CN112302613B - 一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。包括：参数评估及优化；(2)分段酸压方法确定；(3)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工；(4)段塞式屏蔽材料注入施工和/或低黏酸液变排量黏滞指进施工；(5)低黏酸液中高排量施工；(6)中黏酸液高排量注入施工；(7)顶替作业；(8)重复步骤5)～步骤7)，直至将所有段施工完成；(9)关井1‑2小时。本发明可以有效的增加主缝长范围内的酸蚀通道深度，深度分布基本均匀，抗高压能力更强。

Description

一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，具体是涉及一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。

背景技术

目前，深层碳酸盐岩储层发现的比例越来越多，如中国石化的塔河油田，埋深一般在5000m以上，有的甚至在6000m以上。这么深的油藏，闭合应力应在80-100MPa以上，酸蚀裂缝导流能力递减很快，有的甚至会降低到0，导致酸蚀有效缝长也相应缩短。因此，深层碳酸盐岩酸压有效期一般相对较短，严重制约了经济开发效益。因此，如何大幅度提高深层碳酸盐岩储层的酸蚀裂缝导流能力，就显得尤为迫切。

以往常规酸压技术包括前置液酸压、多级注入酸压及闭合酸化等技术，在液体上主要有稠化酸、地面交联酸等。不管采用哪种技术及哪种液体，酸蚀裂缝导流能力的作用机理都是酸与整个岩石表面作用，由于岩石的非均匀性及酸流经裂缝面的酸浓度及流速的变化，酸蚀裂缝面一般为非均匀刻蚀，因此，在一定的闭合应力下，具有一定的导流能力，但在高闭合应力条件下，上升导流能力会迅速降低。究其原因，上述导流能力是点支撑模式，且各个点分布的不均匀性，会在闭合应力作用下发生某种坍塌效应，严重时可能发生完全的坍塌效应从而快速失去导流能力。即使可能也有多个点组成的小面，但这种小面相对较少，在高闭合应力下仍可能发生坍塌效应。

岩石自支撑技术主要指通过某种方式，如某种特殊的岩石壁面屏蔽材料，覆盖在岩石表面，等再次注酸时，上述有屏蔽材料覆盖的岩石壁面一直保持未刻蚀状态，如上述未刻蚀的岩石壁面具有足够多的面积，就可以克服闭合应力的作用，而且如相互间基本接近均匀分布，则在高闭合应力条件下，其周边岩石刻蚀形成的连续酸蚀裂缝通道，基本可长期保持稳定的裂缝导流能力。

但上述岩石自支撑酸压技术仍有问题未能解决，如酸蚀裂缝通道的深度不够，可能近井裂缝酸蚀通道深度足够，但在裂缝的中远端，由于酸的刻蚀能力越来越小，导致裂缝中远端刻蚀深度降低，此时地下流体流动时，如通道的刻蚀深度小，则易受裂缝面凸凹度的影响，因此导流能力大受影响。

中国专利CN102174883A公开了清水压裂自支撑裂缝导流能力测试方法，用于目前油气田开发过程中缺少清水压裂自支撑裂缝导流能力的室内测试和评价方法的问题，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

中国专利CN107578471A公开了一种自支撑裂缝初始形态构建方法，能够准确构建出自支撑裂缝的初始形态，进而为清水压裂后产量预测和增产潜力评价提供有效指导，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

文献《高磨地区灯四段碳酸盐岩储层酸压复杂裂缝导流能力优化研究》(西南石油大学2017年)开展了自支撑裂缝、酸刻蚀裂缝和酸加砂裂缝等三种裂缝支撑状态下不同滑移量、不同闭合压力、不同酸液浓度、不同支撑剂粒径和铺砂浓度条件下的导流能力测试实验研究。本文认为杂裂缝系统中自支撑裂缝导流能力有限，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。

文献《非均质碳酸盐岩储层酸压滤失机理与导流能力优化研究》(西南石油大学2015年)从实验和物理化学渗流建模的角度研究非均质碳酸盐岩储层的酸液滤失特征与酸蚀裂缝导流能力特征，揭示酸液滤失机理，系统建立酸蚀裂缝导流能力优化实验方法，形成提高非均质碳酸盐岩储层酸压效果的策略，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。

文献《ZG8-43井区鹰山组储层酸蚀裂缝导流能力影响因素研究》(西南石油大学2016年)利用酸刻蚀实验装置及导流能力测试仪进行酸压物模实验，建立了通过室内实验对酸压施工参数优化及酸压工艺优选的方法，完成了不同注酸排量、酸岩反应时间、注酸浓度对刻蚀形态及导流能力的影响规律研究，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。

文献《深潜山体积酸压技术应用研究》(中国石油石化2017年)通过综合运用多级注入酸压技术，纤维暂堵转向技术，加砂酸压技术三项技术有机结合，获得有较高导流能力的长缝的同时，最大程度的沟通了天然裂缝和层理缝，实现了碳酸盐岩储层成功的体积改造，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。

鉴此，有必要研究提出一种新的岩石自支撑酸压技术，目标是上述酸蚀裂缝通道在不同缝长范围内，都有较深且接近均匀分布的通道深度，以解决上述技术的局限性。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。在常规的储层参数评价基础上，首先采用低伤害高黏压裂液造主裂缝，然后段塞式注入屏蔽材料或变排量注入低黏酸液形成黏滞指进，利用屏蔽材料遮挡近井裂缝或是利用低粘度酸液的二次指进特征，减小近井处酸蚀裂缝在施工前期的溶蚀深度，再用中高排量注入低黏酸液，接着高排量注入中粘酸液，提高整体酸蚀裂缝的溶蚀深度，形成整体溶蚀深度较均匀的酸蚀裂缝，使其在高压下具有更好的稳定性。

本发明的目的是提供一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。

包括：

步骤(1)参数评估及优化

包括：关键储层参数的评估、裂缝参数系统的优化和酸压施工参数的优化；

步骤(2)分段酸压方法确定；

步骤(3)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工；

步骤(4)段塞式屏蔽材料注入施工或低黏酸液变排量黏滞指进施工；

步骤(5)低黏酸液中高排量施工；

步骤(6)中黏酸液高排量注入施工；

步骤(7)顶替作业；

步骤(8)重复步骤5)～步骤7)，直至将所有段施工完成；

步骤(9)关井1-2小时。

其中，

所述步骤(3)中，

采用伤害率低于20％的清洁聚合物压裂液，其黏度在储层温度及170s^-1下剪切2小时后的黏度保持在100mPa.s以上；

排量采用优化的最高排量；液量占总液量的20-30％。

所述步骤(4)中，

如采用屏蔽材料，在步骤3)结束后立即注入，段塞量为第一段压裂时的0.5～1.5个井筒容积，采用黏度为1-3mPa.s滑溜水携带，屏蔽材料的浓度为500-600kg/m³；隔离液采用携带屏蔽材料时的同样滑溜水体系，隔离液体积与上述屏蔽材料携带液比例为1:(0.8～1.5)；连续注入上述段塞2-3个循环；注入排量采用优化的最高排量。

每个段塞的体积增加10-20％，并且每个段塞之间的时间间隔相等。

如采用低黏度变排量黏滞指进施工，先采用酸液黏度9-18mPa.s的中黏胶凝酸，后采用黏度3-6mPa.s的低黏酸液，隔离液为黏度20-30mPa.s的清洁聚合物压裂液；中黏胶凝酸和低黏酸液体积之总与隔离液的体积比为1:(0.8～1.5)，中黏胶凝酸、低黏酸液和隔离液总量为第一段压裂时的井筒容积的40％～50％，注入2-3个上述段塞，顶替排量大于前一段液体的排量。

优选：中黏胶凝酸与低黏酸液的粘度比值为：4-6；隔离液与中黏胶凝酸的黏度比为1.2-2。

所述步骤(5)中，

采用黏度3-6mPa.s低黏酸液取优化排量的50-60％注入，液量取优化的总液量减去上述施工步骤中已用去的液量之差的30-40％。

所述步骤(6)中，采用黏度9-18mPa.s的中黏胶凝酸，排量取优化的最高排量；液量取优化总液量中剩余的量。

所述步骤(7)中，采用每段井筒容积的110-120％进行过顶替作业，排量取优化的最高排量；采用黏度为1-3mPa.s的滑溜水进行顶替。

本发明的技术思路：

1)岩石自支撑技术。首先应用非反应的高黏度压裂液造主缝。高黏度压裂液形成的裂缝壁面相对光滑，对提高岩石壁面的自支撑强度有利。等主裂缝形成后，再段塞式注入屏蔽性性材料，使它们接近均匀地附着在裂缝壁面处，从而隔绝后续的酸液进入。此外，也可以利用低黏酸液黏滞指进效应使裂缝表面有未被酸液刻蚀的部分，进而起到岩石自支撑酸蚀裂缝通道的目的。

关键技术是确保裂缝壁面自支撑的面积占整个裂缝面积的比例足够高，且基本上接近均匀地在裂缝面上分布。否则在高闭合应力下可能强度支撑强度不够，造成裂缝坍塌和导流能力的大幅度降低。因此，可以在段塞注入屏蔽材料时适当增加每个段塞的体积(增加10-20％)，并且每个段塞之间的时间间隔相等或接近相等。或者在进行低黏酸液黏滞指进时，增加隔离液与酸液黏度的比值(隔离液与酸液的粘度比值为：4-6之间)，使酸指进时流经的酸蚀通道面积更小，从而未酸蚀反应的用来自支撑酸蚀裂缝面的岩石面积增加。当酸液指进到主裂缝端部后，提高注酸排量，可促使酸液在指进的垂直方向再次发生多个二次指进效应，最终形成未反应岩石面积在整个裂缝面上的分布。

2)增加主缝长范围内的酸蚀通道深度技术。为了增加不同缝长处的导流能力且尽量保持均匀，早期采用低黏酸液，可实现前期要求的黏滞指进效应，由于黏度低，早期裂缝内温度相对较高，因此氢离子释放速度快，酸岩反应速度快，可在近井裂缝地带增加酸蚀裂缝通道的深度。后期随液体注入量的持续增加，相应地逐步提高酸液黏度，并配合以适当提高的排量，此时酸岩反应慢，兼之排量的增加，酸液还未来及反应已进入裂缝中远端；同时，裂缝内温度已进一步降低，尤其是近井地带，因此也利于将酸更多更快地推向裂缝中远端。因此，后续酸液的注入，对近井地带裂缝通道的深度增加影响较小。等上述酸液都运移到裂缝中远端后，虽然短期内酸液反应速度较慢，但随着该段施工的结束，进行后续端施工时，裂缝中远端的温度会逐渐恢复到油藏的原始温度，因此随温度的恢复，酸岩反应速度会快速增加，裂缝中远端的裂缝通道刻蚀深度会持续增加，直到酸液变为残酸为止。此时，在整个裂缝长度范围内，刻蚀的裂缝通道深度大幅度增加，且深度分布基本均匀。此外，可适当增加酸液用量来实现酸蚀裂缝通道的刻蚀深度的最大化。

本发明具体的措施如下：

(1)关键储层参数的评估：包括物性、岩石力学参数、三向地应力、天然裂缝发育情况等。可采用地震、测井、录井、导眼井岩心室内测试分析等方法。

(2)裂缝参数系统的优化：在步骤1)的基础上，按等效导流能力的方法设置人工酸蚀裂缝。按正交设计方法，设置不同的酸蚀裂缝长度、导流能力、缝间距及裂缝长度布局，从中优选酸压后产量最大或相对最大的产量所对应的裂缝参数系统为最终的优化结果。

(3)酸压施工参数的优化：在步骤2)的基础上，为了获得优化的裂缝参数系统，应用成熟的酸压裂缝扩展模拟软件模拟不同施工参数(排量、压裂液量、压裂液黏度、酸液量、酸液黏度等)下裂缝的三维扩展规律，从中优选能实现步骤2)中优化的最佳裂缝参数下的酸压施工参数系统，为优化的最佳值。

(4)分段酸压方法确定：在上述3个步骤的基础上，对深层碳酸盐岩而言，如井底温度在150以下时，常规的裸眼滑套封隔器或桥塞射孔联作技术，都可以保证工具的可靠性及可操作性。

如采用裸眼滑套分段酸压技术，可结合段间暂堵技术，促使段内多簇裂缝的起裂和延伸。具体方式是等自支撑裂缝形成后，再注入颗粒直径1-20mm的可溶纤维颗粒和长度10-40mm的线型可溶纤维的混合物(前后者比例可为1:1)可按对井筒处的缝口进行有效封堵，然后再按上簇裂缝同样的步骤及参数执行。

如果采用套管井桥塞射孔联作技术，考虑到井较深，射孔簇数一般2簇为宜。为降低破裂压力，孔眼直径要求至少13mm以上。

(5)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工：为降低压裂液残渣伤害对储层及裂缝流动能力的影响，采用伤害率低于20％的清洁聚合物压裂液，黏度在储层温度及170s^-1下剪切2小时后的黏度保持在100mPa.s以上。排量采用步骤3)优化的最高排量。液量基于主裂缝长度下模拟的压裂液量，一般占总液量的20-30％。

(6)段塞式屏蔽材料注入施工或低黏酸液变排量黏滞指进施工：如采用屏蔽材料，在步骤5)结束后可立即注入，段塞量可为第一段压裂时的1个井筒容积，可采用黏度1-3mPa.s滑溜水携带，屏蔽材料的浓度为500-600kg/m3。隔离液采用携带屏蔽材料时的同样滑溜水体系，隔离液体积与上述屏蔽材料携带液比例为1:(0.8～1.5)。可连续注入上述段塞2-3个循环。注入排量采用步骤3)优化的最高排量。

如采用低黏度变排量黏滞指进施工，可先采用酸液黏度9-15mPa.s的胶凝酸，后采用黏度3-9mPa.s的低黏酸液，隔离液为黏度20-30mPa.s的清洁聚合物压裂液。中黏胶凝酸和低黏酸液体积之总与隔离液的体积比为1:(0.8～1.5)，中黏胶凝酸、低黏酸液和隔离液总量为第一段压裂时的井筒容积的40％～50％，可注入2-3个上述段塞，顶替排量大于前一段液体的排量。

(7)低黏酸液中高排量施工：采用黏度3-9mPa.s低黏酸液和步骤3)优化排量的50-60％注入，液量取步骤3)优化总液量减去上述施工步骤中已用去的液量之差的30-40％。

(8)中黏酸液高排量注入施工：在步骤7)的基础上，采用黏度9-15mPa.s的中黏胶凝酸，排量取步骤3)中优化的最高排量。液量取步骤3)中优化总液量中还剩余的量。

(9)顶替作业：为了避免近井裂缝酸岩过度溶蚀造成的岩石坍塌效应对缝口导流能力的损害，采用每段井筒容积的110-120％进行过顶替作业，排量取步骤3)优化的最高排量。可采用黏度1-3mPa.s的滑溜水进行顶替。

(10)其它段的酸压施工，重复步骤5)～步骤9)，直至将所有段施工完为止。

(11)适当关井1-2小时，以增加酸液刻蚀效果。然后，按常规流程进行排液、测试及生产作业。

发明的效果

本发明提出了一种新的深层碳酸盐岩储层提高酸蚀通道深度的岩石自支撑酸压技术，可以有效的增加主缝长范围内的酸蚀通道深度，深度分布基本均匀，抗高压能力更强。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例1

某深层碳酸盐岩储层，井深6700米，可以通过本发明所提供的方法进行施工。根据水平段长度，分3段酸压。中粘酸液粘度为15mPa.s，用量250m³；低粘酸液粘度为3mPa.s，用量170m³；压裂液用量为311m³，滑溜水84m³。施工排量最高为6m³/min，酸蚀有效缝长约为112m。压裂液的伤害率16.7％，总液量815m³。

根据本发明所提供的方法，在施工初期以6m³/min排量注入180m³的粘度100mPa.s的压裂液，

然后以6m³/min的排量用滑溜水携砂屏蔽材料注入3个段塞。屏蔽材料的注入浓度为500kg/m³，采用黏度为1mPa.s滑溜水携带，隔离液为同样的滑溜水此阶段液量为40m³。第一个段塞，屏蔽材料携带液5m³，隔离液5m³；第二个段塞，屏蔽材料携带液6m³，隔离液6m³；第三个段塞，屏蔽材料携带液8m³，隔离液10m³；每个段塞之间的时间间隔相等。

接着采用低黏度变排量黏滞指进施工提高刻蚀深度，第一个段塞先用4m³/min的排量注入酸液黏度15mPa.s的中黏胶凝酸40m³，后用6m³/min的排量注入黏度3mPa.s的低黏酸液20m³，接着6m³/min的排量注入黏度24mPa.s的清洁聚合物压裂液为隔离液60m³。第二个段塞先用4m³/min的排量注入酸液黏度15mPa.s的胶凝酸30m³，后用6m³/min的排量注入黏度3mPa.s的低黏酸液20m³，接着6m³/min的排量注入黏度24mPa.s的清洁聚合物压裂液为隔离液50m³。

然后用4m³/min的排量注入粘度3mPa.s低黏酸液，注入量为120m³。。接着以6m³/min的排量注入粘度15mPa.s中黏胶凝酸，注入量为180m³。

最后用65m³的滑溜水进行顶替。[井筒容积60m³]

通过本发明实施，该井压后测试产量为138.5t/d，比临井产量提高27％，生产3个月后，产量为112t/d，仅下降19.2％。

实施例2

某深层碳酸盐岩储层，井深6430米，可以通过本发明所提供的方法进行施工。根据水平段长度，分3段酸压。中粘酸液粘度为12mPa.s，用量240m³；低粘酸液粘度为3mPa.s，用量140m³；压裂液用量为210m³，隔离液140m³，滑溜水112m³。施工排量最高为8m³/min，酸蚀有效缝长约为122m。压裂液的伤害率17.2％，总液量842m³。

根据本发明所提供的方法，在施工初期以8m³/min排量注入210m³的粘度100mPa.s的压裂液，

然后以8m³/min的排量用滑溜水携砂屏蔽材料注入3个段塞。屏蔽材料的注入浓度为500kg/m³，采用黏度为1mPa.s滑溜水携带，隔离液为同样的滑溜水此阶段液量为50m³。第一个段塞，屏蔽材料携带液6m³，隔离液6m³；第二个段塞，屏蔽材料携带液8m³，隔离液8m³；第三个段塞，屏蔽材料携带液10m³，隔离液12m³；每个段塞之间的时间间隔相等。

接着采用低黏度变排量黏滞指进施工提高刻蚀深度，第一个段塞先用6m³/min的排量注入酸液黏度12mPa.s的中黏胶凝酸50m³，后用8m³/min的排量注入黏度3mPa.s的低黏酸液30m³，接着8m³/min的排量注入黏度24mPa.s的清洁聚合物压裂液为隔离液80m³。第二个段塞先用6m³/min的排量注入酸液黏度12mPa.s的中黏胶凝酸40m³，后用8m³/min的排量注入黏度3mPa.s的低黏酸液20m³，接着8m³/min的排量注入黏度24mPa.s的清洁聚合物压裂液为隔离液60m³。

然后用6m³/min的排量注入粘度3mPa.s低黏酸液，注入量为90m³。接着以6m³/min的排量注入粘度12mPa.s中黏酸液，注入量为150m³。

最后用62m³的滑溜水进行顶替。[井筒容积56m³]

通过本发明实施，该井压后测试产量为122.6t/d，比临井产量提高34％，生产3个月后，产量为102.5t/d，仅下降16.3％。

对比例

B井井深6125-6138m，地层温度150℃，采用大型前置液量降低储层

温度和造缝，以6m³/min的排量注入压裂液350m³。然后使用交联酸与胶凝酸二级注入，排量6m³/min，共注入交联酸240m³，胶凝酸180m³。酸压后日产油为76.42t/d，生产3个月后，产量为47.6t/d，下降了37.7％。

Claims (6)

1.一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于所述方法包括：

步骤(1)参数评估及优化；

包括：关键储层参数的评估、裂缝参数系统的优化和酸压施工参数的优化；

步骤(2)分段酸压方法确定；

步骤(3)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工；

步骤(4)段塞式屏蔽材料注入施工和/或低黏酸液变排量黏滞指进施工；

如采用屏蔽材料，在步骤( 3)结束后立即注入，段塞量为第一段压裂时的0.5-1.5井筒容积，采用黏度为1-3mPa.s滑溜水携带，屏蔽材料的浓度为500-600kg/m³；隔离液采用携带屏蔽材料时的同样滑溜水体系，隔离液体积与上述屏蔽材料携带液比例为1:(0.8～1.5)；连续注入上述段塞2-3个循环；注入排量采用优化的最高排量；每个段塞的体积增加10-20％，并且每个段塞之间的时间间隔相等；

如采用低黏度变排量黏滞指进施工，先采用黏度9-18mPa.s的中黏胶凝酸，后采用黏度3-6mPa.s的低黏酸液，隔离液为黏度20-30mPa.s的清洁聚合物压裂液；中黏胶凝酸和低黏酸液体积之总与隔离液的体积比为1:(0.8～1.5)，中黏胶凝酸、低黏酸液和隔离液总量为第一段压裂时的井筒容积的40％～50％，注入2-3个上述段塞，顶替排量大于前一段液体的排量；中黏胶凝酸与低黏酸液的粘度比值为4-6，隔离液与中黏胶凝酸的黏度比为1.2-2；

步骤(5)低黏酸液中高排量施工；

步骤(6)中黏酸液高排量注入施工；

步骤(7)顶替作业；

步骤(8)重复步骤( 5)～步骤( 7)，直至将所有段施工完成；

步骤(9)关井1-2小时。

2.如权利要求1所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：

所述步骤(3)中，

采用伤害率低于20％的清洁聚合物压裂液，其黏度在储层温度及170s^-1下剪切2小时后的黏度保持在100mPa.s以上；

排量采用优化的最高排量；液量占总液量的20-30％。

3.如权利要求1所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：

所述步骤(5)中，

采用黏度3-6mPa.s低黏酸液取优化排量的50-60％注入，液量取优化的总液量减去上述施工步骤中已用去的液量之差的30-40％。

4.如权利要求1所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：

所述步骤(6)中，采用黏度9-18mPa.s的中黏胶凝酸，排量取优化的最高排量；液量取优化总液量中剩余的量。

5.如权利要求1所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：

所述步骤(7)中，采用每段井筒容积的110-120％进行过顶替作业，排量取优化的最高排量。

6.如权利要求5所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：

所述步骤(7)中，采用黏度为1-3mPa.s的滑溜水进行顶替。