CN113818854B - 一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 - Google Patents
一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113818854B CN113818854B CN202010558667.9A CN202010558667A CN113818854B CN 113818854 B CN113818854 B CN 113818854B CN 202010558667 A CN202010558667 A CN 202010558667A CN 113818854 B CN113818854 B CN 113818854B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- low
- slick water
- viscosity
- friction
- acid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 117
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 24
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 125
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 82
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 70
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 47
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 49
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 39
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 10
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 7
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
- E21B43/283—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent in association with a fracturing process
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用。所述方法包括：首先注入低黏低摩阻中性滑溜水造缝，然后注入低黏低摩阻强酸性滑溜水刻蚀已形成裂缝，逐步提高排量循环注入中性滑溜水与酸性滑溜水，逐步扩大酸液的溶蚀范围和缝宽后，从小到大加入不同粒径的自悬浮支撑剂支撑已形成的主裂缝、支裂缝微裂缝系统，最后进行顶替作业。本发明的方法可以有效的提高施工排量和裂缝内净压力，增大酸液的改造范围和溶蚀宽度，有利于自悬浮支撑剂的加入，提高超深层条件下的多类型酸蚀裂缝的导流能力，保持生产的稳定性和长期性。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，进一步地说，是涉及一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用。
背景技术
目前，超深碳酸盐岩被发现和投入开发的比例逐渐增加，如塔里木盆地的顺北油田，垂深一般超过7300m，部分井层垂深甚至接近9000m。随着垂深的增加，给酸压改造带来了如下挑战：1)井筒沿程摩阻增加，注入排量降低，影响造缝能力；2)闭合应力及杨氏模量等都大幅度增加，导致造缝宽度降低，使酸液或压裂液进缝阻力增大，造缝能力进一步降低。也因此导致面容比增大，酸岩反应速度加快及有效酸蚀缝长的降低；3)岩石的强度及塑性增强，裂缝起裂与延伸难度增大；4)闭合应力增大主要导致裂缝导流能力低及递减快。国外研究认为当闭合应力超过6000psi后，酸蚀裂缝的导流能力已难以有效保持，需要进行水力加砂压裂来提高裂缝的导流能力。但当垂深接近9000m后(国外一般不到7000m)，即使采用加砂压裂，难度也极大，极易导致早期的砂堵现象。
以往在超深碳酸盐岩储层酸压方面主要采用酸液和压裂液加重的方式，以及换用140型压裂井口，可以促使排量的提升及造缝能力的增强，但一来施工成本大幅度增加，难以大面积推广应用，二来，导流能力在超高闭合应力下递减快的趋势仍没有得到根本性改变。
中国专利CNCN104975840A涉及用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，包括下述工序：1)通过油管向地层中注入滑溜水；2)通过油管向地层中注入非交联压裂液；3)通过油管向地层中注入自生酸体系；4)通过油管向地层中低排量注入胶凝酸体系；5)通过油管向地层中注入滑溜水；其中，工序1)、2)、3)、4)、5)所注入的液体占注入地层总液体的体积比例分别为：工序1)中所述滑溜水占3-10％，工序2)中所述非交联压裂液占40～60％，工序3)中所述自生酸体系占30～50％，工序4)中所述胶凝酸体系占3～10％，工序5)中所述滑溜水的体积比例为3～15％，其中体积单位均为m3。
文献《复合酸压工艺技术在塔河油田的研究与应用》(天然气勘探与开发2010年)针对塔河油田碳酸盐岩酸压改造过程中存在的难点,提出了复合酸压技术的解决方法，包括不同酸液的复合酸压施工；酸压与水力加砂压裂的复合施工；高能气体压裂与酸压的复合施工。
文献《塔河油田超大规模复合酸压技术》(石油钻探技术2011年)结合以往压裂施工的经验，在塔河油田试验应用了“大前置液+变黏酸体系+胶凝酸+支撑剂单级或多级泵注体系”的超大规模复合酸压技术，以有效提高酸蚀裂缝穿透距离和有效裂缝缝长，确保有效沟通井筒周围的有利储集体和压后裂缝的导流能力。
文献《碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术研究与应用》(山东师范大学2009年)利用新开发的稠化酸体系，进行的酸蚀裂缝导流能力试验和酸岩反应动力学试验，得到了酸液浓度和稠化剂浓度对酸岩反应的影响规律，为酸压数值模拟奠定了基础，对深层、高温碳酸盐岩潜山油藏的复酸压改造效果的提高，具有较大的实用意义。
以上专利和文献虽然有了一些改进，但是施工成本高、导流能力在超高闭合应力下递减快的问题仍没有得到根本性改变。
因此，需要研究提出一种新的复合酸压技术，以解决上述问题的局限性。
发明内容
为解决现有技术出现的问题，本发明提供了一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用。利用滑溜水粘度低及摩阻低的特性，可以在超深层还具有较高的排量，通过多次交替注入低黏低摩阻的中性滑溜水与低黏低摩阻酸性滑溜水，不断的溶蚀碳酸盐岩储层并扩展天然裂缝，在造缝过程中产生众多的与主裂缝沟通的支裂缝及微裂缝系统，有理由后继自悬浮支撑剂的注入，从而提高超深层的复合导流能力。
本发明在超深碳酸盐岩储层关键参数评估的基础上，配置好降阻率80％的低粘度中性滑溜水和酸性滑溜水，首先注入低黏低摩阻中性滑溜水造缝，然后注入低黏低摩阻强酸性滑溜水刻蚀已形成裂缝。逐步提高排量循环注入中性滑溜水与酸性滑溜水，逐步扩大酸液的溶蚀范围和缝宽后，从小到大加入不同粒径的自悬浮支撑剂支撑已形成的主裂缝、支裂缝微裂缝系统，最后进行顶替作业。
本发明的目的之一是提供一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法。
包括：
首先注入低黏低摩阻中性滑溜水造缝，然后注入低黏低摩阻强酸性滑溜水刻蚀已形成裂缝，逐步提高排量循环注入中性滑溜水与酸性滑溜水，逐步扩大酸液的溶蚀范围和缝宽后，从小到大加入不同粒径的自悬浮支撑剂支撑已形成的主裂缝、支裂缝微裂缝系统，最后进行顶替作业。
本发明的方法包括：
(1)超深碳酸盐岩储层关键参数评估；
(2)裂缝参数及酸压/压裂施工参数优化；
(3)低黏低摩阻中性滑溜水制备；
(4)低黏低摩阻强酸性滑溜水制备；
(5)低黏低摩阻中性滑溜水造缝施工；
(6)低黏低摩阻强酸性滑溜水注入施工；
(7)第二个循环注入阶段施工；
(8)第三个循环注入阶段施工；
(9)低黏低摩阻滑溜水携带120-150目自悬浮支撑剂施工；
(10)低黏低摩阻中性滑溜水携带40-60目自悬浮支撑剂注入施工；
(11)顶替作业；
(12)其它段的施工：重复步骤5)-步骤11)，直到将所有段施工完成。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(3)，低黏低摩阻中性滑溜水的黏度为1-3mPa.s，降阻率在80％以上。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(4)，低黏低摩阻强酸性滑溜水的黏度为1-3mPa.s，降阻率在80％以上，对碳酸盐岩的酸岩溶蚀率在80％以上。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(5)，低黏低摩阻中性滑溜水的体积为50-150m3；采用变排量施工，开始采用最大排量40％，注入体积为该步骤低黏低摩阻中性滑溜水体积的20-30％；然后将排量提高到最大排量的60％，注入体积为该步骤低黏低摩阻中性滑溜水体积的20-30％；然后提高到最大排量，直到将该段剩余的低黏低摩阻中性滑溜水注入完成。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(6)，低黏低摩阻强酸性滑溜水的体积为50-150m3，
排量为最大排量的50-60％。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(7)，低黏低摩阻中性滑溜水、低黏低摩阻强酸性滑溜水交替施工；
低黏低摩阻中性滑溜水的液量为50-150m3；排量为施工限压下的最大值；
低黏低摩阻强酸性滑溜水液量为50-150m3，排量比步骤(6)的排量提高20-30％。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(8)，低黏低摩阻中性滑溜水、低黏低摩阻强酸性滑溜水交替施工；步骤(8)中的低黏低摩阻强酸性滑溜水的排量比同步骤(7)提高20-30％；其余同步骤(7)。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(9)，砂液比为2-4-6-8-10％，每个砂液比的体积为30-50m3；
排量为最大排量的60％-95％；
确保井口压力上升速度小于1MPa/min。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(10)，砂液比为8-11-14-17-20％，每个砂液比的体积为30-70m3，排量取井口限压下的最大值；
确保井口压力上升速度小于1MPa/min。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述步骤(11)，取当段井筒容积的100％进行顶替；
顶替液为低黏低摩阻中性滑溜水，排量取井口限压下的最大值。
本发明的目的之二是提供一种本发明目的之一所述的方法在石油开采中的应用。
本发明的技术思路:
1)采用低黏低摩阻的中性滑溜水与低黏低摩阻强酸性滑溜水交替注入的施工方式，且先注入中性的滑溜水后注入强酸性滑溜水，以此顺序依次顺序注入多个滑溜水与强酸性滑溜水。主要原理在于，先注入低黏低摩阻的中性滑溜水，可以利用中性滑溜水的低摩阻特性提高注入排量(常规压裂液及酸液的摩阻相对较高，导致注入的排量降低)。中性滑溜水的低黏特性还可降低破裂压力，并利于沟通延伸小微尺度的裂缝系统，也有利于在造缝过程中产生众多的与主裂缝沟通的支裂缝及微裂缝系统。同时还具有降温作用，利于后续的强酸性滑溜水向更远的裂缝深部进行运移和就地刻蚀；然后注入同样是低黏低摩阻的强酸性滑溜水，因黏度与摩阻特性与前期的中性滑溜水基本相当，因此，基本上可保持活塞式推进效果，利于强酸性滑溜水沿先前中性滑溜水流经的通道进行酸岩反应刻蚀，两个裂缝面上溶蚀掉的岩石会进一步加大裂缝的动态宽度。裂缝动态宽度增加后，后续另一个循环阶段注入的中性滑溜水的进缝摩阻会进一步降低，因此，后一个循环注入的中性滑溜水阶段可乘势适当提高注入排量，排量提高后的造缝能力肯定会因此增加。接着的强酸性滑溜水可相应也提高些注入排量，则该阶段酸液运移到裂缝深部的距离也会相应增加。由于裂缝动态宽度的增加，面容比也降低，也会因此提高该阶段酸液的有效酸蚀缝长。
总之，随着施工时间的增加，裂缝整体的动态宽度也会逐渐增加，因此，后续循环注入阶段的排量应是逐步增加的，即使每个循环阶段注入的中性滑溜水及强酸性滑溜水体积相当，其造缝能力及有效酸蚀长度都是逐渐增加的(裂缝温度场的降低也会加剧这一效应)。
2)考虑到注入的每个阶段的低黏度酸液已将整个裂缝面溶蚀了相当的岩石量，裂缝宽度大幅度增加，因此，在最后的加砂阶段，则尽可能增加施工排量。且考虑进行小粒径自悬浮支撑剂注入。自悬浮支撑剂因包裹一层或多层高分子聚合物，裂缝闭合后可分散一部分应力的作用，可以由此提高裂缝的导流能力。同时因悬浮性好，可避免高砂液比条件下的砂堵迹象。砂液比提高后可以加大支撑剂加入的量，同样都可提高裂缝的导流能力。
此外，为了进一步提高裂缝的导流能力，支撑剂的粒径分布范围适当缩小，采用120-150目及40-60目。
本发明的一种优选的实施方式如下：
(1)超深碳酸盐岩储层关键参数评估：主要包括物性、岩石力学、地应力、天然裂缝形状等。可综合应用测井、目的层岩心模拟储层条件下的测试分析及邻井酸压施工资料分析等。
(2)裂缝参数及酸压/压裂施工参数优化：应用措施井产量预测常用的商业模拟软件eclipse，模拟不同缝长、导流能力、缝间距下的产量动态，找出产量相对最大对应的裂缝参数即可最佳值；在此基础上，结合压裂/酸压设计常用的商业模拟软件stimplan、gofher等，模拟要获得最佳裂缝参数对应的施工参数组合如注入模式(不同液体的注入顺序)、液量、黏度、排量、砂液比等为最佳施工参数。
(3)低黏低摩阻中性滑溜水制备：由步骤2)优化确定的黏度数据，一般为1-3mPa.s，为最大限度增加超深井复合酸压的注入排量，该滑溜水的降阻率应在80％以上。其它助剂(粘度稳定剂、助排剂等)的配方调整以目的层岩心及地下流体的配伍性为基础，最终配置的滑溜水的降阻率满足在80％以上。
(4)低黏低摩阻强酸性滑溜水制备：黏度及降阻率要求同步骤3)的中性滑溜水，至于盐酸的浓度选择，以目的层岩心酸溶蚀率为基础，对碳酸盐岩而言，酸岩溶蚀率应在80％以上，且温度以裂缝内不同时间的温度场模拟为基础。考虑到裂缝内的温度随时间的增加逐渐降低，为方便起见，可以裂缝内最低的温度为基础，在此低温下的酸岩溶蚀率如能达80％以上，则其它时间的酸岩溶蚀率更有把握确保在80％以上。
(5)低黏低摩阻中性滑溜水造缝施工：基于步骤2)的施工参数优化结果，采用步骤3)制备的中性滑溜水，一般采用50-150m3的体积，为了降低破裂压力，采用变排量施工策略(如开始就以最大可能的排量注入，则破裂压力可能相当高)，开始取预计的最大排量的40％，20-30％的设计体积注入结束后，再将排量提高到60％，该段体积占比仍是20-30％，之后换用可能的最大排量，直到将该段剩余的滑溜水注入完成。
(6)低黏低摩阻强酸性滑溜水注入施工：采用步骤4)制备的强酸性滑溜水，体积也为50-150m3，为了增加酸岩接触的时间，排量可取为步骤5)中最大排量的50-60％。
(7)第二个循环注入阶段施工：重复步骤5)-步骤6)，但在步骤5)的变排量施工模式变为一直以最大的排量注入施工，步骤6)中酸液排量提高20-30％。
(8)第三个循环注入阶段施工:低黏低摩阻中性滑溜水、低黏低摩阻强酸性滑溜水交替施工；步骤(8)中的低黏低摩阻强酸性滑溜水的排量比同步骤(7)提高20-30％；其余同步骤(7)。
(9)低黏低摩阻滑溜水携带120-150目自悬浮支撑剂施工:采用步骤3)制备的低黏度低摩阻中性滑溜水，携带120-150目自悬浮支撑剂注入，采用中低砂液比连续注入模式，砂液比一般为2-4-6-8-10％，每个砂液比的体积一般为30-50m3。如果井口施工压力上升速度超过1MPa/min，则及时调整砂液比及每个砂液比的液量，确保井口压力上升速度小于上述极限值。
(10)低黏低摩阻中性滑溜水携带40-60目自悬浮支撑剂注入施工:采用步骤3)制备的中性滑溜水，携带40-60目自悬浮支撑剂。采用连续加砂模式，砂液比一般为8-11-14-17-20％，每个砂液比的体积一般为30-70m3，排量取井口限压下的最大值。同样地，如井口施工压力上升速度大于1MPa/min，及时调节砂液比及各砂液比的体积。
(11)顶替作业:由于采用了自悬浮支撑剂，不担心水平井筒的沉砂效应。可采用等量的顶替策略，即取当段井筒容积的100％。顶替液仍采用步骤3)制备的低黏低摩阻中性滑溜水，排量取井口限压下的最大值。
(12)其它段的施工，重复步骤5)-步骤11)，直到将所有段施工完为止。
(13)复合酸压后的返排、测试及正常生产等，参照常规流程及参数执行。
发明的效果
本发明提出一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法，可以有效的提高施工排量和裂缝内净压力，增大酸液的改造范围和溶蚀宽度，有利于自悬浮支撑剂的加入，提高超深层条件下的多类型酸蚀裂缝的导流能力，保持生产的稳定性和长期性。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
实施例1
某深层碳酸盐岩储层，井深7640米，储层温度为164℃，可以通过本发明所提供的方法进行施工。根据本发明所提供的方法，储层最小水平应力为137MPa。该井采用耐压140MPa井口，通过压裂模拟计算优化出该井中性滑溜水液量为880m3，酸性滑溜水用量为400m3，加砂砂比上限为18％，施工最大排量为13m3/min。然后配置好粘度为3mPa.s的中性滑溜水，降阻率为80％，；酸性滑溜水的酸浓度为5％-10％，粘度为3mPa.s，降阻率为80％，溶蚀率为92％。
(1)用5-8-13m3/min的排量注入中性滑溜水120m3；(5m3/min的排量注入30m3，8m3/min的排量注入30m3，13m3/min的排量注入60m3)
(2)用8m3/min的排量注入酸性滑溜水100m3。
(3)用13m3/min的排量注入中性滑溜水150m3，然后用10m3/min的排量注入酸性滑溜水120m3。
(4)用12m3/min的排量注入中性滑溜水200m3，然后用12m3/min的排量注入酸性滑溜水180m3。
(5)用12m3/min的排量注入中性滑溜水，携带120-150目自悬浮支撑剂注入，采用中低砂液比连续注入模式，砂液比为2-4-6-8％，每段注入量为40m3。
(6)然后用11m3/min的排量注入用中性滑溜水，携带40-60目自悬浮支撑剂注入，砂液比为8-12-14-16-18％，每段注入量为50m3，
(7)最后用71m3的中性滑溜水进行顶替。
(8)其它段的施工，重复步骤1)-步骤7)，直到将所有段施工完为止.
该井压后测试产量为113.6t/d，比临井产量提高53％。
实施例2
某深层碳酸盐岩储层，井深7238米，储层温度为157℃，可以通过本发明所提供的方法进行施工。根据本发明所提供的方法，储层最小水平应力为133MPa。该井采用耐压140MPa井口，通过压裂模拟计算优化出该井中性滑溜水液量为1000m3，酸性滑溜水用量为460m3，加砂砂比上限为20％，施工最大排量为14m3/min。然后配置好粘度为1mPa.s的中性滑溜水，降阻率为80％，；酸性滑溜水的酸浓度为5％-10％，粘度为3mPa.s，降阻率为80％，溶蚀率为94.7％。
(1)用5.5-7-14m3/min的排量注入中性滑溜水140m3；(5.5m3/min的排量注入30m3，8m3/min的排量注入35m3，13m3/min的排量注入75m3)
(2)用7m3/min的排量注入酸性滑溜水120m3。
(3)用14m3/min的排量注入中性滑溜水160m3，然后用10m3/min的排量注入酸性滑溜水140m3。
(4)用14m3/min的排量注入中性滑溜水240m3，然后用12m3/min的排量注入酸性滑溜水200m3。
(5)用13m3/min的排量注入中性滑溜水，携带120-150目自悬浮支撑剂注入，采用中低砂液比连续注入模式，砂液比为2-4-6-8％，每段注入量为40m3。
(6)然后用12m3/min的排量注入用中性滑溜水，携带40-60目自悬浮支撑剂注入，砂液比为8-12-14-16-18-20％，每段注入量为50m3。
(7)最后用68m3的中性滑溜水进行顶替。
(8)其它段的施工，重复步骤1)-步骤7)，直到将所有段施工完为止.
该井压后测试产量为89.7t/d，比临井产量提高46.4％。
对比例
A1井位于塔里木盆地，深度为7314米，储层温度为165℃。该井采用常规酸压工艺技术，采用105MPa耐压井口+3寸半管柱，施工排量最大为6.8m3/min。该井采用加重后密度为1.1g/cm3的压裂液进行前置造缝，注入压裂液350m3，注入高粘度交联酸300m3，压后日产量为59.7t/d。
Claims (7)
1.一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法，其特征在于所述方法包括：
首先注入低黏低摩阻中性滑溜水造缝，然后注入低黏低摩阻强酸性滑溜水刻蚀已形成裂缝，逐步提高排量循环注入中性滑溜水与强酸性滑溜水，逐步扩大酸液的溶蚀范围和缝宽后，从小到大加入不同粒径的自悬浮支撑剂支撑已形成的主裂缝、支裂缝微裂缝系统，最后进行顶替作业；
其特征在于所述方法包括步骤：
（1）超深碳酸盐岩储层关键参数评估；
（2）裂缝参数及酸压/压裂施工参数优化；
（3）低黏低摩阻中性滑溜水制备；
低黏低摩阻中性滑溜水的黏度为 1-3mPa.s，降阻率在80%以上；
（4）低黏低摩阻强酸性滑溜水制备；
低黏低摩阻强酸性滑溜水的黏度为 1-3mPa.s，降阻率在80%以上，对碳酸盐岩的酸岩溶蚀率在80%以上；
（5）低黏低摩阻中性滑溜水造缝施工；
（6）低黏低摩阻强酸性滑溜水注入施工；
（7）第二个循环注入阶段施工；
低黏低摩阻中性滑溜水、低黏低摩阻强酸性滑溜水交替施工；
低黏低摩阻中性滑溜水的液量为50-150m3；排量为施工限压下的最大值；和/或，
低黏低摩阻强酸性滑溜水液量为50-150m3，排量比步骤（6）的排量提高20-30%；
（8）第三个循环注入阶段施工；
低黏低摩阻中性滑溜水、低黏低摩阻强酸性滑溜水交替施工； 步骤（8）中的低黏低摩阻强酸性滑溜水的排量比步骤(7) 提高20-30%；其余同步骤（7）；
（9）低黏低摩阻中性滑溜水携带120-150目自悬浮支撑剂施工；
（10）低黏低摩阻中性滑溜水携带40-60目自悬浮支撑剂注入施工；
（11）顶替作业；
（12）其它段的施工：重复步骤5）-步骤11），直到将所有段施工完成。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
所述步骤（5），低黏低摩阻中性滑溜水的体积为50-150m3； 采用变排量施工，开始采用最大排量40%，注入体积为该步骤低黏低摩阻中性滑溜水体积的20-30%；然后将排量提高到最大排量的60%，注入体积为该步骤低黏低摩阻中性滑溜水体积的20-30%； 然后提高到最大排量，直到将该段剩余的低黏低摩阻中性滑溜水注入完成。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
所述步骤（6），低黏低摩阻强酸性滑溜水的体积为50-150m3，和/或，
排量为最大排量的50-60%。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
所述步骤（9），砂液比为2-4-6-8-10%，每个砂液比的体积为30-50m3；和/或，
排量为最大排量的60%-95%；
确保井口压力上升速度小于1MPa/min。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
所述步骤（10），砂液比为8-11-14-17-20%，每个砂液比的体积为30-70m3，
和/或，
排量取井口限压下的最大值；
确保井口压力上升速度小于1MPa/min。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
所述步骤（11），取当段井筒容积的100%进行顶替；和/或，
顶替液为低黏低摩阻中性滑溜水，排量取井口限压下的最大值。
7.一种如权利要求1~6之一所述的方法在石油开采中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010558667.9A CN113818854B (zh) | 2020-06-18 | 2020-06-18 | 一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010558667.9A CN113818854B (zh) | 2020-06-18 | 2020-06-18 | 一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113818854A CN113818854A (zh) | 2021-12-21 |
| CN113818854B true CN113818854B (zh) | 2023-08-08 |
Family
ID=78911707
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010558667.9A Active CN113818854B (zh) | 2020-06-18 | 2020-06-18 | 一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113818854B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117347578A (zh) * | 2023-10-10 | 2024-01-05 | 重庆地质矿产研究院 | 一种滑溜水参数的快速在线检测方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6749022B1 (en) * | 2002-10-17 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture stimulation process for carbonate reservoirs |
| CN105257272A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 |
| CN109751035A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气藏压裂加砂方法 |
| CN109958427A (zh) * | 2017-12-22 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种改善有效支撑剖面的压裂方法 |
| CN110344799A (zh) * | 2018-04-02 | 2019-10-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 |
| CN110630239A (zh) * | 2018-06-21 | 2019-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩地层多注酸系统的酸压方法 |
-
2020
- 2020-06-18 CN CN202010558667.9A patent/CN113818854B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6749022B1 (en) * | 2002-10-17 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture stimulation process for carbonate reservoirs |
| CN105257272A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 |
| CN109751035A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气藏压裂加砂方法 |
| CN109958427A (zh) * | 2017-12-22 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种改善有效支撑剖面的压裂方法 |
| CN110344799A (zh) * | 2018-04-02 | 2019-10-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 |
| CN110630239A (zh) * | 2018-06-21 | 2019-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩地层多注酸系统的酸压方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113818854A (zh) | 2021-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110608024B (zh) | 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| CN107965306B (zh) | 一种注酸压裂方法 | |
| CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| CN109751029B (zh) | 一种深层页岩气压裂的方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN106567702B (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
| CN109751035B (zh) | 一种油气藏压裂加砂方法 | |
| CN108316908B (zh) | 一种密切割高砂量暂堵的暂堵体积压裂工艺技术 | |
| CN110359899B (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 | |
| CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN109958425B (zh) | 一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法 | |
| CN105089603A (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| CN107237618B (zh) | 一种底水砂岩气藏增产控水的方法 | |
| CN105041287A (zh) | 一种提高低渗致密砂岩油气井产能的纤维暂堵转向压裂方法 | |
| CN112253066A (zh) | 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法 | |
| CN109424351B (zh) | 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 | |
| CN109751037A (zh) | 一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法 | |
| CN113513295B (zh) | 一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法 | |
| CN112443306B (zh) | 一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法 | |
| CN113818854B (zh) | 一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 | |
| CN113236219B (zh) | 一种适用于多套高陡碎粒煤层的煤层气压裂方法 | |
| CN116291354A (zh) | 一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法 | |
| CN111946317B (zh) | 提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |