本发明专利技术涉及一种改造高泥质砂岩层的方法，首先用酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液，并进行砂塞处理；所述酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。本发明专利技术在注入前置液前利用酸溶液对储层进行预处理，有效的降低了施工压力，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果，对于改造物性较差的储层具有较明显的效果，提升了单井产量。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及一种井下作业改造地层的方法，特别涉及一种改造高泥质砂岩层的方 法。
技术介绍
水力压裂是油气水井的增产增注措施，但是，目前各油田压裂设计仍不分地层条 件，千篇一律的采用常规的"经验式"泵注程序。由于常规的"经验式"泵注程序的前置液 量占携砂液量的20%左右，酸处理液未根据地层物性做出改变，导致泥质含量较高的砂岩 层压不开而只能被放弃。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供，适用于高泥质砂岩储层的 压裂。 本专利技术的技术方案是，，喷砂射孔后，首先注入酸溶 液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液；酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定 剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10~12% HCL、3. 0~6. 0% HF、0. 5%破乳剂、 0. 3%粘土稳定剂、0. 1 %柠檬酸和I. 0%缓蚀剂，其余为水。 上述酸溶液各组分的质量百分数优选为12%!1(^、6.0%册、0.5%破乳剂、0.3% 粘土稳定剂、〇. 1 %柠檬酸和1. 〇%缓蚀剂，其余为水。 上述前置液与携砂液的体积比为40~120:100。 注入酸溶液后关井反应30min~2h，再注入所述前置液和携砂液。 注入前置液量为总前置液量的80 %时加入砂塞对储层进行打磨。 上述砂塞的砂浓度为15~80kg/m3,进给量为30~120kg/min，打磨时间为30~ 60s〇 本专利技术具有如下有益效果： 1、本专利技术在注入前置液前利用酸溶液对井内的储层进行预处理，有效的降低了施 工压力，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果。 2、本专利技术改造高泥质砂岩层的方法尤其适用于泥质含量达到15%以上，声波时 差低于210 μ s/m的层段，对于改造这类物性较差的储层具有较明显的效果，提升了单井产 量。【附图说明】 图1为本专利技术实施例5, XP231-40井长7层第一段压裂施工曲线； 图2为本专利技术实施例6, HP307-10井第一段压裂施工曲线。【具体实施方式】 下面结合实施例对本专利技术作进一步说明。 实施例1，，施工过程中，喷砂射孔后，首先用酸溶液 对储层进行预处理，然后注入前置液并进行砂塞处理，再注入携砂液，最终成功破开地层。 酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10~ 12%HCL、3. 0~6. 0%HF、0. 5%破乳剂、0. 3%粘土稳定剂、0. 1%柠檬酸和1. 0%缓蚀剂，其 余为水。 本实施例在注入前置液前利用酸溶液对井内的储层进行预处理，有效的降低了施 工压力，最终成功破开地层，提高了高泥质砂岩压裂成功率与储层改造效果。 实施例2,本实施例是对GP33-21井高泥质砂岩层进行改造，该井第一段2368. Om 物性数据：声波时差209. 75 μ s/m，泥质含量23. 33%。 本实施例施工过程中，射孔完毕后分两次注入酸溶液20m3进行预处理，酸溶液各 组分质量百分数：12% HC1、6. 0% HF、0. 5%破乳剂（CF - 5C，由西安长庆化工石油集团有 限公司生产）、〇. 3%粘土稳定剂（C0P - 1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产）、0. 1% 柠檬酸和1. 0%缓蚀剂（HJF - 94,由西安长庆化工石油集团有限公司生产），其余为水，关 井反应2小时。前置液量220m3,前置液与携砂液的体积比为120:100,前置液阶段以砂浓 度30kg/m 3的砂塞打磨储层30~60s三次，施工压力下降后逐渐提排量（进液体的速度） 和砂浓度，最终成功破开地层。 实施例3,本实施例是对HP3-11井高泥质砂岩层改造，该井第一段3176.0、 3186. Om物性数据：声波时差205. 57 μ s/m，泥质含量20. 3%。 本实施例施工过程中，射孔完毕后注入酸溶液20m3进行预处理，酸溶液各组分质 量百分数：10% HC1、3. 0% HF、0. 5%破乳剂（CF - 5C，由西安长庆化工石油集团有限公司 生产）、0. 3%粘土稳定剂（C0P - 1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产）、0. 1 %柠檬酸 和1. 0%缓蚀剂（HJF - 94,由西安长庆化工石油集团有限公司生产），其余为水，关井反应 2小时。前置液量216. 5m3,与携砂液的体积比为100:100,前置液阶段以砂浓度15~50kg/ m3的砂塞打磨储层30s三次，施工压力下降后逐渐提排量和砂浓度，最终成功破开地层。 实施例4,本实施例是对XP230-47井高泥质砂岩层改造，该井第三段2942. 0、 2962. Om物性数据：声波时差201. 09 μ s/m，泥质含量19. 97%。 本实施例施工过程中，射孔完毕后分两次替入酸溶液14m3,酸溶液各组分质量百 分数：11% HC1、5. 0% HF、0. 5%破乳剂（CF - 5C，由西安长庆化工石油集团有限公司生 产）、0. 3%粘土稳定剂（C0P - 1，由西安长庆化工石油集团有限公司生产）、0. 1 %柠檬酸 和1. 0%缓蚀剂（HJF - 94,由西安长庆化工石油集团有限公司生产），其余为水，关井反应 2h，前置液量241. 2m3,与携砂液的体积比为80 :100,前置液阶段以砂浓度40~50kg/m3的 砂塞打磨储层30s -次，砂塞进入地层后无明显反应，后持续加入砂浓度30kg/m3的砂塞。 施工压力下降后逐渐提排量和砂浓度，最终成功破开地层。 实施例5,本实施例是对XP231-40井高泥质砂岩层改造，该井的第一段物性显示 较差，因此在第一段喷射射孔完成后直接顶替酸溶液IOm 3处理地层，加大了前置液量。射 孔施工泵注程序表见表1。 表1射孔施工泵注程序表【主权项】1. ，其特征在于，喷砂射孔后，首先注入酸溶液对储层进 行预处理，然后注入前置液和携砂液；所述酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬 酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10~12% HCL、3. O~6. 0% HF、0. 5%破乳剂、0. 3%粘 土稳定剂、〇. 1 %柠檬酸和1. 〇%缓蚀剂，其余为水。2. 如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于，所述酸溶液各组分的 质量百分数为12% HCL、6. 0% HF、0. 5%破乳剂、0. 3%粘土稳定剂、0. 1%柠檬酸和1. 0%缓 蚀剂，其余为水。3. 如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于，所述前置液与携砂液 的体积比为40~120:100。4. 如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于：注入酸溶液后关井反 应30min~2h，再注入所述前置液和携砂液。5. 如权利要求1所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于：注入前置液量为总前 置液量的80%时加入砂塞对储层进行打磨。6. 如权利要求5所述的改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于：所述砂塞的砂浓度为 15~80kg/m3,进给量为30~120kg/min，打磨时间为30~60s。【专利摘要】本专利技术涉及，首先用酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液，并进行砂塞处理；所述酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种改造高泥质砂岩层的方法，其特征在于，喷砂射孔后，首先注入酸溶液对储层进行预处理，然后注入前置液和携砂液；所述酸溶液包括HCL、HF、破乳剂、粘土稳定剂、柠檬酸和缓蚀剂，各组分的质量百分数为10～12％HCL、3.0～6.0％HF、0.5％破乳剂、0.3％粘土稳定剂、0.1％柠檬酸和1.0％缓蚀剂，其余为水。
【技术特征摘要】
【专利技术属性】
技术研发人员：赵伟，王祖文，韩锐，田荣生，胡期旭，李大维，慎思强，林涛，陈诚，闫育东，段小军，袁理生，
申请(专利权)人：中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，
类型：发明
国别省市：陕西;61
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