本发明属于储层改造领域，特别涉及一种多级动态暂堵体积酸压方法。
背景技术：
长庆油田下古生界碳酸盐岩储层先后试验了常规酸压、多级注入酸压、闭合酸压、前置液酸压等工艺，取得了一定的改造效果，但由于酸蚀缝长较短，且储层基质向裂缝供气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果，酸压整体改造效果较差，并且压后产量递减较快。为了提高下古生界碳酸盐岩储层单井产量，为了解决或减缓常规酸压技术酸岩反应速率快、酸液滤失较大、酸蚀裂缝横向缝长延伸有限、改造体积受限、导流能力不足、非均质储层改造不均匀不充分等问题。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种多级动态暂堵体积酸压方法，以解决上述问题。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种多级动态暂堵体积酸压方法，包括以下步骤：
步骤1，选取厚度大于等于10米的云质碳酸盐岩储层；
步骤2，混合2-4％可降解耐酸纤维、96-98％的线性胶制备可降解耐酸纤维暂堵转向工作液；当杨氏模量小于27000MPa时，采用4％可降解耐酸纤维+96％的线性胶；当杨氏模量27000-32000MPa时，采用3％可降解耐酸纤维+97％线性胶；当杨氏模量大于32000MPa时，采用2％可降解耐酸纤维+98％线性胶；
步骤3，进行分段多级动态暂堵体积酸压，泵注顺序为：物理暂堵阶段→化学暂堵阶段；物理暂堵阶段包括2-3级，所述每一级泵注顺序为：前置液→段塞式携砂液→隔离液→可降解耐酸纤维暂堵转向工作液→阶段顶替液；化学暂堵阶段包括2-3级，所述每一级泵注顺序为：互溶剂→胶凝酸→转向酸→胶凝酸→转向酸→胶凝酸→阶段顶替液；
步骤4，全程拌注液氮，拌注排量0.20m3/min-0.40m3/min，视施工压力调整伴注排量和伴注时机，伴注液氮占总入地液量体积比为0.5-5.0％。
进一步的，步骤1所述的云质碳酸盐岩储层为：按照体积比例计算，白云岩占80％及以上，灰岩占20％及以下；储层平均渗透率大于等于1mD，平均孔隙度大于等于5％的天然裂缝或溶孔。
进一步的，所述可降解耐酸纤维长度为5-7mm，在压裂液、酸液中分散性达95％及以上，在15％盐酸，90℃的条件下，2小时降解率小于等于5％，24小时降解率大于等于95％；纤维暂堵液采用预配式多级纤维分散装置配置，纤维暂堵液分2-3级注入，纤维加入质量比例分别为2％，3％，4％。
进一步的，段塞式携砂液、隔离液和阶段顶替液均为线性胶或滑溜水；前置液包括胶凝酸和线性胶，按体积百分比计，包括40％胶凝酸和60％线性胶；按照体积计算，前置液量＞隔离液量＞段塞式携砂液量＞阶段顶替液，间隔差值范围10-20方；注入排量大于3方/分钟；段塞式携砂液中的砂为支撑剂，支撑剂为20/40目、40/70目或70/140目的陶粒其中两种或三种组合，支撑剂的体积密度小于等于1.63g/cm3，破碎率满足在86MPa下小于等于9％，组合粒径支撑剂体力比例为1:1:(1-2)。
进一步的，可降解耐酸纤维暂堵转向工作液采用基液配置，分级注入，纤维加入质量比例分别为2％，3％；若第1级纤维暂堵效果较好，则第2级纤维暂堵液加入比例仍采用2％；可降解耐酸纤维暂堵转向工作液注入排量1-2方/分钟。
进一步的，胶凝酸和转向酸按照体积计算，胶凝酸≤转向酸，间隔差值范围5-10方；注入排量大于3方/分钟；可降解耐酸纤维暂堵转向工作液紧接着的顶替液注入时，根据计算井筒容积的阶段顶替液待可降解耐酸纤维暂堵转向工作液被顶替到射孔位置附近时，观察井口压力变化，从1-2方/分钟提泵注排量至设计值。
进一步的，阶段顶替液为活性水，活性水包括：按质量百分比计，1.0％气井粘土稳定剂、0.1％气井高效助排剂和98.9％水；气井粘土稳定剂型号为KCl、气井高效助排剂型号为CF-5A。
进一步的，线性胶包括：按质量百分比计，0.33％羟丙基胍尔胶、0.1％杀菌剂、0.3％气井高效助排剂、0.3％气井粘土稳定剂、0.3％调节剂、0.5％起泡剂和98.17％水；滑溜水包括：按质量百分比计，0.1％减阻剂、0.5％助排剂、0.5％粘土稳定剂和98.9％水；胶凝酸包括：按质量百分比计，20.0％HCl盐酸、0.2％稠化剂主剂、1.0％稠化剂助剂、0.5％酸化助排剂、2.0％缓蚀剂、1.0％铁离子稳定剂、0.5％起泡剂和74.8％水；转向酸包括：按质量百分比计，18％HCl盐酸、0.08％稠化剂主剂、1.1％酸液表面活性剂、2.0％缓蚀剂、1.0％铁离子稳定剂和77.82％水；互溶剂包括：按质量百分比计，10％互溶剂和90％水。
进一步的，羟丙基胍尔胶型号为CJ2-6、杀菌剂型号为CJSJ-3、气井高效助排剂型号为TGF-1、气井粘土稳定剂型号为COP-2、调节剂型号为TJ-1、起泡剂型号为YFP-2；滑溜水中：减阻剂型号为EM60、助排剂型号为TGF-3、粘土稳定剂型号为COP-2；胶凝酸中：盐酸HCl、稠化剂主剂型号为CJ1-3(A)、稠化剂助剂型号为CJ1-3(B)、酸化助排剂型号为CF-5A、缓蚀剂型号为HJF-94、铁离子稳定剂型号为TWJ－10、起泡剂型号为YFP-1；转向酸中：HCl盐酸、稠化剂主剂型号为CJ1-3(A)、酸液表面活性剂型号为ZCJ、缓蚀剂型号为HJF-94、铁离子稳定剂型号为TWJ－10；互溶剂型号为HRJ。
与现有技术相比，本发明有以下技术效果：
本发明以“多级物理暂堵+多级化学暂堵”方式为主体思路，采用物理化学相结合多级暂堵方式，通过大排量大液量前置一定粘度的线性胶降滤造缝，用小粒径支撑剂增加裂缝导流能力，注入纤维暂堵液实现裂缝物理暂堵转向改造，并多级间隔式注入不同类型酸液实现裂缝化学暂堵转向改造，最终实现有效储层最大程度体积改造，提高单井产量。
本发明提高了储层的针对性、导流能力，降低酸液滤失、增加了裂缝酸蚀长度，裂缝转向扩大了储层改造体积，达到了云质碳酸盐岩储层有效改造提高单井产量的目标。
本发明可降解耐酸纤维在井底温度的作用下完全降解，无残渣，不对地层产生污染。降解机制为体解，非表面反应，降解时间短。
具体实施方式
以下对本发明进一步说明：
一种多级动态暂堵体积酸压设计方法，包括以下步骤：
1)首先进行选层，选取厚度大于等于10米的云质碳酸盐岩储层。
2)制备可降解耐酸纤维暂堵转向工作液，调节配液车排量为200L/min，按质量百分比计，2-4％可降解耐酸纤维、96-98％的线性胶。根据不同气田储层的杨氏模量来确定可降解耐酸纤维暂堵转向工作液浓度比例，当杨氏模量小于27000MPa时，4％可降解耐酸纤维+96％的线性胶；当杨氏模量27000-32000MPa时，3％可降解耐酸纤维+97％线性胶，当杨氏模量大于32000MPa时，2％可降解耐酸纤维+98％线性胶；具体视施工压力调整纤维浓度。
3)进行分段多级动态暂堵体积酸压，泵注顺序为：物理暂堵阶段→化学暂堵阶段，物理暂堵阶段泵注顺序为“前置液→段塞式携砂液→隔离液→可降解耐酸纤维暂堵转向工作液→......→阶段顶替液”；化学暂堵阶段泵注顺序为“互溶剂→胶凝酸→转向酸→胶凝酸→转向酸→胶凝酸→互溶剂→......→最终顶替液”。
4)全程拌注液氮，拌注排量0.20m3/min-0.40m3/min，视施工压力调整伴注排量和伴注时机，伴注液氮占总入地液量体积比为0.5-5.0％。
所述云质碳酸盐岩储层为：按照体积比例计算，白云岩占80％及以上，灰岩占20％及以下；储层平均渗透率大于等于1mD，平均孔隙度大于等于5％，发育一定的天然裂缝或溶孔。
所述可降解耐酸纤维长度为5-7mm；在压裂液、酸液中可均匀分散,分散性达95％及以上；降解能力，在15％盐酸，90℃的条件下，2小时降解率小于等于5％，24小时降解率大于等于95％。纤维暂堵液采用预配式多级纤维分散装置配置。纤维暂堵液分2-3级注入，纤维加入质量比例分别为2％，3％，4％，具体结合储层杨氏模量与现场施工压力适当调整，保持不变或逐级增加。
所述支撑剂(砂)为20/40目、40/70目或70/140目的陶粒其中两种或三种组合，支撑剂的体积密度小于等于1.63g/cm3，破碎率满足在86MPa下小于等于9％，组合粒径支撑剂体力比例为1:1:(1-2)。
所述物理暂堵阶段包括2-3级，所述每1级为“前置液→段塞式携砂液→隔离液→可降解耐酸纤维暂堵转向工作液→阶段顶替液(或第2级前置液)”，每级中段塞个数根据储层物性而定，从多到少(例如第一级为2个段塞，第一级为1个段塞)；所述化学暂堵阶段包括2-3级，所述每1级为“胶凝酸→转向酸→最终顶替液(或第2级胶凝酸)”。化学暂堵阶段开始、结束分别加注互溶剂。
所述前置液包括“胶凝酸→线性胶”，按体积百分比计，40％胶凝酸、60％线性胶，前置液量根据储层物性和厚度而优化，设计比例为4方每米储层段。通过储层评价方法，评价结果为致密储层时(例如渗透率≤0.3mD)，线性胶改为滑溜水。注入排量大于3方/分钟，排量根据单井安全限压条件，优化阶梯式升高。
所述携砂液、隔离液和阶段顶替液均为线性胶或滑溜水等低粘液体”，按照体积计算，前置液量＞隔离液量＞携砂液量＞阶段顶替液，间隔差值范围10-20方。注入排量大于3方/分钟，排量根据单井安全限压条件，优化阶梯式升高。
所述可降解耐酸纤维暂堵转向工作液采用基液配置，分级注入，纤维加入质量比例分别为2％，3％；根据现场施工情况，若第1级纤维暂堵效果较好，则第2级纤维暂堵液加入比例仍采用2％。根据现场施工情况确定加入比例，纤维暂堵液采用预配式多级纤维分散装置配置。可降解耐酸纤维暂堵转向工作液注入排量1-2方/分钟。
所述纤维暂堵液紧接着的顶替液注入时，根据计算井筒容积的阶段顶替液待纤维暂堵液被顶替到射孔位置附近时，观察井口压力变化，从1-2方/分钟提泵注排量至设计值。
所述胶凝酸和转向酸按照体积计算，胶凝酸≤转向酸，间隔差值范围5-10方。注入排量大于3方/分钟，排量根据单井安全限压条件，优化阶梯式升高。
所述最终顶替液为活性水，在井口限压条件下，尽可能提高注入排量快速顶替酸进入地层。
所述线性胶包括：按质量百分比计，0.33％羟丙基胍尔胶、0.1％杀菌剂、0.3％气井高效助排剂、0.3％气井粘土稳定剂、0.3％调节剂、0.5％起泡剂和98.17％水。所述滑溜水包括：按质量百分比计，0.1％减阻剂、0.5％助排剂、0.5％粘土稳定剂和98.9％水。所述胶凝酸与权利要求10中涉及的胶凝酸相同。
所述可降解耐酸纤维暂堵转向工作液性能包括：纤维长度6±0.5mm，在压裂液和酸液中可均匀分散性达100％、降解率(15％盐酸、90℃、24h)≥95％。
所述胶凝酸包括：按质量百分比计，20.0％HCl盐酸、0.2％稠化剂主剂、1.0％稠化剂助剂、0.5％酸化助排剂、2.0％缓蚀剂、1.0％铁离子稳定剂、0.5％起泡剂和74.8％水。所述转向酸包括：按质量百分比计，18％HCl盐酸、0.08％稠化剂主剂、1.1％酸液表面活性剂、2.0％缓蚀剂、1.0％铁离子稳定剂和77.82％水。所述互溶剂包括：按质量百分比计，10％互溶剂和90％水。
所述活性水包括：按质量百分比计，1.0％气井粘土稳定剂、0.1％气井高效助排剂和98.9％水。
所述羟丙基胍尔胶型号为CJ2-6、杀菌剂型号为CJSJ-3、气井高效助排剂型号为TGF-1、气井粘土稳定剂型号为COP-2、调节剂型号为TJ-1、起泡剂型号为YFP-2。所述滑溜水包括：减阻剂型号为EM60、助排剂型号为TGF-3、粘土稳定剂型号为COP-2。
所述胶凝酸包括：盐酸HCl、稠化剂主剂型号为CJ1-3(A)、稠化剂助剂型号为CJ1-3(B)、酸化助排剂型号为CF-5A、缓蚀剂型号为HJF-94、铁离子稳定剂型号为TWJ－10、起泡剂型号为YFP-1。所述转向酸包括：HCl盐酸、稠化剂主剂型号为CJ1-3(A)、酸液表面活性剂型号为ZCJ、缓蚀剂型号为HJF-94、铁离子稳定剂型号为TWJ－10。所述互溶剂型号为HRJ。
所述气井粘土稳定剂型号为KCl、气井高效助排剂型号为CF-5A。其他配方里面涉及到的水均为活性水。
实施例：
针对陕井近20米的大段白云岩储层，采用物理化学相结合多级暂堵方式，通过大排量大液量前置一定粘度的线性胶降滤造缝，用小粒径支撑剂增加裂缝导流能力，注入纤维暂堵液实现裂缝物理暂堵转向改造，并多级间隔式注入不同类型酸液实现裂缝化学暂堵转向改造，采用多级动态暂堵体积酸压工艺，最终实现有效储层最大程度体积改造，试气获日产25.14万立方米的高产工业气流，为后期厚层致密碳酸盐岩储层增产积累了宝贵经验。为了探索靖边气田中上组合提高单井产量新途径。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。