本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，更具体地涉及一种适用于碳酸盐岩储层的酸压技术。
背景技术：
碳酸盐岩储层一般天然裂缝和溶洞发育，且非均质性严重，缝洞系统是油气储集和渗流的主要场所；由于储层孔喉配合度低、连通性差、基质渗透率低等特点，油气渗流通道主要为裂缝。理论和实践证明，酸化压裂是碳酸盐岩油气储层增产的主要工艺措施。通过酸化压裂改造，酸液以不均匀的方式溶蚀，在裂缝闭合时仍能保持一定长度及导流能力的酸蚀裂缝，沟通、连接油气渗流通道和储油空间，达到增产的目的，从而保证油井正常投产和高产稳产。
对于超高温超深层的碳酸盐岩油气藏进行酸压改造面临诸多难点：①很多储层缝洞分布规律不确定性，如何通过人工压裂裂缝精准探缝及有效连通缝洞系统？②基质一般低孔特低渗，如何发挥基质的产量贡献而不仅是在基质内形成裂缝通道而沟通缝洞？③由于其储层埋藏深(>7000m)、温度高(温度可以达到>180℃，有的储层超过200℃)，导致酸岩反应的速度快，酸蚀裂缝穿透距离有限，难以有效实现深穿透，不能有效沟通井筒远处的有利储集体或定容体；④由于地应力较高，闭合应力高，裂缝导流能力(支撑或酸蚀)递减快，压裂裂缝容易过早失效或闭合，部分井层酸压改造的稳产效果仍不尽人意。
针对超高温超深层碳酸盐岩储层的特点，为了控制酸液滤失和延缓酸岩反应速度，目前国内外主要采用碳酸盐岩储层深度酸压技术，主要有前置液酸压技术、多级注入酸压技术、多级注入+闭合酸化技术、稠化酸(胶凝酸)酸压技术、交联酸酸压技术、乳化酸酸压技术、表面活性剂缓速酸酸压技术、变粘酸酸压技术、混氮酸压技术、复合酸压技术等技术。基于超高温超深层碳酸盐岩储层的特殊性，采用单一的酸压工艺或酸液体系往往压后难以获得理想的效果，所以目前技术尚不能对有效地开发超高温超深碳酸盐岩油气藏。
有文献公开了一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法，主要技术特征:温控变粘酸变粘控制、温控变粘酸酸压裂、前置液温控变粘酸压裂、温控变粘酸酸压裂闭合酸化、前置液温控变粘酸酸压裂闭合酸化；该方法可解除钻井液完井液等原有的伤害，可以直接压开储层形成裂缝，可以形成具有一定导流能力的酸蚀裂缝。
另一篇文献公开了一种针对超深(6000m～7500m)缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，主要技术特征：通过大型复合酸压工艺技术突破小定容储集体；通过高强度注入大量的滑溜水形成更长的人工裂缝；施工期间加入陶粒实现充填部分暂堵微裂缝、降低液体滤失；高强度注入变黏酸形成一定的酸蚀裂缝并继续实现造缝；高强度注入胶凝酸体系进一步形成酸蚀裂缝；最后通过过顶替技术，实现在酸活性能力降低前注入过量滑溜水将具有活性的酸液推向地层深度，沟通远离井筒140m以上的缝洞储集体。
有文献公开了一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法，主要技术特征：采用地面交联酸酸压与地面交联酸携砂酸压相结合，即前置液阶段采用地面交联酸酸压；主加砂阶段采用地面交联酸携砂酸压。通过地面交联酸酸压与地面交联酸携砂酸压相结合，最大限度地形成一条深穿透、更持久导流能力的支撑裂缝，发挥酸蚀裂缝与支撑裂缝的双重作用，提高人工裂缝的导流能力。
我国西北顺南等超深碳酸盐岩储层，埋深超过7000m，温度超过200℃，地应力超过120MPa，有效闭合应力超过90MPa，常规酸压技术面临着酸岩反应速度快、酸液穿透深度有限、酸蚀裂缝导流能力递减迅速等局限性，面临压后递减快、稳产难度大等难题，使得储量得不到充分动用，极大影响了类似储层的经济开发。
技术实现要素：
针对现有技术中的不足，本发明提供了一种碳酸盐岩储层的酸压方法，能够有效地对储层进行酸压改造，能够解决超高温超深碳酸盐岩储层酸压面临的问题，实现对该类储层的有效改造。例如，可以解决目前超高温超深碳酸盐岩储层酸压中面临的酸岩反应速度快、酸蚀导流能力递减迅速、压后产量递减快、有效期短等诸多难题，最大限度地提高酸蚀裂缝的改造体积及导流能力的长效性，以保证酸压后效果及稳产期，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。
根据本发明的一个方面，提供了一种碳酸盐岩储层的酸压方法，依次包含以 下步骤：
步骤a：采用滑溜水对储层进行预处理工序；
步骤b：依次注入低黏度酸液和滑溜水的工序；
步骤c：依次注入中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水的工序；
步骤d：顶替阶段，注入顶替液。
根据本发明提供的方法，实现酸压改造中“有效”裂缝改造体积的最大化为目标，形成碳酸盐岩油气藏的“网络酸压技术”，形到既有远井的主裂缝，且不同位置的主裂缝又相互连通支缝及与支缝连通的微缝系统，实现大范围的”网络裂缝”系统，最大限度扩大“酸蚀改造体积”，提高压后“长期导流能力”。根据本发明提供的方法，能实现准确探缝洞或多次探缝，为整个酸压施工起到指导作用，降低施工难度和风险，提高施工效率，保证酸压施工的有效性及酸压改造效果；根据本发明提供的方法，可有效解决目前超高温超深碳酸盐岩储层酸压中面临的酸岩反应速度快、酸蚀导流能力递减迅速、压后产量递减快、有效期短等诸多难题，从而实现对该类储层的有效改造，提高压后效果及稳产期。本发明所涉及方法和工艺思路简洁，现场便于操作实施，比起目前常规酸压措施及工艺，无需增加额外配套装置，整个施工工艺成本小于或接近目前主流工艺，降本增效效果明显。本发明中的酸压方法为一种网络酸压方法。
根据本发明的一个具体实施例，所述方法是超高温超深碳酸盐岩储层的酸压方法，所述超高温是指温度高于180℃，所述超深是指储层埋藏深度高于7000m。根据本发明提供的方法的一个具体实施例，所述滑溜水、低黏度酸液以及中/高黏度酸液体系的密度相同。其中，本申请中的所述密度相同是指密度基本相同。本发明的方法中，采用等密度的液体，即滑溜水、低黏度酸液以及中/高黏度酸液，目的在于使酸液能够进入造缝所形成的裂缝空间，并进行酸岩反应刻蚀；另外，可以防止因酸液密度大而仅酸蚀裂缝的中下部位置，从而影响裂缝导流能力的大范围覆盖。根据本发明的另外一个实施例，所述滑溜水与低黏度酸液的粘度是相同的。其中，本申请中的所述黏度相同是指黏度基本相同。本发明的方法中，采用滑溜水与低黏度酸液的黏度相同可以实现交替注入中液体的活塞式推进，有利于开启、沟通、扩展天然微裂缝及分支缝系统，提高裂缝的复杂程度。
根据本发明，所述滑溜水为本领域内常用的，其配方包括减阻剂、黏土稳定剂、助排剂和水。在一个具体的实施例中，所述低粘度酸液为盐酸。在具体应用 中，如通过对滑溜水的配方、低黏度酸液的浓度或配方、中/高黏度酸液配方进行调节，使滑溜水的密度、低黏度酸液的密度与中/高黏度酸液的密度相同，且滑溜水的黏度与低黏度酸液的黏度相同。具体操作方法为本领域内公知，此处不再赘述。
根据本发明提供的方法，在步骤a中，采用滑溜水对储层进行预处理，有效造缝同时对储层进行降温，并实现探缝洞目的。针对碳酸盐岩储层，尤其是缝洞型碳酸盐岩储层滤失小及温度超高的实际情况，前期采用较大规模的滑溜水进行造缝并对储层降温，滑溜水用量规模及注入滑溜水后储层温度根据储层裂缝温度场模拟结果来确定。由于滑溜水的黏度较低，其在压裂造缝过程中在缝高控制方面有独特优势，缝高控制好；采用同样规模液体，低粘度的滑溜水比起中黏度、高黏度的压裂液体体系所造出的裂缝缝长更长。低黏度液体对整个施工中的压力变化情况响应比较敏感，当裂缝前段遇到一般的缝洞系统时，通过施工压力变化及响应情况即可判断是否遇到缝洞，而黏度较高的液体(如胍胶压裂液)压裂响应则相对迟缓，不能达到及时探缝洞目的，故可利用滑溜水黏度低的特性，达到探缝洞的效果。若能探测到缝洞，则整个酸压改造的效果将有很大程度的保证，也可据此调整后续施工泵注程序。
根据本发明的方法，在步骤b中，在滑溜水预处理阶段注入一定量滑溜水基础上，依次注入低黏度酸液与滑溜水。在一个具体的实例中，所述步骤b包括多次执行依次注入低黏度酸液和滑溜水的工序，也即低黏度酸液与滑溜水交替注入。具体交替注入方式如可为：[第1级低黏度酸液+第1级滑溜水]+[第2级低黏度酸液+第2级滑溜水]+┈┈[第N级低黏度酸液+第N级滑溜水]，N取2、3…….。步骤b中所用的滑溜水的量、低黏度酸液的量和是否需要多次依次注入低黏度酸液和滑溜水的工序以及所需的多次执行的次数可由本领域的普通技术人员根据储层裂缝模拟结果、储层地质条件及具体酸压工艺来确定。根据本发明的一个优选实施例，每一个交替注入阶段，低黏度酸液和滑溜水的量由压裂模拟、井筒体积及泵注工艺综合来确定。低黏度酸液与滑溜水的交替注入，开启、沟通、扩展天然微裂缝及分支缝系统，提高裂缝的复杂程度。超深层的水平应力差一般在20～30MPa以上，单靠水力作用缝内净压力要达到40～50MPa以上才有可能开启并张开潜在的天然裂缝系统，若不采用低黏度酸液与滑溜水交替注入方式，仅采用滑溜水注入，开启潜在的天然裂缝系统非常困难。通过多级交替注入低黏度酸液 与滑溜水，可以利用低黏度酸液与碳酸盐岩之间的化学反应，人为的沟通并开启侧翼方向的潜在的天然裂缝及缝洞系统(蚯蚓孔)。交替注入中，低黏度酸液的酸蚀作用而形成蚯蚓孔或微裂缝后，后续交替注入的滑溜水可以继续扩充延伸酸蚀的蚯蚓孔或微裂缝，使侧翼方向的支缝系统更为发育，从而大大提高了裂缝的复杂程度。通过滑溜水与低黏度酸液的多级交替注入形成的支缝系统越多，沿主裂缝方向的应力释放作用就越明显。即通过形成复杂的”网络裂缝”系统，避免了地应力作用于单一主裂缝而对导流能力的快速降低效应，可使同样的酸蚀导流能力维持更长的时间，对提高酸压压后产量及延缓产量递减周期是非常有益的。其中，优选低黏度酸液与滑溜的黏度相当，可以实现交替注入中液体的活塞式推进。在另一个具体的实例中，所述步骤b包括执行两次或三次先注入低黏度酸液、再注入滑溜水的工序。当执行2次时，具体的注入方式为：[第1级低黏度酸液+第1级滑溜水]+[第2级低黏度酸液+第2级滑溜水]+[第3级低黏度酸液+第3级滑溜水]。所述滑溜水的黏度和低黏度酸液的黏度较低，如可控制在1～10mPa·S。
根据本发明，通过步骤b的阶段，滑溜水与低黏度酸液注入、优选交替注入的方式提高了裂缝的复杂程度，但仅是在近井筒范围内形成了复杂的”网络裂缝”系统；为提高远井地带的改造效果，在步骤c中跟进注入中/高黏度酸液。众所周知，所述中/高黏度酸液相对滑溜水等类型的液体，其黏度较高。因中/高黏度酸液黏度较高，难以进入先前已形成的缝宽相对较窄的”网络裂缝”系统，尤其是支缝及与支缝连通的微缝系统，此时裂缝主要是沿着最大主应力方向继续向远井方向延伸扩展。在步骤c中，依次注入中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水。中/高黏度酸液与低黏度的[低黏度酸液+滑溜水]组合注入，以中/高黏度酸液体系注入为主，以低黏度的[低黏度酸液+滑溜水]注入为辅。若单一采用一种中/高黏度酸液体系注入情况下，远井端就只有主裂缝，通过较高黏度中/高黏度酸液体系与低黏度的[低黏度酸液+滑溜水]组合注入，可以实现既有远井的主裂缝，且不同位置的主裂缝又相互连通的支缝及与支缝连通的微缝系统，最终实现大范围的”网络裂缝”系统。中/高黏度酸液注入让远井地带形成主裂缝的同时，能使裂缝在缝高方向尽可能扩展，防止形成的”网络裂缝”只局限于有限的纵向储层范围内，实现大范围的”网络裂缝”系统。
根据本发明，单一采用一种酸液类型易造成对岩石的均匀刻蚀，刻蚀后裂缝面凸凹度小，在强闭合压力下裂缝容易闭合而快速失去导流能力。而根据本发明， 在不同的步骤采用不同类型的酸液，主要是利用不同酸液释放氢离子的难易程度不同，来实现酸液对岩石的非均匀刻蚀，从而提高裂缝的导流能力。低黏度的酸液(指与滑溜水组合注入的盐酸)主要是刻蚀微裂缝系统及支缝系统中的岩石表面，较高黏度的地面交联酸主要刻蚀主裂缝系统中的岩石表面，而黏度介于两者之间的胶凝酸，既可以刻蚀支缝系统中的岩石表面，也可刻蚀主裂缝系统中的岩石表面。
在一个具体的实施例中，所述中/高黏度酸液体系包括胶凝酸和/或地面交联酸。所述胶凝酸为本领域内常用的，比如配方包括氯化氢、胶凝剂、缓蚀剂、破乳剂、助排剂、铁离子稳定剂；所述地面交联酸为本领域内常用的，比如配方包括氯化氢、稠化剂、交联剂、缓蚀剂、破乳剂、助排剂、铁离子稳定剂。胶凝酸和地面交联酸的具体参数，此处不再赘述。步骤c中所涉及的液体的量和是否多次执行依次注入中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水的工序以及多次执行的次数均可由本领域技术人员跟据储层裂缝的模拟结果、储层地质条件、酸压工艺及施工规模等综合考虑来确定。
根据本发明，低黏度的酸液(盐酸)主要是刻蚀微裂缝系统及支缝系统中的岩石表面，较高黏度的地面交联酸主要刻蚀主裂缝系统中的岩石表面，而黏度介于两者之间的胶凝酸，既可以刻蚀支缝系统中的岩石表面，也可刻蚀主裂缝系统中的岩石表面。当多次执行依次中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水的工序时，每次所用的中/高黏度酸液可以相同或不同。所用两种不同黏度的中/高黏度酸液，更有利于实现非均匀刻蚀，进一步提高裂缝的导流能力。在不同的阶段，采用不同类型的酸液，实现酸液对岩石的非均匀刻蚀，实现酸液选择性地对不同裂缝系统(微裂缝、支缝、主裂缝)的刻蚀，提高酸蚀裂缝的导流能力，扩大”网络裂缝”系统。
根据本发明的另外一个具体实施例，所述中/高黏度酸液体系的排量与所述低黏度酸液的排量不同。通过酸液的变排量注入模式，既可实现不同类型、不同黏度的酸液尽可能多地酸蚀酸液经过之处的裂缝，又兼顾将酸液尽可能快速地向裂缝远端推进，防止酸液过多的消耗在近井地带的裂缝面，避免酸液在近井地带和岩石过度反应破坏岩石结构，造成坍塌效应，从而造成裂缝导流能力的极大损失。例如，注入低黏度的低黏度酸液或滑溜水时，可以适当提高排量(8m3/min～10m3/min)，而在注入中/高黏度酸液时(如胶凝酸或地面交联酸等)， 可以适当降低排量(5m3/min～6m3/min)。
根据本发明中的方法，所述步骤d中，加入顶替液，优选滑溜水。
本发明创新性地把“网络压裂”理念应用于超高温超深碳酸盐岩储层酸压改造中，将“网络压裂”与“深度酸压”工艺技术集成在一起，以实现酸压改造中“有效”裂缝改造体积的最大化为目标，形成碳酸盐岩油气藏的“网络酸压技术”。采用大规低黏模滑溜水作为前置液对储层进行预处理，在兼顾有效造缝及对储层降温的基础上，能实现准确探缝洞或多次探缝，为整个后续酸压施工起到指导作用，降低了施工难度和风险，提高了施工效率，也保证了酸压施工的有效性及酸压改造效果。通过对液体体系的优化及合理配合应用、施工注入方式及整个施工工艺的优化，提高改造裂缝的复杂性程度，达到既有远井的主裂缝，且不同位置的主裂缝又相互连通支缝及与支缝连通的微缝系统，实现大范围的”网络裂缝”系统，最大限度扩大“酸蚀改造体积”，提高压后“长期导流能力”。通过“网络酸压”方法的实施应用，可有效解决目前超高温超深碳酸盐岩储层酸压中面临的诸多难题，有利于对碳酸盐储层的有效改造，尤其是超高温超深缝洞型碳酸盐储层。
本发明所涉及方法和工艺思路简洁，现场便于操作实施，比起目前常规酸压措施及工艺，无需增加额外配套装置，整个施工工艺成本小于或接近目前主流工艺，降本增效效果明显。
本专利涉及到的方法对于碳酸盐岩储层酸压，尤其是超高温超深碳酸盐岩储层酸压施工的成功率和有效率具有重要的现实意义，对于碳酸盐岩储层酸压理论的完善和发展也具有重要的理论意义。
根据本发明的另外一个方面，还提供了上述的酸压方法在油气藏压裂酸压增产中的应用。根据本发明提供的酸压方法，可有效解决目前碳酸盐岩储层，尤其是超高温超深碳酸盐岩储层酸压中面临的酸岩反应速度快、酸蚀导流能力递减迅速、压后产量递减快、有效期短等诸多难题，从而实现对该类储层的有效改造，提高压后效果及稳产期。根据本发明的方法，主要应用于碳酸盐岩储层的酸压改造、尤其是超高温超深碳酸盐岩储层的酸压改造，也可应用于一般碳酸盐岩储层、白云岩等其他岩性或储层的酸压改造，因此能够有效地提高酸压改造的“有效性”，提高碳酸盐油气藏改造后产量及稳产周期。
本发明提出的方法，实现了大范围的”网络裂缝”系统，最大限度提高压裂的“有效改造体积”及压后“有效导流能力”，提高该类储层的压裂改造效果及动用程 度，对国内外超高温超深碳酸盐岩储层及类似油气藏、类似储层的酸压改造具有较好的借鉴意义，对促进国内酸压技术的发展具有积极的推动作用，具有广泛的应用前景。
具体实施方式
以下实施例仅用于进一步说明本发明，但不限制本发明。
需要说明的是，本领域中常用的用作胶凝剂、缓蚀剂、破乳剂、助排剂、铁离子稳定剂、稠化剂和交联剂的试剂均可用于本申请中。以下实例中所述试剂的密度在同一温度测定，同理，黏度也是在同一温度下测定。
A井为某油田某区块的一口深层高温碳酸盐岩先导试验井，酸压层段岩性为灰色泥晶灰岩，施工井段6937.00-6965.00m/28.0m，地层温度为183℃，压力梯度1.032MPa/100m。采用本专利提出的碳酸盐岩储层网络酸压新方法进行了酸压方案设计及现场先导试验，具体实施方法为：
①所用的压裂液体系为胶凝酸或地面交联酸，其密度1.1g/cm3。
胶凝酸：20％氯化氢+0.8％胶凝剂+3.0％缓蚀剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂。地面交联酸：20％氯化氢+1.0％稠化剂+4.0％交联剂+3.0％缓蚀剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂。此实例中，胶凝酸和地面交联酸的密度均为1.1g/cm3。配方中的浓度为质量浓度。
②滑溜水与盐酸的组合中，所用的盐酸的质量分数为20％，其黏度为1.28mPa·S，其密度为1.098g/cm3。密度与所述的压裂液体系的密度基本相同。
滑溜水：0.15％减阻剂+0.3％黏土稳定剂+0.1％助排剂+水。调节滑溜水的配方，使滑溜水的密度与所述20wt％的盐酸相同，且黏度也与20wt％的盐酸相同。
③快速启动压裂车组，前置液阶段以8m3/min～10m3/min的排量注入500m3滑溜水；然后以8m3/min～10m3/min的排量进行滑溜水与盐酸的3级交替注入，具体交替注入方式为为：[35m3盐酸+35m3滑溜水]+[35m3盐酸+35m3滑溜水]+[35m3盐酸+35m3滑溜水。
④以5m3/min～6m3/min的排量注入200m3地面交联酸，然后以8m3/min～10m3/min的排量注入1级[35m3盐酸+35m3滑溜水]的交替注入段塞。
⑤以5m3/min～6m3/min的排量注入150m3胶凝酸，然后以8m3/min～10m3/min的排量注入1级[35m3盐酸+35m3滑溜水]的交替注入段塞。
⑥顶替阶段以4m3/min～5m3/min的排量注入35m3滑溜水，停泵测压降结束施工。
按上述步骤对该试验井及该区块若干口井进行了酸压施工，现场施工工艺均取得成功，压后初期日产油量达到邻井的2～4倍左右，且压后产量递减明显慢于常规酸压工艺的邻井或邻区块，压后稳产及有效期明显增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。