CN112796729A - 准干法液态超临界co2酸压方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及酸化压裂技术领域，是一种准干法液态超临界CO₂酸压方法，按照下述方法进行：第一步，使用活性水正顶替，直到套管井口见液为止；第二步，待油套内充满液体后，坐封井筒内的封隔器；第三步，由压裂车向地层泵注液体CO₂；第四步，按照固定比例、变化比例或固定比例非连续中的一种形式向地层注入低阻增粘液体CO₂与酸液；第五步，注入活性水，关井2h至6h后开井排液，酸压过程结束。本发明对低阻增粘液体CO₂与酸液两种液体粘度进行了粘度匹配，能够达到最大化的酸压效果，进行碳酸岩储层酸压，可减少水资源的消耗，对储层伤害小，对环境污染小，施工结束后，超临界CO₂变成气态快速排出，对碳酸岩气藏增产效果明显。

Description

准干法液态超临界CO2酸压方法

技术领域

本发明涉及酸化压裂技术领域，是一种准干法液态超临界CO₂酸压方法。

背景技术

我国的低渗透碳酸岩油气资源分布十分广泛，储量丰富，在中西部的鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及东部的松辽盆地，分布着大型低渗透碳酸岩油气田，是我国天然气供应的重要来源。近些年来，低渗透碳酸岩油气藏的开发利用逐渐被人们所重视。自20世纪90年代以来，随着我国技术人员在油气勘探开发上的不断突破，使我国的油气产量稳定增长。根据相关专家学者的预测，到目前为止我国探明的碳酸岩低渗油气田(渗透率小于0.5md)储量约占我国油田储量的四分之一。由此可以看出，低渗碳酸岩油气资源是我国油气资源中很重要的一环，大力发展低渗碳酸岩油气资源对于我国油气的增产稳产意义重大。

低渗透碳酸岩油气资源的主要特征是沉积环境复杂、岩性致密、渗透率低、渗流阻力大、开采难度高。具体包括以下几点：(1)含油层系的孔喉半径小，比表面积大，渗透率低；(2)弹性能量低，天然能量驱动时，酸液返排率低，导致压力和产量下降迅速；(3)地层中为非达西渗流，有启动压力梯度；(4)地应力对开发的效果起重要作用；(5)边底水突破后油井产气指数大幅下降；(6)储层中大量的天然裂缝增加了生产过程中的不确定性。所以，低渗碳酸岩储层的开发一般都要进行酸压等增产措施来提高产能，否则很难使其拥有工业价值。

最常用的增产方式为酸压。酸压过程中，需要将大量水与化学添剂与支撑剂在高压条件下注入到地层中，进而压开岩石，形成人工裂缝作为油气通道，近而达到提高油气采收率的目的。但是以上酸压方式所使用的压裂液体会导致一系列副作用问题：(1)由于酸压液中含有很多化学添加剂，会造成地下水的污染；(2)酸压过程中会使用大量的水，造成水资源的浪费；(3)大量的水被注入地层，会引起地层中的粘土膨胀、孔隙水锁及岩敏速敏等问题；(4)储层中脆性矿物含量少，在酸压液体进入储层后，难以压出网状结构裂缝，难以取得较好的施工效果；(5)在我国西北大部分地区，水资源匮乏，无法满足压裂施工所需的大量用水，压裂结束后的大量返排液不易处理。因此，人们希望通过使用其他类型酸压方式替代目前的压裂方式，来降低其造成的危害。

发明内容

本发明提供了一种准干法液态超临界CO₂酸压方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有技术中酸岩反应速度无法控制，酸反应距离过短、酸液液滞留储层中，无法快速返排及酸液对裂缝岩石过度反应的问题。

本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种准干法液态超临界CO₂酸压方法，按照下述方法进行：第一步，低替阶段：使用活性水以0.3m³/min至0.5m³/min的泵注排量正顶替，直到套管井口见液为止；第二步，封隔器坐封阶段：待油套内充满液体后，以0.5m³/min至2.5m³/min的泵注排量坐封井筒内的封隔器；第三步，超临界CO₂前置阶段：由压裂车向地层泵注体积为50m³至500m³的液体CO₂，泵注排量为3m³/min至10m³/min；第四步，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段：按照固定比例、变化比例或固定比例非连续中的一种形式向地层注入低阻增粘液体CO₂与酸液；第五步，顶替阶段：注入活性水，关井2h至6h后开井排液，酸压过程结束。

下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

上述酸液粘度范围为1mPa.s至10mPa.s、11mPa.s至20mPa.s或21mPa.s至40mPa.s中的一种。

上述低阻增粘液体CO₂的液体粘度范围分三段与酸液粘度进行匹配，低阻增粘液体CO₂的粘度段I为0.02mPa.s至10mPa.s，与酸液粘度1mPa.s至10mPa.s匹配；低阻增粘液体CO₂的粘度段II为11mPa.s至20mPa.s，与酸液粘度11mPa.s至20mPa.s匹配；低阻增粘液体CO₂的粘度段III为21mPa.s至40mPa.s，与酸液粘度21mPa.s至40mPa.s匹配。

上述第四步中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％，每次注入后使用液体CO₂进行隔离。

上述第四步中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％，每次注入后使用液体CO₂进行隔离。

上述低阻增粘液体CO₂由质量分数为75％至100％的液体CO₂、质量分数为0至15％的CO₂减阻增稠剂和质量分数为0至10％的增溶剂组成；酸液包括质量分数为10％至25％的盐酸或有机酸、质量分数为0.5％至2％的缓蚀剂、质量分数为1％至2％助排剂、质量分数为0至1％的酸液稠化剂和质量分数为0.5％至5％的司盘80，余量为水。

上述CO₂减阻增稠剂为长连脂肪酸、聚乙酸乙烯酯、聚氟烷基丙烯酸酯和氟化丙烯酸酯-苯乙烯-磺化苯乙烯中的一种以上；或/和，增溶剂为低分子醇类物质。

上述有机酸为甲酸或乙酸；或/和，缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂。

上述酸液稠化剂由丙烯酰胺单体与具有耐酸抗盐单体通过共聚而成，分子量为600万至1000万；或/和，助排剂为氟碳类助排剂。

上述活性水是由质量分数为1％的氯化钾、质量分数为0.5％的助排剂和余量的水组成。

本发明对低阻增粘液体CO₂与酸液两种液体粘度进行了粘度匹配，能够达到最大化的酸压效果，进行碳酸岩储层酸压，可减少水资源的消耗，对储层伤害小，对环境污染小，施工结束后，超临界CO₂变成气态快速排出，对碳酸岩气藏增产效果明显。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数。

下面结合实施例对本发明作进一步描述：

实施例1：该准干法液态超临界CO₂酸压方法，按照下述方法进行：第一步，低替阶段：使用活性水以0.3m³/min至0.5m³/min的泵注排量正顶替，直到套管井口见液为止；第二步，封隔器坐封阶段：待油套内充满液体后，以0.5m³/min至2.5m³/min的泵注排量坐封井筒内的封隔器；第三步，超临界CO₂前置阶段：由压裂车向地层泵注体积为50m³至500m³的液体CO₂，泵注排量为3m³/min至10m³/min；第四步，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段：按照固定比例、变化比例或固定比例非连续中的一种形式向地层注入低阻增粘液体CO₂与酸液；第五步，顶替阶段：注入活性水，关井2h至6h后开井排液，酸压过程结束。

本发明具有很多酸压所不具有的优点，具有体现在以下几点：(1)减少了水资源的消耗，对储层伤害小，对环境污染小，施工结束后超临界CO₂变成气态从储层快速排出，相比于现有常规酸压工艺，对碳酸岩气藏增产效果明显；(2)本发明中对低阻增粘液体CO₂与酸液两种液体粘度进行了粘度匹配，保障在每种裂缝的地层中，酸反应距离与酸岩反应速度能相互协调发展，达到最大化的酸压效果，酸压后酸液又能尽快返排出地面，减少外来液体对储层的污染伤害。同时也有利于进一步研究不同相态流体间混合时，相态间互存互溶的变化规律，为准干法液态超临界CO₂酸压设计和施工提供理论数据；(3)本发明中，酸液基本为无固相残渣，对储层裂缝的渗透率伤害小；(4)超临界CO₂具有良好的增能作用，在压力释放后，二氧化碳膨胀，推动后面的酸液快速返排到地面；(5)大量的超临界CO₂的存在，从碳酸盐化学反应方程上，可有效抑制酸岩反应的发生，控制酸液浓度的消耗速度，达到增加酸反应距离的目的；(6)CO₂气体所到之处，可对储层裂缝壁面上吸附的天然气进行置换，增加气井的产气能力；(7)超临界CO₂在高压下具有很强的射流效应，比水射流的破岩能力更强，射流增压效果更好，可进行深度破岩，因此，可形成更大程度与范围的树枝状复杂网状裂缝，有效连通储集空间，可实现大幅度提高油气井产量的作用；(8)本发明的施工步骤简便，易于现场操作实现。

本发明中，CO₂减阻增稠剂可为克拉玛依科美利化工有限责任公司生产的KLM-2与北京爱普聚合科技有限公司生产的APFR-2。缓蚀剂可为克拉玛依科美利化工有限责任公司生产的KML-HS酸化缓蚀剂或山东安丘市增塑剂厂生产的ALS-2酸化缓蚀剂。酸液稠化剂可为石油勘探开发科学研究院分院生产的HJZ-2高温酸液稠化剂或克拉玛依科美利化工有限责任公司生产的CZJ-21酸液稠化剂。助排剂可为克拉玛依科美利化工有限责任公司生产的KML-ZP酸化助排剂或云龙化工原料有限公司生产的YL-103酸化助排剂。

本发明中，液体CO₂为温度在-10℃至31.3℃、压力在10Mpa至30Mpa状态下的CO₂。超临界CO₂为温度31.1℃以上、压力在30Mpa至50Mpa状态下的CO₂。超临界CO₂前置阶段中液体CO₂注入地层后转变为超临界CO₂，利用超临界CO₂的穿透能力，获得更大的缝网改造体积。

实施例2：作为上述实施例的优化，酸液粘度范围为1mPa.s至10mPa.s、11mPa.s至20mPa.s或21mPa.s至40mPa.s中的一种。酸液粘度分段保障了在每种裂缝的地层中，酸反应距离与酸岩反应速度能相互协调，达到最大化的酸岩反应效果，酸压后酸液又能尽快返排出地面，减少外来液体对储层的污染伤害。

实施例3：作为上述实施例的优化，低阻增粘液体CO₂的液体粘度范围分三段与酸液粘度进行匹配，低阻增粘液体CO₂的粘度段I为0.02mPa.s至10mPa.s，与酸液粘度1mPa.s至10mPa.s匹配；低阻增粘液体CO₂的粘度段II为11mPa.s至20mPa.s，与酸液粘度11mPa.s至20mPa.s匹配；低阻增粘液体CO₂的粘度段III为21mPa.s至40mPa.s，与酸液粘度21mPa.s至40mPa.s匹配。

本发明中，通过变化泵注液体CO₂排量(1m³/min至7m³/min)，实现变化注入比例向储层注入，有助于控制酸岩反应速度，低阻增粘液体CO₂用量为200m³至500m³，酸液用量为150m³至250m³。这样操作主要目的是实现超临界CO₂能与酸液在液相上，达到均匀混相的目的，使酸液以液滴的形式尽可能均匀地分散于液体CO₂或超临界CO₂液相中。

本发明中，液体CO₂在不同的压力温度条件下粘度与CO₂减阻增稠剂用量间的关系见表1，酸液与液体CO₂在粘度上的匹配关系见表2。

由表1可以看出，液体CO₂在粘度段I时，温度为-10℃至31.1℃，压力为10Mpa至30Mpa，粘度为0.1mPa.s至10mPa.s，超临界CO₂在粘度段I时，温度为≥31.1℃，压力为30Mpa至50Mpa，粘度为0.02mPa.s至10mPa.s，粘度段I时所用的CO₂减阻增稠剂为KLM-2，用量为质量分数为0至15％的KLM-2和质量分数为4％的羟基醇；液体CO₂在粘度段II时，温度为-10℃至31.1℃，压力为10Mpa至30Mpa，粘度为11mPa.s至20mPa.s，超临界CO₂在粘度段II时，温度为≥31.1℃，压力为30Mpa至50Mpa，粘度为11mPa.s至20mPa.s，粘度段II时所用的CO₂减阻增稠剂为APFR-2，用量为质量分数为0.3％至2％的APFR-2；液体CO₂在粘度段III时，温度为-10℃至31.1℃，压力为10Mpa至30Mpa，粘度为21mPa.s至40mPa.s，超临界CO₂在粘度段III时，温度为≥31.1℃，压力为30Mpa至50Mpa，粘度为21mPa.s至40mPa.s，粘度段III所用的CO₂减阻增稠剂为APFR-2，用量为质量分数为2％至5％的APFR-2。

由表2可以看出，在裂缝发育差的Ⅲ类地层，选择的酸液粘度范围可为1mPa.s至10mPa.s，最佳酸液粘度为5mPa.s至9mPa.s，缓蚀率≤0.5g/m².h，表面张力≤25mN/m，与减阻增粘液体CO₂粘度段Ⅰ匹配；在裂缝发育差的Ⅱ类地层，选择的酸液粘度范围可为11mPa.s至20mPa.s，最佳酸液粘度为12mPa.s至16mPa.s，缓蚀率≤0.5g/m².h，表面张力≤25mN/m，与减阻增粘液体CO₂粘度段Ⅱ匹配；在裂缝发育差的Ⅰ类地层，选择的酸液粘度范围可为21mPa.s至40mPa.s，最佳酸液粘度为20mPa.s至23mPa.s，缓蚀率≤0.5g/m².h，表面张力≤25mN/m，与液体CO₂粘度段Ⅲ匹配。

实施例4：作为上述实施例的优化，第四步中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％，每次注入后使用液体CO₂进行隔离。

实施例5：作为上述实施例的优化，第四步中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％，每次注入后使用液体CO₂进行隔离。

本发明中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合注入时，酸液所占比例范围为10％至80％，最佳比例范围为20％至40％，此时酸液被大量的超临界CO₂所包裹，可控制酸液与岩石界面的接触，并从化学反应方程方面可抑制酸岩反应的发生，施工程序简单，便于现场操作，但会使用较多的液体CO₂资源，增加酸压成本。低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合注入时，酸液所占比例范围为10％至80％，最佳比例范围为20％至40％，此时更有利于酸岩反应的控制，并可节约液体CO₂的用量，但程序复杂，需要不断变化液体CO₂、酸液及CO₂减阻增稠剂注入排量需要进行协调配合，增加了酸压施工的复杂程度。低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合注入时，每两次注入之间使用液体CO₂进行隔离，使酸液与裂缝壁面发生不连续接触，形成非均匀性的坑蚀，在裂缝闭合时能最大增加裂缝的渗透率。

本发明中，低阻增粘液体CO₂与酸液按变化比例混合注入阶段可分为阶段A、阶段B、阶段C、阶段D、阶段E。低阻增粘液体CO₂与酸液按固定比例非连续混合注入阶段可分为第一阶段、第二阶段、第三阶段和第四阶段。按变化比例混合注入时各阶段酸液注入比例见表3，酸液与液体CO₂比例及隔离用液体CO₂的关系见表4。

由表3可以看出，按变化比例混合注入时，超临界CO₂前置阶段酸液占比为0，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段A中，酸液占比为20％，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段B中，酸液占比为30％，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段C中，酸液占比为40％，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段D中，酸液占比为80％，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段E中，酸液占比为100％。

由表4可以看出，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段A中，酸液与液体CO₂的体积比为1:4，液体CO₂的量为4m³至10m³,优选为5m³；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段B中，酸液与液体CO₂的体积比为3:7，液体CO₂的量为8m³至15m³,优选为10m³；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段C中，酸液与液体CO₂的体积比为2:3，液体CO₂的量为10m³至20m³,优选为15m³；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段D中，酸液与液体CO₂的体积比为9:1，液体CO₂的量为0；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的阶段E中，酸液与液体CO₂的体积比为1:0，液体CO₂的量为0。

实施例6：作为上述实施例的优化，低阻增粘液体CO₂由质量分数为75％至100％的液体CO₂、质量分数为0至15％的CO₂减阻增稠剂和质量分数为0至10％的增溶剂组成；酸液包括质量分数为10％至25％的盐酸或有机酸、质量分数为0.5％至2％的缓蚀剂、质量分数为1％至2％助排剂、质量分数为0至1％的酸液稠化剂和质量分数为0.5％至5％的司盘80，余量为水。

实施例7：作为上述实施例的优化，CO₂减阻增稠剂为长连脂肪酸、聚乙酸乙烯酯、聚氟烷基丙烯酸酯和氟化丙烯酸酯-苯乙烯-磺化苯乙烯中的一种以上；或/和，增溶剂为低分子醇类物质。增溶剂优选为甲醇、乙醇和异丙醇的一种以上，增溶剂优选的质量百分数为0至4％。

实施例8：作为上述实施例的优化，有机酸为甲酸或乙酸；或/和，缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂。

本发明使用的酸液是对碳酸成份反应最有效的盐酸或有机酸，并且酸液粘度与低阻增粘液体CO₂粘度进行匹配，更好地控制酸岩反应速度及酸液的缓蚀速率；酸液中添加油溶性乳化剂司盘80，使酸液在与液体CO₂混合时，能更好地使两种液体均匀分散在一起。

实施例9：作为上述实施例的优化，酸液稠化剂由丙烯酰胺单体与具有耐酸抗盐单体通过共聚而成，分子量为600万至1000万；或/和，助排剂为氟碳类助排剂。

实施例10：作为上述实施例的优化，活性水是由质量分数为1％的氯化钾、质量分数为0.5％的助排剂和余量的水组成。

以下为采用本发明准干法液态超临界CO₂酸压方法的具体实施例11至实施例13对应的参数及具体操作：

一、实施例11

1.措施井地质条件

实施例11的DYG井位于大牛地鄂尔多斯盆地北部，其下古生界奥陶系风化壳下马家沟碳酸盐岩储气层，埋深3000m至3300m，酸压目的层为3101m至3106.5m，岩性以细粉砂白云岩为主，基质中含有少量粘土矿物和硅质粘土，储集类型以溶孔-裂缝型为主，平均孔隙度8.3％，平均渗透率0.46md,地层温度100℃至120℃，地层压力梯度为0.83MPa/100m至0.96MPa/100m，综合判定为碳酸岩I类储层，具体见表5。

由表5可以看出，层位为马五5，砂体井段为3101m至3110.1m，砂体厚度为9.1m，射孔段为3102m至3108m，射孔厚度为6m，电阻率为134.48Ω·m，声波时差为161.79μs/m，补偿密度为2.82g/cm³，孔隙度为8.3％，渗透率0.46md，电测解释为气层。

2.酸压内容

⑴低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段采用酸液与低阻增粘液体CO₂按固定比例30％的方式加入。

⑵酸压条件

酸压条件见表6和表7。

由表6可以看出，超临界CO₂前置阶段的液体CO₂用量为100m³，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段中液体CO₂用量为267m³，酸液量为80m³，活性水是由12m³，酸液粘度为1mPa.s，缝长96m，半缝缝高为18.5m。

由表7可以看出，泵注排量为4.5m³/min，施工压力预测为62MPa，酸液与液体CO₂比例为3：7，低阻增粘液体CO₂粘度3.5mPa.s，超临界CO₂粘度为1.1mPa.s。

⑶低阻增粘液体CO₂与酸液的配制

低阻增粘液体CO₂：86％液体CO₂+10％KLM-2+4％乙醇(现场现时混配)

酸液：20％盐酸+1％KML-HS缓蚀剂+1％YL-103酸化助排剂+2％司盘80，余量为水。(提前一天配好)

⑷施工过程中酸液、液体CO₂与CO₂减阻增稠剂排量间的关系

施工过程中酸液、液体CO₂与CO₂减阻增稠剂排量间的关系见表8。

由表8可以看出，泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量2.1m³/min，酸液排量为0.9m³/min，KLM-2流速为210L/min，乙醇流速为84L/min；泵注排量为3.5m³/min时，液体CO₂排量2.5m³/min，酸液排量为1.0m³/min，KLM-2流速为245L/min，乙醇流速为98L/min；泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量2.8m³/min，酸液排量为1.2m³/min，KLM-2流速为280L/min，乙醇流速为112L/min；泵注排量为4.5m³/min时，液体CO₂排量3.1m³/min，酸液排量为1.4m³/min，KLM-2流速为315L/min，乙醇流速为126L/min；泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量3.5m³/min，酸液排量为1.5m³/min，KLM-2流速为350L/min，乙醇流速为140L/min。

二、实施例12

1.措施井地质条件

实施例12的延A井位于陕北富县探区内，含气储层属于鄂尔多斯盆地早期沉积的下古生界奥陶系马家沟组，该储层为碳酸盐岩储层，主要由白云石和石灰石构成,储层属于Ⅱ、Ⅲ级，裂缝发育且非均质性严重。埋藏深度一般为3000m至3700m，温度95℃至120℃，地层压力30MPa至32MPa，压力梯度0.88MPa/100m至0.96MPa/100m。根据富古1井、富古3井和富古4井的岩心分析,储层粘土矿物主要包括伊利石、高岭石和蒙脱石，存在于基质和充填物中，成岩矿物有粉晶黄铁矿和泥晶方解石,有效孔隙度<6％,渗透率<0.1md。对于这类低渗气藏储层，国内外实践证明酸压是最常用而有效的增产措施。井况具体见表9。

由表9可以看出，层位为马五12，砂体井段为3963.0m至3966.5m，砂体厚度为3.5m，射孔段为3963.0m至3965.0m，射孔厚度为2m，电阻率为104.5Ω·m，声波时差为177.0μs/m，补偿密度为2.05g/cm³，孔隙度为4.2％，渗透率0.05md，含水饱和度为12％，电测解释为气层。

2.酸压内容

⑴低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的酸液与低阻增粘液体CO₂按变化比例20％至40％方式加入。

⑵酸压条件

实施例12的酸压条件见表10和表11。

由表10可以看出，超临界CO₂前置阶段液体CO₂用量为100m³，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段中液体CO₂用量为346m³，酸液量为150m³，酸液粘度为15mPa.s，缝长102m，半缝缝高为20.0m。

由表11可以看出，泵注排量为3.5m³/min，施工压力预测为55MPa，酸液与液体CO₂比例为20％至40％，液体CO₂粘度26.5mPa.s，超临界CO₂粘度为16mPa.s。

⑶低阻增粘液体CO₂与酸液的配制

低阻增粘液体CO₂：98.8％液体CO₂+1.2％APFR-2(现场现时混配)

酸液：20％盐酸+1％KML-HS缓蚀剂+0.35％CZJ-21酸液稠化剂+1％YL-103酸化助排剂+2.5％司盘80，余量为水(提前一天配好)

⑷施工过程中不同酸液比时酸液、液体CO₂与CO₂减阻增稠剂排量间的关系

实施例12的施工过程中不同酸液比时酸液、液体CO₂与CO₂减阻增稠剂排量间的关系见表12。

由表12可以看出，酸液占比为20％时，注液体CO₂量为100m³，注酸量为20m³，当泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量为2.4m³/min，酸液排量为0.6m³/min，APFR-2流速为29L/min，当泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量为3.2m³/min，酸液排量为0.8m³/min，APFR-2流速为38L/min，当泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量为4.0m³/min，酸液排量为1.0m³/min，APFR-2流速为48L/min；酸液占比为30％时，注液体CO₂量为133m³，注酸量为40m³，当泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量为2.1m³/min，酸液排量为0.9m³/min，APFR-2流速为25L/min，当泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量为2.8m³/min，酸液排量为1.2m³/min，APFR-2流速为34L/min，当泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量为3.5m³/min，酸液排量为1.5m³/min，APFR-2流速为42L/min；酸液占比为40％时，注液体CO₂量为75m³，注酸量为30m³，当泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量为1.8m³/min，酸液排量为1.2m³/min，APFR-2流速为22L/min，当泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量为2.4m³/min，酸液排量为1.6m³/min，APFR-2为29L/min，当泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量为3.0m³/min，酸液排量为2.0m³/min，APFR-2为36L/min；酸液占比为80％时，注液体CO₂量为38m³，注酸量为30m³，当泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量为0.6m³/min，酸液排量为2.4m³/min，APFR-2流速为7L/min，当泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量为0.8m³/min，酸液排量为3.2m³/min，APFR-2流速为10L/min，当泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量为1.0m³/min，酸液排量为4.0m³/min，APFR-2流速为12L/min；酸液占比为100％时，注液体CO₂量为0m³，注酸量为30m³，当泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量为0，酸液排量为3m³/min，APFR-2为0，当泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量为0，酸液排量为4m³/min，APFR-2为0，当泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量为0，酸液排量为5.0m³/min，APFR-2为0。

三、实施例13

1.措施井地质条件

实施例13的延B井位于陕北富县探区内，含气储层属于鄂尔多斯盆地早期沉积的下古生界奥陶系马家沟组，该储层为碳酸盐岩储层，主要由白云石和石灰石构成,储层属于Ⅱ、Ⅲ级，裂缝发育且非均质性严重。埋藏深度一般为3000m至3700m，温度95℃至120℃，地层压力30MPa至32MPa，压力梯度0.88MPa/100m至0.96MPa/100m。根据富古1井、富古3井和富古4井的岩心分析,储层粘土矿物主要包括伊利石、高岭石和蒙脱石，存在于基质和充填物中，成岩矿物有粉晶黄铁矿和泥晶方解石,有效孔隙度<6％,渗透率<0.1md。对于这类低渗气藏储层，国内外实践证明酸压是最常用而有效的增产措施。井况具体见表13。

由表13可以看出，层位为马五13，砂体井段为3921.0m至3928.0m，砂体厚度为7m，射孔段为3922.0m至3926.0m，射孔厚度为4m，电阻率为94.5Ω·m，声波时差为201.0μs/m，补偿密度为2.05g/cm³，孔隙度为5.7％，渗透率0.11md，含水饱和度为0％，电测解释为气层。

2.酸压内容

⑴低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段酸液与液体CO₂按3：7的比例进行固定比例非连续的方式施工。

⑵酸压条件

实施例13的酸压条件见表14、表15和表16。

由表14可以看出，超临界CO₂前置阶段液体CO₂用量为120m³，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段液体CO₂用量为281m³，酸液量为140m³，酸液粘度为10mPa.s，缝长96m，半缝缝高为18.5m。

由表15可以看出，泵注排量为4m³/min，施工压力预测为58MPa，酸液与液体CO₂比例为3：7，液体CO₂粘度12.5mPa.s，超临界CO₂粘度为9.6mPa.s。

由表16可以看出，超临界CO₂前置阶段液体CO₂为120m³，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的第一阶段，注入酸液30m³，注入液体CO₂70m³，然后注入液体CO₂10m³；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的第二阶段，注入酸液40m³，注入液体CO₂94m³，然后注入液体CO₂10m³；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的第三阶段，注入酸液50m³，注入液体CO₂117m³；低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段的第四阶段，注入酸液20m³，最后泵注13m³活性水，结束施工。

⑶低阻增粘液体CO₂与酸液的配制

低阻增粘液体CO₂：99.2％液体CO₂+0.8％APFR-2(现场现时混配)

酸液：20％盐酸+1％KML-HS缓蚀剂+0.2％CZJ-21酸液稠化剂+1％YL-103酸化助排剂+2.5％司盘80，余量为水(酸液提前一天配好)

⑷施工过程中固定酸液比时酸液、液体CO₂与CO₂减阻增稠剂排量间的关系

实施例13的施工过程中固定酸液比时酸液、液体CO₂与CO₂减阻增稠剂排量间的关系见表17。

由表17可以看出，酸液占比为30％时，注液体CO₂量为301m³，注酸量为140m³，当泵注排量为3m³/min时，液体CO₂排量为2.1m³/min，酸液排量为0.9m³/min，APFR-2流速为17L/min，当泵注排量为4m³/min时，液体CO₂排量为2.8m³/min，酸液排量为1.2m³/min，APFR-2流速为22L/min，当泵注排量为5m³/min时，液体CO₂排量为3.5m³/min，酸液排量为1.5m³/min，APFR-2流速为28L/min。

综上所述，本发明对低阻增粘液体CO₂与酸液两种液体粘度进行了粘度匹配，能够达到最大化的酸压效果，进行碳酸岩储层酸压，可减少水资源的消耗，对储层伤害小，对环境污染小，施工结束后，超临界CO₂变成气态快速排出，对碳酸岩气藏增产效果明显。

以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

表1

表2

表3

表4

表5

表6

表7

表8

表9

表10

表11

表12

表13

表14

表15

表16

表17

Claims (10)

1.一种准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于按照下述方法进行：第一步，低替阶段：使用活性水以0.3m³/min至0.5m³/min的泵注排量正顶替，直到套管井口见液为止；第二步，封隔器坐封阶段：待油套内充满液体后，以0.5m³/min至2.5m³/min的泵注排量坐封井筒内的封隔器；第三步，超临界CO₂前置阶段：由压裂车向地层泵注体积为50m³至500m³的液体CO₂，泵注排量为3m³/min至10m³/min；第四步，低阻增粘液体CO₂与酸液混合注入阶段：按照固定比例、变化比例或固定比例非连续中的一种形式向地层注入低阻增粘液体CO₂与酸液；第五步，顶替阶段：注入活性水，关井2h至6h后开井排液，酸压过程结束。

2.根据权利要求1所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于酸液粘度范围为1mPa.s至10mPa.s、11mPa.s至20mPa.s或21mPa.s至40mPa.s中的一种。

3.根据权利要求1或2所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于低阻增粘液体CO₂的液体粘度范围分三段与酸液粘度进行匹配，低阻增粘液体CO₂的粘度段I为0.02mPa.s至10mPa.s，与酸液粘度1mPa.s至10mPa.s匹配；低阻增粘液体CO₂的粘度段II为11mPa.s至20mPa.s，与酸液粘度11mPa.s至20mPa.s匹配；低阻增粘液体CO₂的粘度段III为21mPa.s至40mPa.s，与酸液粘度21mPa.s至40mPa.s匹配。

4.根据权利要求1或2或3所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于第四步中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合向地层注入时，酸液所占比例范围为10％至80％，每次注入后使用液体CO₂进行隔离。

5.根据权利要求1或2或3或4所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于第四步中，低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按变化比例混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％；低阻增粘液体CO₂与酸液在地面按固定比例非连续混合向地层注入时，酸液所占比例范围为20％至40％，每次注入后使用液体CO₂进行隔离。

6.根据权利要求1至5任意一项所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于低阻增粘液体CO₂由质量分数为75％至100％的液体CO₂、质量分数为0至15％的CO₂减阻增稠剂和质量分数为0至10％的增溶剂组成；酸液包括质量分数为10％至25％的盐酸或有机酸、质量分数为0.5％至2％的缓蚀剂、质量分数为1％至2％助排剂、质量分数为0至1％的酸液稠化剂和质量分数为0.5％至5％的司盘80，余量为水。

7.根据权利要求6所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于CO₂减阻增稠剂为长连脂肪酸、聚乙酸乙烯酯、聚氟烷基丙烯酸酯和氟化丙烯酸酯-苯乙烯-磺化苯乙烯中的一种以上；或/和，增溶剂为低分子醇类物质。

8.根据权利要求6或7所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于有机酸为甲酸或乙酸；或/和，缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂。

9.根据权利要求6所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于酸液稠化剂由丙烯酰胺单体与具有耐酸抗盐单体通过共聚而成，分子量为600万至1000万；或/和，助排剂为氟碳类助排剂。

10.根据权利要求1至9任意一项所述的准干法液态超临界CO₂酸压方法，其特征在于活性水是由质量分数为1％的氯化钾、质量分数为0.5％的助排剂和余量的水组成。