CN113356826A - 一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，依次包括以下步骤：（1）建立目标储层人工裂缝模型，计算得到储层中人工裂缝模型的平均缝宽，取平均缝宽的1/3作为支撑剂粒径的上限值D，测量支撑剂粒径为D时的安全加砂浓度R；（2）确定酸化压裂开启目标储层中天然裂缝的临界净压力提升值；（3）对目标储层进行加砂增压酸压施工。本发明基于缝洞型储层加砂后净压力快速提升的特点，通过动态调整泵注程序，实时优选方案，酸压后残酸与支撑剂一同运往裂缝远端，形成近端酸蚀支撑、远端支撑剂支撑，增强酸压波及范围内渗流通道的导流能力，提高缝洞型油气藏的开采效率，具有广阔的市场应用前景。

Description

一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法

技术领域

本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压工艺。

背景技术

酸压是高效开发碳酸盐岩储层最重要的增产措施之一，针对储渗空间的不同，制定适宜的增产工艺，有利于提高资源的开采效率和采出程度。缝洞型油藏的基质渗透率极低，一般不含油气，而溶蚀孔洞多沿弱面结构分布，通过一定手段诱导酸液沿天然裂缝滤失、开启并驱动天然裂缝扩展，进而增加酸蚀裂缝沟通的储集体数量，是决定缝洞型油气藏酸压施工效果好坏的重要因素，更是业内人士长久以来的研究重点。

目前，提高缝洞储集体沟通概率的方法有很多。例如：(1)采用暂堵酸压工艺，通过加入可降解纤维实现暂堵，迫使裂缝转向延伸，进而沟通更多缝洞储集体；(2)采用多级交替注入酸压工艺，通过设定恰当的工艺参数，提高酸蚀裂缝的有效长度，进而增大沟通井周储集体的效率；(3)基于常规酸压，结合特定工艺进行重复酸压，在提高裂缝长度、沟通人工裂缝两侧油气储集体的同时，优化渗流通道的导流能力及保持时间。虽然这些酸压工艺考虑了酸蚀裂缝导流能力的构建、裂缝远端扩展形态优化以及裂缝系统导流能力的时效性，但在开启溶蚀孔洞的弱面结构和通过酸液滤失驱动天然裂缝扩展等方面的作用效果有限，限制了酸压工艺对缝洞型油气藏的开发效果。因此，本发明提出了一种用于缝洞型储层的适度加砂增压酸压工艺，对实现油气藏高效低成本稳定开发具有重要意义。

发明内容

本发明的目的在于提供一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，该方法基于缝洞型储层加砂后净压力快速提升的特点，通过动态调整泵注程序，实时优选方案，高效沟通缝洞储集体，增强酸压波及范围内渗流通道的导流能力，有效提高缝洞型油气藏的开采效率，克服现有技术的缺陷和不足，具有广阔的市场应用前景。

为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。

一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，依次包括以下步骤：

(1)计算支撑剂粒径上限及其安全加砂浓度，过程如下：

①根据目标储层前期的压裂施工资料，确定该储层酸化压裂时的净压力P_S，所述净压力P_S为压裂液的流体压力与储层最小水平主应力的差值。

②建立目标储层人工裂缝模型，先从裂缝模型中心开始，沿缝高方向从上到下将模型下半部分离散为N个单元格，再计算净压力P_S影响下第i个单元格的缝宽N_i(其中i＝1,2,……,N)，最后将N个单元格的缝宽叠加求平均值，即可得到储层中人工裂缝模型的平均缝宽W(N)。将所述计算过程整合可得平均缝宽W(N)的计算公式，如式(1-1)～(1-4)所示(赵金洲,彭瑀,林啸,刘作磊,许文俊.考虑复杂应力分布的数值缝宽计算模型及其应用[J].石油学报,2016,37(07):914-920)：

式中W(N)——通过N次离散得到储层中人工裂缝模型的平均缝宽，m；

N——单元格的数目；

υ——泊松比，无量纲；

E——杨氏模量，MPa；

P_S——目标储层酸化压裂时的净压力，MPa；

l——人工裂缝模型的半高，m；

z_i——沿缝高方向，第i个单元中心位置到人工裂缝模型中心的距离，m；

b_i——沿缝高方向，第i个单元左边界位置到人工裂缝模型中心的距离，m；

c_i——沿缝高方向，第i个单元右边界位置到人工裂缝模型中心的距离，m。

计算出W(N)和W(N+1)，并代入式(1-5)进行验证。若不满足，则提高N，重新代入计算，直至验证成功，此时的W(N)，即为该储层中人工裂缝模型的平均缝宽。

根据大量实验数据以及现场应用案例，取储层中人工裂缝模型的平均缝宽W(N)的1/3作为支撑剂粒径的上限值D。

③使用与施工作业中相同的压裂液，向其中加入支撑剂后模拟携砂液在目标储层人工裂缝中的流动过程，测量支撑剂粒径为D时的安全加砂浓度R：当人工裂缝模型的平均缝宽与携砂液的流速固定时，逐步提高加砂浓度进行多次实验，记录刚出现脱砂现象时的数值，作为支撑剂最大粒径所对应的安全加砂浓度R。模拟过程中，裂缝模型的平均缝宽设定为W(N)，流速以施工作业中泵注携砂液的流速为准。

(2)确定酸化压裂开启目标储层中天然裂缝的临界净压力提升值ΔP(所述临界净压力提升值ΔP即目标储层中酸液流动至人工裂缝与天然裂缝相交的位置，刚好能开启天然裂缝时的临界净压力P，与步骤(1)中酸化压裂过程中净压力P_S之差)，过程如下：

①通过测井数据分析和岩心观察，获取目标储层中天然裂缝的倾角α以及该天然裂缝与人工裂缝的逼近角θ，以倾角α为横坐标、逼近角θ为纵坐标绘制目标储层中天然裂缝分布散点图，其中0°≤α≤90°，0°≤θ≤90°。

②以开启70％以上的天然裂缝为目标，优选出逼近角上限值和倾角下限值：以天然裂缝与人工裂缝的最大逼近角θ_max为逼近角最优上限值θ_m；从90°到0°逐渐降低倾角的下限值α_min，根据目标储层中天然裂缝分布散点图，计算出倾角α和逼近角θ在α_min≤α≤90°且0°≤θ≤θ_max范围内天然裂缝的占比，当占比等于70％时对应的α_min为倾角最优下限值α_m。

③根据前期岩石力学实验，确定目标储层中部位置的最大水平主应力、最小水平主应力以及垂向应力，并将结果对应作为目标储层中天然裂缝的最大水平主应力σ_x、最小水平主应力σ_y以及垂向应力σ_z。

④将σ_x、σ_y、σ_z和α_m、θ_m代入到天然裂缝法向正应力σ_n计算公式中(徐芝纶.弹性力学(上册)(第4版)[M].高等教育出版社,2006)，计算公式如式(1-6)～(1-9)所示。

l₂＝l₁ tanθ_m (1-7)

l₃＝cosα_m (1-8)

σ_n——天然裂缝法向正应力，MPa；

l₁、l₂、l₃——分别为天然裂缝面与天然裂缝最大水平主应力、最小水平主应力以及垂向应力的夹角余弦值，无量纲；

θ_m——目标储层中天然裂缝与人工裂缝的逼近角最优上限值，°；

α_m——目标储层中天然裂缝的倾角最优下限值，°；

σ_x——目标储层中天然裂缝内的最大水平主应力，MPa；

σ_y——目标储层中天然裂缝内的最小水平主应力，MPa；

σ_z——目标储层中天然裂缝内的垂向应力，MPa。

酸液会在渗滤的过程中破坏天然裂缝的胶结，只要目标储层酸化压裂时压裂液的流体压力大于天然裂缝法向正应力，就可开启储层中的天然裂缝，故开启目标储层天然裂缝的临界净压力P等于天然裂缝法向正应力σ_n与储层最小水平主应力σ_y之差，临界净压力提升值ΔP为P-P_S。

(3)对目标储层进行加砂增压酸压施工，过程如下：

①以3.0～4.5m³/min的排量向井筒中泵注压裂液，将井筒内液体全部挤入地层为止，具体排量结合现场施工经验，此步骤中压裂液的用量依此计算。

②以常规酸压排量向井筒中泵注压裂液，直至人工裂缝稳定延伸，记录压裂过程中人工裂缝稳定延伸时的井口压力A，压裂液用量具体结合井段长度和压裂情况而定。

③由步骤(1)可知：保证目标储层安全施工的支撑剂最大粒径为D，安全加砂浓度为R。将粒径为2D/3的支撑剂加入压裂液中，以R/3的加砂浓度配制携砂液。

④以常规酸压排量向井筒中泵注携砂液，用量与步骤②中压裂液相同；再以相同排量注入压裂液顶替携砂液，其用量为携砂液的1/2，记录顶替过程中的井口压力B。

⑤如果B-A≥ΔP，直接进行酸压施工；如果B-A<ΔP，保持支撑剂的粒径不变，提高加砂浓度至2R/3，重新配制携砂液，重复步骤④，记录顶替过程中的井口压力C。

⑥如果C-A≥ΔP，直接进行酸压施工；如果C-A<ΔP，保持支撑剂的粒径不变，提高加砂浓度至R，重新配制携砂液，并注入井筒之中，排量和用量与步骤④相同；泵注结束后，进行酸压施工。

所述酸压施工如下：先向井筒中泵注胶凝酸，排量为携砂液排量的110％～150％，用量为300～500m³，具体结合压开的天然裂缝长度和地面设备允许的最大值而定；再以常规酸压排量向井筒中泵注压裂液，将胶凝酸全部挤入地层为止，此步骤中压裂液的用量依此计算。

其中，常规酸压排量为4.2～14.5m³/min，压裂液、携砂液和胶凝酸的注入排量依此计算；所述压裂液体系为稠化剂APC-30+交联剂BPA+杀菌剂+粘土稳定剂+破乳剂+pH调节剂(薛俊杰,朱卓岩,欧阳坚,等.耐盐耐高温三元聚合物压裂液稠化剂的制备与性能评价[J].油田化学,2018,35(01):45-50+63)，加入支撑剂后可作为携砂液用于酸压施工。所述支撑剂类型的选用原则：当生产井垂深大于3000m时使用人工陶粒；垂深小于3000m时使用石英砂。所述胶凝酸体系为20％盐酸+1％SRAP-2+2.5％高温缓蚀剂SRAI-1+0.5％增效剂+1％酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1％酸压用破乳剂SRAD-1(穆代峰,贾文峰,姚奕明,等.胶凝酸与交联酸一体化耐高温缓速酸研究[J].钻井液与完井液,2019，201(05):111-115)。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明酸压施工用液为携砂液+胶凝酸，通过酸液腐蚀天然裂缝弱面中的胶结物，降低裂缝开启所需的泵注压力，进而降低砂堵风险，节约施工经费。此外，本发明不同于常规酸压工艺，充分考虑了酸液有效作用距离有限，酸蚀导流能力构建不足的缺陷，泵注流程采用动态调整的方式，酸岩反应结束后的残酸与支撑剂一同运往裂缝远端，形成近端酸蚀支撑+远端支撑剂支撑，能够有效避免纤维暂堵导致酸液不能继续向前流动和纤维堵塞部位导流能力构建不足的问题，具有酸液利用效率高、增压程度可控、瓶颈位置导流能力优异和经济效益高的特点，有利于缝洞发育不良的低品位缝洞型油藏稳定高效开发。

附图说明

图1为α、θ坐标轴下目标储层天然裂缝的分布散点图。

图2为泵注流程动态调整图。

图3为不同酸压措施下生产井的导流能力。

图4为X井酸压生产曲线。

具体实施方式

下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解。但技术人员应该注意本发明的适用范围并不局限于具体实施方法，只要所遇变化在所附的权利要求限定和本发明确定的精神和范围内，皆在本发明的保护之列。

实施例1

西北地区某一缝洞型油藏进行开发时，某区块的缝洞发育情况较差，经过常规酸压施工后，仍有大量天然裂缝的弱面未被开启，压后生产数据显示井筒内液面下降快，展现出了明显的供液不足特征。根据前期岩石力学实验和酸压施工情况，确定目标储层(垂直深度范围为6321～6349m)中部位置6330m处对应的最大水平主应力、最小水平主应力以及垂向应力，作为该储层中天然裂缝的最大水平主应力σ_x、最小水平主应力σ_y以及垂向应力σ_z，分别是129.8MPa、93.7MPa、158.2MPa。根据工区的施工数据和试验参数，获取X井目标储层中人工裂缝模型平均宽度计算公式的相关参数，如表1所示：

表1 X井目标储层人工裂缝模型平均宽度计算参数表

代入公式中计算可得目标储层中人工裂缝模型的平均缝宽为1.15mm，支撑剂粒径选用的最大规格为40目，因为储层深度远大于3000m，故支撑剂使用人工陶粒，并通过室内实验计算40目陶粒的安全加砂浓度为8.7％。根据测井数据分析和岩心观察结果，以天然裂缝的倾角α为横坐标、逼近角θ为纵坐标绘制出目标储层中天然裂缝的分布散点图，如图1所示。由图1可知，在目标储层中，当θ_m＝θ_max＝30°、α_m＝α_min＝70°时，倾角α和逼近角θ满足α_m≤α≤90°且0°≤θ≤θ_m的天然裂缝数量，占全部天然裂缝数量的70％。再结合储层中天然裂缝内的σ_x、σ_y、σ_z可计算出天然裂缝法向正应力σ_n为125.1MPa，进而计算出其与最小水平主应力之差，即开启该储层天然裂缝的临界净压力P为31.4MPa，则临界净压力提升值ΔP为17MPa。图2为泵注流程动态调整图。压裂液顶替井筒内液体的过程中，泵注排量为2.6m³/min，用量为28m³；其他过程中排量均为5m³/min，用量之和为232m³，故整个泵注过程压裂液用量为260m³。当选取粒径为40/60目陶粒，加砂比为5.8％时，净压力提升值为18.1MPa，大于17MPa，开始酸压施工。整个泵注过程中所用携砂液200m³，泵注排量为5m³/min；胶凝酸420m³，泵注排量为5.5m³/min。图3为不同酸压方式下生产井导流能力和压力随缝长变化的示意图。从图3中可以发现，加砂增压酸压工艺是先泵注携砂液开启裂缝，再泵注胶凝酸刻蚀裂缝壁面，从而在近端形成酸蚀渗流通道，远端形成支撑渗流通道，提升了渗流通道瓶颈位置的导流能力。除此之外，采用本发明的设计方案能够有效提升酸液沿弱面结构的滤失，推动天然裂缝的扩展，充分优化储层裂缝网络的布局，进而增加了酸蚀裂缝沟通的储集体数量。图4为X井酸压生产曲线。从图4中可以看到，X井施工初期最高日产量为26.1t，第一年平均日产量为15.1t，第二年平均日产量为11.3t。而临近X井的其他生产井，在采用传统方法设计施工后由于天然裂缝开启较少，未能有效沟通油气储集体，其最大日产量为6.3t；且由于酸蚀裂缝远端的导流能力构建不足，综合因素下使得日产量衰减速度较快，导致施工三个月后的日产量为0.8t。可见本发明有效开启了天然裂缝的弱面，优化了裂缝网络的分布情况，增大了油气储集体的沟通面积，还提高了渗流通道瓶颈位置的导流能力，从而显著提高了低品位缝洞型油藏区域酸压井的产能。

Claims (7)

1.一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，依次包括以下步骤：

(1)计算支撑剂粒径上限及其安全加砂浓度，过程如下：

①根据目标储层前期的压裂施工资料，确定该储层酸化压裂时的净压力P_S；

②建立目标储层人工裂缝模型，先从裂缝模型中心开始，沿缝高方向从上到下将模型下半部分离散为N个单元格，再计算净压力P_S影响下第i个单元格的缝宽N_i(其中i＝1,2,……,N)，最后将N个单元格的缝宽叠加求平均值，计算得到储层中人工裂缝模型的平均缝宽W(N)：

式中W(N)——通过N次离散得到储层中人工裂缝模型的平均缝宽，m；

N——单元格的数目；

υ——泊松比，无量纲；

E——杨氏模量，MPa；

P_S——目标储层酸化压裂时的净压力，MPa；

l——人工裂缝模型的半高，m；

z_i——沿缝高方向，第i个单元中心位置到人工裂缝模型中心的距离，m；

b_i——沿缝高方向，第i个单元左边界位置到人工裂缝模型中心的距离，m；

c_i——沿缝高方向，第i个单元右边界位置到人工裂缝模型中心的距离，m；

取储层中人工裂缝模型的平均缝宽W(N)的1/3作为支撑剂粒径的上限值D；

③使用与施工作业中相同的压裂液，加入支撑剂后模拟携砂液在目标储层人工裂缝中的流动过程，测量支撑剂粒径为D时的安全加砂浓度R；

(2)确定酸化压裂开启目标储层中天然裂缝的临界净压力提升值ΔP，过程如下：

①获取目标储层中天然裂缝的倾角α以及该天然裂缝与人工裂缝的逼近角θ，以倾角α为横坐标、逼近角θ为纵坐标绘制目标储层中天然裂缝分布散点图，其中0°≤α≤90°，0°≤θ≤90°；

②以天然裂缝与人工裂缝的最大逼近角θ_max为逼近角最优上限值θ_m；从90°到0°逐渐降低倾角的下限值α_min，根据目标储层中天然裂缝分布散点图，计算出倾角α和逼近角θ在α_min≤α≤90°且0°≤θ≤θ_max范围内天然裂缝的占比，当占比等于70％时对应的α_min为倾角最优下限值α_m；

③确定目标储层中部位置的最大水平主应力、最小水平主应力以及垂向应力，作为目标储层中天然裂缝的最大水平主应力σ_x、最小水平主应力σ_y以及垂向应力σ_z；

④根据下式计算天然裂缝的法向正应力σ_n：

l₂＝l₁ tanθ_m

l₃＝cosα_m

开启目标储层天然裂缝的临界净压力P等于天然裂缝法向正应力σ_n与最小水平主应力σ_y之差，临界净压力提升值ΔP为P-P_S；

(3)对目标储层进行加砂增压酸压施工，过程如下：

①以3.0～4.5m³/min的排量向井筒中泵注压裂液，将井筒内液体全部挤入地层为止；

②以常规酸压排量向井筒中泵注压裂液，直至人工裂缝稳定延伸，记录压裂过程中人工裂缝稳定延伸时的井口压力A；

③将粒径为2D/3的支撑剂加入压裂液中，以R/3的加砂浓度配制携砂液；

④以常规酸压排量向井筒中泵注携砂液，用量与步骤②中压裂液相同；再以相同排量注入压裂液顶替携砂液，其用量为携砂液的1/2，记录顶替过程中的井口压力B；

⑤如果B-A≥ΔP，直接进行酸压施工；如果B-A<ΔP，保持支撑剂的粒径不变，提高加砂浓度至2R/3，重新配制携砂液，重复步骤④，记录顶替过程中的井口压力C；

⑥如果C-A≥ΔP，直接进行酸压施工；如果C-A<ΔP，保持支撑剂的粒径不变，提高加砂浓度至R，重新配制携砂液，并注入井筒之中，排量和用量与步骤④相同；泵注结束后，进行酸压施工。

2.如权利要求1所述的一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，其特征在于，所述步骤(1)中，目标储层酸化压裂时的净压力P_S为压裂液的流体压力与储层最小水平主应力的差值。

3.如权利要求1所述的一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，其特征在于，所述步骤(1)中，计算储层中人工裂缝模型的平均缝宽时，计算出W(N)和W(N+1)，代入下式进行验证，若不满足，则提高N重新计算，直至验证成功，此时的W(N)，即为该储层中人工裂缝模型的平均缝宽：

4.如权利要求1所述的一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，其特征在于，所述步骤(1)中，测量支撑剂粒径为D时的安全加砂浓度R，过程如下：当人工裂缝模型的平均缝宽与携砂液的流速固定时，逐步提高加砂浓度，刚出现脱砂现象时的数值，即为支撑剂最大粒径所对应的安全加砂浓度R。

5.如权利要求1所述的一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，其特征在于，所述步骤(3)中，酸压施工过程如下：先向井筒中泵注胶凝酸，排量为携砂液排量的110％～150％，用量为300～500m³；再以常规酸压排量向井筒中泵注压裂液，将胶凝酸全部挤入地层为止。

6.如权利要求1所述的一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，其特征在于，所述步骤(3)中，常规酸压排量为4.2～14.5m³/min。

7.如权利要求1所述的一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法，其特征在于，所述步骤(3)中，支撑剂类型的选用原则为：当生产井垂深大于3000m时使用人工陶粒；垂深小于3000m时使用石英砂。

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