CN109931045B

CN109931045B - 一种双缝系统的自支撑酸压方法

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Publication number: CN109931045B
Application number: CN201711361165.1A
Authority: CN
Inventors: 蒋廷学; 吴春方; 曾义金; 刘建坤; 刘红磊; 周林波; 侯磊; 吴峙颖
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2017-12-18
Filing date: 2017-12-18
Publication date: 2021-08-31
Anticipated expiration: 2037-12-18
Also published as: CN109931045A

Abstract

本发明公开了一种双缝系统的自支撑酸压方法。包括：高黏度压裂液造主裂缝施工；低黏度压裂液携带超低密度支撑剂施工；低黏度压裂液造支缝施工；高黏度压裂液充填主裂缝及支缝施工；变黏度酸液变排量黏滞指进酸压施工。本发明采用不同粘度压裂液和酸液的组合注入，在主裂缝中形成岩石的自支撑，提高裂缝的导流能力，同时在主裂缝岩石自支撑的基础上，进一步形成支缝的自支撑，提高支缝的导流能力，充分利用支缝，扩大裂缝改造体积。大幅度提高酸压后产量及有效期，从而实现碳酸盐岩储层的经济有效开发。

Description

一种双缝系统的自支撑酸压方法

技术领域

本发明涉及碳酸盐岩储层改造技术领域，进一步地说，是涉及一种双缝系统的自支撑酸压方法。

背景技术

目前，碳酸盐岩储层主要采用常规的酸压技术，工艺注入模式主要采用前置液酸压、多级交替注入闭合裂缝酸化等，液体主要采用常规盐酸或土酸、胶凝酸、乳化酸及地面交联酸等，上述酸压工艺及液体在碳酸盐岩储层改造中发挥了至关重要的作用，但所形成的酸蚀裂缝缝长短、导流能力低且递减快成为制约碳酸盐岩高效开发的问题，尤其当碳酸盐岩储层垂深达5000m以上时，问题就更为严重，由此导致的压后产量低和递减快，成为碳酸盐岩实现经济高效开发需解决的一大难题。

上述酸压技术都是酸液与裂缝面积上的碳酸盐岩发生酸岩反应，由于岩石的非均质性，有的地方刻蚀效果好，有的地方刻蚀效果差，最终形成具有一定导流能力的酸蚀裂缝通道。但在高闭合应力条件下，上述酸蚀裂缝的支撑架构都相对脆弱，容易垮塌，为此发展了岩石自支撑酸压技术，极大提高了高闭合应力条件下的裂缝支撑稳定性，导流能力也大幅度提高。所谓岩石自支撑酸压技术，就是利用裂缝壁面保护剂或采用低黏酸液在已造完缝的高黏压裂液中黏滞指进效应等方法，实现裂缝面上有较大面积的未有酸岩刻蚀反应的区域，这些区域由于未受酸岩刻蚀影响，因此，岩石强度可保持原始状态，在高闭合应力条件下，裂缝的稳定性仍保持得相当好，即裂缝导流能力递减变慢。只要上述未刻蚀的裂缝总面积较大，且其分布相对均匀，则整个裂缝面在高闭合应力下的导流能力，不管是近井裂缝、中井裂缝及远井裂缝，导流能力都保持得相对较好。

但上述岩石自支撑酸压技术，主要在主裂缝中起作用了，即使主裂缝长度及导流能力都相当大，如果支裂缝没有形成，而且支裂缝即使形成了，但如果其导流能力相对较低的话，压后产量也会递减快。

目前可查阅到的关于自支撑的相关文献主要是利用清水作为压裂液，采用不同排量施工，使得地层岩石发生剪切滑移，达到岩石自支撑的目的。国外对于清水作为压裂液进行的自支撑压裂施工已经进行了多年的研究和施工，在自支撑压裂机理及现场施工方面积累的大量的经验，国内在清水压裂自支撑压裂方面也进行了相关的研究，但对于岩石双缝系统的自支撑酸压方面的文献和专利都没有涉及，而即使对于主缝系统的自支撑酸压的专利和文献也没有报道。

文献《大庆外围低渗透储层自支撑压裂机理研究》作为博士论文根据大庆外围油田实际储层情况，通过室内实验和理论计算模拟，研究了自支撑压裂应力-渗流场耦合数学模型和裂缝起裂、扩展判别准则，并利用有限元方法，模拟了自支撑压裂的裂缝起裂、转向和扩展过程；揭示了自支撑压裂泄压返排过程中自支撑裂缝闭合机制；建立了自支撑裂缝导流能力测试及储层筛选方法。对于自支撑压裂工艺基本没有涉及，而对于自支撑酸压及双缝系统的岩石自支撑酸压方法及工艺更没有涉及。

文献《裂缝性致密砂岩储集层酸压增产机理》针对具体储集层计算了天然裂缝产生剪切滑移的条件，同时模拟了酸液对钙质充填裂缝以及剪切滑移裂缝的作用效果。该文献认为与常规增产作业相比，酸压主要依靠两种作用获得较高的导流能力，一是天然裂缝在水力作用下发生剪切滑移，裂缝能依靠其表面的凹凸不平形成自支撑；二是酸液溶蚀裂缝中充填物、伤害物以及部分岩石基质使得残余裂缝未闭合空间增大，从而增加了裂缝的导流能力。该文献部分内容简要的介绍了酸压过程中岩石溶蚀及剪切滑移产生的自支撑作用对导流能力的影响。并给出了缓速酸与土酸体系复合使用形成岩石的自支撑作用，但对于具体的实施工艺没有提及，对于双缝系统的岩石自支撑酸压也没有涉及。

文献《清水压裂自支撑裂缝面闭合残留宽度数值模拟》指出清水压裂可以不需加砂而使压裂形成的裂缝依靠其表面的凹凸不平形成自支撑，从而达到导流的目的，且裂缝表面的凹凸不平程度将影响清水压裂的效果。同时以粗糙度表征岩石表面凹凸不平的程度，结合岩石裂缝表面的分形特性，利用二元分形差值函数，构造了不同粗糙度的岩石裂缝表面，利用有限元软件，模拟了不同粗糙度条件下岩石裂缝面闭合残留宽度值。但该文献仅仅模拟了裂缝表面粗糙度对导流的影响，对于如何实施自支撑没有提及。

文献《高导流自支撑酸化压裂室内实验研究》针对常规酸压刻蚀形成的点状支撑裂缝在高闭合应力条件下导流能力快速衰竭的问题，设计了一种新型的自支撑酸压方式，实现酸蚀裂缝的面状支撑。运用室内酸蚀裂缝导流能力测试技术，测定了闭合应力为20MPa～90MPa条件下的自支撑裂缝导流能力。利用三维形貌扫描手段，评价了自支撑模式的缝面刻蚀特征和支撑高度。结果表明，自支撑模式下裂缝支撑高度提高约4倍，在闭合应力为50MPa条件下酸蚀导流能力提高了41.8％，裂缝支撑的有效性、稳定性得到彻底改善。该文献为国内首篇介绍自支撑酸压技术的文献，但仅仅进行了室内实验，对现场如何实现岩石的自支撑没有涉及。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种双缝系统的自支撑酸压方法。采用不同粘度压裂液和酸液的组合注入，在主裂缝中形成岩石的自支撑，提高裂缝的导流能力，同时在主裂缝岩石自支撑的基础上，进一步形成支缝的自支撑，提高支缝的导流能力，充分利用支缝，扩大裂缝改造体积。大幅度提高酸压后产量及有效期，从而实现碳酸盐岩储层的经济有效开发。

本发明的目的是提供一种双缝系统的自支撑酸压方法。

所述方法包括：

高黏度压裂液造主裂缝施工；低黏度压裂液携带超低密度支撑剂施工；低黏度压裂液造支缝施工；高黏度压裂液充填主裂缝及支缝施工；变黏度酸液变排量黏滞指进酸压施工

包括以下步骤：

1)关键储层参数的评估

2)水平井分压方式的确定

3)裂缝参数的优化

4)酸压施工参数的优化

5)第一段压裂施工

6)高黏度压裂液造主裂缝施工

压裂液的粘度为80mPa.s～120mPa.s；排量取步骤4)的最高排量，液量取主裂缝总液量的25％～35％；

7)低黏度压裂液携带超低密度支撑剂施工

采用黏度为1～3mPa.s的滑溜水压裂液，排量取步骤4)的最高排量的50％～60％，液量取主裂缝总液量的110％～120％；

8)低黏度压裂液造支缝施工

井口压力持续增加10MPa～15MPa，继续注入黏度1mPa.s～3mPa.s的低黏度滑溜水压裂液，排量取步骤4)的最高排量，液量为100m³～200m³；

9)高黏度压裂液充填主裂缝及支缝施工

采用黏度达80mPa.s～100mPa.s高黏度压裂液充填主裂缝及支缝；排量取步骤4)的最高排量，液量取主裂缝体积的110％～130％；

10)变黏度酸液变排量黏滞指进酸压施工

先注入黏度5mPa.s～10mPa.s的低黏度酸液，然后注入黏度10mPa.s～15mPa.s的中黏度酸液，最后再注入黏度5mPa.s～10mPa.s的低黏度酸液，以增加酸蚀裂缝通道的刻蚀深度；

低黏度酸液排量取步骤4)优化最高排量的60-70％，中黏度酸液排量为步骤4)优化的最高排量；

11)顶替作业

采用黏度为1mPa.s～3mPa.s的低黏度滑溜水；取每段井筒容积的120％～130％作为顶替液体积，排量取步骤4)的最高排量；

12)其它段的酸压施工，重复步骤6)～步骤11)，直到将所有段施工完为止。

其中，优选：

步骤7)采用连续加砂模式，每个砂液比的体积在5m³～10m³。

步骤7)支撑剂的视密度1.05g/cm³～1.20g/cm³；粒径分别为70目～140目和40目～70目，二者用量比为(60～70)：(30～40)。

步骤7)砂液比为5％～9％～13％～17％～21％～27％～31％。

步骤9)，高黏度压裂液的破胶设计要求在所有段酸压施工结束后能同步破胶。

步骤10)三种酸液的总液量是主裂缝和支缝体积和的40％～50％；其中三种黏度酸液液量占比为30％～35％：30％～35％：30～40％。

步骤11)，开始时高黏度压裂液的黏度是低黏度酸液黏度的6倍以上，更优选10倍以上。

本发明的总的设计思路：

(1)双缝酸压技术

先用高黏度压裂液造缝。由于压裂液黏度高，滤失系数小，造缝效率高，可尽快造长缝。同时，黏度高及排量高，裂缝面比较光滑，可以增加未酸岩刻蚀裂缝面的支撑稳定性。

考虑到碳酸盐岩储层大多为块状储层，缝高控制难度大，同时，碳酸盐岩脆性相对较高，因此，在主裂缝长度达到预期要求后，应设计快速破胶技术，在主裂缝造缝完成后，主裂缝内的压裂液快速破胶，然后，立即注入低黏度压裂液，并携带超低密度支撑剂，在主裂缝的顶底和端部进行封堵。为了增加上述封堵效果，上述超低密度支撑剂的粒径应在两种之上，如70目～140目支撑剂和40目～70目支撑剂，按一定的比例混合，一般小粒径支撑剂的比例可相对高些，如50％～60％。等裂缝顶底及缝端有效封堵后，继续注入低黏度的压裂液，如黏度达1mPa.s～3mPa.s的滑溜水。由于裂缝四周已封堵，因此，低黏度压裂液的持续注入，会较大幅度的增加主裂缝内的净压力，在主裂缝净压力增加的过程中，一旦达到支缝破裂的临界压力，则支缝破裂并延伸。由于主裂缝净压力大幅度增加后，垂直于主裂缝较大区域内，诱导应力作用的区域相对较大，因此，一旦某个支缝起裂并延伸后，支缝延伸的长度及宽度也相对较大。由于此时主裂缝内压裂液黏度较低，主裂缝内压力梯度小，一旦支缝产生，在主裂缝全缝长范围内的支缝都容易起裂和延伸。

(2)双缝系统岩石自支撑酸压技术。在上述双缝形成的基础上，由于主缝及支缝的缝宽都相对较宽，只要主缝内形成了上述岩石自支撑裂缝，则支缝内也较为容易实现岩石自支撑裂缝。考虑到裂缝壁面保护剂不可控因素太多，可以利用黏滞指进效应实现双缝系统岩石自支撑裂缝。具体做法是等双缝形成后，再次注入高黏度压裂液，液量与主裂缝及各个支缝的总体积相当，因此时压裂液的滤失不大。然后，注入低黏度酸液，为实现黏滞指进效应，压裂液的黏度应是酸液黏度的6倍以上。为增加自支撑效果，开始时的压裂液与酸液的黏度比可达10倍以上，即酸液的黏度，在开始时应更低些，以方便低黏度酸液更多地向主裂缝和支缝中指进，等上述酸液指进到主裂缝和支缝的端部后，应适时增加酸液的黏度和排量，以拓宽酸液指进的通道宽度。此外，排量增加后，还可以迫使酸液向上述酸液指进的通道的垂直方向继续指进，因酸液已经到达主裂缝和支缝的端部后，已基本无处可去。最后，再次换用低黏度的酸液，以进一步加深上述酸蚀裂缝通道的深度，进而进一步增加自支撑裂缝的导流能力。

本发明具体可采用以下步骤

1)关键储层参数的评估

主要包括岩性、物性、岩石力学参数、三向地应力和缝洞等的发育情况。可采取地震、地质、测井、录井及室内岩心测试等方法，综合权衡确定。尤其是各种资料解释的结果，最后要与岩心测试分析结果，建立一定的对应关系，以便于从水平段的测井参数解释结果，准确研判水平段的类比于岩心测试结果的对应静态参数。

2)水平井分压方式的确定

在步骤1)的基础上，优先确定裸眼完井方式，因碳酸盐岩井眼稳定性好，也便于扩大油气藏与井筒的接触面积。此时，采用裸眼滑套分段压裂方式，目前已较为成熟。

如果要套管完井，这应是第二选择。此时应采用桥塞射孔联作技术进行分段压裂，也是较为成熟的技术。

3)裂缝参数的优化

在步骤1)的基础上，建立相应的地质模型，然后采用成熟的酸压产量预测模拟软件ECLIPSE，并采用等效导流能力的方法(为了减少计算工作量，按一定倍数将主裂缝和支缝的裂缝宽度放大，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变。实际已证明准确和高效)，设置水力裂缝，包括主裂缝及支缝设置。考虑到要优化的裂缝参数非常多，可应用正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、导流能力、缝间距及布缝方式(等缝长分布、两头长中间短的U型分布和长短缝交替分布的W型缝，或其它的纺锤型分布等)。上述裂缝参数的设置既包括主裂缝，也包括多个支缝。

4)酸压施工参数的优化

在步骤3)的基础上，应用成熟的裂缝扩展模拟软件如STIMPLAN，GOHFER软件，采用正交设计方法，模拟不同的酸压施工模式(压裂液与酸液的注入顺序及单级注入与多级交替注入等)、工艺注入参数及压裂液与酸液黏度(压裂液黏度及酸液黏度也是几个变化的参数)等参数下，主裂缝参数的动态变化，从中优选能达到步骤3)要求下的酸压模式、参数及压裂液与酸液黏度，即为最终的优化结果。

上述只是主裂缝的施工模式及参数要求。对支缝而言，考虑到准确判断支缝起裂与延伸的条数及延伸长度等都非常困难，也具有很大的不确定性，为简便起见，设定支缝施工的液量为主裂缝的30％，其它参数相同。

5)第一段压裂施工

不管是裸眼滑套分段压裂还是桥塞射孔联作分段压裂，第一段与其它段在作业上不一样。裸眼滑套方式下，第一段不投球。而桥塞射孔联作方式下，第一段不下桥塞，但要下连续油管送射孔枪，因还没射孔，无法进行泵送。而其它段只要注入压裂液泵送桥塞及射孔联作工具串。

如采用裸眼滑套分段压裂，从第二段开始，要泵送可溶解的封堵球，直径从小到大，具体数据可根据一趟管柱的分压总段数确定。送球的排量适中为宜，太小施工效率低，太快，可能遇阻。

对桥塞射孔联作分段压裂，从第二段开始，要泵送压裂液携带桥塞及射孔工具串下井。等桥塞到达预定位置，座封桥塞，然后丢手，将射孔枪上提到预定位置，点火射孔，然后，其它簇射孔，按同样的操作流程及要求执行。等所有簇射孔完成后，提出整个工具串。

6)高黏度压裂液造主裂缝施工

应用黏度100mPa.s(在既定的油气藏温度下，170s^-1剪切2小时的尾黏，以下黏度都是同样条件下测定结果)高黏压裂液，排量取步骤4)优化的最高排量，液量取主裂缝优化总液量的30％左右。

该阶段的破胶设计，应基于裂缝温度场模拟结果，采用楔形方式，在施工过程中，不断增加破胶剂用量，确保在注入完30％的高黏度压裂液后，主裂缝内压裂液能快速降黏破胶。

7)低黏度压裂液携带超低密度支撑剂施工

在步骤6)的基础上，应用黏度仅为1～3mPa.s的滑溜水压裂液，排量取步骤4)优化的最高排量的50％～60％，液量取主裂缝体积的110％～120％，支撑剂取视密度1.05g/cm³，粒径分别为70目～140目和40目～70目，前者占比60～70％，后者占比30～40％。砂液比取5％～9％～13％～17％～21％～27％～31％，采用连续加砂模式，每个砂液比的体积一般在5m³～10m³。现场以井口压力上升速度1MPa/min为判断依据，低于此值，可适时提高砂液比。

8)低黏度压裂液造支缝施工

在步骤7)的基础上，井口压力应持续增加10MPa～15MPa，以增加主裂缝净压力，并超过支缝与主裂缝的破裂压力差值。

此时，继续注入黏度1mPa.s～3mPa.s的低黏度滑溜水压裂液，排量取步骤4)优化的最高排量，液量应在100m³～200m³。

9)高黏度压裂液充填主裂缝及支缝施工

在步骤8)的基础上，再次应用黏度达100mPa.s高黏度压裂液充填主裂缝及支缝。由于黏度高，可活塞式将先前的低黏度压裂液尽量推向支缝端部。导致主裂缝及支缝中都充满高黏度压裂液。排量取步骤4)优化的最高排量，液量取主裂缝体积的130％。主裂缝体积可由步骤3)优化的裂缝长度及步骤4)模拟的裂缝高度及宽度，按体积平衡法获取。

此高黏度压裂液的破胶设计要求在所有段酸压施工结束后能同步破胶。

10)变黏度酸液变排量黏滞指进酸压施工

在步骤9)的基础上，先注入黏度5mPa.s～10mPa.s的低黏度酸液，然后注入黏度10mPa.s～15mPa.s的中黏度酸液，最后再注入黏度5mPa.s～10mPa.s的低黏度酸液，以增加酸蚀裂缝通道的刻蚀深度，这三种酸液的注入排量，最高值都取步骤4)优化的最高排量，低黏度酸液排量取步骤4)优化最高排量的60％～70％，中黏度酸液一直保持在步骤4)优化的最高排量。总酸液量取主裂缝与支缝体积和的50％左右，以实现裂缝面积50％左右的未酸岩刻蚀的自支撑裂缝面积，以保证足够高的岩石自支撑强度。

11)顶替作业

取每段井筒容积的120％～130％作为顶替液体积，排量取步骤4)优化的最高排量，液性取黏度1mPa.s～3mPa.s的低黏度滑溜水。过顶替是为防止近井筒裂缝处岩石的过渡溶蚀导致的岩石坍塌效应。

13)如是桥塞射孔联作压裂，需要钻塞，如裸眼滑套分段酸压，直接返排。返排及测试、生产等，参照常规流程，在此不赘。

本发明所提出的用于碳酸盐岩储层的双缝系统岩石自支撑酸压方法，不仅能够实现主裂缝的岩石自支撑，同时能够实现支裂缝的岩石自支撑，提高主裂缝导流能力的同时能够大大提高支裂缝的导流能力，并能减缓导流能力的递减，按此方法进行压裂施工，对碳酸盐岩的增产、稳产，能够起到极大的促进作用。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

X井为一口水平开发井，该井垂深7487m，斜深8558m，完钻层位奥陶系一间房组，岩性为黄灰色泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩，局部裂缝发育，油藏压力系数为1.173，温度梯度为2.11℃/100m，为常温常压油藏，预计储层中深(7487.11m)温度为157.99℃，油藏压力85.8MPa。本井采用裸眼完井，施工工艺为裸眼封隔器+滑套分段酸压。

根据本井储层物性和裂缝发育情况，为充分发掘该井产能，采用本发明提供的方法进行酸压改造，具体实施步骤及效果如下：

(1)储层参数评估

本井取芯22m，通过室内岩心测试确定了该井储层岩石的岩性、物性、岩石力学参数、三向地应力和缝洞等的发育情况，得到该井平均抗压强度271.3MPa，平均杨氏模量40GPa，平均泊松比0.288。破裂压力134.8MPa，破裂压力梯度1.77MPa/100m，最大水平主应力165.23MPa(梯度2.24MPa/100m)，最小水平主应力124.95MPa(梯度1.70MPa/100m)，水平应力差40.28MPa。通过随钻测井判断该井储层天然裂缝发育。

(2)水平井分压方式的确定

因本井钻井过程中井眼稳定性好，为便于提高施工规模、扩大油气藏与井筒的接触面积，保证施工安全，采用裸眼滑套分段压裂方式进行施工。

(3)裂缝参数优化

在步骤(1)的基础上，建立了该井的地质模型和油藏模型，采用了ECLIPSE油藏模拟软件模拟不同布缝方式、缝间距、主裂缝缝长和支缝缝长等条件下的产量，优化得到W型布缝方式，缝间距为80m，等效主裂缝缝长为180m为裂缝最优结果。

(4)酸压施工参数的优化

在步骤(3)的基础上，应用GOHFER裂缝扩展模拟软件，采用正交设计方法，模拟了不同的酸压施工模式(压裂液与酸液的注入顺序及单级注入与多级交替注入等)、工艺注入参数及压裂液与酸液黏度(压裂液黏度及酸液黏度也是几个变化的参数)等参数下，主裂缝参数的动态变化，从中优选能达到步骤(3)要求下的酸压模式、施工参数及压裂液与酸液黏度，即为最终的优化结果。优化得到施工排量为5.0m³/min-6.0m³/min，对于支缝施工参数的优化，考虑到准确判断支缝起裂与延伸的条数及延伸长度等都非常困难，且具有很大的不确定性，为简便起见，设定了支缝施工的液量为主裂缝的30％，其它施工参数与主缝施工参数相同。

(5)第一段压裂施工

地面试压结束后，以施工排量1.0m³/min注入前置液打开压差滑套，待压差滑套确定打开后，提高施工排量至设计排量，按照压裂设计进行施工。

(6)高黏度压裂液造主裂缝施工

应用黏度100mPa.s(在既定的油气藏温度下，170s^-1剪切2小时的尾黏，以下黏度都是同样条件下测定结果)的高黏压裂液，排量取步骤(4)优化的最高排量，液量取主裂缝优化总液量的30％左右。

施工过程中压裂液中加入的破胶剂是基于裂缝温度场模拟结果，采用的楔形方式，在施工过程中，不断增加破胶剂用量，破胶剂比例按照压裂设计加入，使得主裂缝内压裂液能快速降黏破胶。

(7)低黏度压裂液携带超低密度支撑剂施工

在步骤(6)的基础上，应用黏度为3mPa.s的滑溜水压裂液，排量取步骤(4)优化的最高排量的50％进行施工，液量取主裂缝体积的110％，支撑剂取视密度1.05g/cm³，粒径分别为70目～140目和40目～70目，前者占比60％，后者占比40％。砂液比取5％～9％～13％～17％～21％～27％～31％，采用连续加砂模式，每个砂液比的体积保持在10m³。现场以井口压力上升速度1MPa/min为判断依据，低于此值，可适时提高砂液比。

(8)低黏度压裂液造支缝施工

在步骤(7)的基础上，井口压力持续增加了12MPa，使得主裂缝净压力增加，并超过支缝与主裂缝的破裂压力差值。此时，继续注入黏度3mPa.s的低黏度滑溜水压裂液，排量取步骤(4)优化的最高排量，注入液量160m³。

(9)高黏度压裂液充填主裂缝及支缝施工

在步骤(8)的基础上，再次应用黏度达100mPa.s高黏度压裂液充填主裂缝及支缝。采用活塞式注入将先前的低黏度压裂液尽量推向支缝端部，使主裂缝及支缝中都充满高黏度压裂液。排量取步骤(4)优化的最高排量，液量取主裂缝体积的130％。主裂缝体积可由步骤(3)优化的裂缝长度及步骤(3)模拟的裂缝高度及宽度，按体积平衡法获取。该过程的破胶剂加入按照压裂设计进行，确保在在所有段酸压施工结束后能同步破胶。

(10)变黏度酸液变排量黏滞指进酸压施工

在步骤(9)的基础上，先注入黏度6mPa.s的低黏度酸液，然后注入黏度12mPa.s的中黏度酸液，最后再注入黏度6mPa.s的低黏度酸液，以增加酸蚀裂缝通道的刻蚀深度，三种酸液的比例为3:3:4；这三种酸液的注入排量，最高值都取步骤(4)优化的最高排量，低黏度酸液排量取步骤(4)优化最高排量的60％，中黏度酸液一直保持在步骤(4)优化的最高排量。总酸液量取主裂缝与支缝体积和的50％左右，以实现裂缝面积50％左右的未酸岩刻蚀的自支撑裂缝面积，以保证足够高的岩石自支撑强度。

(11)顶替作业

取第一段井筒容积的120％作为顶替液体积，排量取步骤(4)优化的最高排量，顶替液为黏度3mPa.s的低黏度滑溜水。过顶替是为防止近井筒裂缝处岩石的过渡溶蚀导致的岩石坍塌效应。

(12)其它段的酸压施工，投可溶性球打开压裂滑套后重复步骤(6)～步骤(11)，直到将所有段施工完为止。

(13)压裂施工结束后直接返排。返排及测试、生产等，参照常规流程，在此不赘。

X井压裂返排结束后，转入试油流程，初期试油得到日产油32吨/天，取得了很好的增产效果。

Claims

1.一种双缝系统的自支撑酸压方法，其特征在于所述方法包括：

1)关键储层参数的评估

2)水平井分压方式的确定

3)裂缝参数的优化

4)酸压施工参数的优化

5)第一段压裂施工

6)高黏度压裂液造主裂缝施工

7)低黏度压裂液携带超低密度支撑剂施工

支撑剂的视密度1.05g/cm³～1.20g/cm³；粒径分别为70目～140目和40目～70目，二者用量比为(60～70)：(30～40)；

8)低黏度压裂液造支缝施工

9)高黏度压裂液充填主裂缝及支缝施工

10)变黏度酸液变排量黏滞指进酸压施工

三种酸液的总液量是主裂缝和支缝体积和的40％～50％；其中三种黏度酸液液量占比为30％～35％：30％～35％：30～40％；

11)顶替作业

12)其它段的压裂施工，重复步骤6)～步骤11)，直到将所有段施工完为止。

2.如权利要求1所述的双缝系统的自支撑酸压方法，其特征在于：

步骤7)采用连续加砂模式，每个砂液比的体积在5m³～10m³。

3.如权利要求2所述的双缝系统的自支撑酸压方法，其特征在于：

步骤7)砂液比为5％～9％～13％～17％～21％～27％～31％。

4.如权利要求1所述的双缝系统的自支撑酸压方法，其特征在于：

5.如权利要求1所述的双缝系统的自支撑酸压方法，其特征在于：

步骤(10)，开始时高黏度压裂液的黏度是低黏度酸液黏度的6倍以上。

6.如权利要求5所述的双缝系统的自支撑酸压方法，其特征在于：

步骤(10)，开始时高黏度压裂液的黏度是低黏度酸液的黏度的10倍以上。