一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法

1.本发明涉及石油工程

技术领域

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：，特别涉及一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法。

背景技术

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：：2.深层碳酸盐岩油气通常蕴藏在毫米-厘米级的孔洞储集体中，油气储集体与井眼通常不连通，油气无法自然产出。酸压技术是碳酸盐岩油气井建产、增产的关键技术。酸压是压开岩石形成人工裂缝，然后注入酸液非均匀溶蚀裂缝壁面，形成凹凸不平的沟槽；施工结束后，在闭合压力作用下，酸液未溶蚀区域作为支撑点，形成具备一定几何尺寸和导流能力的酸蚀裂缝，实现在地下建造出“油气高速公路”。3.酸蚀裂缝导流能力和酸液有效作用距离是影响酸压效果的关键因素。为提高深层碳酸盐岩油气藏酸压裂缝的导流能力和酸液有效作用距离，常采用两种酸压方法：一种是采用高黏的交联酸酸压，它利用酸液黏度高，酸岩反应速率低的特点提高酸液有效作用距离，但该酸液由于非均匀刻蚀效果差，通常导流能力低(吴亚红,吴虎,王明星,罗垚,房好青,贾旭楠,陈盼盼,曹耐.基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术[j].科学技术与工程,2020,20(31):12776-12781)。另一种酸压方法是采用高黏压裂液与酸液交替注入，通常酸液黏度略低于高黏压裂液，希望依靠形成黏性指进达到增加酸压裂缝长度和提高裂缝导流能力的目的。然而这一技术的最大缺陷是实现压裂液与酸液形成高黏度差比较困难，一是因为采用的酸液通常为高黏酸液，压裂液与酸液的黏度差较小；二是因为高黏压裂液通常是高ph值的碱性流体，当后续酸液注入时，在压裂液与酸液接触界面，压裂液遇酸快速降解，压裂液黏度快速下降，因此黏性指进效果降低，酸压改造效果不理想(ruslankalabayev；dmitriyabdrazakov；yeltayjuldugulov；etal.advancedfracturingdesignsimulator-assistedmodelingcoupledwithapplicationofenhancedstimulationfluidsraisesperformanceofacidfracturedwells[c].paperspe-205139-mspresentedatthespeeuropecfeaturedat82ndeageconferenceandexhibition,amsterdam,thenetherlands,october2021)。技术实现要素：[0004]本发明的目的在于提供一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，该方法原理可靠，操作简便，通过利用酸液体系的黏性指进现象增加酸液在水力裂缝中的非均匀刻蚀，能够有效提高裂缝导流能力和酸液有效作用距离，具有广阔的市场应用前景。[0005]为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。[0006]本发明改变传统的采用高黏酸液刻蚀远端裂缝造酸蚀长裂缝的正序注酸理念，提出采用高黏酸液与低黏酸液逆序交替注入模式，即：采用高黏酸液充填水力裂缝，提供高黏环境，低黏酸液体系在高黏酸液中快速指进，实现刻蚀远端裂缝、降低高黏酸液用量的目的；同时由于同为不同黏度的酸液体系，因此较容易形成稳定黏性指进，增加非均匀刻蚀，克服了传统压裂液与酸液交替注入黏度不稳定的局限，达到刻蚀远端裂缝和提高非均匀刻蚀效果的双重目的。[0007]一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，依次包括以下步骤：[0008]s1：基于目标储层的工程地质特征，采用压裂模拟器计算在注入一定量的前置液条件下形成的水力裂缝几何尺寸和水力裂缝中的平均温度，水力裂缝几何尺寸包括长度l、高度h和平均宽度w；[0009]s2：由s1确定的水力裂缝几何尺寸，计算水力裂缝中形成稳定黏性指进所需的高黏酸液与低黏酸液的黏度比和注酸量；[0010]s3：基于s1确定水力裂缝中的平均温度，开展室内酸液流变性实验，基于s2确定的高黏酸液与低黏酸液的黏度比，确定满足逆序注酸黏度比的酸液体系；[0011]s4：由s3确定的酸液体系和s2确定的注酸量，开展逆序酸压施工，即多级交替注入高黏酸液与低黏酸液。[0012]作为优选，步骤s1具体包括以下步骤：[0013]基于目标储层的工程地质特征包括产隔层地应力、储层温度压力、岩石力学、孔隙度、渗透率，结合前置液流变性能参数，采用压裂模拟器计算以恒定排量注入一定量的前置液(压裂液)条件下，由水力压裂形成的水力裂缝几何尺寸，同时确定注入前置液后水力裂缝中的平均温度t。[0014]作为优选，步骤s2具体包括以下子步骤：[0015]s21：通过下式确定在水力裂缝中形成稳定黏性指进所需高黏酸液与低黏酸液的黏度比m：[0016][0017][0018]式中，m是高黏酸液与低黏酸液的黏度比，无因次；μh、μl分别是高黏酸液、低黏酸液的黏度，mpa·s。[0019]式(1)的推导过程如下：[0020]假设在水力裂缝形成后，以排量q向水力裂缝中注入黏度为μh高黏酸液，然后紧接着以相同排量q向水力裂缝中注入黏度为μl低黏酸液，则低黏酸液在高黏酸液中形成黏性指进现象(附图1)，因此水力裂缝中形成了低黏区、高黏区。低黏区酸液与岩石反应速度快，岩石刻蚀程度深，高黏区酸岩反应速度慢，岩石刻蚀程度较浅，因此整个岩面的非均匀刻蚀程度较强。当低黏区相互联通时，则深度刻蚀通道完全联通，即形成了高速流动通道。[0021]先注入高黏酸，注入高黏酸的时间th；紧接着注低黏酸，注低黏酸时间为tl。高黏区与低黏区相接触部分，即为混相区。由koval模型，混相区长度δl的计算公式如下(e.j.koval,amethodforpredictingtheperformanceofunstablemiscibledisplacementinheterogeneousmedia[j].spej.3,145-155,1963)：[0022][0023]式中，δl是混相区长度，m；uh是高黏区酸液运动速度，m/s；tl是低黏酸注入时间，s；me是高黏酸液与低黏酸液的等效黏度比，无因次。[0024]等效酸液黏度比me按照下式计算(sahil,malhotra,mukul,etal.experimentalstudyofthegrowthofmixingzoneinmiscibleviscousfingering[j].physicsoffluids,2015,27(1):1-14)：[0025]me＝[0.094m0.25+(1-0.094)]4ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(4)[0026]高黏区酸液运动速度为：[0027][0028]式中，q是注酸排量，m3/min；w是水力裂缝平均宽度，m；h是水力裂缝高度，m。[0029]形成稳定黏性指进流动通道的条件为低黏酸的黏性指进距离的最头端正好与高黏酸的最头端距离相等，即有：[0030]uh(th+tl)＝ultiptlꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(6)[0031]式中，th是高黏酸注入时间，s；tl是低黏酸注入时间，s；ultip是低黏区酸液指进速度，m/s。[0032]对sahil的实验测试结果数据进行拟合(sahil,malhotra,mukul,etal.experimentalstudyofthegrowthofmixingzoneinmiscibleviscousfingering[j].physicsoffluids,2015,27(1):1-14)，可得低黏区酸液指进速度与高黏区酸液运动速度的关系式为：[0033]ultip＝uh0.9781m0.1895ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(7)[0034]由式(6)与式(7)，可得高黏酸与低黏酸的注入时间关系为：[0035]th＝(0.9781m0.1895-1)tlꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(8)[0036]要形成稳定黏性指进，混相区的长度δl需要满足以下关系：[0037]l＞δl≥0.5lꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ(9)[0038]由式(3)-式(9)，很容易得到式(1)。[0039]s22：确定高黏酸液和低黏酸液的注入体积。当采用高黏酸液与低黏酸液多级交替注入时，单级注入的高黏酸液和低黏酸液的体积按照下式确定：[0040][0041][0042]式中，vhn为单级高黏酸液注入体积，m3；vln为单级低黏酸液注入体积，m3；ηh为高黏酸液在水力裂缝中的液体效率，％；ηl为低黏酸液在水力裂缝中的液体效率，％；n为多级交替注入的级数。[0043]式(10)、式(11)的推导过程如下：[0044]高黏酸液、低黏酸液多级交替注入时，单级注入的高黏酸液和低黏酸液的体积为：[0045][0046][0047]低黏酸液注酸时间由下式计算：[0048][0049]由式(5)和式(7)，可得式(14)为：[0050][0051]结合式(12)和式(15)，很容易得到式(11)。由式(8)、式(13)和式(15)，很容易得到式(10)、式(11)。[0052]作为优选，步骤s3具体包括以下子步骤：[0053]s31：根据s1确定的注入前置液后形成的水力裂缝中的平均温度t，采用旋转流变仪测试在裂缝平均温度t条件下，以100s-1的剪切速率恒定剪切60min，获取水力裂缝中在温度t条件下的不同酸液体系的表观黏度；[0054]s32：由s2满足逆序注酸的酸液黏度比m和s31不同酸液体系在裂缝平均温度t下的表观黏度，确定满足逆序注酸黏度比的高黏酸液与低黏酸液。[0055]作为优选，步骤s4具体包括以下子步骤：[0056]s41：以高排量全部注入s1的前置液(压裂液)；[0057]s42：以排量q注入第一级s3确定的高黏酸液，注酸量为vhn；[0058]s43：以排量q注入第一级s3确定的低黏酸液，注酸量为vln；[0059]s44：依次重复s42至s43，直至完成n级交替注酸；[0060]s45：向地层注入顶替液，将地面、井筒中的酸液顶替入地层。[0061]与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：[0062]较常规酸压技术，本发明一方面充分利用酸液体系的黏性指进现象增加酸液在水力裂缝中的非均匀刻蚀，提高裂缝导流能力，克服了传统高黏压裂液与酸液难以形成稳定黏性指进的局限；另一方面本发明采用逆序注酸方式，充分利用低黏酸液在高黏酸液中的指进现象，改变传统单一采用高黏酸提供酸液有效作用距离方式，降低了高黏酸液用量和酸液成本。本发明实现了提高酸压裂缝导流能力和酸蚀有效缝长的双重效果，同时也充分提高了酸液体系的效率。附图说明[0063]图1为高黏酸与低黏酸二级交替时的示意图。具体实施方式[0064]下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。[0065]需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本技术使用的所有技术和科学术语具有与本技术所属

技术领域

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：的普通技术人员通常理解的相同含义。[0066]实施例[0067]以西部酸压候选井a井为例，采用本发明提出的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法开展酸压设计与施工，具体包括以下步骤：[0068]s1：基于a井目标储层的工程地质特征数据(表1)，采用fracpropt压裂模拟器，按照专利“实验确定碳酸盐岩油气藏酸压裂缝导流能力分布的方法”(201611218306.x)酸压模拟的类似步骤，在压裂模拟器不同模块输入a井基础参数，模拟计算获得a井目标储层在排量4.0m3/min，注入前置液(压裂液)100m3条件下形成的水力裂缝长度l为129.8m、高度h为46.5m和平均宽度w为0.008m，水力裂缝中的平均温度为65℃。[0069]s2：由s21中的式(1)确定满足逆序酸压的高黏酸液与低黏酸液的黏度比约为25.0；a井采用三级交替，高黏酸在水力裂缝中的液体效率ηh为37％；低黏酸在裂缝中的液体效率ηl为25％；由式(10)和s1确定的水力裂缝几何尺寸计算可得单级高黏酸的注入量为37m3；同样地，由式(11)可得单级低黏酸的注入量为80m3。[0070]表1a井水力压裂模拟主要基础数据[0071][0072]s3：由s1确定的水力裂缝中平均温度65℃，采用旋转流变仪测试了工区常用4种酸液体系的在温度65℃，剪切速率100s-1，剪切时间60min下的表观黏度，测试结果如表2所示，由s2确定的酸液黏度比可知，h3和h4酸液体系满足逆序酸压要求。[0073]表2工区常用4种酸液体系的表观黏度[0074]酸液体系h1酸液体系h2酸液体系h3酸液体系h412.038.049.02.0[0075]s4：按照s3优选的酸液体系和s2确定的注酸量(为便于现场酸液配制，将单级高黏酸的酸量由37m3增加至40m3)，按照表3的泵注程序开展逆序酸压施工。[0076]表3a井逆序酸压施工泵注程序[0077][0078]相对于常规高黏酸液深度酸压，采用逆序酸压，a井高黏酸用量降低了67％，酸液体系成本降低了近30％。a井采用逆序酸压施工后，测试稳定日产气量达4.5×104m3/d，较邻区同层储层实现产量零的突破，达到了进一步认识评价储层的目的，表明该技术实现了气藏有效改造。[0079]以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。当前第1页12当前第1页12

技术特征：

1.一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，依次包括以下步骤：s1：基于目标储层的工程地质特征，采用压裂模拟器计算在注入一定量前置液条件下形成的水力裂缝几何尺寸和水力裂缝中的平均温度，水力裂缝几何尺寸包括长度l、高度h和平均宽度w；s2：由s1确定的水力裂缝几何尺寸，计算水力裂缝中形成稳定黏性指进所需的高黏酸液与低黏酸液的黏度比和注酸量；s3：基于s1确定水力裂缝中的平均温度，开展室内酸液流变性实验，基于s2确定的高黏酸液与低黏酸液的黏度比，确定满足逆序注酸黏度比的酸液体系；s4：由s3确定的酸液体系和s2确定的注酸量，开展逆序酸压施工，即多级交替注入高黏酸液与低黏酸液。2.如权利要求1所述的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，其特征在于，步骤s1包括：基于目标储层的工程地质特征包括产隔层地应力、储层温度压力、岩石力学、孔隙度、渗透率，结合前置液流变性能参数，采用压裂模拟器计算以恒定排量注入一定量的前置液条件下，由水力压裂形成的水力裂缝几何尺寸，同时确定注入前置液后水力裂缝中的平均温度t。3.如权利要求1所述的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，其特征在于，步骤s2包括：s21：通过下式确定在水力裂缝中形成稳定黏性指进所需高黏酸液与低黏酸液的黏度比m：比m：式中，m是高黏酸液与低黏酸液的黏度比，无因次；μ
h
、μ
l
分别是高黏酸液、低黏酸液的黏度，mpa
·
s；s22：当高黏酸液与低黏酸液多级交替注入时，单级注入的高黏酸液和低黏酸液的体积按照下式确定：按照下式确定：式中，v
hn
为单级高黏酸液注入体积，m3；v
ln
为单级低黏酸液注入体积，m3；η
h
为高黏酸液在水力裂缝中的液体效率，％；η
l
为低黏酸液在水力裂缝中的液体效率，％；n为多级交替注入的级数。4.如权利要求1所述的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，其特征在于，步骤s3包括：s31：根据s1确定的水力裂缝中的平均温度t，采用旋转流变仪测试在裂缝平均温度t条件下，以100s-1
的剪切速率恒定剪切60min，获取不同酸液体系的表观黏度；s32：由s2确定的黏度比m和s31获得的不同酸液体系在裂缝平均温度t下的表观黏度，
确定满足逆序注酸黏度比的高黏酸液与低黏酸液。5.如权利要求1所述的一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，其特征在于，步骤s4包括：s41：注入前置液；s42：注入第一级s3确定的高黏酸液，注酸量为v
hn
；s43：注入第一级s3确定的低黏酸液，注酸量为v
ln
；s44：依次重复s42至s43，直至完成n级交替注酸；s45：向地层注入顶替液，将地面、井筒中的酸液顶替入地层。

技术总结

本发明涉及一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法，包括：S1：基于目标储层的工程地质特征，计算在注入一定量的前置液条件下形成的水力裂缝几何尺寸和水力裂缝中的平均温度；S2：计算水力裂缝中形成稳定黏性指进所需的高黏酸液与低黏酸液的黏度比和注酸量；S3：开展室内酸液流变性实验，基于S2确定的高黏酸液与低黏酸液的黏度比，确定满足逆序注酸黏度比的酸液体系；S4：由S3确定的酸液体系和S2确定的注酸量，开展逆序酸压施工，即多级交替注入高黏酸液与低黏酸液。本发明原理可靠，操作简便，通过利用酸液体系的黏性指进现象增加酸液在水力裂缝中的非均匀刻蚀，能够有效提高裂缝导流能力和酸液有效作用距离，具有广阔的市场应用前景。景。景。