超深层碳酸盐岩储层实现侧向沟通酸压的方法技术

本发明专利技术涉及石油开采技术领域，公开了一种超深层碳酸盐岩储层实现侧向沟通酸压的方法：(1)注入高黏度压裂液进行造缝；(2)注入携砂液进行裂缝端部封堵；(3)采用先恒排量后循环变排量的方式，依次注入低黏度酸液、中黏度酸液和高黏度酸液，酸蚀侧向裂缝；(4)注入超低黏度酸液进行闭合酸化；(5)注入滑溜水进行顶替作业。本发明专利技术先以恒排量方式快速注入酸液，此时的酸液可以以最快的速度到达裂缝的端部。随后以循环变排量的方式注入的酸液因无法继续向前延伸，只能在之前进入的酸液指进通道的侧翼方向运移及滞留分布，从而可以在主指进通道的侧翼方向上的多个点产生紊流效应，大幅度提高酸液紊流区的非均匀刻蚀效果。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及石油开采，具体涉及一种超深层碳酸盐岩储层实现侧向沟通酸压的方法。

技术介绍

1、目前，随着勘探开发进程的加深，越来越多6000m以上的超深层碳酸盐岩储层被发现。如塔里木盆地的顺北油气田，大部分井的垂深都在7300m之上，部分井的垂深甚至接近9000m。垂深的极度增加给酸压采油带来了如下技术挑战：

2、(1)温度超高，部分井的温度超过200℃，在高温环境下，酸岩的反应速度极快，难以提高有效的酸蚀缝长；(2)井深造成井筒沿程摩阻大，注入排量受限；(3)闭合应力高，大部分井的闭合应力超过100mpa，导致常规酸压的酸蚀裂缝导流能力低且递减速度快，容易在裂缝的流动中产生流动阻滞效应。

3、导流能力与酸蚀缝长息息相关，为了实现真正的深穿透效果，酸蚀裂缝导流能力的维持至关重要。在以往的超深碳酸盐岩储层的深穿透酸压中，一般采用基于变黏度酸液的非均匀刻蚀的技术，即先注入高黏度酸液，再注入低黏度酸液，利用黏度差异提高刻蚀的非均匀程度。这种操作，虽然有一定的效果，但是酸蚀裂缝的导流能力提高幅度不大且导流能力递减快的趋势也没有得到根本性扭转本文档来自技高网...

【技术保护点】

1.一种超深层碳酸盐岩储层实现侧向沟通酸压的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述高黏度压裂液的黏度为60-200mPa·s，优选为80-120mPa·s；

3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述携砂液包括支撑剂和低黏度压裂液；其中，所述支撑剂的粒径为140-210目，密度为1.7-1.8g/cm3，选自陶粒、覆膜砂、自悬浮支撑剂中的一种或多种；所述低黏度压裂液的黏度为30-50mPa.s。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，步骤(2)采用连续加砂模式进行，携砂液按照砂液比依次递增的趋势...

【技术特征摘要】

1.一种超深层碳酸盐岩储层实现侧向沟通酸压的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述高黏度压裂液的黏度为60-200mpa·s，优选为80-120mpa·s；

3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述携砂液包括支撑剂和低黏度压裂液；其中，所述支撑剂的粒径为140-210目，密度为1.7-1.8g/cm3，选自陶粒、覆膜砂、自悬浮支撑剂中的一种或多种；所述低黏度压裂液的黏度为30-50mpa.s。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，步骤(2)采用连续加砂模式进行，携砂液按照砂液比依次递增的趋势分为n级，每一级携砂液的注入量独自为5-20m3；其中，n为2-10中的任意整数，初始砂液比为1-5％，每一级砂液比的增加量分别独自选自1-5％。

5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其中，所述循环变排量的操作包括：最大循环排量以0.5-...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，周珺，王晓阳，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，
类型：发明
国别省市：