一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法
【技术领域】
[0001]本发明属于储层改造技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法。
【背景技术】
[0002]碳酸盐岩储层是世界上最丰富的油气资源之一，目前大约50%的油气储量和产量来自该类储层。但碳酸盐岩储层通常埋藏较深，岩性较为致密、非均质性强，具有低孔、低渗的特点，需要进行储层改造才能开发利用。
[0003]目前，碳酸盐岩储层主要通过酸压改造实现油气井增产，部分区块结合油气藏特点采用酸压与加砂压裂复合的手段。常规的酸压改造主要通过控制酸液滤失和延缓酸岩反应速度实现造长缝深穿透，但碳酸盐岩储层与酸液接触后裂缝壁面岩石会变软发生蠕变，导致酸蚀裂缝的导流能力下降。同时碳酸盐岩储层的天然微裂缝系统发育良好，酸压改造过程中酸液滤失较为严重，难以形成较长的裂缝系统，致使酸压改造效果不理想。加砂压裂在碳酸盐岩储层改造中能形成较长的人工裂缝，同时裂缝中支撑剂能有效支撑裂缝壁面，防止闭合，促使裂缝形成较高的导流能力。但是碳酸盐岩储层的岩石模量通常较高，破裂压力高，加砂阶段施工难度大，同时施工液体不与碳酸盐岩反应，难以沟通储层内部的微裂缝系统，导致加砂压裂改造后供气体积有限，难以持续高产、稳产。为将酸压与加砂压裂技术复合，国内外出现交联酸携砂酸压工艺，即采用交联酸体系携砂酸压，但是交联酸通常为地面交联，交联后酸液冻胶的摩阻远大于压裂液冻胶，使得施工压力较高，同时交联酸为大分子聚合物，交联后破胶难度大，对储层伤害较为严重。
[0004]美国专利US531003公开了一种通过注入低、高两种密度酸液体系控制上、下缝高的酸压方法，在井筒周围的上部油气藏注入低密度酸液体系使裂缝向上延伸，在井筒周围的下部油气藏注入高密度酸液体系使裂缝向下延伸，但该方法为单一的酸压工艺，酸压后岩石蠕变易导致裂缝导流能力降低。
[0005]中国专利CN101353958公开了一种油气井用温控变粘酸酸压方法，利用井口到井底的温度变化控制酸液粘度逐步升高，该方法能有效降低井筒摩阻，同时酸液进入高温地层后粘度增加，酸岩反应速度降低，但该方法仍通过单一的酸压工艺改造储层，同样存在酸压过程中的岩石变软、蠕变现象，难以形成高导流能力的裂缝系统。
[0006]中国专利CN103089228公开了一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法，主要针对泥质白云岩酸压后裂缝导流能力降低而采用交联酸携砂充填裂缝，但该方法中酸液体系为地面交联酸，井筒摩阻较大，施工压力较高，同时交联酸体系难以实现高砂比施工(平均砂比11.2% )，致使铺砂浓度过低，酸蚀裂缝导流能力不足。
[0007]中国专利CN103590803公开了一种固体酸酸压裂工艺方法，首先采用非反应性液体造缝，再注入常温水不溶固体酸，使固体酸进入人工或天然裂缝中，通过地层温度与压力作用逐步释放出酸液，对地层深部进行酸蚀，该方法中注入的固体酸颗粒能不断地释放酸液溶蚀岩层，但是固体颗粒本身不具有支撑裂缝的作用，同时该方法也是采用单一的酸压工艺改造储层，难以形成具高导流能力的裂缝系统。
[0008]非专利文献《狮31井交联酸酸压加砂技术应用》(油气井测试，2007年，第16卷，增刊)、《交联酸加砂酸化压裂技术在复杂岩性油藏的应用》(石油学报，2008年，第29卷)、《靖边气田白云岩储层交联酸酸压技术实践》(油气地质与采收率，2008年，第15卷)和《碳酸盐岩储层交联酸携砂酸压改造新技术》(中国科技论文在线，2010年，第5卷)中均介绍了前期交联酸造缝后仍采用交联酸携砂的酸压加砂设计方法，但上述方法应用的交联酸均为地面交联酸，井筒摩阻较大，酸压施工压力较高，同时交联酸携砂难以实现高砂比施工，铺砂浓度过低，酸蚀裂缝导流能力不足。并且文献中介绍的酸压方法均采用交联酸造缝，酸压反应速度过快，酸液滤失较大，酸蚀缝长受限，难以形成深度酸压。
[0009]非专利文献《酸化与加砂压裂协同作业技术及优势》(石油钻探技术，2009年，第37卷)和《酸压与加砂压裂复合改造技术研究与应用》(新疆石油科技，2012年，第22卷)中均介绍了一种前置酸加砂压裂方法，在加砂压裂之前注入一段胶凝酸体系，接着注入一段隔离液，而后再注入前置液和携砂液，该酸压-加砂复合工艺由于采用前置酸造缝，酸岩反应速度过快，易在井筒周围产生一定的扩径，使得酸液滤失速度增大，难以实现深度改造。同时后期压裂液进入酸溶扩大的裂缝后滤失量增大，加砂难度增加。
[0010]目前，针对碳酸盐岩储层改造尤其是致密低渗、高压碳酸盐岩油气藏，尚缺少一种既能实现裂缝高导流能力又能进行深度酸压改造的方法。
【发明内容】
[0011]为了克服现有技术的缺陷，本发明的目的之一在于提供一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，在实现碳酸盐岩储层高导流能力的同时有效延伸酸蚀缝长。
[0012]为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下:
[0013]—种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法，包括前置液造缝、酸液溶蚀裂缝和携砂液充填裂缝三个阶段；所述前置液造缝采用不与碳酸盐反应的非反应性液体造缝。
[0014]所述前置液造缝前还进行前置酸液预处理；所述前置酸预处理为采用前置酸液预溶蚀岩层，以提高酸压改造效果，降低现场施工难度。
[0015]所述前置酸液由以下质量百分含量的组分组成:HC1 20%?25%，缓蚀剂0.5%?1.0%，防膨剂0.5%?1.0%，助排剂0.5%?1.0%，起泡剂0.5%?1.0%，余量为水。上述各组分市售均可购得。
[0016]所述前置液造缝采用非反应性液体中加入支撑剂形成的混合液与非反应性液体交替注入储层形成段塞。
[0017]所述非反应性液体为滑溜水或线性胶压裂液。
[0018]所述线性胶压裂液为质量浓度0.3%?0.5%的瓜胶压裂液。
[0019]所述前置液造缝中非反应性液体与支撑剂段塞注入过程中砂液比为3%?5%。
[0020]所述前置液造缝采用的支撑剂为粒径100目的陶粒。
[0021]所述段塞为2?4个。
[0022]所述酸液溶蚀裂缝为采用能与碳酸盐岩储层反应的(高浓度)酸液溶蚀裂缝系统，酸液为胶凝酸体系，由以下重量百分含量的组分组成:HC1 20%?25%，胶凝剂0.4%?1.0%，缓蚀剂0.5%?1.0%，防膨剂0.5%?1.0%，助排剂0.5%?1.0%，起泡剂0.5%?1.0%，余量为水。上述各组分市售均可购得。
[0023]所述胶凝剂为聚丙烯酰胺类聚合物，所述缓蚀剂为有机胺类季铵盐化合物，所述防膨剂为KC1或有机阳离子聚合物，所述助排剂为环氧乙烷与环氧丙烷的聚合物，所述起泡剂为表面活性剂类化合物。
[0024]所述酸液溶蚀裂缝的酸液中可加入质量分数0.4%?1.0%的稠化剂或胶凝剂，以及质量分数0.2%?0.3%的交联剂，以增加酸液粘度，降低酸岩反应速度。
[0025]所述携砂液填充裂缝为采用压裂液冻胶携带支撑剂填充裂缝系统。
[0026]所述压裂液冻胶为油气田常用的瓜胶压裂液体系，瓜胶质量浓度为0.3%?
0.5%，粘度如50mPa.s，通过交联剂交联后形成的冻胶，交联比为0.02%?0.03%。
[0027]所述携砂液填充裂缝采用的支撑剂为小粒径、高强度陶粒支撑剂，耐压强度彡 69MPa。
[0028]所述陶粒支撑剂为40目?70目陶粒，或40目?70目陶粒与30目?50目陶粒的混合陶粒。
[0029]所述携砂液填充裂缝采用阶梯式加砂，起始砂液比为5%，控制每分钟砂比递增率为5%，增加至所需最高砂液比。
[0030]所述前置酸预处理中前置酸液注入排量< 3m3/min。采用低排量注入前置酸液，酸化井筒周围碳酸盐岩储层，降低岩石强度，利于储层岩石破裂，降低酸压施工的储层破裂压力。
[0031]所述前置液造缝中非反应性液体的注入排量彡6m3/min，快速形成深穿透的长裂缝系统。采用大排量注入非反应性液体在储层中造出深度穿透的长裂缝系统。为降低井筒周围