CN107255027A - 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种提高碳酸盐岩油气井产能的水力加砂压裂与酸压复合改造方法。该方法包括使用前置液压开地层、延伸人工裂缝，为支撑剂进入地层而建立必要的空间，同时降低地层温度以保持压裂粘度，进而保持压裂液的悬砂性能；接着注入携砂液将支撑剂输送到人工裂缝远井地带；再注入酸液，刻蚀人工裂缝近井地带，最终形成远井地带支撑剂支撑与近井地带酸液刻蚀的高导流复合人工裂缝，从而实现碳酸盐岩储层的深度改造步骤。本发明技术方案适用井型涵盖直井、斜井、水平井、分支井等，适用完井方式为裸眼完井、套管射孔完井等，对深层、高温碳酸盐岩储层进行有效改造，提高油气井产能。

Description

一种碳酸盐岩储层复合改造方法
技术领域
本发明属于油气藏增产改造技术领域，具体涉及一种提高碳酸盐岩油气井产能的水力加砂压裂与酸压复合改造方法，用于新井增产改造和老井重复改造。
技术背景
在全球己探明的油气储量中，60％为海相碳酸盐岩储层。碳酸盐岩储层己成为油气勘探开发的重要领域。我国的碳酸盐岩油气藏分布也非常广泛，勘探开发潜力巨大。
由于碳酸盐岩储层地质条件复杂、非均质强，开发碳酸盐岩储层就具有一定的难度。通常情况下，碳酸盐岩储层都需要进行储层改造才能达到认识储层和增储上产的目的，因此储层酸化压裂改造就成为碳酸盐岩高效开发的关键技术。目前，针对碳酸盐岩储层的改造技术主要有基质酸化、酸压和水力加砂压裂技术，以及基于不同目的而衍生的增产方法，如前置液酸压技术、多级注入酸压技术和多级注入+闭合酸化技术等。由于酸液作用距离有限，基质酸化只能对近井地带储层进行改造。尤其是在深层高温碳酸盐岩储层中，由于储层温度高，酸岩反应速度快，即便是以前置液酸压、多级交替注入酸压、缓速酸类酸压等为代表的碳酸盐岩深度酸压工艺所形成的酸蚀缝长度也远远短于酸压过程中的动态缝，远端裂缝很难得到有效刻蚀，形成足够的导流能力。水力压裂能够形成长的人工裂缝，并且由于支撑剂的存在使裂缝的导流能力得以维持。但与酸液相比，由于压裂液不与碳酸盐岩发生反应，所以其沟通天然裂缝的能力较差，特别是当最大水平主应力方向(人工压裂主裂缝方向)与天然裂缝走向一致时尤为明显。同时，碳酸盐岩储层缝洞发育、滤失严重、储层杨氏模量偏高、裂缝宽度较窄、砂堵率高，这些问题制约了水力加砂压裂技术在碳酸盐岩储层改造中的应用。
发明内容
鉴于上述碳酸盐岩储层改造工艺的不足，本发明的目的是提出一种提高碳酸盐岩油气井产能的水力加砂压裂与酸压复合改造方法。基于此方法能在碳酸盐岩储层改造过程中形成高导流、深穿透的人工裂缝，从而实现碳酸盐岩的深度改造，使碳酸盐岩油气藏得到更为高效地开发。
技术优越性
深层、高温碳酸盐岩油气藏储层改造的关键在于通过降滤、缓速的工艺形成具有高导流能力的人工裂缝。储层高温会导致酸压改造酸岩反应速度快，酸液有效作用距离短，形成的酸蚀裂缝穿透能力极其有限，酸压沟通天然缝洞的能力弱；深层碳酸盐岩储层的高闭合压力会导致酸压形成的酸蚀裂缝导流能力弱。针对普通酸压在深层、高温碳酸盐岩储层改造中存在的固有缺陷，本发明提出采用“前置液降滤缓速、先填砂、后酸蚀”的技术思路，形成具有深穿透、高导流特征的填砂-酸蚀复合裂缝。在施工参数上采用大排量、小砂比进行施工，施工材料上选择小粒径支撑剂，进一步降低了碳酸盐岩加砂过程中存在的砂堵风险，明显提高了此类油气藏的改造效果。
技术方案
为达到上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种提高碳酸盐岩油气井产能的水力加砂压裂与酸压复合改造方法，其包括使用前置液压开地层、延伸人工裂缝，为支撑剂进入地层而建立必要的空间，同时降低地层温度以保持压裂粘度，进而保持压裂液的悬砂性能；随后注入携砂液将支撑剂输送到人工裂缝远井地带；而后注入酸液，用以刻蚀人工裂缝近井地带，进而形成远井地带支撑剂颗粒支撑与近井地带酸液刻蚀的高导流复合人工裂缝，从而实现碳酸盐岩储层的深度改造步骤。
上述的水力加砂压裂与酸压复合改造方法包括如下步骤：
(1)以1.0～2.0立方米/分钟的排量向地层注入40～100立方米前置液；
(2)以3.5～5.0立方米/分钟的排量向地层注入70～250立方米携砂液；
(3)以2.0～4.5立方米/分钟的排量向地层注入80～170立方米主体酸；
(4)在对储层进行复合改造后，以2.0～3.0立方米/每分钟的排量向地层注入一定体积的顶替液。
上述的水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，所述的前置液为弱酸条件下交联的压裂液，该前置液在弱酸条件下可保持交联，维持一定的粘度，充分发挥前置液压裂造缝；降低裂缝表面温度；降低滤失的作用。
上述的水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，所述的携砂液为弱酸条件下交联的、混有支撑剂的压裂液；该携砂液在弱酸条件下可保持交联，确保一定的悬砂性。
上述的水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，所述主体酸酸液包括胶凝酸、地面交联酸、温控变粘酸、乳化酸、泡沫酸和转向酸的一种或几种的组合。
上述的水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，所述的支撑剂为石英砂、陶粒、树脂覆膜砂、覆膜陶粒的一种或几种的组合。
上述的水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，所述的支撑剂为水力加砂压裂的常用支撑剂。考虑到深层碳酸盐岩储层闭合压力高，形成的人工裂缝宽度小，为保证支撑剂的远井地带输送，支撑剂颗粒粒径需控制在一定范围内；考虑到携砂液之后的酸液段塞影响，所述支撑剂的酸溶解度需满足要求。所述的支撑剂性能指标：粒径40～70目，酸溶解度小于10％。
前置液的用量及排量根据天然裂缝发育情况和施工规模确定，优选以1.0～2.0立方米/分钟的排量向地层注入40～100立方米前置液；携砂液的用量和排量根据施工规模和储层特征确定，优选以3.5～5.0立方米/分钟的排量向地层注入70～250立方米携砂液；主体酸用量及排量根据施工规模、刻蚀程度和改造要求确定，优选以2.0～4.5立方米/分钟的排量向地层注入80～170立方米主体酸；顶替液用量根据地面管线及井下管柱体积确定，在对储层进行复合改造后，优选以2.0～3.0立方米/每分钟的排量向地层注入顶替液。
上述水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，步骤(1)注入前置液是为了压裂造缝，为支撑剂进入裂缝建造必要的空间；降低裂缝表面温度，减缓酸岩反应速率，增加酸液有效作用距离；降低裂缝壁面的滤失，降低砂堵几率，降低漏失风险。
上述水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，步骤(2)低排量注入前置液是为了降低压裂泵车的冲击，避免排量过高导致的缝高延伸失控。
上述水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，步骤(2)注入携砂液是为了将小粒径的支撑剂输送到人工裂缝远井地带。
上述水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，步骤(3)注入主体酸是为了非均匀刻蚀近井地带人工裂缝壁面，形成有效的酸蚀裂缝导流能力。
上述水力加砂压裂与酸压复合改造方法中，步骤(4)注入顶替液是将地面管线及井下管线中滞留的主体酸顶替进入人工裂缝。
本发明针对深层、高温碳酸盐岩储层改造的需要，提出一种提高碳酸盐岩油气井产能的水力加砂压裂与酸压复合改造方法。该方法充分发挥水力加砂压裂与酸压工艺各自的优势，采用前置液造缝、降低人工裂缝壁面温度、降低液体滤失；随后向人工裂缝中注入混有小粒径支撑剂的携砂液，支撑比酸液有效作用距离更远的人工裂缝远井地带，提高改造距离；之后注入主体酸对人工裂缝近井地带进行非均匀刻蚀，形成有效的酸蚀裂缝，同时，主体酸与裂缝壁面岩石反应，易于沟通侧向天然裂缝，达到增加改造体积的目的，进而形成远井地带支撑剂支撑，近井地带酸液刻蚀的高导流、深穿透复合裂缝，实现碳酸盐岩储层的有效改造。
本发明的核心是充分发挥水力加砂压裂改造距离长，酸压非均匀刻蚀、侧向沟通能力强的优势。一方面，水力加砂压裂使用的压裂液与地层不易发生化学反应，液体滤失低、造缝效率高，可在储层中形成深穿透的人工裂缝；携砂液将小粒径的支撑剂输送到酸液难以刻蚀的人工裂缝远井地带，利用支撑剂对人工裂缝壁面的支撑作用，形成远井地带的支撑裂缝导流能力。另一方面，在高温深井碳酸盐岩储层中，主体酸与岩石的反应速度快，酸液有效作用距离短，酸液穿透能力有限，但酸液非均匀刻蚀人工裂缝壁面形成的酸蚀裂缝导流能力高，尤其是在蚓孔出现的情况下，酸液的侧向沟通能力尤为明显。两方面的综合影响，使得碳酸盐岩水力加砂压裂与酸压复合改造技术能形成深穿透、高导流的复合裂缝，显著改善人工裂缝的渗流能力，增大改造体积，提高碳酸盐岩储层的改造效果。
本发明的水力加砂压裂与酸压复合改造方法主要用于深层、高温碳酸盐岩储层的改造，适用井型涵盖直井、斜井、水平井、分支井等，适用完井方式为裸眼完井、套管射孔完井等。
本发明的突出效果为：本发明技术方案能够在碳酸盐岩储层改造过程中形成高导流、深穿透的复合裂缝，沟通更多的储集体，增大改造体积，使深层、高温碳酸盐岩储层得到有效地改造，是碳酸盐岩储层改造的一种新技术手段。
附图说明
图1是本发明碳酸盐岩水力加砂压裂与酸压复合改造方法裸眼直井压裂管柱示意图。
图2是本发明碳酸盐岩水力加砂压裂与酸压复合改造方法形成的人工裂缝俯视示意图。
具体实施步骤
为了更加清楚的理解本发明的技术特征和目的，现对本发明的技术方案进行一下详细说明。碳酸盐岩复合改造方法包括如下步骤：
(1)根据储层特征情况(如层厚、天然裂缝发育程度、污染程度和孔渗特征等)和施工规模确定以1.0～2.0立方米/分钟的排量向地层注入40～100立方米前置液，进行压裂造缝，降低人工裂缝壁面温度，降低滤失。
(2)以3.5～5.0立方米/分钟的排量向地层注入70～250立方米携砂液，将小粒径的支撑剂输送到人工裂缝远井地带。
(3)以2.0～4.5立方米/分钟的排量向地层注入80～170立方米主体酸，清除人工裂缝中的污染物、侧向沟通天然裂缝、非均匀刻蚀近井地带人工裂缝壁面，形成有效的酸蚀裂缝导流能力。
(4)在对储层进行复合改造后，以2.0～3.0立方米/每分钟的排量向地层注入一定体积的顶替液，将地面管线和井下管线中的主体酸推入地层深部，进一步刻蚀人工裂缝，同时避免管线积酸对设备造成的腐蚀；停泵反应30～60分钟后放喷求产。
上述前置液、携砂液均为在弱酸条件下交联而成的，可保证携砂液在后续主体酸段塞驱替过程中的悬砂性。为确保良好的携砂性，携砂液中的支撑剂浓度要求控制在5％～15％之间。
上述支撑剂为石英砂、陶粒、树脂覆膜砂、覆膜陶粒的一种或几种的组合；支撑剂性能指标：粒径40～70目，酸溶解度小于10％。

Claims (10)

1.一种提高碳酸盐岩油气井产能的水力加砂压裂与酸压复合改造方法，其包括三道工序：
(1)使用前置液压开地层、延伸人工裂缝，为支撑剂进入地层而建立必要的空间，同时降低地层温度以保持压裂粘度，进而保持压裂液的悬砂性能；
(2)注入携砂液将支撑剂输送到人工裂缝远井地带；
(3)注入酸液，用以刻蚀人工裂缝近井地带；
采用上述三道工序，形成远井地带支撑剂颗粒支撑与近井地带酸液刻蚀的高导流复合人工裂缝，从而实现碳酸盐岩储层的深度改造步骤。
2.根据权利要求1所述的复合改造方法，其包括如下步骤：
(1)以1.0～2.0立方米/分钟的排量向地层注入40～100立方米前置液；
(2)以3.5～5.0立方米/分钟的排量向地层注入70～250立方米携砂液；
(3)以2.0～4.5立方米/分钟的排量向地层注入80～170立方米主体酸；
(4)在对储层进行复合改造后，以2.0～3.0立方米/每分钟的排量向地层注入一定体积的顶替液。
3.根据权利要求2所述的复合改造方法，其特征在于：所述前置液为弱酸条件下交联的压裂液。
4.根据权利要求2所述的复合改造方法，其特征在于：所述的携砂液为弱酸条件下交联的、混有支撑剂的压裂液。
5.根据权利要求2所述的复合改造方法，其特征在于：所述主体酸酸液包括胶凝酸、地面交联酸、温控变粘酸、乳化酸、泡沫酸和转向酸的一种或几种的组合。
6.根据权利要求2所述的复合改造方法，其特征在于：所述携砂液砂比为10％～36％。
7.根据权利要求2所述的复合改造方法，其特征在于：所述携砂液中加砂量7～90立方米。
8.根据权利要求2所述的复合改造方法，其特征在于：所述顶替液用量根据地面管线及井下管柱体积确定。
9.根据权利要求4所述的复合改造方法，其特征在于：所述的支撑剂为石英砂、陶粒、树脂覆膜砂、覆膜陶粒的一种或几种的组合。
10.根据权利要求4或6所述的支撑剂性能指标：粒径40～70目，酸溶解度小于10％。
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