CN105257272A - 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，属于储层改造技术领域。该方法将酸液溶蚀裂缝的酸压工艺和加砂充填裂缝的水利压裂工艺结合应用，首先采用非反应性前置液体在碳酸盐岩储层中造缝，并降低裂缝壁面周围温度；然后注入高浓度酸液体系溶蚀人造裂缝壁面，在裂缝壁面溶蚀形成非均匀的沟槽，裂缝闭合后提供一定的导流能力；最后采用高粘度携砂液携带支撑剂进入裂缝系统充填裂缝，进一步增加裂缝的导流能力。本发明酸压方法设计合理、工艺简单，便于现场操作，能形成酸蚀裂缝和支撑裂缝复合的高导流能力裂缝系统，可降低油气流动阻力，提高碳酸盐岩储层酸压改造效果，可广泛用于灰岩、白云岩及含泥质碳酸盐岩油气藏酸压改造施工。

Description

一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法

技术领域

本发明属于储层改造技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法。

背景技术

碳酸盐岩储层是世界上最丰富的油气资源之一，目前大约50％的油气储量和产量来自该类储层。但碳酸盐岩储层通常埋藏较深，岩性较为致密、非均质性强，具有低孔、低渗的特点，需要进行储层改造才能开发利用。

目前，碳酸盐岩储层主要通过酸压改造实现油气井增产，部分区块结合油气藏特点采用酸压与加砂压裂复合的手段。常规的酸压改造主要通过控制酸液滤失和延缓酸岩反应速度实现造长缝深穿透，但碳酸盐岩储层与酸液接触后裂缝壁面岩石会变软发生蠕变，导致酸蚀裂缝的导流能力下降。同时碳酸盐岩储层的天然微裂缝系统发育良好，酸压改造过程中酸液滤失较为严重，难以形成较长的裂缝系统，致使酸压改造效果不理想。加砂压裂在碳酸盐岩储层改造中能形成较长的人工裂缝，同时裂缝中支撑剂能有效支撑裂缝壁面，防止闭合，促使裂缝形成较高的导流能力。但是碳酸盐岩储层的岩石模量通常较高，破裂压力高，加砂阶段施工难度大，同时施工液体不与碳酸盐岩反应，难以沟通储层内部的微裂缝系统，导致加砂压裂改造后供气体积有限，难以持续高产、稳产。为将酸压与加砂压裂技术复合，国内外出现交联酸携砂酸压工艺，即采用交联酸体系携砂酸压，但是交联酸通常为地面交联，交联后酸液冻胶的摩阻远大于压裂液冻胶，使得施工压力较高，同时交联酸为大分子聚合物，交联后破胶难度大，对储层伤害较为严重。

美国专利US531003公开了一种通过注入低、高两种密度酸液体系控制上、下缝高的酸压方法，在井筒周围的上部油气藏注入低密度酸液体系使裂缝向上延伸，在井筒周围的下部油气藏注入高密度酸液体系使裂缝向下延伸，但该方法为单一的酸压工艺，酸压后岩石蠕变易导致裂缝导流能力降低。

中国专利CN101353958公开了一种油气井用温控变粘酸酸压方法，利用井口到井底的温度变化控制酸液粘度逐步升高，该方法能有效降低井筒摩阻，同时酸液进入高温地层后粘度增加，酸岩反应速度降低，但该方法仍通过单一的酸压工艺改造储层，同样存在酸压过程中的岩石变软、蠕变现象，难以形成高导流能力的裂缝系统。

中国专利CN103089228公开了一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法，主要针对泥质白云岩酸压后裂缝导流能力降低而采用交联酸携砂充填裂缝，但该方法中酸液体系为地面交联酸，井筒摩阻较大，施工压力较高，同时交联酸体系难以实现高砂比施工(平均砂比11.2％)，致使铺砂浓度过低，酸蚀裂缝导流能力不足。

中国专利CN103590803公开了一种固体酸酸压裂工艺方法，首先采用非反应性液体造缝，再注入常温水不溶固体酸，使固体酸进入人工或天然裂缝中，通过地层温度与压力作用逐步释放出酸液，对地层深部进行酸蚀，该方法中注入的固体酸颗粒能不断地释放酸液溶蚀岩层，但是固体颗粒本身不具有支撑裂缝的作用，同时该方法也是采用单一的酸压工艺改造储层，难以形成具高导流能力的裂缝系统。

非专利文献《狮31井交联酸酸压加砂技术应用》(油气井测试，2007年，第16卷，增刊)、《交联酸加砂酸化压裂技术在复杂岩性油藏的应用》(石油学报，2008年，第29卷)、《靖边气田白云岩储层交联酸酸压技术实践》(油气地质与采收率，2008年，第15卷)和《碳酸盐岩储层交联酸携砂酸压改造新技术》(中国科技论文在线，2010年，第5卷)中均介绍了前期交联酸造缝后仍采用交联酸携砂的酸压加砂设计方法，但上述方法应用的交联酸均为地面交联酸，井筒摩阻较大，酸压施工压力较高，同时交联酸携砂难以实现高砂比施工，铺砂浓度过低，酸蚀裂缝导流能力不足。并且文献中介绍的酸压方法均采用交联酸造缝，酸压反应速度过快，酸液滤失较大，酸蚀缝长受限，难以形成深度酸压。

非专利文献《酸化与加砂压裂协同作业技术及优势》(石油钻探技术，2009年，第37卷)和《酸压与加砂压裂复合改造技术研究与应用》(新疆石油科技，2012年，第22卷)中均介绍了一种前置酸加砂压裂方法，在加砂压裂之前注入一段胶凝酸体系，接着注入一段隔离液，而后再注入前置液和携砂液，该酸压-加砂复合工艺由于采用前置酸造缝，酸岩反应速度过快，易在井筒周围产生一定的扩径，使得酸液滤失速度增大，难以实现深度改造。同时后期压裂液进入酸溶扩大的裂缝后滤失量增大，加砂难度增加。

目前，针对碳酸盐岩储层改造尤其是致密低渗、高压碳酸盐岩油气藏，尚缺少一种既能实现裂缝高导流能力又能进行深度酸压改造的方法。

发明内容

为了克服现有技术的缺陷，本发明的目的之一在于提供一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，在实现碳酸盐岩储层高导流能力的同时有效延伸酸蚀缝长。

为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，包括前置液造缝、酸液溶蚀裂缝和携砂液充填裂缝三个阶段；所述前置液造缝采用不与碳酸盐反应的非反应性液体造缝。

所述前置液造缝前还进行前置酸液预处理；所述前置酸预处理为采用前置酸液预溶蚀岩层，以提高酸压改造效果，降低现场施工难度。

所述前置酸液由以下质量百分含量的组分组成：HCl20％～25％，缓蚀剂0.5％～1.0％，防膨剂0.5％～1.0％，助排剂0.5％～1.0％，起泡剂0.5％～1.0％，余量为水。上述各组分市售均可购得。

所述前置液造缝采用非反应性液体中加入支撑剂形成的混合液与非反应性液体交替注入储层形成段塞。

所述非反应性液体为滑溜水或线性胶压裂液。

所述线性胶压裂液为质量浓度0.3％～0.5％的瓜胶压裂液。

所述前置液造缝中非反应性液体与支撑剂段塞注入过程中砂液比为3％～5％。

所述前置液造缝采用的支撑剂为粒径100目的陶粒。

所述段塞为2～4个。

所述酸液溶蚀裂缝为采用能与碳酸盐岩储层反应的(高浓度)酸液溶蚀裂缝系统，酸液为胶凝酸体系，由以下重量百分含量的组分组成：HCl20％～25％，胶凝剂0.4％～1.0％，缓蚀剂0.5％～1.0％，防膨剂0.5％～1.0％，助排剂0.5％～1.0％，起泡剂0.5％～1.0％，余量为水。上述各组分市售均可购得。

所述胶凝剂为聚丙烯酰胺类聚合物，所述缓蚀剂为有机胺类季铵盐化合物，所述防膨剂为KCl或有机阳离子聚合物，所述助排剂为环氧乙烷与环氧丙烷的聚合物，所述起泡剂为表面活性剂类化合物。

所述酸液溶蚀裂缝的酸液中可加入质量分数0.4％～1.0％的稠化剂或胶凝剂，以及质量分数0.2％～0.3％的交联剂，以增加酸液粘度，降低酸岩反应速度。

所述携砂液填充裂缝为采用压裂液冻胶携带支撑剂填充裂缝系统。

所述压裂液冻胶为油气田常用的瓜胶压裂液体系，瓜胶质量浓度为0.3％～0.5％，粘度如50mPa·s，通过交联剂交联后形成的冻胶，交联比为0.02％～0.03％。

所述携砂液填充裂缝采用的支撑剂为小粒径、高强度陶粒支撑剂，耐压强度≥69MPa。

所述陶粒支撑剂为40目～70目陶粒，或40目～70目陶粒与30目～50目陶粒的混合陶粒。

所述携砂液填充裂缝采用阶梯式加砂，起始砂液比为5％，控制每分钟砂比递增率为5％，增加至所需最高砂液比。

所述前置酸预处理中前置酸液注入排量≤3m³/min。采用低排量注入前置酸液，酸化井筒周围碳酸盐岩储层，降低岩石强度，利于储层岩石破裂，降低酸压施工的储层破裂压力。

所述前置液造缝中非反应性液体的注入排量≥6m³/min，快速形成深穿透的长裂缝系统。采用大排量注入非反应性液体在储层中造出深度穿透的长裂缝系统。为降低井筒周围的射孔炮眼摩阻、打磨裂缝壁面、封堵天然微裂缝、降低液体滤失和施工压力，常采取小粒径、高强度支撑剂段塞打磨技术，即注入一段含有陶粒支撑剂的非反应性液体，再注入一段不含陶粒支撑剂的非反应性液体，如此反复。

所述酸液溶蚀裂缝中酸液注入排量≥6m³/min。采用大排量注入酸液，溶蚀在前置液已经形成的裂缝壁面，沟通储层内部微裂缝系统，进一步延伸裂缝系统，增大裂缝长度。

所述携砂液的注入排量≥6m³/min。携砂液阶段采用低起点、小台阶、控制最高砂液比的阶梯式加砂技术，控制现场施工压力稳定，防止加砂过程中发生砂堵。低起点、小台阶、控制最高砂液比的阶梯式加砂技术：低起点指加砂的初始砂比低，通常为5％；小台阶指砂比增加的幅度较小，比如5％-10％-15％-20％-25％-30％-35％；控制最高砂液比指现场施工中如果25％的砂液比施工压力不稳定或过高，就不能进一步提高砂液比至30％，而是控制在25％砂液比下进行加砂施工，目的就是防止加砂过程中发生砂堵。阶梯式加砂指在加砂过程中逐步提高砂液比，形成加砂阶梯，比如5％-10％-15％-20％-25％-30％-35％。

所述携砂液填充裂缝后注入顶替液，以低排量注入一个井筒容积，注入排量≤3m³/min。所述顶替液为氯化钾水溶液。

本发明中碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，将酸液溶蚀裂缝的酸压工艺和加砂充填裂缝的水利压裂工艺结合应用，采用非反应性前置液体在储层中造缝，并降低裂缝壁面周围温度；高浓度酸液体系溶蚀人造裂缝壁面，在裂缝壁面溶蚀形成非均匀的沟槽，裂缝闭合后提供一定的导流能力；高粘度携砂液携带支撑剂进入裂缝系统充填裂缝，进一步增加裂缝的导流能力。

本发明酸压方法设计合理、工艺简单、便于现场操作，施工效果明显，可以在地层中造缝的同时降低裂缝壁面的温度，从而降低酸液与岩石的反应速度，提高酸液的有效作用距离，实现酸压改造裂缝的深穿透，同时后期支撑剂充填裂缝系统后能进一步提高裂缝的导流能力，最终形成具备高导流能力的酸蚀裂缝和支撑裂缝复合的高导流能力裂缝系统，降低油气流动阻力，提高碳酸盐岩储层酸压改造效果，可广泛应用灰岩、白云岩及含泥质碳酸盐岩油气藏酸压改造施工中。

附图说明

图1为实施例1中碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法示意图；

图2为实施例1中酸压施工曲线图。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。

实施例1

本实施例以一口气藏评价井为例，该气藏井储层岩性为灰色灰云岩，孔隙度1.17％，渗透率0.3×10-3μm2，含气饱和度45％，井温90℃，射孔井段2641.0-2645.5m，表现为典型的致密低渗碳酸盐岩储层，常规试气无产能。为了扩大泄气体积、提高单井产能，形成深穿透的高导流能力裂缝系统，实现酸压改造的持续高产、稳产，采用如下酸压方法改造岩储层，具体操作步骤如下：

(1)酸压施工：采用K344-115封隔器卡封酸压管柱；

(2)前置酸预处理：以43.4MPa的施工压力，2.0m³/min的排量注入前置酸液10m³，对碳酸盐岩储层进行预溶蚀；前置酸液由以下质量百分含量的组分组成：HCl25％；缓蚀剂(咪唑啉季铵盐)0.5％；防膨剂(KCl)1.0％；助排剂(十六烷基硫酸钠)1.0％；起泡剂(十二烷基磺酸钠)1.0％，其余是水；

(3)前置液造缝：采用大排量注入滑溜水造缝，排量7.0m³/min，破裂压力58.2MPa，泵注两级前置液段塞，砂液比分别为3％和5％，共加入100目陶粒1.6m³，施工压力为56MPa，滑溜水用量140.5m³；

(4)酸液溶蚀裂缝：采用大排量注入高浓度胶凝酸液，排量7.0m³/min，施工压力53.7MPa，胶凝酸用量220m³，凝胶酸液由以下质量百分含量的组分组成：HCl25％；胶凝剂(部分水解聚丙烯酰胺)0.55％；缓蚀剂(咪唑啉季铵盐)0.5％；防膨剂(KCl)1.0％；助排剂(十六烷基硫酸钠)1.0％；起泡剂(十二烷基磺酸钠)1.0％；

(5)携砂液充填裂缝：采用压裂液冻胶携带40目-70目陶粒充填裂缝系统，排量7.0m³/min，砂液比阶梯递增比为：5％-10％-15％-20％-25％-30％-35％-40％，阶梯递增时间间隔为5min，平均砂液比为18.9％，共加入40目-70目陶粒26.7m³，压裂液中胍胶质量浓度为0.3％，粘度为50mPa.s，交联比为0.02％，压裂液用量184m³；施工压力平稳，说明前期阶段裂缝扩张较好、滤失量较低；

(6)顶替液：采用低排量注入一个井筒容积的质量浓度为2％氯化钾水溶液，排量3.0m³/min，施工压力42.2MPa，停泵压力21.8MPa，注入质量浓度为2％氯化钾水溶液8.2m³。

图1所示为本实施例酸压方法示意图；图2为本实施例酸压施工曲线图，由图2可知，从现场酸压施工情况和设计参数对比来看，完全达到施工设计要求。

该气藏评价井采用本实施例酸压改造方法进行储层改造后，试气井口油压15.6MPa，日产天然气18万方/天。

Claims (10)

1.一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，其特征在于，包括前置液造缝、酸液溶蚀裂缝和携砂液充填裂缝；所述前置液造缝采用不与碳酸盐反应的非反应性液体造缝。

2.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述前置液造缝前还进行前置酸预处理；所述前置酸预处理为采用前置酸液预溶蚀岩层。

3.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述前置液造缝采用非反应性液体中加入支撑剂形成的混合液与非反应性液体交替注入储层形成段塞。

4.如权利要求3所述的酸压方法，其特征在于，所述段塞为2～4个。

5.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述非反应性液体为滑溜水压裂液或线性胶压裂液。

6.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述酸液溶蚀裂缝采用的酸液中加入稠化剂或胶凝剂以及交联剂。

7.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述携砂液填充裂缝采用压裂液冻胶携带支撑剂填充裂缝系统。

8.如权利7所述的酸压方法，其特征在于，所述支撑剂为耐压不低于69MPa的高强度陶粒。

9.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述携砂液填充裂缝采用阶梯式加砂，起始砂液比为5％，控制砂比递增率增加至所需最高砂液比。

10.如权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，所述携砂液填充裂缝后注入顶替液。