一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法技术

本发明专利技术涉及一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，包括：S1：基于目标储层的工程地质特征，计算在注入一定量的前置液条件下形成的水力裂缝几何尺寸和水力裂缝中的平均温度；S2：计算水力裂缝中形成稳定黏性指进所需的高黏酸液与低黏酸液的黏度比和注酸量；S3：开展室内酸液流变性实验，基于S2确定的高黏酸液与低黏酸液的黏度比，确定满足逆序注酸黏度比的酸液体系；S4：由S3确定的酸液体系和S2确定的注酸量，开展逆序酸压施工，即多级交替注入高黏酸液与低黏酸液。本发明专利技术原理可靠，操作简便，通过利用酸液体系的黏性指进现象增加酸液在水力裂缝中的非均匀刻蚀，能够有效提高裂缝导流能力和酸液有效作用距离，具有广阔的市场应用前景。景。景。

【技术实现步骤摘要】
一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法


[0001]本专利技术涉及石油工程
，特别涉及一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法。

技术介绍

[0002]深层碳酸盐岩油气通常蕴藏在毫米
‑
厘米级的孔洞储集体中，油气储集体与井眼通常不连通，油气无法自然产出。酸压技术是碳酸盐岩油气井建产、增产的关键技术。酸压是压开岩石形成人工裂缝，然后注入酸液非均匀溶蚀裂缝壁面，形成凹凸不平的沟槽；施工结束后，在闭合压力作用下，酸液未溶蚀区域作为支撑点，形成具备一定几何尺寸和导流能力的酸蚀裂缝，实现在地下建造出“油气高速公路”。
[0003]酸蚀裂缝导流能力和酸液有效作用距离是影响酸压效果的关键因素。为提高深层碳酸盐岩油气藏酸压裂缝的导流能力和酸液有效作用距离，常采用两种酸压方法：一种是采用高黏的交联酸酸压，它利用酸液黏度高，酸岩反应速率低的特点提高酸液有效作用距离，但该酸液由于非均匀刻蚀效果差，通常导流能力低(吴亚红,吴虎,王明星,罗垚,房好青,贾旭楠,陈盼盼,曹耐.基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术[J].科学技术与工程,2020,20(31):12776
‑
12781)。另一种酸压方法是采用高黏压裂液与酸液交替注入，通常酸液黏度略低于高黏压裂液，希望依靠形成黏性指进达到增加酸压裂缝长度和提高裂缝导流能力的目的。然而这一技术的最大缺陷是实现压裂液与酸液形成高黏度差比较困难，一是因为采用的酸液通常为高黏酸液，压裂液与酸液的黏度差较小；二是因为高黏压裂液通常是高PH值的碱性流体，当后续酸液注入时，在压裂液与酸液接触界面，压裂液遇酸快速降解，压裂液黏度快速下降，因此黏性指进效果降低，酸压改造效果不理想(Ruslan Kalabayev；Dmitriy Abdrazakov；Yeltay Juldugulov；et al.Advanced Fracturing Design Simulator
‑
Assisted Modeling Coupled with Application of Enhanced Stimulation Fluids Raises Performance of Acid Fractured Wells[C].Paper SPE
‑
205139
‑
MS presented at the SPE Europec featured at 82nd EAGE Conference and Exhibition,Amsterdam,The Netherlands,October 2021)。

技术实现思路

[0004]本专利技术的目的在于提供一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，该方法原理可靠，操作简便，通过利用酸液体系的黏性指进现象增加酸液在水力裂缝中的非均匀刻蚀，能够有效提高裂缝导流能力和酸液有效作用距离，具有广阔的市场应用前景。
[0005]为达到以上技术目的，本专利技术采用以下技术方案。
[0006]本专利技术改变传统的采用高黏酸液刻蚀远端裂缝造酸蚀长裂缝的正序注酸理念，提出采用高黏酸液与低黏酸液逆序交替注入模式，即：采用高黏酸液充填水力裂缝，提供高黏环境，低黏酸液体系在高黏酸液中快速指进，实现刻蚀远端裂缝、降低高黏酸液用量的目的；同时由于同为不同黏度的酸液体系，因此较容易形成稳定黏性指进，增加非均匀刻蚀，克服了传统压裂液与酸液交替注入黏度不稳定的局限，达到刻蚀远端裂缝和提高非均匀刻
蚀效果的双重目的。
[0007]一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，依次包括以下步骤：
[0008]S1：基于目标储层的工程地质特征，采用压裂模拟器计算在注入一定量的前置液条件下形成的水力裂缝几何尺寸和水力裂缝中的平均温度，水力裂缝几何尺寸包括长度L、高度h和平均宽度w；
[0009]S2：由S1确定的水力裂缝几何尺寸，计算水力裂缝中形成稳定黏性指进所需的高黏酸液与低黏酸液的黏度比和注酸量；
[0010]S3：基于S1确定水力裂缝中的平均温度，开展室内酸液流变性实验，基于S2确定的高黏酸液与低黏酸液的黏度比，确定满足逆序注酸黏度比的酸液体系；
[0011]S4：由S3确定的酸液体系和S2确定的注酸量，开展逆序酸压施工，即多级交替注入高黏酸液与低黏酸液。
[0012]作为优选，步骤S1具体包括以下步骤：
[0013]基于目标储层的工程地质特征包括产隔层地应力、储层温度压力、岩石力学、孔隙度、渗透率，结合前置液流变性能参数，采用压裂模拟器计算以恒定排量注入一定量的前置液(压裂液)条件下，由水力压裂形成的水力裂缝几何尺寸，同时确定注入前置液后水力裂缝中的平均温度T。
[0014]作为优选，步骤S2具体包括以下子步骤：
[0015]S21：通过下式确定在水力裂缝中形成稳定黏性指进所需高黏酸液与低黏酸液的黏度比M：
[0016][0017][0018]式中，M是高黏酸液与低黏酸液的黏度比，无因次；μ
h
、μ
l
分别是高黏酸液、低黏酸液的黏度，mPa
·
s。
[0019]式(1)的推导过程如下：
[0020]假设在水力裂缝形成后，以排量q向水力裂缝中注入黏度为μ
h
高黏酸液，然后紧接着以相同排量q向水力裂缝中注入黏度为μ
l
低黏酸液，则低黏酸液在高黏酸液中形成黏性指进现象(附图1)，因此水力裂缝中形成了低黏区、高黏区。低黏区酸液与岩石反应速度快，岩石刻蚀程度深，高黏区酸岩反应速度慢，岩石刻蚀程度较浅，因此整个岩面的非均匀刻蚀程度较强。当低黏区相互联通时，则深度刻蚀通道完全联通，即形成了高速流动通道。
[0021]先注入高黏酸，注入高黏酸的时间t
h
；紧接着注低黏酸，注低黏酸时间为t
l
。高黏区与低黏区相接触部分，即为混相区。由Koval模型，混相区长度ΔL的计算公式如下(E.J.Koval,A method for predicting the performance of unstable miscible displacement in heterogeneous media[J].SPE J.3,145
‑
155,1963)：
[0022][0023]式中，ΔL是混相区长度，m；u
h
是高黏区酸液运动速度，m/s；t
l
是低黏酸注入时间，
s；M
e
是高黏酸液与低黏酸液的等效黏度比，无因次。
[0024]等效酸液黏度比M
e
按照下式计算(Sahil,Malhotra,Mukul,et al.Experimental study of the growth of mixing zone in miscible viscous fingering[J].Physics of Fluids,2015,27(1):1
‑
14)：本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，依次包括以下步骤：S1：基于目标储层的工程地质特征，采用压裂模拟器计算在注入一定量前置液条件下形成的水力裂缝几何尺寸和水力裂缝中的平均温度，水力裂缝几何尺寸包括长度L、高度h和平均宽度w；S2：由S1确定的水力裂缝几何尺寸，计算水力裂缝中形成稳定黏性指进所需的高黏酸液与低黏酸液的黏度比和注酸量；S3：基于S1确定水力裂缝中的平均温度，开展室内酸液流变性实验，基于S2确定的高黏酸液与低黏酸液的黏度比，确定满足逆序注酸黏度比的酸液体系；S4：由S3确定的酸液体系和S2确定的注酸量，开展逆序酸压施工，即多级交替注入高黏酸液与低黏酸液。2.如权利要求1所述的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，其特征在于，步骤S1包括：基于目标储层的工程地质特征包括产隔层地应力、储层温度压力、岩石力学、孔隙度、渗透率，结合前置液流变性能参数，采用压裂模拟器计算以恒定排量注入一定量的前置液条件下，由水力压裂形成的水力裂缝几何尺寸，同时确定注入前置液后水力裂缝中的平均温度T。3.如权利要求1所述的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，其特征在于，步骤S2包括：S21：通过下式确定在水力裂缝中形成稳定黏性指进所需高黏酸液与低黏酸液的黏度比M：比M：式中，M是高黏酸液与低黏酸液的黏度比，无因次；μ
h
、μ
l
分别是高黏酸液、低黏酸液的黏度，mPa

【专利技术属性】
技术研发人员：苟波，郭建春，任冀川，王琨，余婷，曾杰，赖杰，陈迟，马应娴，范宇，陈伟华，刘飞，任山，刘斌，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：