
，其润湿性为中性。105
°
＜θ≤180
°
，其润湿性为亲油。
[0051]
岩石润湿性：选取岩样测试，其润湿角为65
°
，润湿性为亲水。
[0052]
s3
‑
油藏岩石力学性质分析
[0053]
油藏岩石力学性质：岩石泊松比为0.22，杨氏模量30000mpa。
[0054]
s4
‑
油藏原油性质分析
[0055]
油藏原油性质：原油密度0.84～0.86g/cm3，粘度4.1～51.7mpa
·
s；原油凝固点为38～62℃，原油内含蜡量为35～50％。
[0056]
s5
‑
岩性分析
[0057]
取样：长度25mm的岩心柱。纵向上，岩石沉积深度为2600～3000m。
[0058]
岩性分析结果：由灰白色砂砾岩、砾质砂岩、黏土矿物混合胶结而成，其中黏土矿物作为胶结物，将灰白色砂砾岩、砾质砂岩胶结。其中，灰白色砂砾岩、砾质砂岩、黏土矿物的质量占比分别为30～40％、30～40％、20～40％。黏土矿物由高岭石、伊利石、绿泥石和泥灰质石膏组成，各成分的质量占比分别为20～30％、20～30％、30～40％、20～30％。其岩石岩样渗透率0.1
‑
0.5md，孔隙度10
‑
20％。
[0059]
1.2新南63井
[0060]
新南63井位于扇中沉积亚相，其储层分析结果如下：
[0061]
s1
‑
油藏开采层位的敏感性分析
[0062]
速敏：临界流量为1.5
‑
2cm3/min，当流量超过该临界值时，会使储层渗透率降低。
[0063]
水敏：临界矿化度5500ppm，进入储层的流体的矿化度≥5500ppm时，会使储层渗透率降低。
[0064]
酸敏：无酸敏。
[0065]
碱敏：临界ph值9，外来流体进入后，使储层ph值≥9时，储层渗透率降低。
[0066]
s2
‑
油藏岩石润湿性分析
[0067]
岩石润湿性：润湿角100
°
，其润湿性为中性。
[0068]
s3
‑
油藏岩石力学性质分析
[0069]
油藏岩石力学性质：岩石泊松比为0.27，杨氏模量23000mpa。
[0070]
s4
‑
油藏原油性质分析
[0071]
油藏原油性质：70℃下原油动力粘度为22.74mpa
·
s，沥青质及胶质含量2.03％，含蜡量36.76％，凝固点46℃。
[0072]
s5
‑
岩性分析
[0073]
取样：长度25mm的岩心柱。纵向上，其岩石沉积深度：2800
‑
3200m。
[0074]
岩性分析：由灰绿色粉砂岩、浅灰色含砾砂岩、含砾粗砂岩、黏土矿物混合胶结而成，其中黏土矿物作为胶结物，将灰绿色粉砂岩、浅灰色含砾砂岩、含砾粗砂岩胶结。其中，灰绿色粉砂岩、浅灰色含砾砂岩、含砾粗砂岩、黏土矿物的质量占比分别为60～65％、15～20％、15～20％、5～10％。黏土矿物由高岭石、伊利石、绿泥石和泥灰质石膏组成，其组分比例分别为20～30％、20～30％、30～40％、20～30％。
[0075]
1.3南32井
[0076]
南32井位于扇端沉积亚相，其储层具有以下特征：
[0077]
s1
‑
油藏开采层位的敏感性分析
[0078]
速敏:临界流量为1.5cm3/min。
[0079]
水敏:临界矿化度5000ppm，进入储层的流体的矿化度≥5000ppm时，会使储层渗透率降低。
[0080]
酸敏：无酸敏。
[0081]
碱敏：临界ph值8.5，外来流体进入后，使储层ph值≥8.5对储层渗透率降低。
[0082]
s2
‑
油藏岩石润湿性分析
[0083]
岩石润湿性：170
°
，其润湿性为亲油。
[0084]
s3
‑
油藏岩石力学性质分析
[0085]
岩石泊松比为0.24，杨氏模量28000mpa。
[0086]
s4
‑
油藏原油性质分析
[0087]
油藏原油性质：原油密度0.86g/cm3，粘度51.7mpa
·
s；原油凝固点为62℃，原油内含蜡量50％。
[0088]
s5
‑
岩性分析
[0089]
取样：长度25mm的岩心柱。纵向上，其岩石沉积深度：2800
‑
3200m。
[0090]
岩性分析：由粉砂岩、泥质粉砂岩、黏土矿物混合胶结而成，其中黏土矿物作为胶结物，将粉砂岩、泥质粉砂岩胶结。其中，粉砂岩、泥质粉砂岩、黏土矿物的质量占比分别为70～75％、10～15％、15～20％。
[0091]
黏土矿物由高岭石、伊利石、绿泥石和泥灰质石膏组成，其组分比例分别为10～20％、20～30％、30～40％、30～40％。
[0092]
(2)根据步骤(1)的分析结果，对不同沉积相油藏进行压裂改造：
[0093]
2.1南28井压裂改造
[0094]
按以下表1的方式进行压裂改造。其中开套循环指：打开套管地面的阀门，下入井下的防砂机械工具，从油管打入砂子和压裂液的混合浆液，由于防砂机械工具有滤网，将砂子留在防砂工具内，而压裂液经过滤网从套管空间返回到地面。留在防砂工具内的砂子起到了阻止底层出砂的作用。
[0095]
表1南28井(扇根沉积相采油井)压裂泵注程序表
[0096][0097]
表1中，平均砂液比＝(携砂液阶段总的砂量的数量/携砂液阶段的总的液体的数量)
×
100％
[0098]
砂浓度的为某阶段的液量除以砂量乘以砂子的密度，表征每m3工作液中砂的重量(kg)。砂液比为某阶段的砂量与对应液量的体积比。
[0099]
交联液的配方组成为：0.3％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水 0.3％交联剂。
[0100]
原胶液的配方组成为：0.3％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水。
[0101]
2.2新南63井压裂改造
[0102]
按以下表2的方式进行压裂改造。
[0103]
表2新南63井(扇中沉积相采油井)压裂泵注程序表
[0104][0105]
表2中，各阶段的工作液说明如下：
[0106]
基液的组成为：0.3％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水。
[0107]
低粘 泡沫的组成为：0.3％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水 排量为2m3/min的co2。
[0108]
中粘 泡沫的组成为：0.4％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水 排量为2.5m3/min的co2。
[0109]
2.3南32井
[0110]
按以下表3的方式进行压裂改造。
[0111]
表3南32井(扇端沉积相采油井)压裂泵注程序表
[0112][0113]
表3中，各阶段的工作液说明如下：
[0114]
基液的组成为：0.3％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水。
[0115]
低粘 泡沫的组成为：0.3％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水 排量为2m3/min的co2。
[0116]
中粘 泡沫的组成为：0.4％羟丙基瓜尔胶 1.0％氯化钾 0.2％压裂助排剂 0.2％甲醛 清水 排量为2.5m3/min的co2。
[0117]
使用co2作为泡沫搅注在不同粘度的压裂液中，可起到以下作用：一方面，在高凝固点的原油内co2的溶解度升高，饱和压力升高，原油的粘度不断降低，co2溶解可以降低高凝固点原油的凝固点。另一方面，co2可以降低地下岩石的温度，使得岩石的脆性增大，塑形减少，提高岩石破裂程度，可以使得更多的岩石破裂，将更多禁锢在岩石内的流体(天然气、水、油)流出来，同时岩石脆性增大，可以降低施工破裂压力，降低地面施工管道和特种车辆
的承受压力的负担。
[0118]
(3)布置注水井，酸化作业，之后由注水井注入流体开采原油。
[0119]
南155井区投产采油井3口(南28、新南63、南32为三口采油井；1口注水井南155井)，由于开采初期无注水井补充地层能量，3采油井产量急剧下降，目前采油井均低能低产，需南155井酸化后注水，补充地层能量，促进3口采油井增产。
[0120]
注水井与采油井在平面上距离相距100～150m。注水井与采油井之间无断层。注水井的注水层位(两口井在垂直纵向上同一地层的高度差200m)较采油层的深度高100～200m。
[0121]
按表4进行酸化施工。
[0122]
表4南155井酸化施工泵注表
[0123]
泵注程序液体名称液量(m3)备注打开套管闸门
ꢀꢀꢀ
正替前置液前置液1泵注排量≥0.3m3/min正替预处理液预处理液4.2泵注排量≥0.3m3/min关闭套管闸门
ꢀꢀꢀ
正挤预处理液预处理液5.8泵注排量＜0.2m3/min正挤前置液前置液4泵注排量＜0.2m3/min正挤处理液处理液5泵注排量＜0.2m3/min正挤后置液活性水6泵注排量＜0.2m3/min
[0124]
表4中，各工作液的情况说明如下：
[0125]
预处理液：8％地层清洗剂 0.5％酸化助排剂 2％nh4cl 1％酸化互溶剂 联合站热污水。即预处理液由以下质量分数的组分组成：地层清洗剂8％，酸化助排剂0.5％，nh4cl 2％，酸化互溶剂1％，余量为联合站热污水。
[0126]
前置液：10％盐酸 3％hac 2％铁离子稳定剂 0.5％酸化助排剂 1.5％酸化缓蚀剂 2％酸化互溶剂 2％nh4cl 联合站热污水。
[0127]
处理液：10％hcl 4％低伤害酸 1.5％hf 0.5％酸化助排剂 2％酸化缓蚀剂 2％铁离子稳定剂 2％nh4cl 联合站热污水。
[0128]
后置液：0.5％酸化助排剂 2％nh4cl 联合站热污水。
[0129]
南155井位于扇根沉积亚相，酸化完成后，待酸液返排完毕，下入注水管柱，注水井按照注水量40～50m3/天向地层注水。
[0130]
扇根沉积亚相的地质特点：以河道沉积和泥石流沉积为主。但从扇根到扇缘，分选和磨圆是具有逐渐变好的趋势，以及粒度逐渐变细的过程。
[0131]
当注水井与采油井构成的井网，在一个沉积相(扇根沉积亚相)中，该沉积相的沉积岩石颗粒的，粗颗粒较多，粗颗粒大小不一，需要酸化后增大渗透率，大量注水，提高水驱油在平面和纵向上的开采程度，采用较大量的注水量40～50m3/天。
[0132]
当注水井与采油井构成的井网，不在一个沉积相中(扇根沉积和扇中沉积过渡沉积地带)，由于岩石沉积变化没有规律性，岩石颗粒在平面和纵向上，有粗有细形成混合沉积岩石，因此需要酸化后，采用少量注水，让水慢慢浸透纵向的岩层，逐步的让注入水由注水井向四周的采油井驱油，提高油藏采收率，避免某一个方向的水驱形成优势，别的方向没
有水驱，无法采油的问题。
[0133]
注水开发前后的产状对比如表5所示。
[0134]
表5三口采油井注水开发前后的产状对比
[0135][0136]
由上表的结果可知，采用上述方式进行开采，可实现近岸水下扇这类纵向砂体上存在多期叠置，平面上既有边缘断层，又有“扇根、扇中、扇缘”等沉积差异的砂砾岩油藏实现有效增产开发。
[0137]
在本发明的其他实施例中，当注水井与采油井不在一个沉积相内，可按照以下方式进行注水开发：
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(1)注水井在扇根，采油井在扇中或扇端。此时酸化完成后，待酸液返排完毕，下入注水管柱，注水井按照注水30～40m3/天注水。
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(2)注水井在扇中，采油井在扇根或扇端。此时酸化完成后，待酸液返排完毕，下入注水管柱，注水井按照注水20～30m3/天注水。
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(3)注水井在扇端，采油井在扇中或扇根。此时酸化完成后，待酸液返排完毕，下入注水管柱，注水井按照注水10～20m3/天注水。