CN111946317B - 提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，属于油气开采领域。该方法包括：通过油管向地层中注入交联压裂液，以形成裂缝；通过油管向地层中注入携砂交联压裂液；通过油管向地层中注入自生酸压裂液，自生酸压裂液用于在地层的温度下形成酸并刻蚀裂缝壁面；通过油管向地层中注入预设酸；通过油管向地层中注入滑溜水。本申请通过携砂交联压裂液、自生酸压裂液以及预设酸分别对裂缝的端部、中部和根部进行改造，提高了裂缝的有效缝长以及导流能力，对深度较大的碳酸盐岩储层也能够进行有效的改造。解决了相关技术难以适用于超深碳酸盐岩储层的问题。实现了能够对超深碳酸盐岩储层进行有效的酸压的效果。
Description
技术领域
本申请涉及油气开采领域，特别涉及一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法。
背景技术
碳酸盐岩储层在世界油气分布中占有重要地位，其油气储量约占全世界油气总储量的50％，油气产量达全世界油气总产量的60％以上。
一种碳酸盐岩储层复合酸压方法包括：1、以1.0-3.0m3/min的排量将地面交联酸注入地层；2、将压裂液冻胶与砂混合，以4.0-5.5m3/min的排量注入地层；3、以4.0-5.5m3/min的排量注入闭合酸，将压裂液冻胶与砂混合形成的携砂液顶替进地层，当形成的人工裂缝达到130米以上时，将排量降低至1.0-1.5m3/min继续注入闭合酸；4、以1.0-1.5m3/min的排量注入顶替液。
在实现本申请的过程中，申请人发现相关技术至少存在以下问题：上述酸压方法难以适用于超深碳酸盐岩储层。
发明内容
本申请实施例提供了一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法。所述技术方案如下：
根据本申请的第一方面，提供了一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，所述方法包括：
通过油管向地层中注入交联压裂液，以形成裂缝，所述裂缝包括沿远离所述油管方向排布的根部、中部和端部；
通过所述油管向所述地层中注入携砂交联压裂液，所述携砂交联压裂液中的砂用于支撑所述裂缝的端部；
通过所述油管向所述地层中注入自生酸压裂液，所述自生酸压裂液用于在所述地层的温度下形成酸，并通过所述酸刻蚀所述裂缝的中部；
通过所述油管向所述地层中注入预设酸，所述预设酸用于刻蚀所述裂缝的根部；
通过所述油管向所述地层中注入滑溜水，以将所述油管中残留的酸推入所述地层。
可选地，所述预设酸包括地面交联酸和胶凝酸，
所述通过所述油管向所述地层中注入预设酸，包括：
通过所述油管向所述地层交替注入地面交联酸和胶凝酸。
可选地，所述通过所述油管向所述地层交替注入地面交联酸和胶凝酸，包括：
通过预设注入方式，至少两次通过所述油管向所述地层注入地面交联酸和胶凝酸，所述预设注入方式为：
通过所述油管向所述地层中注入所述地面交联酸；
通过所述油管向所述地层中注入所述胶凝酸。
可选地，所述胶凝酸中组分的质量百分比包括：20％的盐酸、0.45％的胶凝剂、2％的铁离子稳定剂、3％的缓蚀剂、1％的助排剂以及0.8％的粘土稳定剂。
可选地，所述地面交联酸中组分的质量百分比包括：20％的盐酸、1％的稠化剂、3％的缓蚀剂、1％的助排剂、3％的交联剂、2％的铁离子稳定剂、0.04％的破胶剂以及1％的破乳剂。可选地，所述自生酸压裂液中组分的质量百分比包括：0.4％的稠化剂、1％的助排剂、5％的生酸剂、2％的缓蚀剂、3％的交联剂、0.8％的铁离子稳定剂以及0.02％的破胶剂。
可选地，所述交联压裂液、携砂交联压裂液、自生酸压裂液、地面交联酸和胶凝酸注入地层的体积比为3:2:1:2:2。
可选地，所述自生酸压裂液被配置为在80摄氏度的环境下开始生酸，在高于140摄氏度的环境下酸浓度大于目标值，所述目标值位于10％-12％之间。
可选地，通过所述油管向所述地层中注入携砂交联压裂液，包括：
通过连续加砂的方式，通过所述油管向所述地层中注入砂浓度为80kg/m3-120kg/m3的携砂交联压裂液。
可选地，所述携砂交联压裂液中，砂包括70/140目的陶粒和40/70目的陶粒，所述70/140目的陶粒和40/70目的陶粒的体积比为8：2。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
在地层中形成裂缝后，可以先向裂缝中注入携砂交联压裂液，以通过其中的砂来支撑该裂缝的端部，之后可以向裂缝中注入自生酸压裂液，该自生酸压裂液在进入地层前不会生成酸，在自生酸压裂液进入地层的过程中，其会在地层中的高温环境下，逐渐生成酸液，进而该自生酸不会很快的和裂缝的壁面发生反应，而能够进入到裂缝的中部，对裂缝的中部进行刻蚀，以确保该裂缝的中部为有效裂缝，并提高该裂缝中部的导流能力；之后可以再通过预设酸来对该裂缝的根部来进行刻蚀，以提高该根部的导流能力。如此便分别通过携砂交联压裂液、自生酸压裂液以及预设酸对裂缝的端部、中部以及根部进行了处理，提高了裂缝的有效缝长以及导流能力，对深度较大的碳酸盐岩储层也能够进行有效的压裂。解决了相关技术难以适用于超深碳酸盐岩储层的问题。实现了能够适用于深度较大的碳酸盐岩储层的效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请实施例示出的一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法的流程图；
图2是本申请实施例示出的一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法的流程图；
图3是本申请实施例提供的一种地层中改造裂缝的结构示意图。
通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
目前，碳酸盐岩储层在世界油气分布中占有重要地位，其油气储量约占全世界油气总储量的50％，油气产量达全世界油气总产量的60％以上。而超深碳酸盐岩储层可以是指深度在6500米以上(即深度大于6500米)的碳酸盐岩储层。
超深碳酸盐岩储层是近几年国内外油气勘探开发的热点。目前，超深碳酸盐岩储层主要采用酸压的方式提高产量。
酸压，也即是酸化压裂(acid fracturing)，可以是指在高于储层破裂压力或天然裂缝的闭合压力下，将酸液挤入储层，在储层中形成裂缝，同时酸液与裂缝壁面(也即是缝壁)岩石发生反应，非均匀刻蚀缝壁岩石，形成沟槽状或凹凸不平的刻蚀裂缝，施工结束裂缝不完全闭合，最终形成具有一定几何尺寸和导流能力的人工裂缝，改善油气井的渗流状况，从而使油气井获得增产。其中，非均匀刻蚀是由于岩石的矿物分布和渗透性的不均一性所致。酸液沿着裂缝壁面流动反应，有些地方的矿物极易溶解(如方解石)，有些地方则难以被酸所溶解，甚至不溶解(如石膏，砂等)。易溶解的地方刻蚀的厉害，形成较深的凹坑或沟槽，难溶解的地方则凹坑较浅，不溶解的地方保持原状。此外渗透率好的壁面易形成较深的凹坑，甚至是酸蚀孔道，从而进一步加重非均匀刻蚀。酸化施工结束后，由于裂缝壁面凹凸不平，裂缝在许多支撑点的作用下，难以完全闭合，最终形成具有一定几何尺寸和导流能力的人工裂缝。
但是，对于超深碳酸盐岩储层，由于地层中的温度较高(160度至190度)，使得酸液和缝壁的反应速度快，进而酸液的浓度在未到达裂缝深处时，就会极速下降，进而难以对裂缝深处的缝壁进行刻蚀。此外，超深碳酸盐岩储层由于其储层埋藏深，施工排量难以大幅提升，导致酸蚀缝长较短，严重影响了超深碳酸盐岩储层的开发效果。
图1是本申请实施例示出的一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法的流程图。该提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法可以包括如下几个步骤：
步骤101、通过油管向地层中注入交联压裂液，以形成裂缝，裂缝包括沿远离油管方向排布的根部、中部和端部。
步骤102、通过油管向地层中注入携砂交联压裂液，携砂交联压裂液中的砂用于支撑裂缝的端部。
步骤103、通过油管向地层中注入自生酸压裂液，自生酸压裂液用于在地层的温度下形成酸，并通过酸刻蚀裂缝的中部。
步骤104、通过油管向地层中注入预设酸，预设酸用于刻蚀裂缝的根部。
步骤105、通过油管向地层中注入滑溜水，以将油管中残留的酸推入地层。
综上所述，本申请实施例提供的提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，通过交联压裂液在地层中形成裂缝后，可以先向裂缝中注入携砂交联压裂液，以通过其中的砂来支撑该裂缝的端部，之后可以向裂缝中注入自生酸压裂液，该自生酸压裂液在进入地层前不会生成酸，在自生酸压裂液进入地层的过程中，其会在地层中的高温环境下，逐渐生成酸液，进而该酸液不会很快的和裂缝的缝壁发生反应，而能够进入到裂缝的中部，对裂缝的中部进行刻蚀，以确保该裂缝的中部为有效裂缝，并提高该裂缝中部的导流能力；之后可以再通过预设酸来对该裂缝的根部来进行刻蚀，以提高该根部的导流能力。如此便分别通过携砂交联压裂液、自生酸压裂液以及预设酸对裂缝的端部、中部以及根部进行了处理，提高了裂缝的有效缝长以及导流能力，对深度较大的碳酸盐岩储层也能够进行有效的压裂。解决了相关技术难以适用于深度较大的碳酸盐岩储层的问题。实现了能够适用于深度较大的碳酸盐岩储层的效果。
图2是本申请实施例示出的一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法的流程图。该提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法可以包括如下几个步骤：
步骤201、通过油管向地层中注入交联压裂液，以形成裂缝，该裂缝包括沿远离油管方向排布的根部、中部和端部。
在应用本实施例提供的提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法时，首先可以通过油管向地层中注入交联压裂液，以形成裂缝，该裂缝包括沿远离油管方向排布的根部、中部和端部。该远离油管方向也即是远离井筒的方向。
如图3所示，其为本申请实施例提供的一种裂缝的示意图，该裂缝包括沿远离油管方向排布的根部13、中部12和端部11。这三个部分的划分方式可以根据碳酸盐岩储层以及压裂液的实际情况来决定。
在一种示例性实施例中，一种划分方式中裂缝的根部、中部和端部可以各占裂缝缝长的三分之一，或者，端部和根部可以占缝长的30％，中部占缝长的40％等，本申请实施例对此不进行限制。
以相关技术中的酸压方法，酸液进入地层后，会与裂缝的根部13迅速发生反应，进而酸液难以到达裂缝12的中部，导致裂缝的有效缝长仅有根部13一段的较短长度，压裂效果较差。进而导致裂缝难以与地层中距离油管较远(例如160米左右)的储集体沟通，使得油井的产量较低。
需要说明的是，在步骤201之前，可以先向地层中注入滑溜水，该滑溜水可以初步对地层进行压裂，以便于后续的压裂流程能够更好的进行。
在一种示例性实施例中，滑溜水的组成的质量百分比为：水、0.2％的非交联改性黄原胶体系、0.1％杀菌剂以及0.5％的破乳剂。
步骤202、通过油管向地层中注入携砂交联压裂液，携砂交联压裂液中的砂用于支撑裂缝的端部。
在一种示例性实施例中，可以通过连续加砂的方式，通过油管向地层中注入砂浓度为80kg/m3-120kg/m3的携砂交联压裂液。例如可以逐步向地层中注入砂浓度为80kg/m3-100kg/m3-120kg/m3的携砂交联压裂液。
需要说明的是，本申请实施例中，还可以采用其他的加砂方式，例如分段加砂，本申请实施例对此不进行限制。
在一种示例性实施例中，携砂交联压裂液中，砂包括70/140目的陶粒和40/70目的陶粒，70/140目的陶粒和40/70目的陶粒的体积比为8：2。其中，陶粒的真密度是为1.31-1.65g/cm3(克/立方厘米)，视密度是2.5-3.2g/cm3。陶粒承压60-67MPa(兆帕)。其中，真密度是指理论密度，视密度可以理解为堆积密度,简单的说就是视密度是算了孔隙里空间的密度，所以一般比真密度小。
以图3所示的附图为例，步骤202注入地层的携砂交联压裂液中的砂由于不会与缝壁反应，进而可以到达距离油管较远的裂缝的端部，并在该端部支撑裂缝，保证裂缝的端部有效缝长和较高的导流能力。
步骤203、通过油管向地层中注入自生酸压裂液，自生酸压裂液用于在地层的温度下形成酸，并通过酸刻蚀裂缝的中部。
在一种示例性实施例中，自生酸压裂液中组分的质量百分比包括：0.4％的稠化剂、1％的助排剂、5％的生酸剂、2％的缓蚀剂、3％的交联剂、0.8％的铁离子稳定剂以及0.02％的破胶剂，自生酸压裂液中，除这些组分外，其余的组分为水。
本申请实施例中，自生酸压裂液在室温(例如25摄氏度或27摄氏度)下不会生成生酸，在温度大于80℃开始逐渐生酸，温度达到目标温度(目标温度可以为140℃-160℃)生酸浓度大于目标值，该目标值位于10％-12％之间。自生酸压裂液除了具备生酸性能外，同时还具有较好的高温稳定性能，交联时间2min(分钟)，温度140℃、剪切速率170s-1、剪切60min后粘度78mPa·s。
该自生酸压裂液在刚注入地层时，由于其温度还未达到生酸的温度，因而其会逐渐的向远离油管的方向流动并逐渐升温，当自生酸压裂液的温度在地层环境下，被提升到80度时，该自生酸压裂液会逐渐生成酸(例如可以是盐酸或其它有机酸)，且酸的浓度会逐渐增大，由于该自生酸压裂液中的酸逐渐生成，因而在自生酸压裂液流经裂缝的根部时，不会与裂缝的根部发生较多的反应，进而在自生酸压裂液流动至裂缝的中部时，仍能够具有较大的酸浓度，进而可以对裂缝的中部的缝壁进行刻蚀，以提高裂缝的中部的有效缝长和导流能力。
步骤204、通过油管向地层交替注入地面交联酸和胶凝酸。
在一种示例性实施例中，胶凝酸中组分的质量百分比包括：20％的盐酸、0.45％的胶凝剂、2％的铁离子稳定剂、3％的缓蚀剂、1％的助排剂以及0.8％的粘土稳定剂，除这些组分外，胶凝酸中其余的组分为水。
胶凝酸是目前酸化压裂技术中广泛应用的一种酸液体系，其具有良好的缓速、降滤失、造缝、携砂与减阻性能，并能减轻二次伤害，在低渗透油气藏改造中，可有效提高酸的穿透距离和酸蚀裂缝的导流能力。
在一种示例性实施例中，地面交联酸中组分的质量百分比包括：20％的盐酸、1％的稠化剂、3％的缓蚀剂、1％的助排剂、3％的交联剂、2％的铁离子稳定剂、0.04％的破胶剂以及1％的破乳剂，除这些组分外，地面交联酸中其余的组分为水。
交联酸是酸液中的稠化剂，经酸性交联剂交联，形成三维网络状分子链,达到酸液体系增粘目的。根据交联发生的位置,划分为地下交联酸和地面交联酸。其中的地面交联酸可以事先酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝的导流能力、延长压裂后的有效期以及提高单井产能等效果。
在一种示例性实施例中，通过预设注入方式，至少两次通过油管向地层注入地面交联酸和胶凝酸，预设注入方式为：
步骤a)通过油管向地层中注入地面交联酸。
步骤b)通过油管向地层中注入胶凝酸。
可以通过多次(如两次)重复上述步骤a)和步骤b)来将地面交联酸和胶凝酸注入地层。这两种酸在注入地层后，会快速的与裂缝的根部的缝壁发生反应，进而刻蚀裂缝的根部的缝壁，进而便能够增加裂缝的根部的有效缝长和导流能力。
在一种示例性实施例中，交联压裂液、携砂交联压裂液、自生酸压裂液、地面交联酸和胶凝酸注入地层的体积比为3:2:1:2:2。
至步骤204结束，本实施例已实现了对裂缝的端部、中部以及根据的缝壁的处理，提高了裂缝整体的有效缝长和导流能力。
步骤205、通过油管向地层中注入滑溜水，以将油管中残留的酸推入地层。
由于油管分批次向地层中注入了各种含酸的物质，为了避免这类物质损伤油管，可以通过油管向地层中注入滑溜水，以将油管中残留的酸推入地层。
在一种示例性实施例中，滑溜水的组成的质量百分比为：水、0.2％的非交联改性黄原胶体系、0.1％杀菌剂以及0.5％的破乳剂。
采用本申请实施例提供的提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，可以对超深碳酸盐岩储层进行压裂，并能够形成有效裂缝长度＞160m的裂缝，如此裂缝便能够与地层中距离油管较远的储集体沟通，使得油井的产量较高。
本申请实施例提供的提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，工艺简单、操作方便、可大幅提高改造地层中裂缝的有效缝长，可应用于埋藏大于7000m，温度160-190℃的超深碳酸盐岩储层改造施工。
综上所述，本申请实施例提供的一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，通过交联压裂液在地层中形成裂缝后，可以先向裂缝中注入携砂交联压裂液，以通过其中的砂来支撑该裂缝的端部，之后可以向裂缝中注入自生酸压裂液，该自生酸压裂液在进入地层前不会生成酸，在自生酸压裂液进入地层的过程中，其会在地层中的高温环境下，逐渐生成酸液，进而该自生酸不会很快的和裂缝的缝壁发生反应，而能够进入到裂缝的中部，对裂缝的中部进行刻蚀，以确保该裂缝的中部为有效裂缝，并提高该裂缝中部的导流能力；之后可以再通过预设酸来对该裂缝的根部来进行刻蚀，以提高该根部的导流能力。如此便分别通过携砂交联压裂液、自生酸压裂液以及预设酸对裂缝的端部、中部以及根部进行了处理，提高了裂缝的有效缝长以及导流能力，对深度较大的碳酸盐岩储层也能够进行有效的压裂。解决了相关技术难以适用于深度较大的碳酸盐岩储层的问题。实现了能够适用于深度较大的碳酸盐岩储层的效果。
在一个具体的实施例中。
以B油田A井为例，A井储层深7684m左右，属于超深碳酸盐岩气藏大斜度井，最大井斜88.8°。A井储层厚度72m，平均孔隙度6.1％，渗透率3mD(毫达西)，含水饱和度8％。采用本申请实施例提供的提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法施工：
步骤一：通过油管向地层中以排量7立方米/分钟注入320立方米交联压裂液造缝，该裂缝包括沿远离油管方向排布的根部、中部和端部；
步骤二：通过油管向地层中以排量7立方米/分钟注入240立方米携砂交联压裂液支撑裂缝的端部；
该携砂交联压裂液中，包括按照体积比8：2混合的70/140目和40/70目的陶粒，砂浓度为80-120千克/立方米；
可以通过连续加砂的方式，通过油管向地层中注入砂浓度为80kg/m3-120kg/m3的携砂交联压裂液。例如可以逐步向地层中注入砂浓度为80kg/m3-100kg/m3-120kg/m3的携砂交联压裂液。
其中，陶粒的真密度是为1.31-1.65g/cm3(克/立方厘米)，视密度是2.5-3.2g/cm3。陶粒承压60-67MPa(兆帕)
步骤三：通过油管向地层以排量6立方米/分钟注入120立方米自生酸压裂液。
该自生酸压裂液用于在地层的温度下形成酸，并通过酸刻蚀裂缝的中部，具体的，该自生酸压裂液在注入地层时，温度还未达到生酸的温度，因而其会逐渐的向远离油管的方向流动并逐渐升温。
当该自生酸压裂液的温度在地层环境下，被提升到某个温度(如80度)时，该自生酸压裂液会逐渐生成酸液(例如可以是盐酸或其它有机酸)，且酸的浓度会逐渐增大，由于该自生酸压裂液中的酸是在向裂缝的深度流动的同时逐渐生成，因而在自生酸压裂液流经裂缝的根部时，不会与裂缝的根部发生较多的反应，也即是酸液不会较大的消耗，进而在自生酸压裂液流动至裂缝的中部时，仍能够具有较大的酸浓度，进而可以对裂缝的中部的缝壁进行刻蚀，以提高裂缝的中部的有效缝长和导流能力。
其中，自生酸压裂液中组分的质量百分比包括：0.4％的稠化剂、1％的助排剂、5％的生酸剂、2％的缓蚀剂、3％的交联剂、0.8％的铁离子稳定剂以及0.02％的破胶剂，自生酸压裂液中，除这些组分外，其余的组分为水。
步骤四：通过油管向地层以排量6m3/min分两次交替注入地面交联酸和胶凝酸刻蚀靠近井筒裂缝，其中每次注入的地面交联酸为120m3.每次注入的胶凝酸为120m3；
步骤五：通过油管向地层以排量3m3/min注入35m3滑溜水顶替完成酸压。
采用fracpro软件(一种压裂设计分析软件)对施工数据进行压后拟合表明，改造裂缝半缝长(半缝长是指油管一侧的裂缝的长度)为168m，，裂缝导流能力为420mD·m(毫达西·米)。本井压后日产气量42×104m3/d(立方米/天)，不管是裂缝长度还是压后产量均取得较好的效果。
在本申请中，术语“第一”、“第二”、“第三”和“第四”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。
以上所述仅为本申请的可选实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法，其特征在于，应用于埋藏大于7000m，温度160-190℃的超深碳酸盐岩储层改造施工，所述方法包括：
通过油管向地层中注入交联压裂液，以形成裂缝，所述裂缝包括沿远离所述油管方向排布的根部、中部和端部，所述端部和根部分别占所述裂缝长度的30%，所述中部占所述裂缝长度的40%；
通过所述油管向所述地层中注入携砂交联压裂液，所述携砂交联压裂液中的砂用于支撑所述裂缝的端部；
通过所述油管向所述地层中注入自生酸压裂液，所述自生酸压裂液用于在所述地层的温度下形成酸，并通过所述酸刻蚀所述裂缝的中部；
通过所述油管向所述地层中注入预设酸，所述预设酸用于刻蚀所述裂缝的根部；
通过所述油管向所述地层中注入滑溜水，以将所述油管中残留的酸推入所述地层；
所述自生酸压裂液被配置为在80摄氏度的环境下开始生酸，在高于140摄氏度的环境下酸浓度大于目标值，所述目标值位于10%-12%之间；
所述自生酸压裂液中组分的质量百分比包括：0.4%的稠化剂、1%的助排剂、5%的生酸剂、2%的缓蚀剂、3%的交联剂、0.8%的铁离子稳定剂以及0.02%的破胶剂；
所述预设酸包括地面交联酸和胶凝酸，所述通过所述油管向所述地层中注入预设酸，包括：
通过预设注入方式，至少两次通过所述油管向所述地层注入地面交联酸和胶凝酸，所述预设注入方式为：
通过所述油管向所述地层中注入所述地面交联酸；
通过所述油管向所述地层中注入所述胶凝酸；
所述交联压裂液、携砂交联压裂液、自生酸压裂液、地面交联酸和胶凝酸注入地层的体积比为3:2:1:2:2。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述胶凝酸中组分的质量百分比包括：20%的盐酸、0.45%的胶凝剂、2%的铁离子稳定剂、3%的缓蚀剂、1%的助排剂以及0.8%的粘土稳定剂。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述地面交联酸中组分的质量百分比包括：20%的盐酸、1%的稠化剂、3%的缓蚀剂、1%的助排剂、3%的交联剂、2%的铁离子稳定剂、0.04%的破胶剂以及1%的破乳剂。
4.根据权利要求1-3任一所述的方法，其特征在于，通过所述油管向所述地层中注入携砂交联压裂液，包括：
通过连续加砂的方式，通过所述油管向所述地层中注入砂浓度为80kg/m3-120 kg/m3的携砂交联压裂液。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述携砂交联压裂液中，砂包括70/140目的陶粒和40/70目的陶粒，所述70/140目的陶粒和40/70目的陶粒的体积比为8：2。
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