CN104948161B - 一种适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，包括：以排量1.0‑3.0m3/min将滑溜水前置液注入地层；将排量提高至3.5‑4.5m3/min，将冻胶压裂液注入地层；以排量3.5‑4.5m3/min将冻胶携砂液注入地层，同时以4％‑6％的砂比将70‑140目覆膜砂注入地层；以排量3.5‑4.5m3/min将冻胶压裂液或者滑溜水隔离液注入地层；以排量3.5‑4.5m3/min将胶凝酸注入地层，当注入体积是油管容积与油管下部井筒容积之和时，将排量提高至5.0‑6.0m3/min，继续注入胶凝酸；以排量4.0‑5.0m3/min将顶替液注入地层。本发明的方法有效控制下缝高延伸，阻缓含水上升速度，实现了碳酸盐岩油藏控水增油。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压工艺技术。
背景技术
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏部分区块已进入中、高含水开发期，油水界面升高，避水高度减小，部分井酸压措施后生产高含水，针对这种情况，采用常规酸压存在如下问题：1.对于厚度小、避水高度小于30米且无良好隔层的缝洞型储层，常规酸压改造效果差，改造后水层比例较高，最高达到28.9％。2.对于应力敏感的超深碳酸盐岩(≥5400米)，施工过程极易造成砂堵，加砂终止致使缝内有效铺砂浓度降低，缝高不能得到有效控制，容易沟通水层，同时覆膜砂人工隔层阻水效果差，最终导致压后水淹加剧或改造无效。
申请号为200910231800.3的中国发明专利申请公开了一种酸压改造中引进覆膜砂技术，其是在石英砂或陶粒等骨料表面包裹一层高分子膜材料来制成覆膜砂，并加该覆膜砂到压裂材料中，在压裂作业中，当覆膜砂进入裂缝后，砂粒表面首先膨胀，在地层温度作用下经过一定时间后固结。这样，一方面在砂粒表面形成一层坚硬的外壳，不仅能显著提高砂粒的抗破碎能力，而且技术砂粒破碎也被包在膜内，防止破碎砂与地层内粉砂在裂缝中迁移；另一方面由于砂粒固结在一起，形成整体过滤层次，不仅防止砂粒返吐，还起到防砂效果；包裹外壳的柔韧特性可以消除或降低支撑剂嵌入程度，总体上提高和保持裂缝的高导流能力，延长压裂有效期。
“一种树脂覆膜砂支撑剂的研究及现场应用”(高旺来，接金利，张为民.油田化学，2006，2(1)：39-41)讨论了制备用作压裂液支撑剂的树脂覆膜砂使用的树脂和固化剂的选择、包胶设备及工艺。选用软化点大于80℃、富含酸基并中和成盐、在水中易乳化的改性双酚A环氧树脂和中温固化的潜伏型固化剂，制备了树脂覆膜石英砂。
“覆膜砂压裂改造技术在腰英台油田的应用”(李建国，敖立敏，吴壮坤.特种油气藏，2009,16(5)：94-96)针对腰英台油田储层中低孔、特低渗裂缝性砂岩储层物性较差,纵向上天然裂缝密度高,砂体泥质含量高,常规加砂压裂中人工裂缝较窄,携砂液易滤失,造成砂堵、脱砂的问题,在压裂改造中而引进覆膜砂解决主力层K1qn1Ⅱ加砂困难的工艺难题。
“透油阻水支撑剂在近水层油层压裂中的应用”(金智荣，刘太平，顾克忠，周继东，杲春.断块油气田，2012，19：93-95)针对距水层较近的碎屑岩油层，在常规缝高控压裂施工过程中存在极易压开水层，导致油井压后大量产水甚至水淹的问题，研究分析了一种新型的透油阻水支撑剂,该支撑剂在油水流过时能对水相起到一定阻挡作用而让油相自由通过。
“外围油田覆膜砂控水压裂技术适应性探讨”(张传华.大庆师范学院学报，2012，32(6)：120-124)针对大庆油田葡萄花砂岩储层开发中后期中高含水井,常规措施压裂后经常出现增液不增油,或含水快速上升的问题，通过压裂工艺将覆膜砂携至裂缝中,生产时形成一条高含油饱和带,实现覆膜砂对油水流动能力的选择,达到具有堵水不堵油特性。
上述文献中虽然对覆膜砂压裂工艺进行了一些研究与探讨，但是都不能从根本上解决碳酸盐岩油藏部分区块所存在的具体问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是：奥陶系超深(≥5400米)碳酸盐岩储层底水发育、避水高度小、隔层条件差，酸压施工过程中逢高易失控、易沟通下部水层的问题，提供了一种适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法。
本发明的方法适用于碳酸盐岩油藏底水发育、避水高度小且隔层条件差的储层，尤其是地质上认为下部明显为水层或者前期测试底部水体发育，地层能量较充足，具有一定可采储量、且需要控制逢高的井层。
本发明提供了一种适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，该方法包括如下工序：
(1)以排量1.0-3.0m3/min将滑溜水前置液注入地层，其中，排量以台阶式递增，注入前置液的初始排量为1.0m3/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m3/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m3/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提高排量；
(2)将排量提高至3.5-4.5m3/min，将冻胶压裂液注入地层；
(3)以排量3.5-4.5m3/min将冻胶携砂液注入地层，同时以4％-6％的砂比将覆膜砂注入地层；其中，砂比是指覆膜砂砂粒的视体积与冻胶携砂液体积的百分比；
(4)以排量3.5-4.5m3/min将冻胶压裂液或者滑溜水隔离液注入地层；
(5)以排量3.5-4.5m3/min将胶凝酸注入地层，当注入体积是油管容积与油管下部井筒容积之和时，将排量提高至5.0-6.0m3/min，继续注入胶凝酸；
(6)以排量4.0-5.0m3/min将顶替液注入地层。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，按照重量百分比计，所述滑溜水前置液包括：0.2-0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水，优选地，所述滑溜水前置液包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，按照重量百分比计，所述冻胶压裂液包括：0.4-0.45％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水，优选地，所述冻胶压裂液包括：0.4％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，按照重量百分比计，所述顶替液包括：0.2-0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水，优选地，所述顶替液包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，按照重量百分比计，所述胶凝酸包括：20％HCl，0.8％-1.0％胶凝剂，2.0％缓蚀剂，1.0％助排剂，1.0％铁离子稳定剂，1.0％破乳剂。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，所述覆膜砂是20-140目的覆膜砂，优选地，所述覆膜砂是70-140目混合粒径覆膜砂。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，当工序(2)中注入底层的冻胶压裂液达到80-100m3时，开始进行工序(3)。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，注入地层中的所述覆膜砂的量是8-14吨。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，所述覆膜砂的真密度是2.55g/cm3，视密度是1.52g/cm3。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，注入地层的液体的总体积是400-600m3；其中，工序(1)-(6)所注入的液体的体积占注入地层的液体的总体积比例分别为：工序(1)中，所述滑溜水前置液占3％-5％；工序(2)中，所述冻胶压裂液占15％-25％；工序(3)中，所述冻胶携砂液与覆膜砂之和占15％-25％；工序(4)中，所述冻胶或者滑溜水隔离液占3％-5％；工序(5)中，所述胶凝酸占46％-55％；工序(6)中，所述顶替液占8％-13％。
本发明的方法通过优选具有亲油疏水和上浮下沉双重性能的覆膜砂材料，优化施工规模、排量、压裂液粘度，并综合优化合适的覆膜砂粒径、加砂浓度、加砂量、加砂时机和加砂方式等施工参数，将携砂液与不同浓度的覆膜砂混合液压入人工裂缝，覆膜砂在裂缝中下沉形成阻拦层，抑制人工裂缝高度过度延伸，后期增加地层水流动压差，达到有效控制下缝高延伸，阻缓含水上升速度，从而实现碳酸盐岩油藏控水增油。
附图说明
图1是S115-5X井控水酸压施工曲线图。
图2是S115-5X井日度生产曲线。
图3是S115-4井日度生产曲线。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征和功效，现通过下述具体实施方式对本发明作进一步详细说明，但本发明并不仅限于此。本发明的装置和工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。
本发明的方法主要采用具有阻水渗油作用的覆膜砂作为支撑陶粒。覆膜砂是采用新型高分子材料在石英砂外层覆膜而成(主要采用热塑性酚醛树脂、乌洛托品及增强剂为原料包覆在石英砂粒表面)，包覆层厚度为10-12μm，具有油润湿性的表面形成的毛细管力方向与水驱压差方向相反，迫使改变水驱方向，向层内低渗透驱动，因此，覆膜砂填充层具有阻水渗油的作用，在增加产油量同时降低采出液的含水率。此外，与普通陶粒相比，覆膜砂具有更好的油相渗透性及导流能力，覆膜砂对水的渗透率约为对油的渗透率的1/3，对水的流动阻力约为油的3倍，具有较好的阻水渗油效果。
常规市售的覆膜砂均可用于本发明的方法中，例如，本申请实施例中所用的覆膜砂购自北京仁创科技集团有限公司。
本发明的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法包括如下工序：
(1)施工开始时，以低排量(排量即施工时每分钟内注入的流体的体积)1.0-3.0m3/min将滑溜水前置液泵注入地层，并阶梯提排量；具体地，注入前置液的初始排量为1.0m3/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m3/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m3/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提高排量。将压井液顶出油管以降低油管摩阻。
其中，按重量百分比计，滑溜水前置液包括：0.2-0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。0.2-0.3％胍胶表示100t滑溜水中含0.2-0.3t胍胶，0.025％pH值调节剂表示100t滑溜水中pH调节剂含量为0.025t。本发明中使用的其它物质所涉及的百分数含义类似。
(2)将排量提高至3.5-4.5m3/min，泵注冻胶压裂液，压开井筒附近地层，拓展裂缝宽度，为加砂创造条件。
其中，按重量百分比计，所述冻胶压裂液包括：0.4-0.45％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水。优选地，所述冻胶压裂液包括：0.4％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水。
压裂液粘度越大，裂缝内压降越大，造成裂缝高度和宽度大，而裂缝长度减小。发明人通过研究发现，压裂液中胍胶浓度越低，其粘度就越低，因此，通过优化降低胍胶液浓度实现对裂缝高度的控制。常规酸压，压裂液中胍胶重量百分比浓度为0.5％-0.6％，压裂液粘度为324-431mPa·s。而本发明使用的压裂液中胍胶重量百分比浓度为0.4％-0.45％，使压裂液粘度降低至105-192mPa·s，从而有利于控制逢高。
当注入地层的冻胶压裂液达到80-100m3时，开始下一工序。
(3)以排量3.5-4.5m3/min将冻胶携砂液注入地层，同时以4％-6％的砂比将覆膜砂注入地层。
其中，砂比是指覆膜砂砂粒的视体积与冻胶携砂液体积的百分比。对于冻胶而言，不携砂时称作冻胶压裂液，携砂时称作冻胶携砂液，因此，冻胶压裂液与冻胶携砂液二者组成是相同的。而对于滑溜水而言，根据滑溜水在泵注程序里的作用，把滑溜水分别叫做滑溜水前置液、滑溜水隔离液及滑溜水顶替液，三者成分相同。
所用的覆膜砂可以是20-140目(泰勒筛)的覆膜砂，例如，100目的覆膜砂，或者65％的100目覆膜砂+35％的20-40目覆膜砂，或者35％的100目覆膜砂+65％的20-40目覆膜砂；优选地，所用的覆膜砂是70-140目混合粒径的覆膜砂。其真密度是2.55g/cm3，视密度是1.52g/cm3。注入地层中的覆膜砂的量共计是8-14吨。
本发明的方法综合优化了覆膜砂粒径、加砂浓度、加砂时机、加砂量和加砂方式等参数。
对于覆膜砂粒径，碳酸盐岩油藏储层裂缝发育，缝宽一般在几毫米不等，发明人通过进行小型压裂测试分析发现，近井筒摩阻介于2.95-12.3MPa之间，平均6.58MPa，这说明缝宽窄，裂缝弯曲严重，对覆膜砂粒径较敏感，易优选小粒径覆膜砂，同时考虑到渗油效果，发明人分析认为采用70-140目混合粒径覆膜砂，可以实现较好的效果。
对于覆膜砂加砂浓度，发明人进行了渗透率测定实验，将携砂液与不同浓度控缝高剂混合注入人造岩心裂缝，控缝高剂形成阻拦层，然后对岩心进行渗透率测定，以确定携砂液和控缝高剂的最优组合及其阻拦效果。发明人经研究发现，当加砂砂比为6％时，可实现较好的控制裂缝向下延伸的效果。
加砂浓度：是指单位体积的携砂液所携带的砂的重量，单位是kg/m3。
砂比：是指压裂施工过程中加砂视体积与所用携砂液的体积百分比，R为砂比，CO为砂浓度，DS为覆膜砂视密度，则砂浓度与砂比的关系公式为：R＝CO/DS×100％。
对于加砂时机，一方面，施工前期需要足够的排量和前置液注入量，来扩展人工裂缝宽度，避免裂缝宽度不够时砂粒在近井地带大量沉积，造成砂堵；另一方面，若排量过高或前置液注入量太大，又容易导致裂缝高度过度延伸，缝高失控。为了降低施工砂堵风险，加砂时机确定在施工前期阶梯提排量4.0m3/min左右，泵注压裂液80-100m3时开始加砂。
对于加砂量，加砂量会影响人工隔层的铺设厚度，从而影响人工隔层与产层之间的应力差，加砂量过低，形成的人工隔层过薄，不能有效阻拦裂缝向下延伸；加砂量过大，容易造成砂堵，导致施工无法继续进行。发明人通过研究发现，加砂量为8-14吨时可实现较好的控缝高效果，当加砂量超过14吨后，缝高减小幅度变小。
通过综合优化了覆膜砂粒径、加砂浓度、加砂时机、加砂量和加砂方式等参数，将携砂液与不同浓度的覆膜砂混合液压入人工裂缝，覆膜砂在裂缝中下沉形成阻拦层，抑制人工裂缝高度过度延伸，后期增加地层水流动压差，达到有效控制下缝高延伸，阻缓含水上升速度，实现碳酸盐岩油藏控水增油的目的。具体地，在压裂作业中，覆膜砂进入裂缝后，在重力作用下沉于裂缝的底部，形成一个低渗透具有选择性的人工隔层。它限制了携砂液压力向下部传递，从而达到改变缝内垂向上流压的分布，降低了下部井段中缝内流压与地应力之差，也就增加了下隔层与产油层之间的地应力差，这样一来就抑制了缝高的增加。它提高了压裂效率，起到控缝高作用，使后来注入的携砂液转为水平流向，从而使缝长增加。另一方面，砂粒表面在地层温度作用下经过一定时间后固结形成过滤层，在生产过程中也可以起到阻水作用。
(4)以排量3.5-4.5m3/min泵注冻胶压裂液或滑溜水隔离液，将井筒中冻胶携砂液顶入地层，并稳定造缝。在该工序中，冻胶压裂液与滑溜水隔离液均起到隔离作用，将工序(3)中冻胶携砂液所携覆膜砂与后面注入的酸液隔离。
(5)以排量3.5-4.5m3/min将泵注胶凝酸(优选140℃的高温胶凝酸)，将井筒中压裂液顶入地层，并稳定造缝。当注入体积是油管容积与油管下部井筒容积之和时，将排量提高至5.0-6.0m3/min，继续注入胶凝酸(优选140℃的高温胶凝酸)，酸蚀人工裂缝，形成蚓状裂缝。
其中，按重量百分比计，所述胶凝酸包括：20％HCl，0.8％-1.0％胶凝剂，2.0％缓蚀剂，1.0％助排剂，1.0％铁离子稳定剂，1.0％破乳剂。
(6)以排量4.0-5.0m3/min泵注顶替液，将井筒中的鲜酸液顶入地层。停止泵注，测录泵压降低值20min，评价裂缝吸液能力。施工结束。
其中，按照重量百分比计，所述顶替液包括：0.2-0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水，优选地，所述顶替液包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
在上述整个施工过程中，施工排量和施工规模(施工规模主要是指施工用液量，对于给定注液排量则反映为注液时间)都得到了优化。常规酸压，压裂液排量一般在5.0-6.0m3/min，而本发明的方法将压裂液等的排量控制在3.5-4.5m3/min，从而可以将缝高控制在40m以内，有利于控制酸压人工裂缝高度的增长。此外，常规酸压，施工规模一般是600-800m3，通常会造成造缝时间长，裂缝几何尺寸增加，而本发明将施工规模优化降低至400-600m3，从而可以减小造缝时间，进而达到控制缝高的目的。其中，工序(1)-(6)所注入的液体的体积占注入地层的液体的总体积比例分别为：工序(1)中，所述滑溜水前置液占3％-5％；工序(2)中，所述冻胶压裂液占15％-25％；工序(3)中，所述冻胶携砂液与覆膜砂之和占15％-25％；工序(4)中，所述冻胶或者滑溜水隔离液占3％-5％；工序(5)中，所述胶凝酸占46％-55％；工序(6)中，所述顶替液占8％-13％。
阶梯升高加覆膜砂指的是在加覆膜砂阶段，首先以较低砂浓度开始注入，保持一段注入时间，根据压力变化调整加砂浓度，如果压力增加缓慢，则调高砂浓度继续进行加砂作业，直到达到设计的最大加砂浓度。实时段塞式加覆膜砂指的是在加覆膜砂阶段，把加覆膜砂分成几个阶段，前后两个阶段之间顺序注入压裂液或滑溜水。即把顺序注入压裂液、携砂液加砂看成是一个段塞，施工全过程是几个段塞的组合。实际上就是工序(2)和工序(3)的多次重复，例如工序(2)先以排量3.5-4.5m3/min将冻胶压裂液100m3注入地层，然后工序(3)以砂浓度100Kg/m3在100m3冻胶携砂液中加入覆膜砂10t，再重复工序(2)和工序(3)，完成两个段塞的组合。实时段塞式加覆膜砂的各个段塞里，涉及加砂的阶段可以选择阶梯升高加覆膜砂的方式，也可以以某一固定浓度加覆膜砂的方式，根据泵压变化情况调整加砂方式和加砂浓度。
另外，需要说明的是，凡是本领域常用的用作pH值调节剂、胍胶、破乳剂、助排剂、温度稳定剂、交联剂、胶凝剂、缓蚀剂和铁离子稳定剂的那些试剂均可用于本申请中。
下面通过具体的实施例来阐述本发明方法的实施，本领域技术人员应当理解的是，这不应被理解为对本发明权利要求范围的限制。
现场试验(秘密试验)
以S115-5X井为例进行控水酸压施工，S115-5X井的基本数据如下：
施工过程中所使用的各物质如下：
滑溜水包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水，其中，pH值调节剂是氢氧化钠。
冻胶包括：0.4％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水。
胶凝酸包括：20％HCl，0.8％-1.0％胶凝剂(高温胶凝酸采用1.0％胶凝剂)，2.0％缓蚀剂，1.0％助排剂，1.0％铁离子稳定剂，1.0％破乳剂，以及余量水。
顶替液包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
施工过程中涉及的各种试剂均市购得到。
在施工过程中，自上而下所使用的酸压管柱的数据如下：油补距9.5m+油管挂0.23m+3 1/2"JC公×3 1/2"JC公0.33m+TP110STP-JC油管，1494.48m+3 1/2"TP-JC母×3 1/2"EUE公0.38m+气举阀0.61m+3 1/2"EUE母×3 1/2"EUE公0.35m+TP110STP-JC油管，3706.74m+3 1/2"TP-JC母×3 1/2"EUE公0.39m+水力锚0.56m+SH1X封隔器0.8/0.53m+3 1/2"EUE母×31/2"JC公0.4m+TP110STP-JC油管，9.48m+3 1/2"TP-JC母×3 1/2"EUE公0.4m+球座0.19m+喇叭口0.15m＝5225.52m；封隔器位置：5214.37m；油管内容积：23.7m3+口袋容积17.3m3＝41m3。
如图1所示，以低排量1-2.68m3/min注入(正挤)滑溜水前置液，泵压为26.3-66.0MPa，并阶梯提排量，将压井液顶出油管以降低油管摩阻，滑溜水前置液的泵注量为20m3。然后，将排量提高至2.68-4.14m3/min，泵压为57.3-69.0MPa，注入冻胶压裂液，压开井筒附近地层，拓展裂缝宽度，并为加砂创造条件，冻胶压裂液的泵注量为60m3。然后，排量为4.05m3/min，泵压为61.0-64.0MPa，注入冻胶携砂液，同时将覆膜砂注入地层裂缝，冻胶携砂液的泵注量为80m3，覆膜砂注入量为8吨。然后，排量为4.05m3/min，泵压为63.3-64.3MPa，注入冻胶压裂液，将井筒中携砂液顶入地层，并稳定造缝，冻胶压裂液的泵注量为20m3。然后，排量为4.05m3/min，泵压为56.3-64.8MPa，注入高温胶凝酸，将井筒涨压裂液顶入地层，并稳定造缝，高温胶凝酸的泵注量为30m3。然后，排量为4.05-5.6m3/min，泵压为27.4-61.8MPa，继续注入高温胶凝酸，酸蚀人工裂缝，形成蚯蚓裂缝，高温胶凝酸的泵注量为100m3。然后，排量为4.24-5.15m3/min，泵压为27.1-40MPa，注入滑溜水顶替液，将井筒中鲜酸液顶入地层，滑溜水顶替液的泵注量为60m3。最后，停止泵注，测录泵压降低值20分钟，评价裂缝吸液能力。
参考图2和图3，将S115-5X井的生产曲线与S115-4井(S115-5X井的临井，各种地质油藏条件相同，采用常规的不使用覆膜砂的方法进行完井)的生产曲线进行比较，S115-4井的无水生产只48天，含水即开始上升，而S115-5X井无水生产达515天，S115-5X井无水生产期是S115-4井的10.7倍，由此可见，采用本发明的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，阻水效果显著。
Claims (8)
1.一种适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，该方法包括如下工序：
(1)以排量1.0-3.0m3/min将滑溜水前置液注入地层，其中，排量以台阶式递增，注入前置液的初始排量为1.0m3/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m3/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m3/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提高排量；
(2)将排量提高至3.5-4.5m3/min，将冻胶压裂液注入地层；
(3)以排量3.5-4.5m3/min将冻胶携砂液注入地层，同时以4％-6％的砂比将覆膜砂注入地层；其中，砂比是指覆膜砂砂粒的视体积与冻胶携砂液体积的百分比；
(4)以排量3.5-4.5m3/min将冻胶压裂液或者滑溜水隔离液注入地层；
(5)以排量3.5-4.5m3/min将胶凝酸注入地层，当注入体积是油管容积与油管下部井筒容积之和时，将排量提高至5.0-6.0m3/min，继续注入胶凝酸；
(6)以排量4.0-5.0m3/min将顶替液注入地层；
其中，所述覆膜砂是70-140目混合粒径覆膜砂；注入地层中的所述覆膜砂的量是8-14吨；
其中，按照重量百分比计，所述冻胶压裂液包括：0.4-0.45％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水；
其中，所述控水酸压方法针对的是深度不低于5400米的奥陶系碳酸盐岩储层；
其中，所述覆膜砂的真密度是2.55g/cm3，视密度是1.52g/cm3；
其中，注入地层的液体的总体积是400-600m3；
其中，工序(1)-(6)所注入的液体的体积占注入地层的液体的总体积比例分别为：工序(1)中，所述滑溜水前置液占3％-5％；工序(2)中，所述冻胶压裂液占15％-25％；工序(3)中，所述冻胶携砂液与覆膜砂之和占15％-25％；工序(4)中，所述冻胶压裂液或者滑溜水隔离液占3％-5％；工序(5)中，所述胶凝酸占46％-55％；工序(6)中，所述顶替液占8％-13％。
2.根据权利要求1所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，按照重量百分比计，所述滑溜水前置液包括：0.2-0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
3.根据权利要求2所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，按照重量百分比计，所述滑溜水前置液包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
4.根据权利要求1所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，按照重量百分比计，所述冻胶压裂液包括：0.4％胍胶，1.0％破乳剂，1.0％助排剂，0.02％pH值调节剂，0.5％温度稳定剂，0.6％交联剂，以及余量水。
5.根据权利要求1所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，按照重量百分比计，所述顶替液包括：0.2-0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
6.根据权利要求5所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，按照重量百分比计，所述顶替液包括：0.3％胍胶，0.025％pH值调节剂，以及余量水。
7.根据权利要求1所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，按照重量百分比计，所述胶凝酸包括：20％HCl，0.8％-1.0％胶凝剂，2.0％缓蚀剂，1.0％助排剂，1.0％铁离子稳定剂，1.0％破乳剂。
8.根据权利要求1所述的适用于碳酸盐岩油藏的控水酸压方法，其特征在于，当工序(2)中注入地层的冻胶压裂液达到80-100m3时，开始进行工序(3)。
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