获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法

摘要

本发明涉及一种获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法，在利用地应力和地震资料确定裂缝延伸方向上存在有利储集体后，包括下述工序：根据储集体与井筒之间的距离确定所需的改造半缝长；在所需缝长确定的前提下，再计算得到适合排量下达到此缝长所需的压裂液用量；根据酸液失去活性所需的时间优化酸液排量，结合不同区块酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸岩最佳接触时间确定酸液用量。该方法为设计提供可靠依据，在提高酸压施工有效率和建产率的同时，尽可能减少不必要的液体浪费。

说明书

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种获得缝洞型储层酸压方 法中压裂液用量和酸液用量的方法。

背景技术

塔里木盆地主要为缝洞型碳酸盐油气藏，酸压是此类储层开发的主要增 产措施，塔河油田目前每年酸压井次达300口左右。

常规的碳酸盐岩储层酸压设计方法沿用砂岩水力压裂的设计理念，即： 以产能或经济效益最大化为目标，通过软件模拟，确定最优液体规模及排量 等，由此得到模拟的缝长等参数。塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集 体为溶蚀孔洞，主要改造工艺为压裂液+酸液的复合酸压（压裂液主要用于 造缝，酸液溶蚀裂缝壁面产生一定导流能力），酸压以沟通井筒周围有利储 集体为目标，须先结合地震资料确定多大缝长能沟通到储集体，由此再进一 步模拟确定压裂液规模以及施工参数等。因此，这种设计方法不适用塔河油 田缝洞型碳酸盐岩储层，必须探索一种新的适合于缝洞型碳酸盐储层的酸压 设计方法。

发明内容

本发明根据实验室测得的不同类型酸液在不同温度下失去活性时的有 效时间，结合缝宽、缝高和半缝长参数以及不同排量数据得到不同类型酸液 在不同温度和排量下的有效作用距离，优化酸液排量；根据实验室测得的油 田不同区块酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸岩最佳接触时间以及所优化 的酸液排量确定最佳的酸液用量。

本发明解决的技术问题在于，提供一种获得缝洞型储层酸压方法中压裂 液用量和酸液用量的方法，为酸压设计提供可靠依据，在提高酸压施工有效 率和建产率的同时，尽可能减少不必要的液体浪费。

为解决上述技术问题，本发明首先根据储集体与井筒之间的距离确定所 需的改造半缝长；在所需缝长确定的前提下，再模拟得到适合排量下达到此 缝长所需的压裂液用量；根据酸液失去活性所需的时间优化酸液排量，结合 不同区块酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸岩最佳接触时间确定酸液用量； 利用高温深井碳酸盐储层井下微地震监测酸压施工裂缝形态，并用于修正完 善设计方法。

具体来说，本发明采用的具体技术方案为，一种获得缝洞型储层酸压方 法中压裂液用量和酸液用量的方法，该方法包括下述工序：

1）将储集体与井筒之间的距离确定为最小改造半缝长；

2）由式1计算不同压裂液排量下的井口压力，

P_井口=P_延伸+P_摩阻-P_液柱  （1）

其中，P_井口为计算的井口压力，单位为MPa，

P_延伸为缝高延伸压力，P_延伸=地层延伸压力梯度×储层深度，单位 为MPa，

P_液柱为油管内液柱重力，P_液柱=液体密度×重力加速度×液柱高度， 单位为MPa，

P_摩阻为管道摩阻压力，P_摩阻=管道摩阻系数×管长，单位为MPa；

由计算出的不同压裂液排量下的井口压力，选择出计算的井口压力在井 口承压范围内的压裂液排量数据组；

3）从工序2）压裂液排量数据组中，依据压裂液排量对应的半缝长要满 足大于工序1）所得最小改造半缝长的条件，选择最大压裂液排量为最佳压 裂液排量，该最佳压裂液排量对应的半缝长、缝宽和缝高为最佳半缝长、最 佳缝宽和最佳缝高；

4）由工序3）得到的最佳半缝长、最佳缝高、最佳缝宽，根据式2计算 酸液排量，

Q=L_半缝×S_裂缝/T_酸液  （2）

其中，Q为酸液排量，单位为m³/min，

L_半缝为工序3）确定的最佳半缝长，单位为m，

S_裂缝为双翼裂缝总横截面积，S_裂缝=2×最佳缝高×最佳缝宽，单位 为m²，

T_酸液为酸液在井区储层温度下失去活性所需的时间，单位为min；

5）由式3计算酸液用量，

M_酸液=Q×T_接触  （3）

其中，M_酸液为酸液用量，单位为m³，

Q为酸液排量，单位为m³/min，

T_接触为实际井中酸岩最佳接触时间，单位为min。

前述的获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法，其 中，工序5）中，所述酸液为胶凝酸、交联酸或变粘酸。

前述的获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法，其 中，工序4）中所述酸液在井区储层温度下失去活性所需的时间为盐酸在井 区储层温度下失去活性所需的时间，其测定方法为：根据盐酸与碳酸钙的化 学反应方程，通过测量井区储层温度下，酸液通过导流槽与槽内岩板反应前 后岩板的质量差Δm，计算得到消耗的盐酸摩尔量为2Δm/100，由式4计算 得到反应后酸液摩尔浓度：

C=（C_初始×Q’×t-2Δm/100）/（Q’×t）  （4）

其中，C为反应t时间后酸液摩尔浓度，单位为mol/L；

C_初始为反应前酸液摩尔浓度，单位为mol/L；

Q’为进行试验时的酸液排量，单位为L/min；

t为酸液与岩板的反应时间，单位为min；

Δm为酸液通过导流槽与槽内岩板反应前后岩板的质量差，单位 为g；

由式4所得结果，根据式5计算得到酸液在井区储层温度下失去活性所 需的时间：

t/T_酸液=（C_初始-C）/（C_初始-C_失效）  （5）

其中，T_酸液为酸液在井区储层温度下失去活性所需的时间，单位为min；

C为反应t时间后酸液摩尔浓度，单位为mol/L；

C_初始为反应前酸液摩尔浓度，单位为mol/L；

C_失效为失效时酸液摩尔浓度，单位为mol/L；

t为酸液与岩板的反应时间，单位为min。

前述的获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法，其 中，工序5）中所述实际井中酸岩最佳接触时间的获得方法为：

1）获得井区有效闭合压力下酸岩在接触时间为10min、30min、45min、 60min时的导流能力数据组，其获得方法为：将岩板与酸液接触10min、30min、 45min、60min后，测试岩板的导流能力；

2）由式6计算实际井的有效闭合压力，

P_闭合=G_闭合×H_储层-H_储层/100×F_地层  （6）

其中，P_闭合为实际井的有效闭合压力，单位为MPa，

G_闭合为闭合压力梯度，单位为MPa/m，

H_储层为储层深度，单位为m，

F_地层为地层压力系数；

3）根据式6计算得到的实际井的有效闭合压力，从导流能力数据组中 选出井区有效闭合压力与实际井的有效闭合压力相同或最接近条件下的酸 蚀裂缝获得最大导流能力时的接触时间为酸岩最佳接触时间。

前述的获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法，其 中，进行酸压施工时，采用31/2"油管和27/8"油管。

本发明针对塔河油田缝洞型碳酸盐储层的特殊性，提出了一种获得缝洞 型碳酸盐储层酸压方法中酸液用量的设计理念和方法，并采用高温深井碳酸 盐储层井下微地震监测酸压施工裂缝形态，用于修正完善设计方法。该方法 为缝洞型碳酸盐储层的酸压设计提供了依据，不仅可以提高酸压施工有效率 和建产率，还能减少不必要的液体浪费。

本发明根据储集体与井筒之间的距离确定所需的改造缝长，在所需缝长 确定的前提下，模拟得到适合排量下所需的压裂液规模；再根据酸液失去活 性所需的时间优化注酸排量，结合不同区块酸蚀裂缝获得最大导流能力时的 酸岩最佳接触时间确定酸液用量，为酸液用量的优选提供一种新的依据。

附图说明

图1是S72-17井井区附近有利储集体分布图。

图2是S72-17井监测到的酸压裂缝形态和方位。

具体实施方式

常规的缝洞型碳酸盐储层酸压方法是以产能或经济效益最大化作为目 标，优化改造缝长，并在改造缝长确定前提下优化压裂液用量，造成了不必 要的液体浪费。

本发明首先根据储集体与井筒之间的距离确定所需的改造半缝长；在所 需缝长确定的前提下，模拟得到适合排量下所需的压裂液用量；根据酸液失 去活性所需的时间优化酸液排量，结合不同区块酸蚀裂缝获得最大导流能力 时的酸岩最佳接触时间确定酸液用量；利用高温深井碳酸盐储层井下微地震 监测酸压施工裂缝形态，并用于修正完善设计方法。该方法不仅可以提高酸 压施工有效率和建产率，还能减少不必要的液体浪费。

下面详细说明本发明获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用 量的方法，以阐述本发明所采用的方法的特征以及证明本发明的效果。

根据本发明的获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方 法，在利用地应力和地震资料确定裂缝延伸方向上存在有利储集体后，包括 下述工序：

1）将储集体与井筒之间的距离确定为最小改造半缝长。

2）由P_井口=P_延伸+P_摩阻-P_液柱计算不同压裂液排量下的井口压力，其中，P _井口为需要计算的井口压力，单位为MPa。P_延伸为不同压裂液排量下缝高延伸 压力，P_延伸=地层延伸压力梯度×储层深度，单位为MPa。地层延伸压力梯度 和储层深度均为地层固有参数，通过现有常规技术可以测量得到。

P_液柱为油管内液柱重力，P_液柱=液体密度×重力加速度×液柱高度，单位为 MPa。

P_摩阻为管道摩阻压力，P_摩阻=管道摩阻系数×管长，单位为MPa。

这里的“不同压裂液排量”指的是按照经验，选择出适当的一组压裂液 排量，例如4.5m³/min，5.0m³/min，5.5m³/min，6.0m³/min等，然后分别带 入上述公式中进行计算，分别得出井口压力。由计算出的不同压裂液排量下 的井口压力，选择出计算的井口压力在井口承压范围内的压裂液排量组成压 裂液排量数据组。管道摩阻系数可由常规方法得到，如采用Черникин,A.B. 的方法（Черникин,A.B.。管道水力摩阻系数的计算，油气储运，1999，18 （2）26-28）中的方法计算得到，也可根据《HG/T20570.7-95管道压力降计 算》中的方法计算得到。

在工序3）前，需要根据井区水体发育情况考虑是否需要控缝高，具体 为：1）若井区水体不发育，不考虑控缝高，则在井口承压范围内尽量提高 压裂液排量，因为压裂液排量越大，相同压裂液用量下得到的缝长越长，在 达到既定缝长时所需的压裂液用量越小；2）若井区水体发育，则在明确油 水界面的前提下，模拟不同排量下的裂缝高度延伸情况，确保缝高的延伸不 沟通到下部水体，在满足半缝长大于最小改造半缝长的前提下，尽量选择高 压裂液排量施工。

3）从工序2）压裂液排量数据组中，依据压裂液排量对应的半缝长要满 足大于工序1）所得最小改造半缝长的条件，选择最大压裂液排量为最佳压 裂液排量，该最佳压裂液排量对应的半缝长、缝宽和缝高为最佳半缝长、最 佳缝宽和最佳缝高。

压裂液排量数据组内各压裂液排量下的半缝长、缝宽、缝高通过常规方 法可以计算得到，例如采用《水力压裂设计数值计算方法》（王鸿勋，张士 诚。石油工业出版社）178-188页的方法，根据《水力压裂设计数值计算方 法》184页计算裂缝体积变化率的方法及下述公式，计算半缝长、缝宽、缝 高：

$\left(\begin{array}{c}{W}_0\left(x\right)=\\ \frac{2\sqrt{2}(1-v^2)}{\sqrt{\pi }E}{K}_C\sqrt{H\left(x\right)}+\frac{4(1-v^2)}{\mathrm{\pi E}}(S_2-S_1)H_p[\ln H\left(x\right)+\sqrt{H^2\left(x\right)-H_p^2}-\ln H_p]\\ \frac{\mathrm{dH}\left(x\right)}{\mathrm{dx}}=\frac{64}{\pi }\frac{q\left(x\right)\mu \left(x\right)}{e\left(x\right)W_0^3\left(x\right)}\end{array}\right)$

另外也可采用常规软件模拟得到压裂液排量数据组内各压裂液排量下 的半缝长、缝宽、缝高，例如在一个具体实施方式中，采用FracproPT软件 中拟三维压裂设计计算方法得到。其中涉及的参数，例如压裂液摩擦、压裂 液流变、压裂液滤失等，地层温度、孔隙度、渗透率等，和储层应力、杨氏 模量、泊松比、断裂韧性等参数均采用现有技术常规方法得到。

4）由工序3）得到的最佳半缝长、最佳缝高、最佳缝宽，根据Q=L_半缝×S_裂缝/T_酸液计算酸液排量，其中，Q为酸液排量，单位为m³/min，L_半缝为工 序4）确定的最佳半缝长，单位为m，S_裂缝为双翼裂缝总横截面积，S_裂缝=2× 最佳缝高×最佳缝宽，单位为m²，T_酸液为酸液在井区储层温度下失去活性所 需的时间，单位为min；

其中，酸液在井区储层温度下失去活性所需的时间即为盐酸在井区储层 温度下失去活性所需的时间，其测定方法为：根据盐酸与碳酸钙的化学反应 方程，通过测量井区储层温度下，酸液通过导流槽与槽内岩板反应前后岩板 的质量差Δm，计算得到消耗的盐酸摩尔量为2Δm/100，由C=（C_初始×Q’×t-2Δm/100）/（Q’×t）计算得到反应后酸液摩尔浓度，结合t/T_酸液=（C_初始-C）/（C_初始-C_失效）计算得到酸液体系在井区储层温度下失去活性所需的时 间，其中，C为反应t时间后酸液摩尔浓度，单位为mol/L，C_初始为反应前酸 液摩尔浓度，单位为mol/L，Q’为进行试验时的酸液排量，可为任意值，不 影响T_酸液的计算，一般根据经验选取合适的酸液排量，单位为L/min，t为酸 岩反应时间，可为酸岩反应完全时间内的任意值，单位为min，T_酸液为酸液 在井区储层温度下失去活性所需的时间，单位为min，C_失效为酸液失效时的 摩尔浓度，单位为mol/L。

5）由P_闭合=G_闭合×H_储层-H_储层/100×F_地层计算实际井的有效闭合压力，结合 井区有效闭合压力下酸岩在接触时间为10min、30min、45min、60min时的 导流能力数据组，从数据组中选出井区有效闭合压力与实际井的有效闭合压 力相同或接近条件下的酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸岩最佳接触时间， 由M_酸液=Q×T_接触计算酸液用量；其中，P_闭合为实际井的有效闭合压力，单位 为MPa，G_闭合为闭合压力梯度，单位为MPa/m，H_储层为储层深度，单位为m， F_地层为地层压力系数；M_酸液为酸液用量，单位为m³，Q为工序4）计算得到 的酸液排量，单位为m³/min，T_接触为实际井中酸蚀裂缝获得最大导流能力时 的酸岩最佳接触时间，单位为min。

井区不同，井区的有效闭合压力也不同。酸岩的接触时间并不局限于 10min、30min、45min、60min，本领域技术人员也可以根据经验选取其他不 同的接触时间。

工序5）中井区酸岩在接触时间为10min、30min、45min、60min时的 导流能力数据组的获得方法为：将岩板与酸液接触10min、30min、45min、 60min后，利用酸蚀裂缝导流仪测试岩板在井区闭合压力下的导流能力。

前述的获得缝洞型储层酸压方法中压裂液用量和酸液用量的方法，进行 酸压施工时，采用31/2"油管和27/8"油管。

前述的获得缝洞型碳酸盐储层酸压方法中酸液用量的方法，所得半缝 长、缝高与利用井下微地震监测施工时裂缝形态进行误差对比分析，结合分 析结果进一步修正完善设计方法。

本发明采用的压裂液的来源和组成为：

冻胶：采用吐哈井下技术作业公司出售的型号为TH-HPG的压裂液制品， 其组成为：0.5%HPG瓜胶+1.0%LZ-1助排剂+1.0%LP-1破乳剂+0.1%LK-7杀 菌剂+0.02%pH值调节剂+0.5%LK-6温度稳定剂+1.0%LK-8粘土稳定剂，其 余为水；其中，瓜胶通常为羟丙基瓜尔胶。

只要是具有强酸蚀能力的酸液均可用于本发明，本发明优选胶凝酸、交 联酸和变粘酸；所述胶凝酸、交联酸和变粘酸的组成分别为：

胶凝酸：采用西安超新科技发展有限公司出售的型号为CX-208的胶凝 酸制品，其组成为：20%HCl+1.0%CX-208胶凝剂+2.0%YHS-2高温缓蚀剂 +1.0%CX-307破乳助排剂+0.15%CX-301铁离子稳定剂，其余为水。

交联酸：采用北京弘毅恩泽能源技术有限公司出售的型号为ECA-160 的冻胶酸制品，其组成为：20%HCl+0.9%酸压用稠化剂-ECA-1+2.0%酸压用 缓蚀剂-EEH+1.0%酸压用助排剂-EEZ+1.0%酸压用破乳剂-EEP+1.0%酸压用 铁离子稳定剂-EET+3.5%酸压用交联剂-ECA+0.03%酸压用破胶剂-ECB，其 余为水。

变粘酸：采用四川贝德石油技术发展有限公司出售的型号为BD1-11的 变粘酸制品，其组成为：20%HCl+0.8%BD1-11变粘酸胶凝剂+2.0%BD120C 高温缓蚀剂+1.0%BD1-2铁离子稳定剂+1.0%BD1-3破乳剂+1.0%BD1-5助排 剂，其余为水。

另外，需要说明的是，凡是本领域常用的用作pH值调节剂、瓜胶、破 乳剂、杀菌剂、助排剂、破乳助排剂、温度稳定剂、粘土稳定剂、交联剂、 胶凝剂、缓蚀剂和铁离子稳定剂的那些试剂均可用于本申请中。例如，胶凝 剂可以为丙烯酸丁酯，缓蚀剂可以为碘化钾，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸， 助排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物， 活化剂可以为乙基酰胺。本申请中所述助排剂和破乳助排剂通常采用组成如 下的烷基酚聚氧乙烯醚：壬基酚聚氧乙烯醚(NPEO)占80%～85%，辛基酚聚 氧乙烯醚(OPEO)占15%以上，二壬基酚和十二烷基酚聚氧乙烯醚各占1%。

前述酸液在井区储层温度下失去活性所需的时间的测定为盐酸在井区 储层温度下失去活性所需的时间，其测定方法为：通常认为酸液浓度达到初 始浓度的10%时，酸液即失去活性，本申请所用酸液含有质量分数20%（即 6.2mol/L）的盐酸，当盐酸浓度降低到2%（即1mol/L）时酸液失去活性。 利用酸蚀裂缝导流仪装置模拟酸岩反应过程，酸液选自胶凝酸、交联酸、变 粘酸，岩板采用塔河油田奥陶系露头（碳酸盐含量大于95%），根据盐酸与 碳酸钙的化学反应方程，通过测量井区储层温度下，酸液通过导流槽与槽内 岩板反应前后岩板的质量差Δm，计算得到消耗的盐酸摩尔量为2Δm/100， 由C=（C_初始×Q’×t-2Δm/100）/（Q’×t）计算得到反应后酸液摩尔浓度，结合 t/T_酸液=（C_初始-C）/（C_初始-C_失效）计算得到酸液体系在井区储层温度下失去活 性所需的时间，其中，C为反应t时间后酸液摩尔浓度，单位为mol/L，C_初始为反应前酸液摩尔浓度，单位为mol/L，Q’为进行试验时的酸液排量，可为 任意值，不影响T_酸液的计算，一般根据经验选取合适的酸液排量，单位为 L/min，t为酸液与岩板的反应时间，单位为min，T_酸液为酸液在井区储层温 度下失去活性所需的时间，单位为min，C_失效为酸液失效时的摩尔浓度，单 位为mol/L。

前述井区酸岩在接触时间为10min、30min、45min、60min时的导流能 力数据组的获得方法为：实验所用酸液为塔河油田常用的胶凝酸、交联酸、 变粘酸，岩板采用塔河油田奥陶系露头（碳酸盐含量大于95%）；将岩板与 酸液接触一定时间（如10min、30min、45min、60min）后，利用酸蚀裂缝 导流仪测试岩板在井区闭合压力下（如10MPa、20MPa、30MPa、40MPa） 的导流能力。

进行酸压施工时，采用31/2"油管和27/8"油管，例如可以采用31/2"EUE 外加厚油管/31/2"TP-JC油管和27/8"EUE外加厚油管/27/8"TP-JC油管。

下面，举出实施例对本发明进一步描述，但本发明并不限于下述的实施 例。

实施例

对下面实施例中酸液在井区储层温度下失去活性所需的时间的测定方 法及井区有效闭合压力下酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸岩最佳接触时 间的测定方法中使用的装置、原料进行说明如下：

酸蚀裂缝导流仪装置：海安石油科研仪器有限公司，型号为SNF-1。

岩板：采用塔河油田奥陶系露头，其中碳酸盐含量大于95%。

以下通过对塔河油田的现场试验来详细说明本发明的酸压方法。

实施例1（保密试验）

对塔河油田S72-17井酸压施工模拟

塔河油田常用酸液为胶凝酸，当需要酸携砂压裂时一般采用交联酸，当 地层滤失较大时一般采用变粘酸降滤。本井天然裂缝发育，滤失较大，选择 变粘酸施工，按质量%计，其组成如下：

变粘酸：采用四川贝德石油技术发展有限公司出售的型号为BD1-11的 变粘酸制品，其组成为：20%HCl+0.8%BD1-11变粘酸胶凝剂+2.0%BD120C 高温缓蚀剂+1.0%BD1-2铁离子稳定剂+1.0%BD1-3破乳剂+1.0%BD1-5助排 剂，其余为水。

另外，需要说明的是，凡是本领域常用的用作胶凝剂、破乳剂、助排剂、 高温缓蚀剂和铁离子稳定剂的那些试剂均可用于本申请中。例如，胶凝剂可 以为丙烯酸丁酯，缓蚀剂可以为碘化钾，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸，助 排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物。本 申请中所述助排剂通常采用组成如下的烷基酚聚氧乙烯醚：壬基酚聚氧乙烯 醚(NPEO)占80%～85%，辛基酚聚氧乙烯醚(OPEO)占15%以上，二壬基酚和 十二烷基酚聚氧乙烯醚各占1%。

如图1所示，S72-17井井区最大水平地应力方向大概为E15S（东偏南 15°），最小水平地应力方向大概为N15E（北偏东15°），根据裂缝垂直于 最小主应力起裂，本井裂缝起裂方向应该为E15S。由图1施工目标层段的平 面振幅变化率图可知，E15S方向上存在有利储集体，且此方向上储集体距离 本井井筒距离大约77m。图2为S72-17监测到的酸压裂缝形态和方位，其 裂缝延伸方向与图1裂缝延伸方向一致。

所以，根据上述分析，最小改造半缝长应为77m。

本井储层深度为5513m，储层温度为125℃，储层天然裂缝发育（滤失 大），地层延伸压力梯度0.0162MPa/m，闭合压力梯度0.0145MPa/m，地层 压力系数1.1，本井区发育底水发育，油水界面大概位于5548m。油管：3 1/2″5400m+27/8″10m。根据P_井口=P_延伸+P_摩擦-P_液柱，可以计算得不同压裂液排 量下井口压力如下表1所示，其中，P_延伸为不同压裂液排量下缝高延伸压力， P_延伸=地层延伸压力梯度×储层深度，单位为MPa，P_液柱为油管内液柱重力， P_液柱=液体密度×重力加速度×液柱高度，单位为MPa，P_摩擦为管道摩擦压力， P_摩擦=管道摩擦系数×管长，单位为MPa。

表1不同压裂液排量下井口压力

注：塔河油田酸压S72-17井井口为105型井口，承压105Mpa。

表1所示压裂液不同排量下的计算井口压力在井口承压范围内。

利用《水力压裂设计数值计算方法》（王鸿勋，张士诚。石油工业出版 社）178-188页的计算方法计算出压裂液排量为5m³/min和6m³/min及压裂 液用量分别为180m³、200m³、220m³、250m³条件下的半缝长、缝宽、缝 高，结果如表2和表3所示。

表2压裂液排量为5m³/min和压裂液用量分别为180m³、200m³、220m³、250m³条件下的半缝长、缝宽、缝高

表3压裂液排量为6m³/min和压裂液用量分别为200m³、220m³、250m³条件下的 半缝长、缝宽、缝高

本井区发育底水发育，在施工中需要考虑控缝高。本井施工井段中部深 度5513m，距离下部油水界面35m，压裂液排量为5m³/min时，半缝长大 于最小改造半缝长，即半缝长为83.2m时，下缝高31.8m，沟通不到水体， 而当压裂液排量提高到6m³/min时，半缝长大于最小改造半缝长，即半缝长 为85.4m时，下缝高35.9m，沟通到下部水体。因此优选压裂液排量5m³/min， 且选择压裂液用量为220m³，此时半缝长达到83.2m，满足半缝长大于最小 改造半缝长77m的要求。

通常认为酸液浓度达到初始浓度的10%时，酸液即失去活性。本申请所 用酸液含有质量分数20%（即6.2mol/L）的盐酸，当盐酸浓度降低到2%（即 1mol/L）时酸液失去活性。由实验室确定的不同类型酸液（优选胶凝酸、交 联酸、变粘酸）在不同温度下失去活性所需的时间，如表4所示。

表4实验室确定不同酸液在不同温度下的有效作用时间

本井天然裂缝发育，滤失较大，选择变粘酸施工。另外，井区储层温度 为125℃，所以选用变粘酸在125℃时的有效时间20.5min。

由上述确定的半缝长为83.2m，缝高为61.5m，缝宽为1.01cm，双翼 裂缝总横截面积S_裂缝=2×缝高×缝宽，即S_裂缝=2×61.5×1.01/100=1.24m²。假设 酸液排量为Q m³/min，则Q/1.24即为酸液在裂缝内的线速度，线速度再乘以 酸液有效时间便是酸液在Q下的有效作用距离，即有Q/1.24×20.5≥83.2，得 Q≥5.03m³/min，由此确定酸液排量5.5m³/min完全能满足施工要求。

实验室确定的不同区块酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸（变粘酸）岩 最佳接触时间如表5所示。

表5酸（变粘酸）岩不同接触时间下的导流能力

本井有效闭合压力为：0.0145×5513-55.13×1.1=19.3MPa。由表5数据 可知有效闭合压力20MPa下，酸岩接触45min时导流能力达到最大。酸液 排量乘上酸蚀裂缝获得最大导流能力时的酸（变粘酸）岩最佳接触时间，得 到最佳酸液用量，即5.5m³/min×45min=247m³，考虑酸液的注入是逐步提 排量，低排量时穿透距离较低，因此，酸液富余10m³取整得260m³变粘酸。

模拟效果评价

由以上分析，确定出本井压裂液规模220m³，压裂液施工排量5m³/min； 变粘酸用量260m³，变粘酸施工排量5.5m³/min。

井下微地震检测得到的S72-17井实际施工时的裂缝形态如表6所示。

表6实际施工时的裂缝形态

有效事件 缝组长(m) 缝组高(m) 倾角(度) 78 181.25 53.88 E13S

结果分析：

裂缝延伸方向E13S，即E13S方向上存在有利储集体，与本井区地应力 方向基本吻合；

缝组长181.25m，即半缝长90.625m，与设计误差为：（90.625-83.2） /83.2×100%=8.9%；

缝高53.88m，与设计误差为：（61.5-53.88）/61.5×100%=12.4%。

本发明获得缝洞型碳酸盐储层酸压方法中酸液用量的方法与现场实际 吻合度较高。