一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法

本发明属于油气开采，特别涉及一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法。

背景技术：

1、深层、超深层碳酸盐岩储层是当前油气勘探开发的重点和热点领域之一，而酸压改造工艺是碳酸盐岩油气藏开发井增产的主导技术之一，也是碳酸盐岩油气藏勘探开发的关键性技术。酸压是指在井底施工压力大于地层岩石破裂压力的条件下将酸液注入地层，地层裂开形成人工裂缝，酸液始终在张开的裂缝中流动并与裂缝壁面反应，最终形成具有一定长度和一定酸蚀导流能力的裂缝，以提高储层渗流能力的酸化技术。塔里木盐下超深白云岩储层改造井深可达8000m以上，储层温度在140-190℃之间，延伸压力梯度介于1.8-2.4mpa/100m之间，属于超深层、高温、高地应力特征储层。深层、超深层储层面临的问题具体体现在储层埋藏深，破裂压力梯度、裂缝延伸压力梯度高，施工难度较大，因此对施工管柱和注入设备提出了更高的要求。并且储层温度高，温度分布在130-170℃之间，酸液与储层岩石之间的反应速度较快，导致酸液大量消耗在缝口，酸液有效作用距离有限，形成的酸蚀缝长较短。以及碳酸盐岩储层裂缝、孔洞发育，压裂/酸液滤失大。目前超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层改造技术还不配套，改造效果均不太理想，如何实现超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层有效开发，对深层、超深层碳酸盐岩的高产稳产至关重要。

技术实现思路

1、本发明的目的在于提供一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法。针对超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层所面临改造施工压力高、酸液有效作用距离有限、压裂/酸液滤失大、酸液体系适应性差的难题，通过室内研究及现场试验，提出一种最佳酸压工艺，弥补了现有方法的不足，对深层、超深层碳酸盐岩储层酸压改造具有借鉴意义。本发明的技术方案是：一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，发明技术方案如下：

2、(1)采用kcl加重压裂液基液进行测试压裂。

3、(2)继续用kcl加重压裂液基液压开储层，或更换为cacl2加重压裂液压开储层。

4、(3)压开储层后，选用kcl加重冻胶压裂液作为前置液。

5、(4)后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用kcl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入。

6、(5)多级交替注入后，采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压。

7、(6)注入顶替液顶替管柱内酸液进入地层。

8、进一步地，所述步骤(1)中“测试压裂”，因储层具有超高温、高地应力的特征，有必要进行测试压裂，同时选用加重压裂液提高井筒内流体静液柱压力。试压裂时观察施工压力与排量，分析地层吸液情况，具体地，判断在限压120mpa时，排量是否可以达到3m3/min，不能达到代表地层吸液能力差，反之则代表地层吸液能力好。

9、进一步地，所述步骤(1)中“kcl加重压裂液基液”，具体地，kcl加重压裂液基液(密度为1.1g/cm3)配方为0.48％胍胶+20％kcl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水。

10、进一步地，所述步骤(2)中“继续用kcl加重压裂液基液压开储层”，具体地，若地层吸液能力可达到3m3/min，代表地层吸液能力较好，可以压开储层，则继续用kcl加重压裂液基液进行施工。

11、进一步地，所述步骤(2)中“或更换为cacl2加重压裂液压开储层”，具体地，若地层吸液能力不能达到3m3/min，代表地层吸液能力差，前置液则更换为cacl2加重压裂液(密度1.25g/cm3)，进一步提高井筒内流体静液柱压力，降低井口超压风险，减少对管柱、注入设备的性能要求，压开储层。

12、进一步地，所述步骤(2)中“cacl2加重压裂液”，具体地，cacl2加重压裂液(密度1.25g/cm3)具体配方为27％ cacl2+0.7％稠化剂+0.1％助溶剂+清水。

13、进一步地，所述步骤(3)中的“压开储层后，选用kcl加重冻胶压裂液作为前置液”，具体地，在压开储层后，首先注入大量kcl加重冻胶压裂液作为前置液，其高粘度性能减小了液体在地层中的流动性，降低滤失速度，提高液体效率。同时降低储层温度，减缓后续注入的酸液与储层岩石之间的反应速度，延长酸液有效作用距离。

14、进一步地，所述步骤(4)中的“后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸”，具体地，在储层压开并降温后，后续酸压施工用酸液选用具有强缓速作用的交联酸，具体地，交联酸配方为20％hcl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水+0.8％交联剂+0.15％破胶剂。

15、进一步地，所述步骤(4)中的“kcl加重冻胶压裂液”，具体地，kcl加重冻胶压裂液配方为0.48％胍胶+20％kcl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水+0.8％交联剂+0.2％破胶剂。

16、进一步地，所述步骤(4)中的“kcl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入”，具体地，在储层压开并降温后，后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用kcl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入，使得高粘kcl加重冻胶压裂液多次覆膜，减小后续酸液与裂缝表面的接触面积，减缓后续注入的酸液与储层岩石之间的反应速度，延长酸液有效作用距离，实现中、远井地带深度刻蚀。

17、进一步地，所述步骤(5)中的“采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压”，具体地，在多级交替注入后，中、远井地带已经完成深度刻蚀。后续采用低粘度酸液体系(交联酸不交联)对近井地带进行闭合酸压，提高缝口导流能力。

18、进一步地，所述步骤(5)中的“低粘度酸液体系”，具体地，低粘度酸液体系为不交联的交联酸，具体配方为20％hcl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水。

19、本专利提供的技术方案带来的有益效果至少包括：

20、(1)针对深层、超深层储层改造难点，采用加重压裂液、前置液降温、高粘压裂液降滤；

21、(2)kcl加重压裂液、cacl2加重压裂液能够有效降低井口施工压力，减少对设备性能的要求，交联酸酸液体系可以实现非均匀刻蚀，提高酸液有效作用距离，提高有效导流能力；

22、(3)采用多级交替注入+闭合酸压改造工艺。可以在注入前期采用低粘度酸液体系激活井周天然裂缝；近井采用闭合酸压，提高缝口导流能力；通过高低粘度交替注入实现近井、远井带深度刻蚀。

23、通过本技术方案可以针对超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层降低井口压力、提高近井导流能力同时又能沟通远井带并深度刻蚀，进而增大整体裂缝体积，最终增加最终油气产出量。

技术特征：

1.一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(1)中“kcl加重压裂液基液”配方为0.48％胍胶+20％kcl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水。

3.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(2)中“cacl2加重压裂液”配方为27％cacl2+0.7％稠化剂+0.1％助溶剂+清水。

4.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(3)中“kcl加重冻胶压裂液”配方为0.48％胍胶+20％kcl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水+0.8％交联剂+0.2％破胶剂。

5.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(4)中“交联酸”配方为20％hcl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水+0.8％交联剂+0.15％破胶剂。

6.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(5)中“低粘度酸液体系”配方为20％hcl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水。

技术总结
本发明的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，包括以下步骤：(1)采用KCl加重压裂液基液进行测试压裂；(2)继续用KCl加重压裂液基液压开储层，或更换为CaCl2加重压裂液压开储层；(3)压开储层后，选用KCl加重冻胶压裂液作为前置液；(4)后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入；(5)多级交替注入后，采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压；(6)注入顶替液顶替管柱内酸液进入地层。本发明针对超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层所面临改造施工压力高、酸液有效作用距离有限、压裂/酸液滤失大等问题，提出一种最佳酸压工艺，更加满足现场施工需求。

技术研发人员：罗志锋,赵金明,张楠林,闫丙森,华宝丰,杨婷婷,王益明,张浩飞
受保护的技术使用者：西南石油大学
技术研发日：
技术公布日：2024/4/24