一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法技术

本发明专利技术公开了一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。包括：参数评估及优化；(2)分段酸压方法确定；(3)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工；(4)段塞式屏蔽材料注入施工和/或低黏酸液变排量黏滞指进施工；(5)低黏酸液中高排量施工；(6)中黏酸液高排量注入施工；(7)顶替作业；(8)重复步骤5)～步骤7)，直至将所有段施工完成；(9)关井1-2小时。本发明专利技术可以有效的增加主缝长范围内的酸蚀通道深度，深度分布基本均匀，抗高压能力更强。抗高压能力更强。

【技术实现步骤摘要】
一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法


[0001]本专利技术涉及石油开采
，具体是涉及一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。

技术介绍

[0002]目前，深层碳酸盐岩储层发现的比例越来越多，如中国石化的塔河油田，埋深一般在5000m以上，有的甚至在6000m以上。这么深的油藏，闭合应力应在80-100MPa以上，酸蚀裂缝导流能力递减很快，有的甚至会降低到0，导致酸蚀有效缝长也相应缩短。因此，深层碳酸盐岩酸压有效期一般相对较短，严重制约了经济开发效益。因此，如何大幅度提高深层碳酸盐岩储层的酸蚀裂缝导流能力，就显得尤为迫切。
[0003]以往常规酸压技术包括前置液酸压、多级注入酸压及闭合酸化等技术，在液体上主要有稠化酸、地面交联酸等。不管采用哪种技术及哪种液体，酸蚀裂缝导流能力的作用机理都是酸与整个岩石表面作用，由于岩石的非均匀性及酸流经裂缝面的酸浓度及流速的变化，酸蚀裂缝面一般为非均匀刻蚀，因此，在一定的闭合应力下，具有一定的导流能力，但在高闭合应力条件下，上升导流能力会迅速降低。究其原因，上述导流能力是点支撑模式，且各个点分布的不均匀性，会在闭合应力作用下发生某种坍塌效应，严重时可能发生完全的坍塌效应从而快速失去导流能力。即使可能也有多个点组成的小面，但这种小面相对较少，在高闭合应力下仍可能发生坍塌效应。
[0004]岩石自支撑技术主要指通过某种方式，如某种特殊的岩石壁面屏蔽材料，覆盖在岩石表面，等再次注酸时，上述有屏蔽材料覆盖的岩石壁面一直保持未刻蚀状态，如上述未刻蚀的岩石壁面具有足够多的面积，就可以克服闭合应力的作用，而且如相互间基本接近均匀分布，则在高闭合应力条件下，其周边岩石刻蚀形成的连续酸蚀裂缝通道，基本可长期保持稳定的裂缝导流能力。
[0005]但上述岩石自支撑酸压技术仍有问题未能解决，如酸蚀裂缝通道的深度不够，可能近井裂缝酸蚀通道深度足够，但在裂缝的中远端，由于酸的刻蚀能力越来越小，导致裂缝中远端刻蚀深度降低，此时地下流体流动时，如通道的刻蚀深度小，则易受裂缝面凸凹度的影响，因此导流能力大受影响。
[0006]中国专利CN102174883A公开了清水压裂自支撑裂缝导流能力测试方法，用于目前油气田开发过程中缺少清水压裂自支撑裂缝导流能力的室内测试和评价方法的问题，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。
[0007]中国专利CN107578471A公开了一种自支撑裂缝初始形态构建方法，能够准确构建出自支撑裂缝的初始形态，进而为清水压裂后产量预测和增产潜力评价提供有效指导，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。
[0008]文献《高磨地区灯四段碳酸盐岩储层酸压复杂裂缝导流能力优化研究》(西南石油大学2017年)开展了自支撑裂缝、酸刻蚀裂缝和酸加砂裂缝等三种裂缝支撑状态下不同滑移量、不同闭合压力、不同酸液浓度、不同支撑剂粒径和铺砂浓度条件下的导流能力测试实
验研究。本文认为杂裂缝系统中自支撑裂缝导流能力有限，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。
[0009]文献《非均质碳酸盐岩储层酸压滤失机理与导流能力优化研究》(西南石油大学2015年)从实验和物理化学渗流建模的角度研究非均质碳酸盐岩储层的酸液滤失特征与酸蚀裂缝导流能力特征，揭示酸液滤失机理，系统建立酸蚀裂缝导流能力优化实验方法，形成提高非均质碳酸盐岩储层酸压效果的策略，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。
[0010]文献《ZG8-43井区鹰山组储层酸蚀裂缝导流能力影响因素研究》(西南石油大学2016年)利用酸刻蚀实验装置及导流能力测试仪进行酸压物模实验，建立了通过室内实验对酸压施工参数优化及酸压工艺优选的方法，完成了不同注酸排量、酸岩反应时间、注酸浓度对刻蚀形态及导流能力的影响规律研究，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。
[0011]文献《深潜山体积酸压技术应用研究》(中国石油石化2017年)通过综合运用多级注入酸压技术，纤维暂堵转向技术，加砂酸压技术三项技术有机结合，获得有较高导流能力的长缝的同时，最大程度的沟通了天然裂缝和层理缝，实现了碳酸盐岩储层成功的体积改造，并没有涉及如何利用岩石自支撑均匀提高裂缝整体酸蚀通道深度。
[0012]鉴此，有必要研究提出一种新的岩石自支撑酸压技术，目标是上述酸蚀裂缝通道在不同缝长范围内，都有较深且接近均匀分布的通道深度，以解决上述技术的局限性。

技术实现思路

[0013]为解决现有技术中出现的问题，本专利技术提供了一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。在常规的储层参数评价基础上，首先采用低伤害高黏压裂液造主裂缝，然后段塞式注入屏蔽材料或变排量注入低黏酸液形成黏滞指进，利用屏蔽材料遮挡近井裂缝或是利用低粘度酸液的二次指进特征，减小近井处酸蚀裂缝在施工前期的溶蚀深度，再用中高排量注入低黏酸液，接着高排量注入中粘酸液，提高整体酸蚀裂缝的溶蚀深度，形成整体溶蚀深度较均匀的酸蚀裂缝，使其在高压下具有更好的稳定性。
[0014]本专利技术的目的是提供一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法。
[0015]包括：
[0016]步骤(1)参数评估及优化
[0017]包括：关键储层参数的评估、裂缝参数系统的优化和酸压施工参数的优化；
[0018]步骤(2)分段酸压方法确定；
[0019]步骤(3)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工；
[0020]步骤(4)段塞式屏蔽材料注入施工或低黏酸液变排量黏滞指进施工；
[0021]步骤(5)低黏酸液中高排量施工；
[0022]步骤(6)中黏酸液高排量注入施工；
[0023]步骤(7)顶替作业；
[0024]步骤(8)重复步骤5)～步骤7)，直至将所有段施工完成；
[0025]步骤(9)关井1-2小时。
[0026]其中，
[0027]所述步骤(3)中，
[0028]采用伤害率低于20％的清洁聚合物压裂液，其黏度在储层温度及170s-1
下剪切2小时后的黏度保持在100mPa.s以上；
[0029]排量采用优化的最高排量；液量占总液量的20-30％。
[0030]所述步骤(4)中，
[0031]如采用屏蔽材料，在步骤3)结束后立即注入，段塞量为第一段压裂时的0.5～1.5个井筒容积，采用黏度为1-3mPa.s滑溜水携带，屏蔽材料的浓度为500-600kg/m3；隔离液采用携带屏蔽材料时的同样滑溜水体系，隔离液体积与上述屏蔽材料携带液比例为1:(0.8～1.5)；连续注入上述段塞2-3个循环；注入排量采用优化的最高排量。
[0032]每个段塞的体积增加10-20％，并且每个段塞之间的时间间隔相等。
[0033]如采用低黏度变排量黏滞指进施工，先采用酸液黏度9-18mPa.s的中黏胶凝酸，后采用黏度3本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种提高酸蚀裂缝通道深度的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于所述方法包括：步骤(1)参数评估及优化；包括：关键储层参数的评估、裂缝参数系统的优化和酸压施工参数的优化；步骤(2)分段酸压方法确定；步骤(3)低伤害高黏压裂液造主裂缝施工；步骤(4)段塞式屏蔽材料注入施工和/或低黏酸液变排量黏滞指进施工；步骤(5)低黏酸液中高排量施工；步骤(6)中黏酸液高排量注入施工；步骤(7)顶替作业；步骤(8)重复步骤5)～步骤7)，直至将所有段施工完成；步骤(9)关井1-2小时。2.如权利要求1所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：所述步骤(3)中，采用伤害率低于20％的清洁聚合物压裂液，其黏度在储层温度及170s-1
下剪切2小时后的黏度保持在100mPa.s以上；排量采用优化的最高排量；液量占总液量的20-30％。3.如权利要求1所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：所述步骤(4)中，如采用屏蔽材料，在步骤3)结束后立即注入，段塞量为第一段压裂时的0.5-1.5井筒容积，采用黏度为1-3mPa.s滑溜水携带，屏蔽材料的浓度为500-600kg/m3；隔离液采用携带屏蔽材料时的同样滑溜水体系，隔离液体积与上述屏蔽材料携带液比例为1:(0.8～1.5)；连续注入上述段塞2-3个循环；注入排量采用优化的最高排量。4.如权利要求3所述的深层碳酸盐岩自支撑酸压方法，其特征在于：每个段塞的体积增加10-20％，并且每个段塞之间的时间间隔相...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，周珺，耿宇迪，周林波，贾文峰，赵兵，吴峙颖，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：