本发明属于压裂，具体涉及一种碳酸盐岩降滤暂堵转向深度酸压方法。
背景技术：
1、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。
2、碳酸盐储层一般埋藏较深，温度与闭合压力较高，因此，对于碳酸盐油气藏进行酸压改造面临诸多难点：(1)储层裂缝比较发育，酸液滤失较大；(2)储层埋藏深，温度可达120℃～140℃，导致酸岩反应速度很快，影响裂缝酸蚀距离的延长，难以有效实现深穿透，给有效沟通井筒远处的有利储集体或溶洞带来困难；(3)由于酸液滤失较大，酸蚀作用不充分，酸蚀裂缝导流能力较低。
3、如申请号201510388885.1的的发明专利公开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。该技术依靠酸液粘度交替变化和滑溜水共同作用提高酸蚀距离和裂缝复杂程度，未使用暂堵转向材料，改造程度有一定限制。
4、申请号201910385857.2的发明专利公开了一种碳酸盐储层缝网体积酸压方法，其按照下述方法进行：向碳酸盐油气田井内注入低粘乳滑溜水酸液，实现降低近井地带低粘乳滑溜水酸液运移阻力；向碳酸盐油气田井内注入低粘乳滑溜水酸液，对射孔段附近的优势裂缝通道进行缝网体积酸压改造；向碳酸盐油气田井内泵入植物胶液体，完成低粘乳滑溜水酸液的转向过程；继续向碳酸盐油气田井内泵入低粘乳滑溜水酸液，完成缝网体积酸压改造过程；向碳酸盐油气田井内注入顶替液，测试油气产量。该技术依靠低粘乳滑溜水酸液和植物胶液体交替注入实现碳酸盐岩储层造缝和酸压改造，提高酸蚀距离和裂缝复杂程度，未使用暂堵转向材料，改造程度有一定限制。
技术实现思路
1、本发明的目的在于克服常规酸压技术酸液滤失大、酸蚀裂缝距离短、裂缝导流能力低的不足，提供一种碳酸盐岩降滤暂堵转向深度酸压方法。
2、本发明型所采用的技术方案如下：
3、一种碳酸盐岩降滤暂堵转向深度酸压方法，包括以下步骤：
4、s1，采用滑溜水携带粉陶支撑剂、纤维进行加砂压裂施工；
5、s2，加砂压裂施工结束后，采用交替注酸工序进行酸压施工；
6、s3，酸压施工结束后，注入滑溜水压裂液进行顶替作业，之后，注入耐酸暂堵剂进行酸蚀裂缝暂堵，若暂堵后施工压力升高低于5mpa，则进入步骤s4；若暂堵后施工压力升高5～8mpa，则直接进入步骤s5；
7、s4，多次重复执行上述步骤s2、步骤s3的操作，具体可为：(第一级酸压施工+第一级滑溜水压裂液顶替作业、第一次暂堵施工)+(第二级酸压施工+第二级滑溜水压裂液顶替作业、第二次暂堵施工)+……(第n级酸压施工+第n级滑溜水压裂液顶替作业、第n次暂堵施工)，n取2、3……，直至暂堵后施工压力升高5～8mpa；
8、s5，采用交替注酸工序再次进行酸压施工；
9、s6，注入滑溜水压裂液进行顶替作业，酸压施工结束。
10、进一步地，所述加砂压裂施工用液量为200～300方，施工排量为3～4方/分，平均砂比10％～15％；所述酸压施工用液量为150～300方，施工排量为3～6方/分。
11、进一步地，步骤s1中，所述滑溜水的用量为150～300方、粉陶支撑剂的用量为5～20方、纤维的用量为100～150kg。
12、步骤s1采用粉陶支撑剂、纤维造缝降滤，优选地，所述粉陶支撑剂是粒径为70～140目陶粒支撑剂，值得一提的是，粉陶支撑剂的承压等级大于改造井段的地层闭合压力(地层闭合压力可以通过压裂测试获取)。
13、优选地，所述纤维为水溶性聚乙烯醇纤维，平均分子量为60000～150000。
14、进一步地，所述交替注酸工序是指采用稠化酸、转向酸交替注入方式进行酸压施工，具体为：每一次酸压施工按照稠化酸30～60方→转向酸30～60方→稠化酸30～60方→转向酸30～60方→稠化酸30～60方的顺序进行交替注入施工，施工排量为3～6方/分。
15、进一步地，所述稠化酸的粘度20～50mpa.s，转向酸的粘度10～20mpa.s。
16、进一步地，所述步骤s3中，滑溜水压裂液的用量为10～40方，黏度10～40mpa.s。步骤s6中滑溜水压裂液的用量为井口至改造井段的管柱容积，黏度10～40mpa.s。
17、优选地，所述稠化酸，按重量百分比计，包括以下组分：盐酸18％～20％，稠化剂0.2％～1.0％，缓蚀剂1.0％～1.5％，铁离子稳定剂0.5％～1.5％，助排剂0.5％～1.5％，余量为水。
18、优选地，所述的转向酸是由以下按重量百分比计的物质组成：盐酸18％～20％，酸液表面活性剂1.0％～1.5％，耐酸降阻剂0.1％～0.5％，缓蚀剂1.0％～1.5％，铁离子稳定剂0.5％～1.5％，余量为水。
19、优选地，所述碳酸盐岩降滤暂堵转向深度酸压方法，包括以下步骤：
20、s1，采用滑溜水携带粉陶支撑剂、纤维进行加砂压裂施工；
21、s2，加砂压裂施工结束后，采用稠化酸、转向酸交替注入方式进行第一级酸压施工；
22、s3，第一级酸压施工结束后，注入滑溜水压裂液进行顶替作业，之后，注入耐酸暂堵剂进行酸蚀裂缝暂堵，需要说明的是，暂堵剂加量按照耐酸暂堵剂封堵性能进行设计，如果第一次暂堵后施工压力升高低于5mpa，可进行第二次或第三次暂堵，直至暂堵后施工压力升高5～8mpa；
23、s4，暂堵施工结束后，采用稠化酸、转向酸交替注入方式进行第二级酸压施工；
24、s5，第二级酸压施工结束后，再次注入滑溜水压裂液进行顶替作业，注入耐酸暂堵剂进行第二次酸蚀裂缝暂堵，直至暂堵后施工压力升高5～8mpa；
25、s6，第二次暂堵施工结束后，采用稠化酸、转向酸交替注入方式进行第三级酸压施工；
26、s7，第三级酸压施工结束后，注入滑溜水压裂液进行顶替作业，酸压施工结束。
27、本发明的有益效果如下：
28、1、本发明可广泛用于各类碳酸盐岩储层的酸压改造，通过耐酸暂堵剂，实现改造裂缝的有效封堵，形成转向裂缝，提高储层改造体积和改造效果，比现有的碳酸盐岩体积压裂技术，具有施工成本低，现场施工简单、封堵可靠，压后效果显著、可控性高的特点。
29、2、采用滑溜水携砂压裂并封堵天然裂缝，降低酸液滤失，利于酸液与碳酸盐岩充分反应，提高酸液作用距离和酸蚀裂缝导流能力，有利于提高储层改造效果。
30、3、采用稠化酸、转向酸多级交替注入，降低酸液反应速率，提高酸蚀裂缝长度和酸压改造体积。
31、4、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。
32、5、本发明通过通过多级交替注入的方式形成的支缝及微裂缝系统越多，沿主裂缝方向的应力释放作用就越明显，有效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，可使裂缝导流能力维持更长的时间。
33、为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面通过具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。