本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种油气藏储层压裂方法，尤其涉及提高超高应力储层压裂后裂缝导流能力的压裂方法。
背景技术：
中国的碳酸盐岩储藏蕴含着丰富的储量，约占总储量的40％左右。近年来，随着勘探开发进程的加深，超深海相碳酸盐岩油气藏越来越多，如塔里木盆地、四川盆地等都发现了大量此类油气藏。其最大特点是埋深超过6000m，最小水平主应力超过100mpa，属于超高应力储层，具有低渗透率或特低渗透率的特点。由此，此类储层改造难度极大，主要表现为:井筒摩阻大，井口施工压力高，压力窗口窄；地应力高，裂缝起裂延伸困难，初期裂缝导流能力低，且递减迅速；储层温度高，酸岩反应速度快，难以获得深穿透裂缝；储层岩石的杨氏模量高，造缝宽度窄，面容比大，酸蚀缝长及导流都受影响。
针对这类超高应力储层，现有的压裂方法主要是采用高强度的支撑剂或组合支撑剂的方式通过增加铺砂浓度来提高闭合应力下的导流能力，然而超高应力储层施工中裂缝动态宽度窄，加砂困难。因此，采用现有的压裂技术对超深碳酸盐岩储层这类超高应力储层实施酸压改造后，常常面临产量低、递减快等问题，难以实现经济有效开发。
综上所述，需要研究并提出一种针对超高应力储层的有效的压裂改造方法。
技术实现要素：
本发明的目的是提供一种新的油气藏储层压裂方法，以提高储层、尤其是超高应力储层、特别是超高应力的碳酸盐岩储藏压裂后的裂缝导流能力，提高单井的产量，降低产能的递减速率。
根据本发明提供的油气藏储层压裂方法，包括前置液施工阶段、主压裂施工阶段和携砂液施工阶段，其中主压裂施工阶段包括以下步骤：
a.以第一酸液排量向储层中注入第一酸液，
b.以第二酸液排量向储层中注入第二酸液，
c.以第三酸液排量向储层中注入第三酸液，
其中，第一酸液排量、第三酸液排量和第二酸液排量依次增大，第一酸液、第三酸液和第二酸液的黏度依次增大。
根据本发明提供的压裂方法，在主压裂施工阶段，首先在步骤a中以低黏度酸液低排量注入，通过酸液对岩矿的酸蚀作用扩充裂缝，然后在步骤b中以中高排量追加高黏度酸液，再以中低排量注入中黏度酸液，从而产生粘滞指进效应和非均匀刻蚀，增加裂缝面的整体导流能力。所以，根据本发明提供的压裂方法，通过采用包括上述三个步骤的主压裂施工，油气藏储层裂缝得以充分扩展，导流能力得到充分提高，特别适用于超深层储层的压裂改造。
需要说明的是，步骤a以低黏度压裂液低排量注入，对裂缝起到酸蚀的作用；根据本发明，步骤a可以理解为主压裂阶段初期的一个预处理步骤，也可以理解为在主压裂阶段之前的一个独立的处理步骤。
根据本发明的一些优选实施方式，第一酸液排量在1-3m3/min范围。根据本发明的一些优选实施方式，第二酸液排量在4-6m3/min范围。根据本发明的一些优选实施方式，第三酸液排量在3-5m3/min范围。在步骤a中，采用较低的注入排量，优选第一酸液排量为前置液施工阶段的压裂液注入排量的30-50％，优选35-45％，以确保第一酸液可以更多地滤失和酸蚀小尺度微裂缝系统。
根据本发明的一些优选实施方式，第一酸液的用量在0.5-1.5m3/每米缝长，优选0.6-1.0m3/每米缝长。根据本发明的一些优选实施方式，第二酸液的用量在5-10m3/每米缝长。根据本发明的一些优选实施方式，第三酸液的用量在4-7m3/每米缝长。所述缝长是指在施工前通过模拟产生的主裂缝长度。
在步骤a中，若天然裂缝等相对发育，酸液滤失过大，则第一酸液的用量可适当增加(即在上述范围内选择相对较高的用量)，以提高微裂缝系统的扩展程度。步骤b的酸液用量和排量可以通过如下方式确定，即在设定的步骤c的酸液用量和排量下，模拟步骤b中酸液的用量和排量，从中优选保证裂缝长度的情况下导流能力最佳的酸液用量和排量。步骤c的酸液用量和排量在已优化的步骤b的酸液用量和排量基础上，以类似方法进行优化选择。根据储层厚度变化可适当调整排量，厚度越大，排量越大。
根据本发明的一些优选实施方式，第一酸液的黏度在1-12mpa.s范围。根据本发明的一些优选实施方式，第二酸液的黏度在45-200mpa.s范围，优选80-160mpa.s。根据本发明的一些优选实施方式，第三酸液的黏度在15-30mpa.s范围，优选15-20mpa.s。根据本发明提供的压裂方法，第三酸液的黏度大于第二酸液的黏度的2倍，从而促使产生粘滞指进效应和沟槽状的非均匀刻蚀，增加裂缝面的整体导流能力。
采用上述范围内主压裂施工参数，在超高应力储层压裂改造中，可显著提高裂缝扩充效果和提高裂缝的导流能力，从而有效压裂和改造超深层储层，提高单井的产油气量。
根据本发明的一些优选实施方式，所述前置液施工阶段包括：
以第一压裂液排量向储层中注入第一压裂液，然后以第二压裂液排量向储层中注入第二压裂液，其中，所述第一压裂液排量和第二压裂液排量可以相同或不同，第一压裂液的黏度大于第二压裂液的黏度。
在前置液施工阶段，压裂液的注入排量可通过模拟不同排量下的裂缝三维尺寸的变化规律，结合井口施工压力预测结果，确定在既定设备能力下的最佳注入排量范围。然后模拟不同压裂液黏度及排量条件下的裂缝三维扩展情况。考虑到后续酸液也有造缝和降温等功能，此阶段压裂液用量及排量优选设计为裂缝长度达到最终值的50％左右时对应的液量和排量。在本发明的一些优选实施方式中，前置液施工阶段使用的压裂液黏度、用量和排量使得在前置液施工阶段主裂缝长度能够达到最终长度的45-60％，优选50％。
根据本发明的一些优选实施方式，第二压裂液的黏度是第一压裂液的黏度的45-55％。根据本发明提供的压裂方法，在前置液阶段采用两种压裂液注入的方式，一种是高黏度压裂液，另一种是黏度为前一种压裂液黏度大致一半的压裂液，由此可增加造缝的效果。
根据本发明的一些优选实施方式，所述第一压裂液与第二压裂液的体积比在2.5-3.5:1。在此情况下，既能达到裂缝内降温效果，又能提高造缝长度。
根据本发明的一些优选实施方式，所述第一压裂液排量和第二压裂液排量在3.5-5.5m3/min范围。
根据本发明的一些优选实施方式，所述第一压裂液的黏度在90-120mpa.s范围，所述第二压裂液的黏度在45-60mpa.s范围。
根据本发明的一些优选实施方式，所述第一压裂液的用量在1-2m3/每米缝长范围，第二压裂液的用量在0.4-0.6m3/每米缝长范围。
根据本发明实施的前置液注入施工，不仅能够尽大限度地注造主裂缝，同时也能够进一步降低储层温度，从而提高后续的压裂效果。
根据本发明提供的压裂方法，前置液阶段的压裂液排量在整个压裂过程中相对较高，优选地，主压裂阶段的步骤a中所述第一酸液排量为前置液阶段的第一压裂液排量的30-40％。这样，能够确保主压裂阶段的步骤a中的酸液有更多机会产生滤失和酸蚀小尺度微裂缝系统。
根据本发明的优选实施方式，所述压裂方法还包括预前置液降温处理阶段；所述预前置液优选为滑溜水，所述预前置液的用量优选为1-3m3/每米缝长。在超深层储层中，储层温度往往高于140℃，通常甚至高于160℃。因此，在本发明提供的压裂方法中，为了提高压裂效果，在前置液阶段前实施预前置液降温处理。本发明中，通过使用例如1-3m3/每米缝长的用量的滑溜水，可将储层温度降低30℃以上。具体地，可应用裂缝扩展模拟软件，模拟井底裂缝温度场的变化，根据模拟结果和目的层厚度，选择和优化滑溜水的具体配方、用量和排量等，以提高降温效果。
根据本发明提供的压裂方法，所述携砂液施工阶段采用混合粒径支撑剂段塞式加砂方式加砂。
优选地，所述混合粒径支撑剂包括第一支撑剂和第二支撑剂，所述第一支撑剂的粒径小于所述第二支撑剂的粒径，且所述第一支撑剂的体积用量为所述混合粒径支撑剂的60-70％，所述第二支撑剂的体积用量为所述混合粒径支撑剂的30-40％。
考虑到井深及闭合压力大等原因，压裂过程中形成的缝宽度相对较窄，因此在本发明的优选实施方式中，所述第一支撑剂优选为70-140目陶粒支撑剂，第二支撑剂优选为40-70目陶粒支撑剂。当70-140目支撑剂比例为60-70％，40-70目支撑剂比例为30-40％时，可有效地避免砂堵现象的发生。
优选地，携砂液施工阶段使用的压裂液的黏度在30-40mpa.s范围。使用该黏度范围的压裂液，可以保证不同粒径支撑剂顺畅进入不同尺度的裂缝系统中。
该阶段的压裂液量及支撑剂量的模拟，可按单一裂缝的模拟方法来确定参数，但考虑到已形成的多尺度微裂缝的支撑，最终的支撑剂量可在单一缝的优化结果的基础上，适当增加10-20％。
段塞式加砂方式可参考常规的页岩气压裂的常压加砂模式，一般以一个井筒容积为段塞设计的依据，包括含支撑剂的段塞及不含支撑剂的隔离液。早期加支撑剂的液量可少些，不加支撑剂的隔离液可适当多些，以观察支撑剂进入地层后的压力响应特征，为及时调整施工参数提供依据。
根据本发明的压裂方法，在携砂液施工阶段后，可实施常规的顶替及排液求产等流程。
按照本技术领域的常规流程，在模拟和确定压裂施工参数以及在压裂施工之前，往往需要对储层的特性参数进行评价。根据本发明的压裂方法，所述压裂方法还包括获取储层特性参数的阶段；优选所述储层特性参数包括储集空间类型、碳酸盐矿物含量、地应力特征参数、岩石力学参数、天然裂缝发育程度及温度、压力和流体特性参数。应用常规的测井、录井及岩心实验等方法完成。压前储层评价参数和评价手段是本领域技术人员所知悉的，在此不展开赘述。
根据本发明，还提供了根据本发明提供的所述压裂方法在超高应力储层的压裂改造中的应用，尤其是在埋深大于6000m的油气藏，特别是埋深大于6000m的碳酸盐岩储藏的压裂改造中的应用。
根据本发明，超高应力储层是指最小主应力在60mpa以上，例如在100mpa以上的储层。超深层油气藏储层是指埋深大于6000m的油气藏储层。
根据本发明，如无特殊说明，所提及的压裂用液体体系，如压裂液、酸液等，可以选自本领域中常用的液体体系或者可由本领域技术人员根据本发明的思想和要求来配制。压裂液和酸液具体配方，可应用流变仪、裂缝导流仪、摩阻仪及岩心伤害仪等实验装置，评价与筛选低伤害、低摩阻的加重压裂液(即密度增加的压裂液)和加重酸液(即密度增加的酸液)，根据评价结果来优化选择。若液体密度每加重0.1g/cm3，6000米垂深就可降低井口施工压力6mpa。
根据本发明，如无特殊说明，术语黏度是指利用流变仪以剪切速率170s-1剪切2小时后的黏度，以mpa.s表示。
根据本发明，模拟过程可采用本领域中成熟的模拟软件，例如fracpropt、stimplan或gofher等，可由本领域技术人员根据具体情况进行选择并根据本发明所述的模拟思想操作模拟的具体过程。
根据本发明提供的油气藏压裂方法，在常规的储层评价基础上，采用前置滑溜水降低储层温度和后续液体的滤失，然后以大排量注入高黏度前置液造缝并降低储层温度，接着注入低黏酸液低排量滤失沟通小尺度分支裂缝；主压裂阶段注入高黏酸中高排量刻蚀主裂缝，然后利用中黏酸中低排量指进增加裂缝面的溶蚀提高缝宽；最后采用混合粒径支撑剂段塞式加砂提高在高应力条件下裂缝导流能力的保持率。
由此，本发明提供了一种在提高超高应力储层压裂后裂缝导流能力的新方法。本发明提供的压裂方法，提高了导流能力，又兼顾提高有效缝长；有效地提高酸压井裂缝导流能力在高闭合应力下的保持率，提高单井的产量，降低产能的递减速率，为超深层超高应力油气藏储层的压裂改造开创了一种新方法。
具体实施方式
下面将通过示例性的具体实施例对本发明做进一步说明，但应理解，本发明的范围并不限于以下示例性的实施例。
实施例
利用本发明提供的压裂方法对西北地区某碳酸盐岩储层a4井进行酸压改造施工，实施过程如下。其中使用的压裂液、转向液、交联酸、胶凝酸等均选自本领域常用的液体体系。
(1)储层特性参数评价
采用常规的测井、录井及岩心实验等方法测井，评价该井的储集空间类型、碳酸盐矿物含量、地应力特征、岩石力学参数、天然裂缝发育程度及温度、压力、流体特性参数等。a4井深度为6576m，地应力为124mpa，天然裂缝发育，储层温度为160度。
(2)优选压裂液和酸液
应用流变仪、裂缝导流仪、摩阻仪及岩心伤害仪等实验装置，评价与筛选低伤害、低摩阻加重压裂液和加重酸液。根据评价结果，采用酸液为耐温160度的胶凝酸、转向酸和交联酸，压裂液为耐温160度的胍胶压裂液。
(3)预前置滑溜水降温处理
应用裂缝扩展模拟软件pt，模拟井底及裂缝温度场的变化。根据模拟结果和目的层厚度，采用预前置液滑溜水注入目的层，用量为每米裂缝使用2m3，总液量为60m3，目的层降温约40℃。
(4)前置液注入施工：高黏度压裂液高排量注入
模拟不同排量下的裂缝三维尺寸的变化规律，结合井口施工压力预测结果，确定在既定设备能力下的最佳注入排量范围，为3-6m3/min。
然后，模拟不同压裂液黏度及排量条件下的裂缝三维扩展情况。考虑到后续酸液也有造缝和降温等功能，此处压裂液用量及排量的设计，为裂缝长度达到最终值的50％时对应的液量和排量，分别为200m3，4-5m3/min。
为了增加造缝的效果，先后注入两种黏度不同的压裂液：一是高黏冻胶压裂液，二是粘度为高黏压裂液一半的冻胶压裂液。根据模拟结果，高黏压裂液的黏度值要求在(3)中降温后的温度条件下，已剪切速率170s-1剪切2小时后的黏度为120mpa.s，相对低黏的压裂液则为上述同等条件下的60mpa.s左右。上述两种压裂液的体积比在3:1。具体地，以4m3/min排量注入150m3冻胶压裂液，以5m3/min排量注入50m3低粘度冻胶压裂液(粘度为之前液体的一半)注造主缝并降低储层温度。
(5)主压裂施工阶段一：低黏酸液低排量注入
在步骤(4)的基础上，按模拟最终的裂缝长度计算，每米裂缝长度注入低黏度(8mpa.s)转向酸1m3，排量2m3/min，注入量60m3，沟通并溶蚀微裂缝系统，促使裂缝复杂性程度的提升。
(6)主压裂施工阶段二：高黏度酸中高排量注入
以5m3/min排量注入250m3交联酸(粘度为120mpa.s)溶蚀主缝。
(7)主压裂施工阶段三：中黏度酸中低排量注入
接着以3.5m3/min排量注入350m3胶凝酸(粘度为20mpa.s)，增加主缝的导流能力。
(8)混合粒径支撑剂段塞式加砂
最后采用70-140目和40-70目高强度混合粒径陶粒支撑剂进行段塞式加砂。为防止砂堵，70-140目支撑剂比例为60-70％，40-70目支撑剂比例为30-40％。压裂液的黏度为40mpa.s，砂浓度分别为30kg/m3、60kg/m3、90kg/m3、120kg/m3、180kg/m3、210kg/m3和240kg/m3，直到施工结束。
(9)顶替及排液求产作业。
a4井采用本发明的方法进行酸压改造，总液量915m3(压裂液420m3，交联酸220m3，胶凝酸160m3，转向酸60m3)，加砂32.6t，酸压最高泵压77.2mpa、最大排量6.0m3/min。改造后效果显著，压后初期日产油65t/d，生产一个月后产量为42t/d，产量保持效果较好。
虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。