CN101353958A

CN101353958A - 一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法

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Publication number: CN101353958A
Application number: CNA2007101194574A
Authority: CN
Inventors: 周福建; 刘玉章; 张福祥; 熊春明; 杨贤友; 彭建新; 刘雄飞; 连胜江; 李向东; 陈芳; 钱春江; 杨建军
Original assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2007-07-25
Filing date: 2007-07-25
Publication date: 2009-01-28
Anticipated expiration: 2027-07-25
Also published as: CN101353958B

Abstract

本发明涉及油气井开采温控变粘酸酸压裂方法，首先用常规盐酸酸洗工序解除炮眼的污染；然后用温控变粘酸酸压裂工序，或前置液温控变粘酸酸压裂工序，或用温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序，或用前置液温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序，温控变粘酸各组分按重量比为：基础酸液为100份；温控变粘酸主剂0.5～1.5份；温控变粘酸缓蚀剂1～3份；破乳剂0.5～1份；铁离子稳定剂0.5～1份；高效助排剂0.5～1份；最后用2％KCL清水将温控变粘酸顶替入地层；温控变粘酸易于现场配制，摩阻低可泵性强，可以高排量施工；在储层高温条件下，鲜酸和残酸均具有较高粘度，提高了酸蚀裂缝长度；作业完成后，残酸的粘度降低，利于残酸的返排。

Description

一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法

技术领域

本发明涉及一种在石油天然气开采中利用温度控制酸液粘度来控制酸液在碳酸盐岩储层裂缝中滤失和酸岩反应速率的温控变粘酸酸压裂方法。

背景技术

酸压裂技术是碳酸盐岩储层油气井增产措施的有效方法之一。低渗透碳酸盐岩储层酸压裂增产效果主要取决于酸蚀缝长和裂缝导流能力。这又取决于酸液体系的性能和酸压工艺，酸压工艺主要依赖于设备性能，酸液体系的性能就起关键性作用。

目前国内外低渗透碳酸盐岩储层改造技术主要有酸压裂和加砂压裂两种，酸压改造占的比例在80％左右。目前碳酸盐岩储层酸压改造的酸液体系主要有普通酸、胶凝酸体系、乳化酸体系和滤失控制酸(LCA)。

目前的胶凝酸体系抗温性能较差是其主要弱点，在地面条件下胶凝酸可以到达30～50mPa.s，但在储层高温(＞120℃)条件下胶凝剂在高温的高强度酸介质中降解，粘度只有几个毫帕秒，酸液的滤失大，特别对于非均质严重的碳酸盐岩储层，其滤失控制难度大。同时，酸液粘度低，氢离子传质系数高，酸岩反应快，从而极大地影响了胶凝酸的深穿透性能。乳化酸也存在同样的问题，在储层高温条件下，酸液粘度降低较大，乳液的稳定性降低，酸液滤失增大，另外乳化酸的摩阻大，制约施工排量，也影响酸液的穿透距离。

滤失控制酸(Leakoff Control Acid)是90年代初首先在国外开发使用，LCA具有优越的降滤-缓速-深穿透性能。LCA又称就地交联酸体系，体系含有一种聚合物胶凝剂，可以随酸液的PH值变化产生胶联和破胶。鲜酸初始粘度为较低与常规胶凝酸相似，在酸岩反应过程中由于PH值升高，当pH值上升至2～4时，胶凝剂开始胶联，粘度瞬时升高，同时减缓了酸液滤失，使酸沿主裂缝系统深穿透，增加酸蚀裂缝长度。随着酸岩反应的进行，PH值大于5，激活了酸液系统内的还原剂，残酸粘度恢复至初始粘度。

现有的LCA酸酸液体系是在体系中加入金属交联剂，金属交联剂的特点是在pH值在＞2条件下交联，即只有在残酸条件下才能变粘，这时残酸中的H⁺浓度已经很低，因此，这类酸液体系不是理想的缓速体系，它只是属于低滤失酸液体系。

针对现有低渗透碳酸盐岩储层酸压酸体系的不足，综合酸压技术对酸液的要求，酸液体系必须具有：其一酸液具有良好的缓速性能，其二酸液具有低滤失性能，其三较低的摩阻，其三改造与储层保护结合。因此，根据低渗透碳酸盐岩储层特点，提出温度控制变粘酸体系。

发明内容

本发明的目的是提供一种在碳酸盐岩储层的油气藏酸压裂过程中，利用温度控制酸液的粘度，控制酸液在储层裂缝中滤失和酸岩反应速率工艺措施及采用的处理剂配方，以实现：①酸液在地面和泵注过程中其性能要与胶凝酸类似，要易于现场配制，摩阻低，可泵性强，可以实现高排量施工；②酸液在储层高温条件下，鲜酸和残酸均具有较高粘度，提高酸蚀裂缝长度；③在酸压作业完成后，残酸的粘度要降得很低，对储层损害小，有利于残酸的返排，提高酸压改造效果。

本发明所采取的技术方案是：

温控变粘酸酸压裂的核心是利用温度控制酸液粘度，在常温条件下变粘酸体系中的胶凝剂单分子分散，体系粘度较低易于泵送，当酸液进入储层裂缝吸收储层岩石的热能，体系温度升高，体系中的胶凝剂分子间发生链连接，体系粘度增大，降低酸液在促成裂缝面的滤失，使酸液可以推进到储层的深部，同时酸液粘度增大，控制酸液中氢离子的扩散速度，减缓岩石表面与酸液中的离子扩散交换，从而降低了酸液与储层岩石的酸岩反应速率，可以使鲜酸推进到储层的深部，形成长的有效的酸蚀裂缝，沟通远井带储层中的缝洞系统。另外该体系中胶凝剂在储层高温条件下，2-3小时后胶凝剂分子就会断链降解，残酸的粘度很低有利于残酸的返排。该技术实现形成长的有效的高导流的酸蚀裂缝寻找并沟通远井带储层中的缝洞系统，并可以保护储层，形成高效酸压裂改造储层技术。

温控变粘酸酸压裂工艺方法包括：温控变粘酸变粘控制工序；温控变粘酸酸压裂工序；前置液温控变粘酸压裂工序；温控变粘酸闭合酸压裂工序。

1、温控变粘酸变粘控制工序

温控变粘酸酸液现场配制，在温度-20℃～40℃下粘度与常规稠化酸相近，当温度升高到60℃～120℃，酸液体系粘度迅速增大。因此要根据酸压裂目的储层的温度确定变粘酸的泵注排量，排量一般在1.5～7.0立方米/分钟之间。

温控变粘酸酸液是以盐酸(5～28％盐酸)、土酸(5～15％盐酸+1～5％氢氟酸)或隐性土酸(5～15％盐酸+1～12％氟硼酸)为基础酸配制的酸液，添加特殊一些添加剂。基础酸液的组分主要由储层岩石类型来确定，对于灰岩和白云岩储层选用盐酸(5～28％盐酸)为基础酸；对于胶结胶好的砂岩或含泥质的灰岩储层使用土酸(5～15％盐酸+1～5％氢氟酸)为基础酸液，对于砂岩储层使用隐性土酸(5～15％盐酸+1～12％氟硼酸)为基础酸。

温控变粘酸各组分按重量比为：基础酸液为100份；温控变粘酸主剂0.5～1.5份；温控变粘酸缓蚀剂1～3份；破乳剂0.5～1份；铁离子稳定剂0.5～1份；高效助排剂0.5～1份。

温控变粘酸主剂是抗酸阳离子聚合物。抗酸阳离子聚合物为：其一是丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基十六烷磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵共聚物，其二是丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和三甲苯烯丙基氯化铵共聚物，其三为及苯乙烯、甲基苯乙烯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物，或谓上面三种的混合物。

温控变粘酸缓蚀剂为甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物；破乳剂为：烷基酚和环氧乙烷的缩合物和十六烷基三甲基氯化铵阳离子表面活性剂混合物；铁离子稳定剂为：抗坏血酸钠；高效助排剂：含氟烷基磺酸酯碘化铵。

温控变粘酸的泵注排量主要根据储层温度、前置液的用量来确定，温控变粘酸的排量一般在1.5～7.0立方米/分钟之间。

2、温控变粘酸酸压裂工序

对于二类储层碳酸盐岩储层(包括以碳酸钙为主的灰岩储层和以碳酸钙/碳酸镁为主的白云岩储层)，基质物性很差，使用温控变粘酸酸压工艺。使用10立方米5～10％HCL的常规盐酸，以0.5～1.5立方米/分钟排量注入地层，解除炮眼的污染；使用50～350立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～5级交替注入，先用温控变粘酸劈开地层裂缝，由于温控变粘酸在储层条件下粘度增大，而常规胶凝酸在储层条件下粘度降低，温控变粘酸和常规胶凝酸存在粘度差，再交替注入时常规胶凝酸在温控变粘酸中出现指进，温控变粘酸和胶凝酸将地层裂缝面岩石酸溶蚀形成非均匀的酸蚀面，在温控变粘酸注入过程中采用变排量方式注入，这有利于压开的裂缝的宽度变化易在裂缝面形成酸蚀沟渠，有利于提高压开的裂缝的导流能力；使用1井筒酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以0.5～3.5立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层。

常规盐酸各组分重量比为：浓度为5～10％HCL为100份；酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)1～2份；破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚)0.5～1份；铁离子稳定剂(抗坏血酸钠)0.5～1份；高效助排剂(含氟烷基磺酸酯碘化铵)0.5～1份。

常规胶凝酸各组分重量比为：浓度为15～28％HCL为100份；0.8～1.0份酸胶凝剂(二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺)；酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)1～2份；破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚)0.5～1份；铁离子稳定剂(抗坏血酸)0.5～1份；高效助排剂(含氟烷基磺酸酯碘化铵)0.5～1份。

3、前置液温控变粘酸酸压裂工序

对于三类储层碳酸盐岩储层(包括以碳酸钙为主的灰岩储层和以碳酸钙/碳酸镁为主的白云岩储层)，基质物性很差，使用前置液温控变粘酸酸压工艺。先使用冻胶压开地层探寻缝洞发育带，再使用具有良好缓速性能和强穿透能力的温控变粘酸酸液体系进行酸压，并形成一条较长的高导流人工裂缝，扩大渗滤面积，从而达到改造储层的目的。使用前置液温控变粘酸酸压改造工艺，还有一个特点是适用于超高温碳酸盐岩储层酸压改造，使用一定量冻胶降低储层的温度，可以保证温控变粘酸在储层裂缝适当的位置变粘。

使用5～10立方米10％HCL的常规盐酸，以0.5～1.0立方米/分钟排量注入地层，解除炮眼的污染；使用100～250立方米冻胶，以2.5～5.0立方米/分钟排量注入地层开缝；使用50～100立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～3级交替注入，先用温控变粘酸劈开地层裂缝，由于温控变粘酸在储层条件下粘度增大，而常规胶凝酸在储层条件下粘度降低，温控变粘酸和常规胶凝酸存在粘度差，再交替注入时常规胶凝酸在温控变粘酸中出现指进，温控变粘酸和胶凝酸将地层裂缝面岩石酸溶蚀形成非均匀的酸蚀面，这有利于压开的裂缝的宽度变化易在裂缝面形成酸蚀沟渠，有利于提高压开的裂缝的导流能力；使用1井筒酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以0.5～3.5立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层。

冻胶各组分重量比为：淡水为100份；0.3～0.5瓜胶；氯化钾4～8份；0.03～0.06份氢氧化钠；0.08～0.15份碳酸钠；0.08～0.12份碳酸氢钠；0.08～0.12份甲醛；0.008～0.015份过硫酸胺，破乳剂(聚氧乙烯烷基醇醚)0.5～1份；高效助排剂(氟辛酰胺基-1，2-亚乙基甲基二乙基碘化铵)0.5～1份；助排剂(含氟烷基磺酸酯碘化铵)0.25～1份；五硼酸钠0.3～0.8份。

4、温控变粘酸闭合酸压裂工序

对于二、三类储层碳酸盐岩储层(包括以碳酸钙为主的灰岩储层和以碳酸钙/碳酸镁为主的白云岩储层)的深井，由于深井储层存在高的闭合应力，为了进一步提高近井带的酸蚀裂缝的导流能力，使用前置液温控变粘酸酸压工艺。温控变粘酸闭合酸压裂工序是在与温控变粘酸酸压裂工艺和前置液温控变粘酸酸压裂工艺基础上发展而来的。因此有温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序和前置液温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序两种。

(1)温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序

使用10立方米5～10％HCL的常规盐酸(发明内容2中已给出酸液组成)，以0.5～1.5立方米/分钟排量注入地层，解除炮眼的污染；使用50～350立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～5级交替注入，将需要改造的储层段压开裂缝，温控变粘酸劈开地层裂缝，温控变粘酸将地层裂缝面岩石酸溶蚀形成非均匀的酸蚀面，在温控变粘酸注入过程中采用变排量方式注入；停止泵送任何液体将压开的裂缝强制闭合；使用15～30立方米闭合酸，以1.0～1.5立方米/分钟排量注入地层，对裂缝进行闭合酸化，提高裂缝闭合后的导流能力；使用1井筒酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以0.5～3.5立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层。

闭合酸各组分重量比为：浓度为15～28％HCL为100份；0.2～0.3份酸胶凝剂(二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺)；酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)1～2份；破乳剂(聚氧乙烯烷基醇醚)0.5～1份；铁离子稳定剂(抗坏血酸)0.5～1份；高效助排剂(含氟烷基磺酸酯碘化铵)0.5～1份。

(2)前置液温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序

使用5～10立方米10％HCL的常规盐酸，以0.5～1.0立方米/分钟排量注入地层，解除炮眼的污染；使用100～250立方米冻胶，以2.5～5.0立方米/分钟排量注入地层开缝；使用100～150立方米冻胶，以2.5～5.0立方米/分钟排量注入地层开缝；使用50～100立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～3级交替注入；温控变粘酸沿冻胶劈开地层裂缝推进，温控变粘酸将地层裂缝面岩石酸溶蚀形成非均匀的酸蚀面，在温控变粘酸注入过程中采用变排量方式注入；停止泵送任何液体将压开的裂缝强制闭合；使用15～30立方米闭合酸，以1.0～1.5立方米/分钟排量注入地层，对裂缝进行闭合酸化，提高裂缝闭合后的导流能力；使用1井筒酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以0.5～3.5立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层。

本发明温控变粘酸酸压裂工艺的有益效果是：

1、解除酸储层或炮眼钻井液完井液等原有的损害

温控变粘酸酸压工艺技术系统中使用常规可以解除酸储层或炮眼钻井液完井液等原有的损害，在钻井完井等作业过程中，钻井液完井液对储层或炮眼带来损害。在温控变粘酸酸压工艺中使用少量的常规酸进行处理解除这部分的损害。

2、可以直接压开储层形成裂缝

由于温控变粘酸在井底时，酸液受到地层加热，体系温度升高，导致体系的粘度迅速增大，酸液的滤失降低，可以直接使用温控变粘酸将储层压开形成裂缝。酸液在压开裂缝的同时对裂缝的表面进行酸蚀，这样更易形成非均匀刻蚀，有利于形成高导流的酸蚀裂缝。

3、可以长的高导流的酸蚀裂缝

温控变粘酸酸在常温条件下三体系粘度较低易于泵送，当酸液进入储层裂缝体系温度升高，体系粘度增大，降低酸液在促成裂缝面的滤失，使酸液可以推进到储层的深部，同时酸液粘度增大，控制酸液中氢离子的扩散速度，减缓岩石表面与酸液中的离子扩散交换，从而降低了酸液与储层岩石的酸岩反应速率，可以使鲜酸推进到储层的深部，形成长的有效的酸蚀裂缝，沟通远井带储层中的缝洞系统。另外该体系中胶凝剂在储层高温条件下，2-3小时后胶凝剂分子就会断链降解，残酸的粘度很低有利于残酸的返排。因此，使用温控变粘酸酸压可以形成长的高导流能力的裂缝。

具体实施方式

该发明的温控变粘酸酸压闭合酸化在塔里木油田涩北气田的塔中A井进行酸压实施。塔里木油田的灰岩储层分布较广，占塔里木储量的约40％，储层埋藏深，5000～6300m，温度高，120℃～145℃，酸岩反应速度快；具有极强的非均质性，基质渗透率很低(＜0.1mD)，平均孔隙度在1％左右，天然裂缝及孔洞发育，导致酸液滤失严重，影响酸液的有效作用距离；闭合压力高，大于60MPa，不利于保持高的酸蚀裂缝导流能力。酸压改造难度大，采用常规酸压效果差。

实施例1：温控变粘酸酸压裂实例

塔中A井是塔里木油田公司2005年部署的一口重点探井。该井颗粒灰岩段5420.0～5483.58m段共取心10筒，取心45.94m，其中：油斑0.75m，油迹3.78m，荧光20.73m，不含油储集层2.39m。岩性为褐灰色油迹粉晶灰岩、褐灰色油斑粉晶灰岩、灰褐色荧光粉晶灰岩、褐灰色油迹粉晶灰岩、褐灰色荧光粉晶灰岩、褐灰色荧光藻灰岩、褐灰色泥晶灰岩、褐灰色荧光泥晶灰岩、褐灰色泥晶灰岩、褐灰色荧光泥晶灰岩；测井解释孔隙度0.2～2％，属于低孔低渗型，连通性较差。综合对比颗粒灰岩段物性比泥灰岩段差。

考虑到颗粒灰岩段物性较差，为从酸压工艺上达到进一步认识储层含油气性、提高单井产能和扩大该区块勘探成果的目的，经过研究对该井5440.0～5487.0m段进行大规模温控变粘酸酸压闭合酸化改造。

1、温控变粘酸酸压管柱

2 7/8″油管鞋×5405m左右+2 7/8″油管8根5″RTTS封隔器(国产)×5328m左右+2 7/8″油管1根+2 7/8″常闭阀+2 7/8″防硫油管+31/2″防硫油管+105MPa采油树。5″RTTS封隔器位于5328m左右(避开套管接箍)。

2、常规酸酸洗工序

按温控变粘酸酸压施工要求，将施工管柱下到设计位置，利用压裂车和地面管汇将12立方米的常规酸挤到储层，挤入流量为0.5-1.0立方米/分钟，对储层炮眼进行清洗处理，解除储层和炮眼钻井液完井液的损害。该酸液为20％HCL12立方米，含2公斤酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)；1.2公斤破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚)；1.2公斤铁离子稳定剂(抗坏血酸)；1.2公斤高效助排剂(含氟烷基磺酸酯季铵盐)。

3、温控变粘酸与常规胶凝酸交替注入酸压工序

使用250立方米温控变粘酸和75立方米常规胶凝酸，以5.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，5.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分4级交替注入(125立方米温控变粘酸+50立方米常规胶凝酸+125立方米温控变粘酸+25立方米常规胶凝酸)，先用温控变粘酸劈开地层裂缝，由于温控变粘酸在储层条件下粘度增大，而常规胶凝酸在储层条件下粘度降低，温控变粘酸和常规胶凝酸存在粘度差，再交替注入时常规胶凝酸在温控变粘酸中出现指进，温控变粘酸和胶凝酸将地层裂缝面岩石酸溶蚀形成非均匀的酸蚀面，在温控变粘酸注入过程中采用变排量方式注入，这有利于压开的裂缝的宽度变化易在裂缝面形成酸蚀沟渠，有利于提高压开的裂缝的导流能力。

温控变粘酸组分：20％HCL 250立方米；2000公斤温控变粘酸主剂；5000公斤温控变粘酸缓蚀剂；2500公斤破乳剂；2500公斤铁离子稳定剂；2500公斤高效助排剂。

常规胶凝酸酸组分：20％HCL 75立方米；600公斤胶凝剂(二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺)；1500公斤温酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)；750公斤破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚)；750公斤铁离子稳定剂(抗坏血酸)；750公斤高效助排剂(含氟烷基磺酸酯季铵盐)。

4、强制闭合及闭合酸化工序

停泵并从井口泄压使酸液压开的裂缝强制闭合。使用25立方米闭合酸，以1.2立方米/分钟排量注入地层，对裂缝进行闭合酸化，提高裂缝闭合后的导流能力。

闭合酸组分：浓度为20％HCL 25立方米；50公斤酸胶凝剂]二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺)；25公斤酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和(二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺)；25公斤酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)；25公斤破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚)；25公斤铁离子稳定剂(抗坏血酸)；25公斤高效助排剂(含氟烷基磺酸酯碘化铵)。

5、替挤工序

完成注入酸液后，使用23.28立方米酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以1.5立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层，停泵，憋压30分钟。完成塔中A井温控变粘酸酸压工艺全过程。

本井在温控变粘酸酸压施工前，没有油气显示，经温控变粘酸酸压改造后，12.7mm油嘴，油压37MPa下，获得日产油485立方米、日产气72.7×10⁴立方米的高产油气流。

实施例2：前置液温控变粘酸酸压裂闭合酸化工艺实例

B井是塔里木油田公司的一口预探井。改造井段5666.1～5681m为良里塔格组含泥灰岩段，共解释储层15m/4层，其平均孔隙度2.2％，裂缝孔隙度0.012％。

该井储层改造主题思路为寻找并勾通远井带裂缝或溶洞发育带，以求获得高产及稳产工业油气流。在储层改造方案设计为前置液温控变粘酸酸压+闭合酸化工艺，先使用前置液冻胶压开地层探寻缝洞发育带，再使用具有良好缓速性能和强穿透能力的温控变粘酸酸液体系进行酸压，，最后使用胶凝酸闭合酸化，提高近井裂缝的导流能力。

1、酸压管柱

采油树+3-1/2″EUE油管+转换接头+2-7/8″EUE油管1根+2-7/8″X坐落接头+2-7/8″EUE油管+2-7/8″常闭阀+2-7/8″伸缩管2根(全部缩回)+2-7/8″EUE油管1根+5″RH封隔器(进口防硫)+2-7/8″EUE油管2根+球座+2-7/8″筛管(底焊十字架接球)。

2、酸洗工序

将施工管柱下到设计位置，用压裂车和地面管汇将10立方米的常规酸挤到储层，挤入流量为0.5-1.0立方米/分钟，对储层炮眼进行清洗处理，解除储层和炮眼钻井液完井液的损害。该酸液为20％HCL10立方米，含2公斤酸缓蚀剂(甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物)；1.0公斤破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚)；1.0公斤铁离子稳定剂(抗坏血酸)；1.0公斤高效助排剂(含氟烷基磺酸酯季铵盐)。

3、前置液温控变粘酸酸压裂工序

使用200立方米冻胶，以3.5～5.5立方米/分钟排量注入地层开缝；使用100立方米温控变粘酸和50立方米常规胶凝酸，以4.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，4.5～6.0立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2级交替注入，用温控变粘酸劈开地层裂缝，由于温控变粘酸在储层条件下粘度增大，而常规胶凝酸在储层条件下粘度降低，温控变粘酸和常规胶凝酸存在粘度差，再交替注入时常规胶凝酸在温控变粘酸中出现指进，温控变粘酸和胶凝酸将地层裂缝面岩石酸溶蚀形成非均匀的酸蚀面，这有利于压开的裂缝的宽度变化易在裂缝面形成酸蚀沟渠，有利于提高压开的裂缝的导流能力。

冻胶组成：淡水为200方；800公斤瓜胶；氯化钾4000公斤；60公斤烧碱；200公斤纯碱；200公斤小苏打；2公斤甲醛；15公斤过硫酸胺，破乳剂(聚氧乙烯烷基醇醚)1000公斤；高效助排剂(氟辛酰胺基-1，2-亚乙基甲基二乙基碘化铵)1000公斤；助排剂(含氟烷基磺酸酯季铵盐)500公斤；五硼酸钠溶液800公斤。温控变粘酸和常规胶凝酸的组成与实例1中一致。

4、替挤工序

完成注入酸液后，使用24.5立方米酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以1.2立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层，停泵，憋压30分钟。完成塔中B井温控变粘酸酸压工艺全过程。

本井在温控变粘酸酸压施工前，没有油气显示，经前置液温控变粘酸酸压改造后，9mm油嘴，获得日产油17.6立方米、日产气43.5×10⁴立方米的高产油气流。

Claims

1、一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法，其特征在于：

A、首先用常规盐酸酸洗工序：利用压裂车和地面管汇将5～15％常规盐酸液挤入储层，挤入流量为0.5～1.5立方米/分钟之间，挤入量为：0.8～1.5立方米/米储层厚度，解除炮眼的污染；

常规盐酸各组分重量比为：5～10％盐酸100份；甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物1～2份；聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚0.5～1份；抗坏血酸钠0.5～1份；含氟烷基磺酸酯碘化铵0.5～1份；

B、用温控变粘酸酸压裂工序：使用50～350立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～5级交替注入；

或用前置液温控变粘酸酸压裂工序：使用100～150立方米冻胶，以2.5～5.0立方米/分钟排量注入地层开缝；使用50～100立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～3级交替注入；

或用温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序：使用50～350立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～5级交替注入，将需要改造的储层段压开裂缝，温控变粘酸劈开地层裂缝；停止泵送任何液体将压开的裂缝强制闭合；使用15～30立方米闭合酸，以1.0～1.5立方米/分钟排量注入地层，对裂缝进行闭合酸化，提高裂缝闭合后的导流能力；

或用前置液温控变粘酸酸压裂闭合酸化工序：使用100～250立方米冻胶，以2.5～5.0立方米/分钟排量注入地层开缝；使用100～150立方米冻胶，以2.5～5.0立方米/分钟排量注入地层开缝；使用50～100立方米温控变粘酸和50～150立方米常规胶凝酸，以2.5～6.0立方米/分钟排量泵注温控变粘酸入地层，3.0～7.5立方米/分钟排量泵注常规胶凝酸入地层，以分2～3级交替注入；停止泵送任何液体将压开的裂缝强制闭合；使用15～30立方米闭合酸，以1.0～1.5立方米/分钟排量注入地层，对裂缝进行闭合酸化，提高裂缝闭合后的导流能力；

冻胶各组分重量比为：淡水100份；瓜胶0.3～0.5份；氯化钾4～8份；氢氧化钠0.03～0.06份；碳酸钠0.08～0.15份；碳酸氢钠0.08～0.12份；甲醛0.08～0.12份；过硫酸胺0.008～0.015份，聚氧乙烯烷基醇醚0.5～1份；氟辛酰胺基-1，2-亚乙基甲基二乙基碘化铵0.5～1份；含氟烷基磺酸酯碘化铵0.25～1份；五硼酸钠0.3～0.8份；

闭合酸各组分重量比为：15～28％盐酸100份；二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺0.2～0.3份；甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物1～2份；聚氧乙烯烷基醇醚0.5～1份；抗坏血酸0.5～1份；含氟烷基磺酸酯碘化铵0.5～1份；

C、替挤：使用1井筒酸压裂管柱体积的2％KCL清水顶替，以0.5～3.5立方米/分钟排量顶替将温控变粘酸顶替入地层，停泵，测30分钟压降；

温控变粘酸各组分按重量比为：基础酸液为100份；温控变粘酸主剂0.5～1.5份；温控变粘酸缓蚀剂1～3份；破乳剂0.5～1份；铁离子稳定剂0.5～1份；高效助排剂0.5～1份；

基础酸为5～28％盐酸、5～15％盐酸和1～5％氢氟酸混合物或5～15％盐酸和1～12％氟硼酸混合物；

温控变粘酸主剂为抗酸阳离子聚合物；

缓蚀剂为甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物；

破乳剂为：烷基酚和环氧乙烷的缩合物和十六烷基三甲基氯化铵阳离子表面活性剂混合物；

铁离子稳定剂为：抗坏血酸钠；

高效助排剂：含氟烷基磺酸酯碘化铵；

常规胶凝酸各组分重量比为：15～28％盐酸100份；0.8～1.0份二甲胺基甲基化聚丙烯酰胺；甲醛、苯甲酮和松香胺的缩合物1～2份；聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚0.5～1份；抗坏血酸0.5～1份；含氟烷基磺酸酯碘化铵0.5～1份。

2、根据权利要求1所述的一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法，其特征在于：抗酸阳离子聚合物选丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基十六烷磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵共聚物，或丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和三甲苯烯丙基氯化铵共聚物，或苯乙烯、甲基苯乙烯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物。