一种酸化压裂方法与流程

1.本发明属于石油或页岩气开采领域，特别涉及酸化压裂方法。


背景技术：

2.酸化压裂方法是在高于地层破裂压力下用酸液作为压裂液，进行的不加支撑剂的压裂。酸压过程中靠酸液的溶蚀作用将裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的表面，以使停泵卸压后，裂缝壁面不会完全闭合。相对于完全依靠支撑剂的物理作用进行的压裂，其具有更高的导流能力，产率更高。
3.此法在一般碳酸盐岩油藏上得到了高效广泛的应用，但目前深层碳酸盐岩储层发现的比例越来越多，如中国石化的塔河油田，埋深一般在5000m以上，有的甚至在6000m以上，这些深油藏的闭合应力多在80-100mpa以上，使得通过酸蚀形成的裂缝的导流能力递减很快，有的甚至会降低到0，有效缝长不断缩短。因此，深层碳酸盐岩酸压有效期一般相对较短，严重制约了经济开发效益。
4.现有酸压技术包括前置液酸压、多级注入酸压及闭合酸化等多种形式或改进形式，在酸压液上也有稠化酸、地面交联酸等多种选择。但不论采用哪种技术或液体，其对压裂后的岩石表面形态的控制都较为困难，形成的都是非均匀的刻蚀壁面，且这些非均匀性的刻蚀壁面多呈现点状凹凸，部分会存在沟槽或小坑型凹凸，在高闭合应力条件下，壁面会出现明显的应力集中，导致凸出处因受力过大而迅速坍塌，从而出现裂缝闭合或堵塞等情况，使得导流能力快速下降或丧失，产能快速下滑。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于提出一种可在压裂裂缝之间形成凸出于岩石基体的、具有较规整形态的支撑部的新型酸化压裂方法，所述支撑部具有平整的、面积较大的接触面，同时自其接触面至岩石基体的凸出部分具有一致的强度，并且通过本发明的方法可大幅度提高这部分的支撑强度，在开采石油的过程中可有效分散闭合应力并维持自身稳定，实现抗高压的效果，增加单井长期产能和有效生产时间。
6.本发明的技术方案如下：
7.一种酸化压裂方法，其包括：
8.(1)通过第一压裂液进行造缝；
9.(2)在所得裂缝内交替加入携带液和顶替液，其中所述携带液中含有第一屏蔽保护剂；
10.(3)向完成步骤(2)后的裂缝加入酸液进行刻蚀；
11.(4)向刻蚀后的裂缝加入压裂组合物，其中所述压裂组合物含有第二压裂液和第二屏蔽保护剂；
12.任选地，步骤(3)-(4)重复进行；
13.其中，所述第一屏蔽保护剂和第二屏蔽保护剂相同或不同，均为可粘附于裂缝表
面且不与酸液进行反应的物质。
14.相对于直接进行酸液刻蚀的技术，本发明在部分裂缝上先覆盖有第一屏蔽保护剂再进行酸蚀，使得被覆盖的这部分岩石在酸蚀中保持了完整，从而在受到闭合压力时形成支撑，显著降低了裂缝闭合或自身坍塌的可能性。
15.相对于只简单进行保护剂覆盖后酸蚀的技术，本发明在酸蚀后再次进行了裂缝开拓和稳固，进一步提高了酸蚀后保留的支撑部的凸出深度并保持了支撑部整体的强度一致性，不至使其出现部分位置过蚀的现象，同时发明人意外地发现，本发明的方法可大幅度提高支撑部的支撑强度。
16.本发明在步骤(2)中对第一屏蔽保护剂进行了交替加入，可形成均匀散步的、凸出深度较大的呈柱体状的支撑部，并在酸蚀后在支撑部上形成均匀平整的接触面，实现了最大化的应力均匀分散。根据本发明的一些具体实施方式，所述第一压裂液的黏度为所述携带液黏度的6-10倍。
17.根据本发明的一些具体实施方式，所述第一压裂液的黏度为50-200mpa.s，优选为50-150mpa.s，更优选为80-120mpa.s。
18.该具体实施方式可实现黏滞指进效应及屏蔽保护剂的快速推进，发明人发现屏蔽保护剂的推进速率与其最终形成的支撑部形态和分布有关，因此该具体实施方式可进一步提高本发明的技术效果。
19.根据本发明的一些具体实施方式，在步骤(2)进行的中后期，可提高液体排量，以促进第一屏蔽保护剂在裂缝高度上的指进效应和分布。
20.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(2)可分2-3次交替注入所述携带液和顶替液，如先注入1-10m3携带液，再注入1-10m3顶替液，再注入1-10m3携带液，再注入1-10m3顶替液等。
21.根据本发明的一些具体实施方式，所述顶替液为滑溜水。
22.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(1)可采用高黏度压裂液配合高排量施工，净压力提升速度快，有利于提高造缝效率和造缝宽度，及后续屏蔽保护剂的进入，同时，高黏度高排量施工可使得裂缝壁面光滑，增加支撑部的稳定性，此外，注入压裂液可在裂缝内大幅度降低温度，便于后续酸液缓速和增加酸蚀裂缝长度。
23.根据本发明的一些具体实施方式，所述第一屏蔽保护剂和第二屏蔽保护剂均选自油溶性树脂。
24.上述实施方式中所述油溶性树脂常温下为固体，在高温下可变软粘附在岩石表面，同时能被油性溶剂如原油溶解。根据本发明的一些具体实施方式，所述油溶性树脂的软化温度高于140℃。
25.根据本发明的一些具体实施方式，所述第一屏蔽保护剂和第二屏蔽保护剂选自松香改性酚醛树脂和石油树脂中的一种或多种。所述石油树脂优选为c5树脂和/或c9树脂。根据本发明的一些具体实施方式，第一屏蔽保护剂和第二屏蔽保护剂的粒径为20-60目。
26.根据本发明的一些具体实施方式，所述第一屏蔽保护剂对裂缝总面积的覆盖量为20-40％。
27.其中所述覆盖量是指的屏蔽保护剂分散后的面积与全部裂缝的总表面积的百分比，其中所述裂缝表面积及屏蔽保护剂分散后面积(即屏蔽保护剂覆盖面积)可以通过下式
进行计算：
28.裂缝表面积＝缝长
×
缝高；
29.屏蔽保护剂覆盖面积＝屏蔽保护剂体积量/屏蔽保护剂粘附后厚度。
30.根据本发明的一些具体实施方式，所述第一屏蔽保护剂的覆盖浓度为0.5-2kg/m2。
31.其中所述覆盖浓度是指的单位裂缝表面积上分布的第一屏蔽保护剂的质量含量。
32.根据本发明的一些具体实施方式，所述第一屏蔽保护剂在携带液中的体积百分比为20-30％，优选为25-30％。发明人发现，在该体积百分比下，可得到较佳的屏蔽面积，形成有效的稳定裂缝通道。
33.根据本发明的一些具体实施方式，所述携带液与所述顶替液的体积比为(0.5-1):1。其中所述体积比是指的携带液和顶替液单次加入的体积的比，而非多次加入的总体积的比。
34.根据本发明的一些具体实施方式，所述携带液含有黏度为1-3mpa.s的第三压裂液。
35.根据本发明的一些具体实施方式，所述第三压裂液为滑溜水。
36.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(3)包括加入不同黏度的酸液进行分步刻蚀，其中，酸液的黏度在10-50mpa.s进行变化。其中所述分步刻蚀是指的不同黏度的酸液分开进行刻蚀的过程。如先以1-10m3/min的排量注入黏度为50mpa.s的高黏度酸液10-100m3，再以1-10m3/min的排量注入黏度为10mpa.s的低黏度酸液10-50m3。
37.根据本发明的一些具体实施方式，所述压裂组合物中的第二屏蔽保护剂的覆盖量为1.5-2kg/m2。该实施方式中覆盖量是指的压裂组合物中的第二屏蔽保护剂在刻蚀后的裂缝的单位表面积上的质量含量。
38.根据本发明的一些具体实施方式，所述压裂组合物中的第二压裂液的密度等于所述步骤(3)中最高黏度酸液的密度。
39.根据本发明的一些具体实施方式，所述压裂组合物的加入可以是在计算酸液在裂缝长度及高度上的分布情况，等酸液在裂缝端部及高度上都均匀分布后进行的。为保证该步骤中第二屏蔽保护剂有充分的时间在酸蚀后形成的支撑部的柱体上覆盖，可选择较小的排量，甚至可停泵一段时间，以等待裂缝内温度满足第二屏蔽保护剂的软化温度要求。
40.发明人发现，步骤(3)-(4)重复进行的次数越多，形成的支撑部的凸出高度越高，裂缝的导流能力越高。
41.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(2)完成后静置5-30min再进行所述步骤(3)。
42.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(2)完成后静置10-15min再进行所述步骤(3)。
43.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(4)完成后静置1-20min再进行后续操作。
44.根据本发明的一些具体实施方式，所述步骤(4)完成后静置5-10min再进行后续操作。
45.上述一些实施方式中，所述静置可通过停泵的方式进行，停泵时裂缝会受到明显
的闭合压力，闭合应力可促使裂缝表面的屏蔽保护剂产生更加紧密的粘附，由此得到更好的技术效果。
46.根据本发明的一些具体实施方式，所述酸化压裂方法还包括步骤(5)：使用黏度为1-3mpa.s的顶替液进行顶替，步骤(1)-(5)可重复进行，优选地，所述顶替液为滑溜水。
47.根据本发明的一些具体实施方式，在步骤(1)进行前通过模拟计算得到最佳施工参数组合，其中含有优化后的最高排量v，所述步骤(3)中携带液的排量为40-100％v，顶替液的排量为90-100％v。
48.根据本发明的一些具体实施方式，在加入体积小于其总体积50-60％时，所述携带液的排量为40-60％v，否则为90-100％v。
49.根据本发明的一些具体实施方式，所述酸液的排量为50-100％v。
50.根据本发明的一些具体实施方式，所述酸液进行分步蚀刻，所述酸液黏度为10-20mpa.s时排量为50-70％v，黏度为20-30mpa.s时，排量为70-90％v，黏度为30-50mpa.s时排量为90-100％v。
51.本发明可在压裂裂缝之间形成凸出于岩石基体的、具有较规整形态的支持部，所得支撑部具有较大的接触面积和整体一致的、大幅度提高的支撑强度。
52.本发明的步骤(2)及步骤(4)可有效避免简单酸蚀或简单屏蔽后酸蚀产生的裂缝快速闭合、或酸液内渗产生的支撑部分出现内部或底部破损/掏空现象，有效提高了非裂缝部分对裂缝的支撑能力，大幅提升裂缝导流能力，特别是裂缝的长时间稳定导流能力。
53.本发明可对深层碳酸盐岩储层进行高效稳定的开采，增加单井长期产能和有效生产时间。
附图说明
54.图1为本发明实施例1中步骤(6)加入第一屏蔽保护剂后的裂缝结构示意图；
55.图2为本发明对比例2中采用一次注入法替代段塞式注入法时，两者的第一屏蔽保护剂的分布效果示意图。
具体实施方式
56.下面结合实施例对本发明进行详细说明。应当理解，此处所描述的实施方式及实施例仅用于说明和解释本发明，其并不用于限定本发明。
57.以下实施例采用的密度测试方法依照gb 4472-1984，黏度测试方法依照gbt22235-2008。
58.实施例1
59.通过以下过程进行酸化压裂：
60.(1)关键储层参数的评估
61.包括物性、岩石力学参数、三向地应力、天然裂缝发育情况等，可采用地震、测井、录井、导眼井岩心室内测试分析等方法。
62.(2)完井方式确定
63.采用裸眼完井方式完井，对应可使用如裸眼滑套分段压裂方法，或采用套管完井方式，对应可采用桥塞射孔联作技术进行分段压裂施工。
64.(3)裂缝参数的优化
65.在步骤(1)地质建模的基础上，采用具有双重介质或三重介质的模拟功能的酸压产量预测的商业软件如eclipse，按等效导流能力方法设置人工裂缝，按正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、导流能力、段间距及裂缝长度分布情况，从中优选酸压后产量相对最高或经济净现值最高的裂缝参数系统为优化值。
66.(4)酸压施工参数的优化
67.在步骤(3)的基础上，应用目前酸压裂缝模拟的常用软件模拟不同酸压施工参数下的裂缝几何尺寸及导流能力动态变化规律，从中优化出能获得步骤(3)优化的裂缝参数系统的酸压施工参数组合。
68.(5)高黏度压裂液造缝施工
69.采用步骤(4)优化总液量的20-30％体积作为高黏度压裂液造主缝用，压裂液黏度可达100mpa.s(170s-1
剪切速率下连续剪切2小时后的尾黏)以上，排量可为步骤(4)优化的最高排量；
70.如压裂过程中遇到大的缝洞，压力会有较大幅度的降低，此时要继续注入高黏度的压裂液，如压力一直难以提升，说明遇到的缝洞太大，可再注入低黏度酸液，形成常规的刻蚀裂缝通道，与上述大的缝洞系统有效沟通，也能取得较理想的效果。此时，施工可提前结束。如继续注入一定量的高黏度压裂液后，压力有恢复，则说明上述缝洞系统较小，等压裂液将其充填饱满后，可继续造缝。直到模拟的缝长达到预期要求为止。
71.该步骤完成后的效果如附图1的剖面结构示意图所示，其中1表示未形成裂缝的岩石体，2表示通过压裂液形成的主裂缝。
72.(6)第一屏蔽保护剂注入施工
73.在步骤(5)的基础上，以黏度1-3mpa.s的滑溜水，携带粒径为20-60目的颗粒状第一屏蔽保护剂，第一屏蔽保护剂可优选耐高温可油溶的温控变形材料，如松香改性酚醛树脂、c5树脂、和/或c9树脂等。一般的等效砂液比应在20-30％左右，保护剂的用量可按裂缝面积的20-40％，以及按保护剂的铺置浓度0.5-2kg/m2进行设计。滑溜水携带时按段塞式注入，携带保护剂体积及未携带保护剂的滑溜水体积比为0.5-1:1，可如1:1，携带保护剂的排量可如步骤(4)优化的最高排量的50％，不携带保护剂的滑溜水排量可如步骤(4)优化的最高排量。
74.当上述保护剂注入50-60％后，将携带保护剂的排量也提高到步骤(4)优化的最高排量，直至将该段所有保护剂注完为止。该段施工结束后，可适当停泵10-15min，以等待屏蔽保护剂的软化，可更好地粘结在裂缝壁面。
75.第一屏蔽保护剂在裂缝壁面粘结后可形成如附图1中201所示的屏蔽层，该屏蔽层可保护其下岩石基体不被酸液蚀刻掉，从而形成柱状的支撑部。
76.(7)酸液刻蚀施工
77.在步骤(6)的基础上，采用变排量和变黏度酸液进行注入。黏度可从10-50mpa.s变化，黏度上限如胶凝酸达不到，可采用地面交联酸。排量可从步骤(4)优化的最高排量的50％-100％变化。为便于施工，一般按低黏度低排量、中黏度中排量和高黏度高排量三种方式进行。该段酸液用量可基于模拟的酸液能到达裂缝端部及顶底缝高处为宜。
78.(8)第二屏蔽保护剂施工
79.使用具有与步骤(7)最高黏度酸液相等的密度的压裂液携带第二屏蔽保护剂进行施工，第二屏蔽保护剂也可选自如松香改性酚醛树脂、c5树脂、和/或c9树脂等油溶性树脂。需要覆盖的柱体的表面积可基于步骤(7)刻蚀的柱体高度及主裂缝第一屏蔽保护剂覆盖的总面积等进行计算。然后按该保护剂的铺置浓度1.5-2kg/m2进行用量设计，具体注入参数可参照步骤(6)中的有关参数。该阶段注完后，可再停泵5-10min。
80.(9)重复步骤(7)-步骤(8)1-3次。
81.(10)顶替作业:按每段井筒容积的110-120％进行过顶替，可用黏度1-3mpa.s的滑溜水，排量取步骤(4)优化的最高排量。
82.(11)其它段施工，重复步骤(5)-步骤(10)，直到将所有段施工完为止。
83.(12)返排、测试及投产，参照常规流程及标准执行。
84.实施例2
85.采用如实施例1的酸化压裂过程对塔里木盆地某深层碳酸盐岩储层进行开采。该碳酸盐岩储层井深6500米，在施工初期以6m3/min的排量注入240m3的粘度为100mpa.s的压裂液，然后以3m3/min的排量用1-3mpa.s滑溜水携带40-60目的屏蔽保护剂注入3个段塞，屏蔽保护剂的注入浓度为200-500kg/m3，注入的顶替液的排量为6m3/min，所用顶替液为滑溜水。屏蔽保护剂的携带总液量为4m3，顶替液量为4m3，交替进行3次，此阶段施工结束后，停泵15min。然后依次用3m3/min排量注入10mpa.s酸液60m3，4m3/min排量注入30mpa.s酸液60m3，6m3/min排量注入50mpa.s酸液60m3。再以3m3/min排量注入携带浓度为50-200kg/m3的屏蔽保护剂的、密度为1.1g/cm3的压裂液1m3，停泵10min。然后用3m3/min排量注入10mpa.s酸液80m3，4m3/min排量注入30mpa.s酸液80m3，6m3/min排量注入50mpa.s酸液80m3。最后用58m3的滑溜水进行顶替。
86.完成上述酸压后的缝宽为6-8mm，未溶蚀岩石的支撑部高度为1-5mm，酸压后导流能力为52d.cm，较常规工艺技术(未加入屏蔽剂的酸压工艺)提高40％以上。酸压后产量为74t/d，生产3个月后，产量为62t/d，仅下降16％。
87.实施例3
88.采用如实施例1的酸化压裂过程对某深层碳酸盐岩储层进行开采，其井深7480米，在施工初期以8m3/min排量注入300m3的粘度100mpa.s的压裂液，然后以8m3/min的排量用滑溜水携带40-60目的第一屏蔽保护剂注入3个段塞。第一屏蔽保护剂的注入浓度为400kg/m3，采用黏度为3mpa.s滑溜水携带，顶替液为同样的滑溜水，此阶段总液量为42m3，其中第一个段塞，携带液为5m3，顶替液为5m3；第二个段塞，携带液为6m3，顶替液为8m3；第三个段塞，携带液为8m3，顶替液为10m3；每个段塞之间的时间间隔相等。此阶段施工结束后，停泵20min。
89.然后依次用4m3/min排量注入15mpa.s的酸液80m3，6m3/min排量注入25mpa.s的酸液100m3，8m3/min排量注入40mpa.s的酸液120m3。再以3m3/min排量注入压裂液2m3，其携带有浓度为120kg/m3的20-40目第二屏蔽保护剂，停泵15min。然后用4m3/min排量注入20mpa.s的酸液90m3，6m3/min排量注入40mpa.s酸液90m3，8m3/min排量注入60mpa.s酸液120m3。最后用68m3的滑溜水进行顶替。
90.通过上述酸压工艺，该井压后测试产量为102.4t/d，比邻井(采用前置液酸压工艺，酸液为交联酸，酸液用量规模与本井相似)产量提高32.7％，生产3个月后，产量为
87.6t/d，仅下降14.5％。
91.对比例1
92.b井井深6235-6337m，地层温度150-160℃，采用大型前置液量降低储层温度和造缝，以6m3/min的排量注入压裂液420m3。然后单次注入油溶性树脂300kg作为屏蔽保护剂，接着使用高粘度交联酸(粘度40mpa.s)与胶凝酸(粘度15mpa.s)分两次注入，排量6m3/min，共注入交联酸350m3，胶凝酸200m3。酸压后日产油为63.82t/d，生产3个月后，产量为36.5t/d，下降了42.8％。
93.对比例2
94.在如实施例1的酸化压裂过程中于步骤(6)第一屏蔽保护剂注入施工时采用一次注入法替代段塞式注入法，对两者产生的第一屏蔽保护剂分布情况进行测绘，得到如附图2所示的效果对比图(图中填充部分填充部分表示未被溶蚀后的岩石支撑柱体，从左到右表示未溶蚀柱体在裂缝面上的分布)，从图中可以看出，采用一次注入法时，屏蔽保护剂在近端和远端的堆积量差异大，近端堆积量大，远端堆积量少，堆积距离不断扩大，产生近处支持强度高，但流动空间少，远处支持强度低的效果。而段塞式注入可明显改善近端和远端的堆积差异，使堆积量更加均匀，同时可显著改善堆积距离差异，实现均匀地分布，由此最终可得到均匀凸出于基体的支撑部，显著提升裂缝导流能力和长期稳定性。第二屏蔽保护注入后粘附在柱体部分，保护其不被酸影响。
95.以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。