CN107965306B - 一种注酸压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种注酸压裂方法，所述方法包括在前置液造缝阶段后采用交替注酸模式进行裂缝压裂改造，所述交替注酸模式为在裂缝中交替注入1～5级的段塞，其中每一级段塞由先后注入的酸液和顶替液构成。根据本发明提供的注酸压裂方法，结合压裂与酸化的技术优势，通过交替注入工艺的优化，最大限度地提高酸液在压裂裂缝体系中的波及范围，提高缝壁岩石的孔隙度及渗透率，扩充延伸微裂缝及分支缝系统，促进了裂缝复杂性程度及改造体积的提升，并提高裂缝系统保持导流能力的持续时间。

Description

一种注酸压裂方法

技术领域

本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，更具体地涉及一种提高裂缝改造体积的注酸压裂技术，尤其涉及一种适用于页岩及致密砂岩油气储层压裂中提高裂缝改造体积的交替注酸压裂方法。

背景技术

裂缝改造体积的提高基于储层条件和压裂施工条件的匹配。储层条件包括岩石的脆性、水平应力差、天然裂缝发育程度及与最大水平主应力方向的夹角；压裂施工条件的优化主要是以主裂缝净压力为目标函数，由此优化与裂缝净压力有关的参数，如排量、液量、施工砂液比、射孔簇数等。

在目前对裂缝压裂改造的认识和采取的常规方法中，提高裂缝复杂性程度关键是裂缝的净压力应大于两向水平应力差或者天然裂缝与最大水平主应力的夹角小于60°，只要有一个条件满足，可实现提高裂缝复杂性程度及裂缝改造体积的目的。但是，对于目前更多的储层条件，由于天然裂缝发育密度不够或分布有限(无法确保在主裂缝的近井、中井及远井位置都有天然裂缝的分布)、主裂缝净压力超过两向水平应力差幅度太小等原因，致使微裂缝和分支缝开启及延伸范围有限，造成压裂改造中裂缝复杂性程度提高幅度依然很有限。

目前现有的裂缝改造方法在提高裂缝改造体积及裂缝复杂性程度方面通常面临以下几方面的技术问题。1)在储层参数评价具有不确定性情况下，裂缝改造施工方法难以选择，效果不理想：压裂目的层的脆性指数、两向水平应力差及天然裂缝特性等的评价，大多基于岩心分析和测井等方法，岩心的代表性及远离井筒的储层参数变化难以判断，进而造成储层天然裂缝的特性更具有一定的不确定性，这给以提高裂缝改造体积及裂缝复杂性程度为目的的压裂工艺设计带来诸多的不确定性。2)裂缝净压力对施工注入参数的敏感性不强：很多情况下，通过调整施工注入参数(如排量、液量、施工砂液比等)来提升裂缝净压力的方式作用并不明显，裂缝净压力提升幅度不大。3)致密砂岩储层由于缝高过度延伸致使体积压裂改造实施较难：页岩储层由于水平层理缝/纹理缝相对发育，对水力缝高的遮挡具有天然的屏蔽作用，在缝高得到有效控制的前提下，低黏度、大液量、高排量压裂思路可促使裂缝在水平方向上得到较好的转向效果；但致密砂岩储层由于水平层理缝/纹理缝相对不发育，若直接参照页岩气体积压裂低黏度、大液量、高排量的思路，可能促使裂缝高度过度失控，从而与预期水平方向的裂缝转向及扩大改造体积的目标南辕北辙，产生截然相反的效果。

随着页岩油气及致密油气储层的开发，体积压裂技术已经成为该类储层增产稳产的重要技术，而尽可能的提高压裂改造体积及裂缝复杂程度是体积压裂技术的核心理念及追求目标。目前，在诸多页岩及致密砂岩油气藏的压裂增产中，存在压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，影响了该类储层的有效开发及储量的有效动用。

发明内容

为提高对油气储层、尤其是页岩油气及致密油气储层的压裂改造效果及有效性，本发明提出一种提高裂缝改造体积的交替注酸压裂技术。该技术结合压裂与酸化的技术优势，采用多级交替注入的方式注入低黏度酸液与压裂液组成的段塞，最大限度提高酸液在压裂裂缝体系中的波及范围，促进裂缝复杂性程度及改造体积的提升，提高裂缝系统保持导流能力的持续时间，从而实现提高压裂有效改造体积、形成复杂裂缝体系及提高裂缝系统支撑效率的目的。

为此，本发明提供一种注酸压裂方法，所述方法包括在前置液造缝阶段后采用交替注酸模式进行压裂改造，所述交替注酸模式为在裂缝中交替注入1～5级、优选2～4级段塞，其中每一级交替注入的段塞由先后注入的酸液和顶替液构成。

本发明的注酸压裂方法采用交替注入的方式，以[酸液+顶替液]为一个交替注入段塞。若为1级交替注入，则第1级交替注入段塞为：[第1级酸液+第1级顶替液]；若为多级交替注入段塞，则多级交替注入段塞为：[第1级酸液+第1级顶替液]+[第2级酸液+第2级顶替液]+┈┈[第N级酸液+第N级顶替液]，N取1.2.3……。每一级段塞之间的酸液类型、酸液黏度、顶替液类型、顶替液黏度可相同也可不同，可结合酸液的特性、酸岩反应实验结果及裂缝正交模拟优化结果综合考虑。

通过采用如上注酸方式，本发明实质提供了一种提高裂缝改造体积的注酸压裂方法。

根据本发明的优选实施方式，交替注入时机为：当前置液造缝长度达到设计总造缝长度的70％以上时，交替注入[酸液+顶替液]段塞。前置液造缝长度及交替注入时机的确定，可基于GOHFER等商业化裂缝模拟软件的模拟结果来确定。

根据本发明的优选实施方式，在交替注酸模式施工中使用的注酸总强度(酸液总强度)为1～1.2，所述注酸总强度为注酸总体积与压裂裂缝体积之比。按照常规理解，所述压裂裂缝体积一般指酸波及的压裂裂缝的体积，即压裂裂缝波及体积。压裂裂缝波及体积基于压裂软件对裂缝几何参数的综合模拟结果来确定。采用合适的注酸总强度既能够提高渗透率又可以降低岩石强度，有利于裂缝的破裂延伸。

根据本发明的优选实施方式，每一级段塞的注酸体积在从井口到目的层段井筒的容积±5％的范围内。为方便现场可操作性，优选每一级段塞的注酸体积等于井口到目的层段井筒的容积。

根据本发明的优选实施方式，每一级段塞中的酸液注入排量为1.0m³/min～1.5m³/min，优选每一级段塞中酸液注入排量恒定。

根据本发明的优选实施方式，顶替液黏度随着段塞级数增加而增大。即，优选顶替液黏度比上一级段塞的顶替液黏度大。

在本发明的一个优选实施方式中，第一级段塞的顶替液黏度为10～20mPa.s，第二级段塞的顶替液黏度为30～60mPa.s，第三级段塞的顶替液黏度为100～120mPa.s。该优选实施方式可以具有3级以上段塞，更优选具有3级段塞，每级段塞的顶替液黏度如前所限定。所述顶替液可以选择相应黏度范围的压裂液。

根据本发明，每一级段塞的酸液可相同或不同。为简化操作，优选每一级段塞使用相同的酸液。从酸化效果的角度，每一级段塞也可以采用不同的酸液。例如，第一级段塞的酸液为盐酸溶液和/或土酸溶液，第二级和第三级段塞的酸液为胶凝酸。

根据本发明，优选每一级段塞中酸液黏度小于顶替液黏度，更优选所有段塞中最大酸液黏度小于所有段塞中最小顶替液的黏度。

根据本发明的优选实施方式，顶替液的注入排量随着段塞级数增加而增大。

在本发明的一个优选实施方式中，对于致密砂岩储层，第一级、第二级和第三级段塞中顶替液的注入排量依次在1.5～2.5m³/min、3.5～4.5m³/min和5.5～6.5m³/min范围。该优选实施方式可以具有3级以上段塞，更优选具有3级段塞，每级段塞的顶替液注入排量范围如前所限定。在一个具体的优选实施方式中，三级注入段塞中每一级顶替液排量可按2m³/min～4m³/min～6m³/min阶梯式增加。

在本发明的一个优选实施方式中，对于页岩储层，第一级、第二级和第三级段塞中顶替液的注入排量依次在5.5～6.5m³/min、8.5～9.5m³/min和11.5～12.5m³/min范围。该优选实施方式可以具有3级以上段塞，更优选具有3级段塞，每级段塞的顶替液注入排量范围如前所限定。在一个具体的优选实施方式中，三级注入段塞中每一级顶替液排量可按6m³/min～9m³/min～12m³/min阶梯式增加。

通过使交替注入的每一级段塞中酸液黏度与顶替液黏度的匹配，和/或采用排量阶梯式渐增的注入模式，依次将酸液推向近井地带、中远井地带，让低黏度酸液尽可能多地均匀酸蚀酸液经过之处的裂缝，有效防止酸液过多的消耗在近井地带的裂缝面，又兼顾将酸液尽可能快速地向裂缝远端推进，避免酸液在近井地带裂缝的过度溶蚀造成所谓的坍塌效应而造成裂缝导流能力的极大损失。

根据本发明的优选实施方式，所述方法还包括在交替注酸模式施工后进行加砂压裂施工，采用压裂液携带混合粒径支撑剂进行加砂的模式。

优选地，所述混合粒径支撑剂为40/70目支撑剂和30/50目支撑剂中的一种或两种与70/140目支撑剂形成的混合支撑剂。

更优选地，在所述混合支撑剂中，70/140目支撑剂的重量比例为30％～40％，更优选33％～37％，40/70目支撑剂和30/50目支撑剂的总重量比例为60％～70％，更优选63％～67％。

在本发明的一些具体实施方式中，所述加砂压裂施工步骤包括：

s1.以2.5～3.0m³/min排量注入黏度为10mP·s～15mP·s的低黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入所述混合支撑剂，砂比以3体积％起步，阶梯式递增至12体积％以下；

s2.以3.5～4.0m³/min排量注入黏度为30mP·s～50mP·s的中黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入所述混合支撑剂，砂比以12体积％起步，阶梯式递增至20体积％以下。

在步骤s1中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为2-7级，优选3-6级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤s1中，段塞式加砂方式的砂比以3％起步，以3％～5％～7％～9％～11％的阶梯式渐增。

在步骤s2中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为2-6级，优选3-5级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤s2中，段塞式加砂方式的砂比以12％起步，以12％～14％～16％～18％的阶梯式渐增。

在加砂阶段，现有技术中往往按照70/140目、40/70目(或30/50目)的顺序加入，然而本发明则采用了混合粒径加砂的方式(即如前所述，将70/140目小粒径支撑剂和40/70目或30/50目的主体支撑剂进行混合后统一注入，而不是以往的按70/140目、40/70目和30/50目顺序加入)，尤其对于储层天然裂缝发育较好的情况。采用混合粒径的加砂模式，让支撑剂有选择性的进入与其粒径匹配的不同尺度的裂缝系统中，实现压裂过程中裂缝系统的充分支撑。小粒径支撑剂量占支撑剂总量比例，可根据压前裂缝描述及模拟等手段或在压裂施工泵注过程中的压力的波动特性来判断不同尺度天然裂缝的发育程度，若天然裂缝较发育，要适当增加小粒径支撑剂的比例。且经长时间的试验，本发明人发现，采用上述比例范围的混合支撑剂，加砂效果尤佳。

根据本发明的优选实施方式，所述方法还包括在采用压裂液携带混合粒径支撑剂进行加砂之后，采用黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液携带30/50目或20/40目支撑剂进行加砂的阶段。

优选地，所述采用黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液携带30/50目或20/40目支撑剂进行加砂的阶段包括以下步骤：

p1.以4.0～5.0m³/min排量注入黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入30/50目或20/40目支撑剂，砂比以18体积％起步，并阶梯式递增至26体积％以下；

p2.以4.5～5.5m³/min排量注入黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液，在注入过程中以连续式加砂方式加入30/50目或20/40目支撑剂，砂比以24体积％起步，并阶梯式递增至35体积％以下。

在步骤p1中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为1-5级，优选2-4级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤p1中，段塞式加砂方式的砂比以18％起步，以18％～20％～22％的阶梯式渐增。

在步骤p2中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为2-6级，优选3-5级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤p2中，连续式加砂方式的砂比以24％起步，以2～4％的砂比为台阶逐渐增加，最高砂比35％。

上述高黏度压裂液携带30/50目或20/40目支撑剂进行加砂的阶段是一个使用大粒径支撑剂注入延伸并支撑最大尺度的主裂缝系统的施工步骤，增大主裂缝系统及缝口的导流能力。

根据本发明提供的方法，可在加砂施工结束后进行平衡顶替阶段的施工。例如通过泵入低黏度压裂液来平衡顶替。顶替结束后停泵测压一定时间，结束裂缝改造施工。

根据本发明的优选实施方式，所述方法还包括在前置液造缝前对储层进行酸预处理，优选通过酸岩反应试验选择用于酸预处理的酸强度。酸预处理能降低储层的压裂破裂压力及整体施工压力，避免了初始压力高造成的缝高纵向过度延伸甚至失控现象。根据本发明的优选实施方式，所述方法还包括在前置液造缝前对储层特性参数、裂缝高度延伸规律及主控因素、主裂缝净压力与施工注入参数间的敏感性进行评价，以优化施工注入参数。

所述储层特性参数包括有效渗透率、地应力、水平主应力差及天然裂缝发育情况等。应用常规的地质、测井、录井、岩心分析、地层测试等方法，并结合同一区块邻井的压裂施工资料反演分析，综合分析动态与静态资料、宏观与微观资料及近井与远井等资料，全面深入了解储层及隔层的各种岩性、物性、岩石力学、地应力、天然裂缝发育程度及各种敏感性特性等，为压裂优化设计，提供全面准确的基础资料。

在储层特性参数综合分析评价基础上，应用成熟的裂缝模拟商业软件，如GOHFER、FracproPT等，模拟裂缝高度的延伸规律及主控参数敏感性，由此制定裂缝高度控制的综合方法，如包括制定和优化酸预处理技术、低黏度前置液、变黏度施工、变排量施工、不同密度支撑剂及人工应力隔层技术等。

主裂缝净压力与施工注入参数如压裂液黏度、排量、液量及排量等之间的敏感性可在制定了裂缝高度控制的基础上，应用GOHFER等商业化裂缝模拟软件来评估。

根据本发明的优选实施方式，在交替注酸施工之前对所使用的酸液配方进行选择和优化。在储层特性参数评价的基础上，主要基于压裂目的层岩石矿物组分特征及“五敏”分析结果，优化酸液配方。还可以通过室内在酸驱替实验系统上进行岩心样的平行对比实验，按照不同配方驱替前后的渗透率变化，找出提高岩心渗透率最大的酸液配方。在此基础上，研究酸与岩石反应后的岩石力学参数的变化及酸后的物性参数的变化，防止酸岩反应后出现二次沉淀伤害。进一步地，研究酸与天然裂缝内的充填物尤其是碳酸盐岩充填物的反应特性。总的来说，可以通过酸液性能评价实验(酸液流变性实验、酸岩反应动力学实验、酸液腐蚀实验、酸化驱替实验等)对酸配方(一般可包含酸液浓度、缓蚀剂、交联剂、铁离子稳定剂、助排剂、破胶剂)进行优化。通过对酸液配方进行优化选择，提高酸液的使用效果。

本发明还提供了如上所述注酸压裂方法在油气储层、尤其在页岩油气储层和致密油气储层的压裂改造施工中的应用。

根据本发明提供的注酸压裂方法，结合了压裂与酸化的技术优势，1级或多级交替注入低黏度酸液与压裂液组成的段塞，通过交替注入工艺的优化，将酸液注入到水力裂缝波，并最大限度提高酸液在压裂裂缝体系中的波及范围，提高缝壁岩石的孔隙度及渗透率，沟通并开启侧翼方向的潜在天然裂缝，扩充延伸微裂缝及分支缝系统，改善近井、中井及远井地带的微裂缝系统的导流能力，进一步促进了裂缝复杂性程度及改造体积的提升，提高裂缝系统保持导流能力的持续时间，从而实现提高压裂有效改造体积、形成复杂裂缝体系及提高裂缝系统支撑效率的目的。

本发明所提供的用于提高裂缝改造体积的交替注酸压裂方法，思路简洁，现场便于操作实施。按此方法进行油气储层压裂方案的设计及施工，具有以下几方面有益效果。

(1)交替注入的酸液可有效溶蚀整个裂缝中裂缝壁附近的岩石，提高缝壁岩石的孔隙度及渗透率，利于油气向水力裂缝内的渗流作用。

(2)酸液的注入，降低了岩石强度，利于岩石的破裂和延伸，这对形成复杂裂缝是非常有利的。

(3)酸液进入天然裂缝的碳酸盐岩等填隙物中，可人为地沟通并开启侧翼方向的潜在的天然裂缝，形成主裂缝的不同分支裂缝，后续跟进注入的滑溜水等低黏液体可以继续扩充延伸已酸蚀的微裂缝及分支缝系统，提高裂缝复杂程度。

(4)通过多级交替注入的方式形成的支缝及微裂缝系统越多，沿主裂缝方向的应力释放作用就越明显，有效避免了地应力作用于单一主裂缝而对导流能力的快速降低效应，可使裂缝导流能力维持更长的时间。

(5)该方法尤其适用于页岩油气储层和致密油气储层的压裂改造施工中，可缓解或解决低渗及致密砂岩油气藏压裂改造中压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。

此外，按本发明所述方法和工艺思路在国内多个低渗和致密砂岩气藏区块的压裂方案优化设计及试验中，经现场试验应用证明，该方法适应性与针对性强，具可操作性，增产稳产效果良好，获得了可观的经济效益。

附图说明

图1是实施例中A井交替注酸压裂泵注程序图。

图2显示了实施例中A井压裂交替注酸压裂后裂缝内酸液浓度分布。

具体实施方式

为了设计一种提高压裂改造体积及裂缝复杂程度的体积压裂技术，使其能够在尤其是在诸多页岩及致密砂岩油气藏的压裂增产中，克服压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，本发明提出了一种交替注酸压裂方法，所述方法包括在前置液造缝阶段后采用交替注酸模式进行压裂改造，所述交替注酸模式为在裂缝中形成1～5级交替注入段塞，其中每一级段塞由先后注入的酸液和顶替液形成。

如前所述，本发明提供的交替注酸压裂方法中，以[酸液+顶替液]为一个交替注入段塞。若为1级交替注入，则第1级交替注入段塞为：[第1级酸液+第1级顶替液]；若为多级交替注入段塞，则多级交替注入段塞为：[第1级酸液+第1级顶替液]+[第2级酸液+第2级顶替液]+┈┈[第N级酸液+第N级顶替液]，N取1.2.3……。每一级段塞之间的酸液类型、酸液黏度、顶替液类型、顶替液黏度可相同也可不同，可结合酸液的特性、酸岩反应实验结果及裂缝正交模拟优化结果综合考虑。

交替注入段塞中使用的酸液和顶替液可根据本发明从现有酸液和顶替液中进行选择和优化。

在本发明的交替注酸压裂方法中，考虑了酸液配方、交替注酸时机、注酸总强度、每级段塞中注酸体积、交替注入段塞级数、每级段塞中酸液注入排量、每级段塞中酸液黏度、顶替液黏度、顶替液注入排量等因素，并对其进行了优化选择，下文将会具体说明。

酸液配方主要在储层特性参数评价的基础上，基于压裂目的层岩石矿物组分特征及“五敏”分析结果来优化。若储层温度较高，如大于100℃，还需要采用常规方式研究不同的缓速酸液配方。另外，为了尽可能地优化酸液配方，还可以通过室内在酸驱替实验系统上进行岩心样的平行对比实验，按照不同配方驱替前后的渗透率变化，找出提高岩心渗透率最大的酸液配方。在此基础上，研究酸与岩石反应后的岩石力学参数的变化及酸后的物性参数的变化，防止酸岩反应后出现二次沉淀伤害。进一步地，进行酸与天然裂缝内的充填物尤其是碳酸盐岩充填物的酸蚀反应特性。关于酸液配方的优化方法或步骤，如本文中未做具体的或特殊说明，均可按照本领域公知的程序进行。

根据本发明的优选实施方式，交替注入时机为：当前置液造缝长度达到设计总造缝长度的70％以上时，交替注入[酸液+顶替液]段塞。前置液造缝长度及交替注入时机的确定，可基于GOHFER等商业化裂缝模拟软件的模拟结果来确定。

在本发明的一些优选实施方式中，在交替注酸模式施工中使用的注酸总强度为1～1.2，所述注酸总强度为注酸总体积与酸波及的裂缝体积之比。

注酸总强度的优化，主要在酸液配方优选实验基础上，考虑有效围压及上覆地层压力等条件，如仍能提高渗透率，说明用酸强度合适。然后，考虑到在裂缝的不同位置进行酸岩反应，要结合裂缝几何参数的模拟结果，由酸岩反应范围内的裂缝体积进行综合分析计算。

若酸液配方优选合适，但如果注酸强度不合理，也不利于达到既提高渗透率又降低岩石强度利于破裂延伸的目的。注酸强度大了，易引起孔隙坍塌效应，尤其是近井裂缝地带，如设计不好，可能造成用酸强度过大的被动局面。但若注酸强度低了，可能提高渗透率幅度有限或溶蚀天然裂缝内的碳酸盐岩数量有限，则分支缝的范围因此大受影响，也不利于提高裂缝的复杂性及改造体积。

本发明选择在水力裂缝的不同位置处进行酸蚀反应，考虑到缝长波及范围不同，注酸总强度定义为酸的体积与酸波及的水力裂缝的体积之比。一般情况下，为取得较好的改造效果，注酸总强度至少为1。若考虑到进一步溶蚀天然裂缝内的碳酸盐岩矿物，可基于总的天然裂缝填隙物的碳酸盐岩含量，由酸岩反应质量平衡方程，再额外考虑用酸强度的增加。

在本发明的一些优选实施方式中，每一级段塞的注酸体积为井口到目的层段井筒的容积±5％。为方便现场可操作性，优选等于井口到目的层段井筒的容积，即一个井筒容积。

对于直井单段压裂，井筒容积是一定的；而对于直井多段及水平井多段，由于不同段的井筒容积是不同的，井筒容积是随着压裂段数是变化的，可结合压裂目的层段的深度计算得到。

交替注入段塞级数的优化可通过以下公式来进行：交替注入段塞级数＝注入酸液总体积/每级段塞注酸体积。注入酸液总体积可通过注酸总强度的优化得到，每级段塞注酸体积可通过注酸体积优化得到，优选井口到压裂目的层段井筒的容积。

在本发明的一些优选实施方式中，每一级段塞中的酸液注入排量为1m³/min～1.5m³/min；为方便现场实际情况及可操作性，优选每一级段塞的酸液注入排量恒定，即在每一个[酸液+顶替液]的交替注入段塞中，酸液的注入排量(1m³/min～1.5m³/min)是一定的。

在本发明的一些优选实施方式中，顶替液黏度随着段塞级数增加而增大。即优选顶替液黏度比上一级段塞的顶替液黏度大。

优选地，第一级段塞的顶替液黏度为10～20mPa.s，第二级段塞的顶替液黏度为30～60mPa.s，第三级段塞的顶替液黏度为100～120mPa.s。

根据本发明，每一级段塞的酸液可相同或不同。为简化操作，优选每一级段塞使用相同的酸液。从酸化效果的角度，每一级段塞也可以采用不同的酸液。例如，第一级段塞的酸液为盐酸溶液和/或土酸溶液，第二级和第三级段塞的酸液为胶凝酸。

根据本发明的优选实施方式，每一级段塞中酸液黏度小于顶替液黏度，更优选所有段塞中最大酸液黏度小于所有段塞中最小顶替液的黏度。

在本发明的一些优选实施方式中，顶替液的注入排量随着段塞级数增加而增大。

优选地，对于致密砂岩储层，第一级、第二级和第三级段塞中顶替液的注入排量依次在1.5～2.5m³/min、3.5～4.5m³/min和5.5～6.5m³/min范围。

优选地，对于页岩储层，第一级、第二级和第三级段塞中顶替液的注入排量依次在5.5～6.5m³/min、8.5～9.5m³/min和11.5～12.5m³/min范围。

酸液黏度、顶替液黏度和顶替液注入排量可以通过以下方法进行优化。

采取正交设计优化方法，应用GOHFER等商业化裂缝模拟软件，综合优化每级段塞中酸液黏度、顶替液黏度、顶替液注入排量。每个参数分别设置3～5个水平值，进行正交模拟优化，模拟不同酸液黏度、顶替液黏度及顶替液注入排量下，酸液在裂缝内的分布形态及酸蚀导流能力的变化。

正交设计优化的目标是在多级段塞交替注入后，在酸液酸蚀的裂缝区域面积内，实现酸液在整个水力裂缝面积上的均匀分布，最终实现酸液浓度分布剖面及酸蚀裂缝导流能力在整个水力裂缝面积内近似均匀分布。

根据正交模拟结果，在多级交替注入[酸液+顶替液]段塞中，随着交替注入级数的增加，酸液的黏度可相同或逐级增大，顶替液黏度逐级增加。例如：某三级注入段塞，第一级[酸液+顶替液]段塞中，酸液采用盐酸或土酸，顶替液采用低黏压裂液(压裂液的黏度在10～20mPa.s)；第二级[酸液+顶替液]段塞中，酸液采用胶凝酸，顶替液采用中黏压裂液(压裂液的黏度在30～60mPa.s)；第三级[酸液+顶替液]段塞中，酸液采用胶凝酸和黏度更高的地面交联酸，顶替液采用高黏压裂液(压裂液的黏度在100～120mPa.s)。

根据正交模拟结果，在多级交替注入[酸液+顶替液]段塞中，随着交替注入级数的增加，顶替液注入排量都是逐渐增加的。例如：某三级注入段塞，每一级段塞的低黏度酸液注入排量(1.0m³/min～1.5m³/min)是一定的，而顶替液注入排量是逐渐提高的。例如，对于某一致密砂岩储层，三级注入段塞中每一级顶替液排量可按2m³/min～4m³/min～6m³/min增加；对于某一页岩储层，三级注入段塞中每一级顶替液排量可按6m³/min～9m³/min～12m³/min增加。

通过每一级交替注入段塞中的酸液黏度与顶替液黏度的匹配及顶替液阶梯式升变排量的注入模式，依次将酸液推向近井地带、中远井地带，让低黏度酸液尽可能多地均匀酸蚀酸液经过之处的裂缝，有效防止酸液过多的消耗在近井地带的裂缝面，又兼顾将酸液尽可能快速地向裂缝远端推进，避免酸液在近井地带裂缝的过度溶蚀造成所谓的坍塌效应，从而造成裂缝导流能力的极大损失。

在本发明的一些优选实施方式中，所述方法还包括在交替注酸模式施工后进行加砂压裂施工，采用压裂液携带混合粒径支撑剂进行加砂的模式。

在本发明中，多级交替注酸阶段后，各种尺度的裂缝较为发育，采用中低黏度压裂液携带混合粒径的支撑剂的模式，进行正式加砂压裂施工。

本发明的混合粒径的加砂模式为，将40/70目支撑剂和30/50目支撑剂中的一种或两种与70/140目支撑剂形成混合支撑剂来使用；有别于以往的按70/140目、40/70目(或30/50目)顺序加入的模式。

根据本发明的优选实施方式，在所述混合支撑剂中，70/140目支撑剂的重量比例为33％～37％，40/70目支撑剂和30/50目支撑剂的总重量比例为63％～67％。支撑剂的混合比例可综合储层天然裂缝发育情况及GOHFER等商业化裂缝模拟软件的正交模拟结果综合决定。

根据本发明的一些优选实施方式，上述混合粒径加砂模式的加砂压裂施工步骤包括：

s1.以2.5～3.0m³/min排量注入黏度为10mP·s～15mP·s的低黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入所述混合支撑剂，砂比以3体积％起步，阶梯式递增至12体积％以下；

s2.以3.5～4.0m³/min排量注入黏度为30mP·s～50mP·s的中黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入所述混合支撑剂，砂比以12体积％起步，阶梯式递增至20体积％以下。

在本发明的一些具体实施方式中，在步骤s1中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为2-7级，优选3-6级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤s1中，段塞式加砂方式的砂比以3％起步，以3％～5％～7％～9％～11％的阶梯式渐增。

在本发明的一些具体实施方式中，在步骤s2中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为2-6级，优选3-5级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤s2中，段塞式加砂方式的砂比以12％起步，以12％～14％～16％～18％的阶梯式渐增。

在本发明的一些优选实施方式中，所述方法还包括在采用压裂液携带混合粒径支撑剂进行加砂之后，采用黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液携带30/50目支撑剂进行加砂的阶段。该阶段的施工步骤例如可包括：

p1.以4.0～5.0m³/min排量注入黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入30/50目或20/40目支撑剂，砂比以18体积％起步，并阶梯式递增至26体积％以下；

p2.以4.5～5.5m³/min排量注入黏度为100mP·s～120mP·s的高黏度压裂液，在注入过程中以连续式加砂方式加入30/50目或20/40目支撑剂，砂比以24体积％起步，并阶梯式递增至35体积％以下。

在本发明的一些具体实施方式中，在步骤p1中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为1-5级，优选2-4级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤p1中，段塞式加砂方式的砂比以18％起步，以18％～20％～22％的阶梯式渐增。

在本发明的一些具体实施方式中，在步骤p2中，段塞式加砂方式的段塞级数可以为2-6级，优选3-5级。在一个优选的具体实施方式中，在步骤p2中，连续式加砂方式的砂比以24％起步，以以2-4％的砂比为台阶逐渐增加，最高砂比35％。

加砂施工结束后，进行平衡顶替。例如以5.0m³/min左右排量泵入低黏度压裂液进行平衡顶替，顶替结束后停泵测压降1.5-3小时，然后结束该井施工。

在本发明的一些具体实施方式中，所述方法还包括在前置液造缝前对储层进行酸预处理，优选通过酸岩反应试验选择用于酸预处理的酸强度。

酸预处理技术不但能降低破裂压力，而且还具有控制初始裂缝高度的作用。压裂中，对于一些破裂压力较高的储层，若压前不采用酸液预处理措施，则压裂时破裂压力很高，势必在裂缝起裂初期产生较大的缝高延伸，对后期的继续控制缝高极为不利。

可采用酸岩反应的方法，前后对比不同用酸强度下的岩石力学参数的变化，包括杨氏模量及岩石强度等都会发生一定程度的变化。然后由成熟的破裂压力公式可计算变化了的岩石力学参数下的破裂压力的变化，从而可定量优化用酸强度对破裂压力的影响幅度。

在本发明的一些具体实施方式中，所述方法还包括在前置液造缝前对储层特性参数、裂缝高度延伸规律及主控因素、主裂缝净压力与施工注入参数间的敏感性进行评价，以优化施工注入参数。

在储层特性参数的评价中，综合应用常规岩心分析、测井及录井等方法，评价储层及上下隔层的特性参数及矿物特征参数；应用邻井的压裂施工资料评价储层远井特性参数，包括水平应力差、天然裂缝分布特征及分布密度等。

在储层特性参数综合分析评价基础上，应用成熟的裂缝模拟商业软件，如GOHFER、FracproPT等，模拟裂缝高度的延伸规律及主控参数敏感性，由此制定裂缝高度控制的综合方法，如酸预处理技术、低黏度前置液、变黏度施工、变排量施工、不同密度支撑剂及人工应力隔层技术等。

在裂缝高度控制的基础上，应用GOHFER等商业化裂缝模拟软件，进一步模拟主裂缝净压力与各施工注入参数如压裂液黏度、排量、液量及排量等之间的敏感性。

另外，在单因素敏感性分析的基础上，模拟在一个压裂施工过程中，不同施工阶段采用变黏度、变排量施工对主裂缝净压力的提升幅度，力争通过施工参数的调整达到提升裂缝复杂性及改造体积的目的。

通过对对储层特性参数、裂缝高度延伸规律及主控因素、主裂缝净压力与施工注入参数间的敏感性等进行综合研究，有利于指导酸液配方以及交替注酸工艺的选择与优化。

本发明提供的交替注酸压裂方法结合压裂与酸化的技术优势，工艺思路简洁，现场易于操作实施，通过酸液配方及交替注入工艺的优化，最大限度提高酸液在压裂裂缝体系中的波及范围，溶蚀并扩展延伸微裂缝、分支缝、主裂缝系统，改善裂缝在近井、中井及远井地带的微裂缝系统的导流能力，进一步促进了裂缝复杂性程度及改造体积的提升。

本发明提供的交替注酸压裂方法尤其适用于致密砂岩及页岩油气藏的压裂增产改造中，当然也可以借鉴参考本专利的工艺方法，应用于其他类似油气储层的压裂改造。

采用本发明所述的注酸压裂方法进行低渗/致密砂岩、页岩油气藏压裂改造，可有效缓解或解决该类油气藏压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题。经现场先导试验应用，现场施工工艺均取得成功，压后均取得良好的增产稳产效果，取得了显著的增油效果，创造了良好的经济效益。

下面将结合具体实施例和附图，对本发明的技术方案进行进一步的说明。应理解，以下实施例仅仅是本发明的一部分实施例，是示例性地对本发明的具体实施方式进行描述。本发明的范围并不局限于以下描述的示例性实施例。基于本发明的发明内容、具体实施方式部分的记载和示例性实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的其他所有实施例都属于本发明的保护范围。顺便提及的是，独立权利要求和任意两项以上从属权利要求叠加构成的技术方案均在本发明的范围内。以下实施例中使用的增稠剂、黏土稳定剂、助排剂等如无特殊说明，均为常规选择，可以是普通市售产品。

实施例

A井是位于中石化龙凤山区块的一口评价井，目的层压裂井段为3250.7～3261.5m，10.8m/层；目的层段岩性为灰色含砾细砂岩，岩心孔隙度4.2％～12.9％，平均孔隙度9.73％，渗透率0.1mD～8.85mD，平均渗透率3.73mD，属低孔特低渗储层；目的层压力系数为1.0，地层温度120℃。根据应力剖面解释情况，本井目的层最小主应力均值44.1MPa，目的层上部隔层最小主应力数均值47.5MPa，下部隔层最小主应力均值49.7MPa。

为了评价目的层砂组的含气性及其产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，借鉴本发明提出的工艺方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下。

(1)液体体系优选

①根据本井致密储层物性特征、天然裂缝发育特征、储层温度及压裂的技术思路，要求选用低残渣、低破胶液黏度、低表面张力及低伤害压裂液体系。压裂液体选择在满足储层温度条件下，尽可能降低稠化剂的使用浓度，既能减少伤害、又能降低成本。综合各方面考虑，液体采用采用SRFP清洁压裂液体系，一方面在压裂不同阶段通过调节液体黏度，最大限度满足控制裂缝纵向延伸高度、全缝网高导流多尺度加砂压裂思路及主加砂阶段携砂要求，另一方面最大限度的降低对储层的伤害。

②低黏度压裂液配方包括：0.2wt％SRFP-1增稠剂+0.3wt％SRCS-1黏土稳定剂+0.1wt％SRCU-1助排剂+水；液体黏度10mP·s～15mP·s，pH值6～7。

③中黏度压裂液配方包括：0.35wt％SRFP-1增稠剂+0.3wt％SRCS-1黏土稳定剂+0.1wt％SRCU-1助排剂+水；液体黏度30mP·s～50mP·s，pH值6～7。

④高黏度压裂液配方包括：0.50wt％SRFP-1增稠剂+0.2wt％SRFC-1交联剂+0.3wt％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂+水；液体黏度100mP·s～120mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)和胶囊破胶剂。

⑤盐酸溶液配方：HCl+清水(15％HCl)。

⑥胶凝酸溶液：15wt％盐酸+0.8wt％胶凝剂+3.0wt％缓蚀剂+1.0wt％破乳剂+1.0wt％助排剂+1.0wt％铁离子稳定剂。

(2)酸预处理阶段

以1.0m³/min排量挤入10m³与储层配伍性较好的前置土酸。

(3)前置液造缝阶段及交替注酸时机优化

①交替注酸时机优化：根据施工工程参数对裂缝造缝效率影响的正交模拟结果，注入240m³前置液后进行交替注酸作业最为合理；

②以2.0m³/min排量注入120m³低黏度压裂液；

③以2.0m³/min排量注入120m³中黏度压裂液。

(4)交替注入阶段

①交替注酸总强度的优化：基于压裂软件对该井裂缝几何参数的综合模拟结果来确定注酸总强度为33m³；

②交替注入段塞级数优化：井筒体积为15m³，则该井注入级数最佳为2级；

交替注入【盐酸+低黏压裂液(顶替液)】+【胶凝酸+中黏压裂液(顶替液)】的2级段塞：【15m³盐酸+25m³滑溜水】+【15m³胶凝酸+45m³中黏压裂液】；

在上述2级交替注入过程中，盐酸的注入排量均为1m³/min，注入体积为一个井筒体积(15m³)；第1级交替注入段塞中低黏压裂液的排量为2.5m³/min，第2级交替注入段塞中中黏压裂液的排量为4.5m³/min。

(5)混合粒径的加砂阶段

①以2.5～3.0m³/min排量注入302m³低黏度压裂液(注入146m³低黏度压裂液后施工排量提高到3.0m³/min)，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目和40/70目的混合粒径的支撑剂(70/140目支撑剂所占比例在33wt％，40/70目支撑剂所占比例在67wt％)；段塞式加砂中以3％的砂比起步，以阶梯增方式(3％～5％～7％～9％～11％)共加入混合粒径的支撑剂16.9m³，其中，70/140目支撑剂5.6m³，40/70目支撑剂11.3m³。

②以3.5～4.0m³/min排量注入182m³中黏度压裂液(注入91m³中黏度压裂液后施工排量提高到4.0m³/min)，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目和40/70目的混合粒径的支撑剂(70/140目支撑剂所占比例在33％，40/70目支撑剂所占比例在67％)；段塞式加砂中以12％的砂比起步，以阶梯增方式(12％～14％～16％～18％)共加入混合粒径的支撑剂16.5m³；其中，70/140目支撑剂5.4m³，40/70目支撑剂11.1m³。

(6)高黏压裂液携带30/50目支撑剂加砂阶段

①以4.5m³/min排量注入160m³高黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入30/50目的支撑剂，段塞式加砂中以18％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(18％～20％～22％)共加入30/50目的支撑剂16.2m³。

②以5.0m³/min排量注入105m³高黏度压裂液，并在注入过程中以连续式加砂方式加入30/50目的支撑剂，连续式加砂中以24％的砂比起步砂比，以2％的砂比为台阶，最高砂比32％，共加入30/50目的支撑剂22.9m³。

(7)平衡顶替阶段

以5.0m³/min排量泵入15.0m³低黏度压裂液进行平衡顶替，顶替结束后停泵测压降2小时，然后结束该井施工。

上述施工过程中，压裂施工泵注程序图如图1所示。图2是A井压裂施工后裂缝内的酸液浓度分布剖面图，从图可知，通过交替注酸压裂后，提高了酸液在压裂裂缝体系中的波及范围，且酸液在整个裂缝以均匀状态分布。

按上述步骤对中石化龙凤山区块的几口试验井进行了压裂先导试验，现场施工工艺均取得成功。通过该区几口井的先导试验证明：借鉴本发明提出的工艺方法，压后该区试验井初期日气量达到40000～50000m³/d，稳产后日气量稳定在25000～30000m³/d，是邻井常规压裂工艺实施井产量的2～4倍左右，压后初产明显高于邻井，压后产量递减速率明显慢于邻井，有效期明显增长，取得了显著的增产稳产效果，提高该类储层的压裂改造效果。

虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。

Claims (20)

1.一种注酸压裂方法，所述方法包括在前置液造缝阶段后采用交替注酸模式进行压裂改造，所述交替注酸模式为在裂缝中交替注入1～5级段塞，其中每一级交替注入的段塞由先后注入的酸液和顶替液构成，顶替液的黏度随着段塞级数增加而增大，并且在每一级段塞中酸液的黏度小于顶替液的黏度，

所述方法还包括在交替注酸模式施工后进行加砂压裂施工，采用压裂液携带混合粒径支撑剂进行加砂的模式。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在交替注酸模式施工中使用的注酸总强度为1～1.2，所述注酸总强度为注酸总体积与压裂裂缝体积之比。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，每一级段塞的注酸体积在从井口到目的层段井筒的容积±5％的范围内。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，每一级段塞的注酸体积等于从井口到目的层段井筒的容积。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，每一级段塞中的酸液注入排量为1m³/min～1.5m³/min。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，每一级段塞中的酸液注入排量恒定。

7.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，第一级段塞的顶替液黏度为10～20mPa.s，第二级段塞的顶替液黏度为30～60mPa.s，第三级段塞的顶替液黏度为100～120mPa.s。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，顶替液的注入排量随着段塞级数增加而增大。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，对于致密砂岩储层，第一级、第二级和第三级段塞中顶替液的注入排量依次在1.5～2.5m³/min、3.5～4.5m³/min和5.5～6.5m³/min范围。

10.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，对于页岩储层，第一级、第二级和第三级段塞中顶替液的注入排量依次在5.5～6.5m³/min、8.5～9.5m³/min和11.5～12.5m³/min范围。

11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述混合粒径支撑剂为40/70 目支撑剂和30/50目支撑剂中的一种或两种与70/140目支撑剂形成的混合支撑剂。

12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，在所述混合支撑剂中，70/140目支撑剂的重量比例为30-40％，40/70目支撑剂和30/50目支撑剂的总重量比例为60-70％。

13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，在所述混合支撑剂中，70/140目支撑剂的重量比例为33％～37％，40/70目支撑剂和30/50目支撑剂的总重量比例为63％～67％。

14.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述加砂压裂施工步骤包括：

s1.以2.5～3.0m³/min排量注入黏度为10mPa.s ～15mPa.s 的低黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入所述混合粒径支撑剂，砂比以3体积％起步，阶梯式递增至12体积％以下；

s2.以3.5～4.0m³/min排量注入黏度为30mPa.s ～50mPa.s 的中黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入所述混合粒径支撑剂，砂比以12体积％起步，阶梯式递增至20体积％以下。

15.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在采用压裂液携带混合粒径支撑剂进行加砂的施工之后，采用黏度为100mPa.s ～120mPa.s 的高黏度压裂液携带30/50目支撑剂进行加砂的阶段。

16.根据权利要求15所述的方法，其特征在于，采用黏度为100mPa.s ～120mPa.s 的高黏度压裂液携带30/50目支撑剂进行加砂的阶段包括以下步骤：

p1.以4.0～5.0m³/min排量注入所述高黏度压裂液，在注入过程中以段塞式加砂方式加入30/50目或20/40目支撑剂，砂比以18体积％起步，并阶梯式递增至26体积％以下；

p2.以4.5～5.5m³/min排量注入所述高黏度压裂液，在注入过程中以连续式加砂方式加入30/50目或20/40目支撑剂，砂比以24体积％起步，并阶梯式递增至35体积％以下。

17.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在前置液造缝前对储层进行酸预处理。

18.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在前置液造缝前对储层特性参数、裂缝高度延伸规律及主控因素、主裂缝净压力与施工注入参数间的敏感性进行评价，以优化施工注入参数。

19.根据权利要求1-18中任一项所述的方法在油气储层的压裂改造施工中的应用。

20.根据权利要求19所述的应用，其特征在于，所述油气储层是致密油气储层或页岩油气储层。

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