CN112502685B - 一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，其包括如下步骤：S1、根据地层条件和工程条件计算井筒温度场；S2、根据交替级数确定各级压裂液、酸液注液时间和实验温度；S3、根据步骤S2确定的时间和温度，开展不同交替级数下的酸刻蚀实验和导流能力实验；S4、根据储层闭合压力，确定不同交替级数下的无因次导流能力；最大无因次导流能力对应的交替级数即为最优交替级数。本发明的优选方法中考虑了交替酸压中的交替级数变化引起的各级工作液注入温度变化对交替酸压的酸刻蚀形貌与导流能力影响，使得交替级数优选结果准确真实可靠，对碳酸盐岩储层交替酸压设计具有指导意义。

Description

一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法

技术领域

本发明涉及石油工程领域，尤其是碳酸盐岩油气藏酸压增产过程中一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法。

背景技术

深层碳酸盐岩孔隙度、渗透率偏低，常需要通过酸压才能获得工业油气流。多级交替酸压技术，即酸压过程中采取压裂液与酸液多次交替注入方式，它既有利于提升酸液有效作用距离，也有利于改善酸蚀裂缝导流能力，因此广泛应用于碳酸盐岩油气藏增产改造。

实验评价酸刻蚀裂缝导流能力是优选多级交替酸压级数的最直接、最可靠手段。压裂液与酸液交替注入过程中，酸岩反应环境温度变化会直接影响酸刻蚀行为和导流能力。多级交替注入过程中的酸岩反应温度动态变化，交替级数变化会导致各级酸液在地层裂缝中的反应温度不同，酸岩反应温度的变化影响酸岩反应速率，进而影响酸刻蚀形态与导流能力，详细见文献资料苟波,马辉运,刘壮等，非均质碳酸盐岩油气藏酸压数值模拟研究进展与展望[J].天然气工业,2019,39(6):87-98.。然而，目前碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，尚未考虑交替酸压中的交替级数变化引起的各级工作液注入温度变化对交替酸压的酸刻蚀形貌与导流能力影响，直接影响了其交替级数优选结果的准确性，对碳酸盐岩储层交替酸压设计缺乏指导意义。

发明内容

本发明的目的是针对现有碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法未考虑交替酸压中的交替级数变化引起的各级工作液注入温度变化对交替酸压的酸刻蚀形貌与导流能力影响的现状，提供一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法。

本发明提供的考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，依次包括下列步骤：

S1、根据地层条件(如地层温度)与工程条件(如液量、排量)计算井筒温度场；具体的是，可以采用本申请人在先的授权专利CN201911326643.4一种稠化酸酸化过程中井筒温度场数值计算方法，计算井筒温度场。

S2、根据交替级数确定各级压裂液、酸液注液时间和实验温度。具体步骤如下：

S21、现场施工时压裂液由地面向井筒注入，考虑井筒积液体积V_l，则压裂液从地面出发抵达裂缝入口处所需时间t₀为：

式中，V_l是井筒积液体积，m³；q_f是压裂液注入排量，m³/min。

S22、根据注入的压裂液总液量V_f与压裂液注入排量q_f，可确定压裂液的总注入时长t_f，同理根据注入的酸液总液量V_a与酸液注入排量q_a，可确定酸液的总注入时长t_a：

式中，V_f是压裂液总液量，m³；V_a是酸液总液量，m³；q_a是酸液注入排量，m³/min。

S23、根据总注压裂液时长t_f、总注酸时长t_a与交替级数n(n＝1,2,3....N，最大交替级数N由现场作业能力及要求确定)可以确定不同交替级数下，各级压裂液、酸液的注入时长t_fn、t_an：

S24、由t_fn与t_an可划分多级交替酸压注液阶段：注液时间t∈(t₀,t₀+t_fn)为第1级压裂液进入裂缝，t∈(t₀+t_fn,t₀+t_fn+t_an)为第1级酸液进入裂缝；t∈(t₀+t_fn+t_an,t₀+2t_fn+t_an)为第2级压裂液进入裂缝，t∈(t₀+2t_fn+t_an,t₀+2t_fn+2t_an)为第2级酸液进入裂缝；……；t∈(t₀+(n-1)t_fn+(n-1)t_an,t₀+nt_fn+(n-1)t_an)为第n级压裂液进入裂缝，t∈(t₀+nt_fn+(n-1)t_an,t₀+nt_fn+nt_an)为第n级酸液进入裂缝。

S25、根据步骤S1中计算所得的井筒温度场，以每一级流体抵达裂缝入口处的温度作为该段流体的实验温度：第1级压裂液注入温度

第1级酸液注入温度

第2级压裂液注入温度

第2级酸液注入温度

第n级压裂液注入温度

第n级酸液注入温度

S3、根据步骤S2中确定的实验时间和温度，进行不同交替级数n下的酸刻蚀实验和导流能力实验，具体实验方法可以按照本申请人在先的专利201810443453X实验确定碳酸盐岩油气藏粗糙裂缝酸刻蚀导流能力的方法，其中的方法步骤进行实验。

S4、根据储层闭合压力，确定不同级数的下无因次导流能力，根据无因次导流能力大小，对不同交替级数下的导流能力排序；无因次导流能力最大值即为优选的交替级数m。具体方法如下：

S41、定义无因次导流能力为任意交替级数下任意闭合压力下的导流能力与初始导流能力的比值，其中一级交替酸压在闭合压力为零时岩板的导流能力为初始导流能力：

式中，

为n级交替酸压后在闭合压力i下裂缝的无因次导流能力，无量纲；

为n级交替酸压后在闭合压力i下裂缝的导流能力，D·cm；

为一级交替酸压后在闭合压力为零时裂缝的导流能力，D·cm。

S42、根据储层条件确定闭合压力i，按式(6)计算不同交替级数下的无因次导流能力C_fD ⁿ。

S43、优选最大无因次导流能力C_fD ^m对应的交替级数m为最优交替级数。

C_fD ^m＝max{C_fD ⁿ},n＝1,2,…,N (7)

与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

本发明的方法能够体现出多级交替酸压过程中由热效应导致的各级工作液注入时的温度差异，更加真实地反映随交替级数改变而变化的各级工作液注入温度所带来的影响，为评价多级交替酸压的交替级数提供准确可靠的参数，也为多级交替酸压施工设计时优选交替级数提供依据。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1为实施例中步骤S1计算所得井筒温度场计算示意图。

图2为实施例中各交替级数下各级工作液注入时间与温度关系图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，具体过程如下：

S1、选用川中磨溪龙王庙组储层露头岩样和现场多级交替酸压常用的自生酸和胶凝酸，考虑多级交替注入酸压过程中酸岩反应环境温度的变化开展多级交替酸刻蚀实验，工区平均注液排量4.0m³/min，目的层平均地层温度135℃，平均垂深4630.0m。考虑井筒积液影响和注入流体与井筒的热交换效应，按照专利CN201911326643.4所述计算方法获取酸压过程中裂缝入口处温度分布曲线，具体步骤包括：(1)利用流变仪测定稠化酸样品不同温度、不同剪切速率下的表观粘度，建立稠化酸流变模型；(2)判定不同注入条件下的稠化酸流动流态，计算不同流态下的稠化酸井筒流动剪切速率；(3)将稠化酸井筒流动剪切速率带入流变模型，得到不同注入条件下的酸液表观粘度，计算不同注入条件下的稠化酸对流换热系数；(4)建立考虑酸液流变性影响的稠化酸酸化井筒温度场数值计算模型；(5)计算不同注入条件下的井筒内酸液温度分布。进一步详细的计算方法见专利CN201911326643.4中的记载。最终得到如图1所示的酸压过程中裂缝入口处温度分布曲线。

S2、假设工区自生酸注入量为80m³，胶凝酸注入量160m³，注液排量4.0m³/min恒定的条件下，当模拟自生酸与胶凝酸1级交替时，阶段Ⅰ末期为井筒积液进入裂缝，6min后自生酸将井筒积液全部顶入地层，此时自生酸刚抵达地层，地层温度为98℃，故模拟1级交替自生酸与地层岩石接触时的温度为98℃；阶段Ⅱ末期为第1级自生酸进入裂缝，即注自生酸20min后，交替的胶凝酸开始抵达地层，此时缝口温度为65℃，故实验模拟胶凝酸与岩板接触时的温度为65℃，故模拟1级交替时(图2a)。

类似地，可知阶段Ⅲ末期为2级交替、3级交替时，第1级胶凝酸完全进入裂缝，第2级自生酸刚进入缝口时刻；阶段Ⅳ末期为第2级自生酸进入裂缝，第2级胶凝酸刚进入缝口时刻；阶段Ⅴ末期为3级交替时，第2级自生酸刚进入缝口时刻；阶段Ⅵ为3级交替时，第3级胶凝酸刚进入缝口时刻(图2b，图2c)，相应地，可以获取各级交替时流体与水力裂缝接触时在储层条件下的温度，从而确定了交替酸压模拟时的实验温度。

S3、根据步骤S2所得实验条件(温度和时间)制定不同交替级数下的酸刻蚀实验方案(表1)，按照专利201810443453X所述流程开展不同交替级数下的酸刻蚀实验和导流能力实验。具体实验步骤：(1)将制备好的符合API标准的一对粗糙岩板封胶、固化后装入标准导流室，测试等效水力缝宽；(2)基于步骤(1)等效水力缝宽测试结果，计算实验尺度的雷诺数和油田工程尺度的雷诺数，根据雷诺数相似准则将油田工程尺度的注酸排量转化为实验条件注酸排量；(3)选用步骤(2)中的注酸排量，将步骤(1)组装好的导流室在酸刻蚀装置中开展酸刻蚀物理模拟实验，得到裂缝导流能力。

S4、根据步骤S3中所得不同交替级数下的导流能力数据地层闭合压力48.3MPa，分别计算此闭合压力下1级、2级与3级交替酸压后的无因次导流能力C_fD(表2)，可知C_fD ²＞C_fD ³＞C_fD ¹，故该井多级交替酸压最优级数为2。

表1不同交替级数下的酸刻蚀实验方案

表2不同交替级数下的无因次导流能力C_fD

交替级数n	1	2	3
				无因次导流能力C<sub>fD</sub>	0.000297	0.029359	0.012752

综上所述，本发明先计算井筒温度场确定酸压过程中不同时刻的裂缝入口处温度，再根据不同的交替级数分别确定各交替级数下各级工作液的注液时间与温度，并基于该条件开展不同交替级数下的酸刻蚀实验与导流能力实验，最后根据储层闭合压力优选出无因次导流能力最大时所对应的最优交替级数。本发明的优选方法中考虑了交替酸压中的交替级数变化引起的各级工作液注入温度变化对交替酸压的酸刻蚀形貌与导流能力影响，使得交替级数优选结果准确真实可靠，对碳酸盐岩储层交替酸压设计具有指导意义。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (3)

1.一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1、根据地层条件和工程条件计算井筒温度场；

S2、根据交替级数确定各级压裂液、酸液注液时间和实验温度；包括如下子步骤：

S21、工作液由地面向井筒注入，考虑井筒积液体积V_l，则工作液从地面出发抵达裂缝入口处所需时间t₀为：

S22、根据注入的压裂液总液量V_f与压裂液注入排量q_f，确定总注压裂液时长t_f，根据注入的酸液总液量V_a与酸液注入排量q_a，确定总注酸时长t_a：

S23、根据总注压裂液时长t_f、总注酸时长t_a与交替级数n，n＝1,2,3....N，确定不同交替级数下，各级压裂液的注入时长t_fn和各级酸液的注入时长t_an：

S24、由t_fn与t_an划分多级交替酸压注液阶段：注液时间t∈(t₀,t₀+t_fn)为第1级压裂液进入裂缝，t∈(t₀+t_fn,t₀+t_fn+t_an)为第1级酸液进入裂缝；t∈(t₀+t_fn+t_an,t₀+2t_fn+t_an)为第2级压裂液进入裂缝，t∈(t₀+2t_fn+t_an,t₀+2t_fn+2t_an)为第2级酸液进入裂缝；……；t∈(t₀+(n-1)t_fn+(n-1)t_an,t₀+nt_fn+(n-1)t_an)为第n级压裂液进入裂缝，t∈(t₀+nt_fn+(n-1)t_an,t₀+nt_fn+nt_an)为第n级酸液进入裂缝；

S25、根据步骤S1计算所得的井筒温度场，以每一级流体抵达裂缝入口处的温度作为该段流体的实验温度：第1级压裂液注入温度

第1级酸液注入温度

第2级压裂液注入温度

第2级酸液注入温度

……；第n级压裂液注入温度

第n级酸液注入温度

S3、根据步骤S2确定的时间和温度，开展不同交替级数下的酸刻蚀实验和导流能力实验；

S4、根据储层闭合压力，确定不同交替级数下的无因次导流能力；最大无因次导流能力对应的交替级数即为最优交替级数m；具体包括如下子步骤：

S41、定义无因次导流能力为任意交替级数下任意闭合压力下的导流能力与初始导流能力的比值，其中一级交替酸压在闭合压力为零时岩板的导流能力为初始导流能力：

式中

为n级交替酸压后在闭合压力i下裂缝的无因次导流能力，无量纲；

为n级交替酸压后在闭合压力i下裂缝的导流能力，D·cm；

为一级交替酸压后在闭合压力为零时裂缝的导流能力，D·cm；

S42、根据储层条件确定闭合压力i，按式(6)计算不同交替级数下的无因次导流能力C_fD ⁿ；

S43、优选最大无因次导流能力C_fD ^m对应的交替级数m为最优交替级数。

2.如权利要求1所述的考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，其特征在于，所述步骤S1中，根据地层条件和工程条件，按照稠化酸酸化过程中井筒温度场数值计算方法计算井筒温度场。

3.如权利要求1所述的考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法，其特征在于，所述步骤S3具体是：根据步骤S2中确定的时间和温度，按照确定碳酸盐岩油气藏粗糙裂缝酸刻蚀导流能力的方法，开展不同交替级数下的酸刻蚀实验和导流能力实验。

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