裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法

摘要

本发明提供了一种裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法。其中，需要改造的岩层为1层时包括：步骤A1，向地层泵注前置液和缝内复合暂堵体系；步骤B1，向地层泵注具有变粘能力的酸；步骤C1，向地层泵注携砂液和顶替液，完成改造；需要改造的岩层为2层以上时包括：步骤A2，向地层泵注前置液和缝内复合暂堵体系；步骤B2，向地层泵注具有变粘能力的酸；步骤C2，向地层泵注含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液和顶替液；根据需要改造的层数，重复步骤A2至步骤C2的操作，其中，在进行最后一次泵注时，不注入含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液，而是注入携砂液，完成改造。该方法能够实现暂堵转向和裂缝支撑的一体化与同步化。

说明书

技术领域

本发明涉及一种裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法，属于油气井增产改造技术领域。

背景技术

对于高温、深层、裂缝型碳酸盐岩储层实施酸压改造由于酸岩反应速率快，酸液有效作用距离短，裂缝端部难以提供有效导流能力，而裂缝入口端由于酸液与裂缝长时间接触，酸液对岩石力学强度破坏使得近井筒区域酸蚀裂缝导流能力保持性差(何春明、郭建春，《酸液对灰岩力学性质影响的机制研究》，岩石力学与工程学报，2013(s2)：3016-3021)，影响酸压改造的效果。同时对于裂缝型碳酸盐岩储层需要提高改造体积实现裂缝横向和纵向转向才能进一步提高改造效果，目前最有效缝内暂堵就是裂缝端部暂堵如端部脱砂，而缝内其他区域的暂堵难以实现整个裂缝高度的封堵，仅能起到提高缝内净压力的作用，而缝口暂堵由于裂缝开度大封堵难度大，单纯的颗粒暂堵剂在注入过程中会分散(杨兆中等，一种多级暂堵深度网络酸压方法，CN106194145)，难以达到最优封堵效果。

因此，提供一种裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法成为本领域亟待解决的技术问题。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法，该方法能够充分利用暂堵转向过程实现裂缝支撑，将暂堵转向和裂缝支撑一体化、同步化，提高裂缝型碳酸盐岩储层的酸压改造效果。

为达到上述目的，本发明提供了一种裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法，其中，

需要改造的岩层的层数为1层时，该方法包括以下步骤：

步骤A1，向地层泵注前置液和缝内复合暂堵体系；

步骤B1，向地层泵注具有变粘能力的酸，以形成人工裂缝，同时在远离井筒区域实现裂缝尖端的暂堵；

步骤C1，向地层泵注携砂液和顶替液，完成裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化的改造；

需要改造的岩层的层数为2层以上时，该方法包括以下步骤：

步骤A2，向地层泵注前置液和缝内复合暂堵体系，以形成人工裂缝，同时在远离井筒区域实现裂缝尖端的暂堵；

步骤B2，向地层泵注具有变粘能力的酸；

步骤C2，向地层泵注含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液和顶替液，以实现裂缝缝口的暂堵；

根据需要改造的层数，重复步骤A2至步骤C2的操作，其中，在进行最后一次泵注时，不注入含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液，而是注入携砂液，完成裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化的改造。

在本发明提供的技术方案中，所述根据需要改造的层数，重复步骤A2至步骤C2的操作。其中，在最后一次泵注时，不注入含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液，而是注入携砂液主要是指：当需要改造的层数在2层以上时，最开始和中间的每一层都进行步骤A2至步骤C2的操作，当对最后一层进行改造时，进行步骤A2至步骤B2的操作之后，向地层泵注携砂液和顶替液。例如需要改造的层数为2层时，对第一层进行步骤A2至步骤C2的操作，接着对第二层进行步骤A2至步骤B2的操作，然后向地层泵注携砂液和顶替液；需要改造的层数为3层时，对第一层和第二层分别进行步骤A2至步骤C2的操作，接着对第三层进行步骤A2至步骤B2的操作，然后向地层泵注携砂液和顶替液。

本发明在对裂缝型碳酸盐岩储层进行暂堵研究时发现：缝内暂堵的关键区域为裂缝的端部和裂缝的入口端，而导流能力受影响的关键区域也是裂缝的端部和裂缝的入口端。本发明提供的技术方案能够充分利用暂堵转向过程实现裂缝支撑，将暂堵转向和裂缝支撑一体化、同步化，进一步提高裂缝型碳酸盐岩储层的酸压改造效果。

在本发明提供的技术方案中所述缝内复合暂堵体系也可以称之为缝内复合暂堵剂，所述缝口复合暂堵体系也可以称之为缝口复合暂堵剂。

在上述方法中，优选地，在进行改造之前，该方法还包括以下步骤：

获取需要改造的岩层的岩石力学参数数据，所述岩石力学参数数据包括杨氏模量数据和泊松比数据；

基于获得的岩石力学参数数据，通过FracPT酸压优化设计软件模拟得到前置液泵注结束后裂缝端部的开度，以及顶替阶段注入层间暂堵剂时裂缝入口端的开度；

根据前置液泵注结束后裂缝端部的开度、顶替阶段注入层间暂堵剂时裂缝入口端的开度，以及不同开度裂缝的暂堵选择图版，确定缝内复合暂堵体系和缝口复合暂堵体系。

在上述方法中，顶替阶段注入层间暂堵剂时裂缝入口端的开度主要是指在主压裂注入阶段结束后，转入顶替阶段时，需要降低注入排量(即将主压裂注入阶段的注入排量逐渐降低至某一固定的注入排量，其中，主压裂注入阶段的注入排量及某一固定的注入排量根据需要暂堵改造的裂缝而定)向裂缝中注入层间暂堵剂，降排量注入层间暂堵剂的过程中可以计算得到裂缝入口端的开度。

在上述方法中，所述不同开度裂缝的暂堵选择图版是通过物模试验建立的。图版的横坐标为固相颗粒(可降解暂堵剂+支撑剂)的体积与携带液的体积之比(相当于砂比)，单位为m³/m³；纵坐标为可降解纤维的体积与携带液的体积之比。在本发明提供的技术方案中，暂堵剂是在冻胶压裂液中加入的。

在上述方法中，优选地，所述前置液包括滑溜水和/或冻胶压裂液；注入前置液时，先注入滑溜水，后注入冻胶压裂液；所述滑溜水和所述冻胶压裂液的比例可以根据储层的实际温度和滤失情况进行调整，更优选地，所述滑溜水和所述冻胶压裂液的体积比为(1:1)-(3:1)；进一步优选地，所述冻胶压裂液为耐酸压裂液，其包括酸性羧甲基压裂液、自生酸压裂液和酸性交联纤维素压裂液中的一种或几种。

在本发明提供的技术方案中，所述滑溜水的原料组成和配比可以根据需要改造的岩层的实际情况进行调整，优选地，以质量百分比计，所述滑溜水的原料组成包括：0.1％羧甲基瓜胶、0.5％助排剂、0.2％粘土稳定剂，余量为水。

在本发明提供的技术方案中，所述冻胶压裂液的原料组成和配比可以根据需要改造的岩层的实际情况进行调整，优选地，以质量百分比计，所述冻胶压裂液的原料组成包括：0.5％羧甲基瓜胶、0.2％粘稳剂、0.5％助排剂、0.2％交联促进剂、0.05％杀菌剂，余量为水。

在上述方法中，优选地，注入缝内复合暂堵体系时，先将缝内复合暂堵体系加入冻胶压裂液中，然后再注入地层中；更优选地，所述缝内复合暂堵体系包括可降解纤维、可降解暂堵剂和支撑剂；进一步优选地，将缝内复合暂堵体系加入冻胶压裂液时，可降解纤维的体积与冻胶压裂液的体积比为0.2-0.3％，可降解暂堵剂的体积与冻胶压裂液的体积比为2-4％，支撑剂的体积与冻胶压裂液的体积比为3-10％，更优选为5-10％。

在上述方法中，优选地，向地层注入前置液和缝内复合暂堵体系时包括：

配制滑溜水和冻胶压裂液，将所述冻胶压裂液分为三部分，第一部分为纯冻胶压裂液，第二部分为添加了支撑剂的冻胶压裂液，第三部分为添加了缝内复合暂堵体系的冻胶压裂液；

向地层注入滑溜水；

向地层依次注入纯冻胶压裂液、添加了支撑剂的冻胶压裂液和添加了缝内复合暂堵体系的冻胶压裂液；其中，在所述添加了支撑剂的冻胶压裂液中，支撑剂的体积与冻胶压裂液的体积比可以为3％-5％。

在上述方法中，所述纯冻胶压裂液、添加了支撑剂的冻胶压裂液和添加了缝内复合暂堵体系的冻胶压裂液这三部分的体积比可以根据施工难度进行调整，施工难度越大则纯冻胶压裂液的比例越高，施工难度越低则添加了缝内复合暂堵体系的冻胶压裂液的比例越高，优选地，所述纯冻胶压裂液、添加了支撑剂的冻胶压裂液和添加了缝内复合暂堵体系的冻胶压裂液这三部分的体积比为(1:1:1)-(3:1:1)。在某些施工环境下

在上述方法中，所述缝内复合暂堵体系的尺寸可以根据需要封堵的裂缝的开度而定，通常裂缝的开度/颗粒的尺寸＝2-2.5；优选地，所述可降解纤维的长度为4-6mm；所述可降解暂堵剂的粒径为30-70目；所述支撑剂的粒径为70-140目。

在上述方法中，优选地，所述缝口复合暂堵体系包括可降解纤维、可降解暂堵剂和支撑剂；更优选地，在制备所述含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液时，可降解纤维的体积与冻胶压裂液的体积比为1-1.8％，可降解暂堵剂的体积与冻胶压裂液的体积比为4-10％，更优选为4-6％，所述支撑剂的体积与冻胶压裂液的体积比为10-15％。所述缝口复合暂堵体系的尺寸可以根据需要封堵的裂缝的开度而定，通常裂缝的开度/颗粒的尺寸＝1-1.5，进一步优选地，所述可降解纤维的长度为6-9mm，所述可降解暂堵剂的粒径6-20目，所述支撑剂的粒径为30-140目，进一步优选为30-70目。

在上述方法中，优选地，所述可降解纤维和可降解暂堵剂可以由水溶性或酸溶性材料制备得到；所述可降解纤维和可降解暂堵剂在60-150℃条件下，经过4-10h可以降解。

在上述方法中，优选地，采用油管或套管向地层进行泵注，所述油管和套管的施工排量为8-10m³/min；更优选地，所述油管的直径为4in或4-1/2in，所述套管的直径为5in或5-1/2in，采用本发明限定的油管和套管能够满足施工排量8-10m³/min的泵注要求。

在上述方法中，优选地，所述具有变粘能力的酸包括含有盐酸的VES自转向酸、pH值控制聚合物变粘酸和温控变粘酸中的一种或几种的组合；更优选地，所述含有盐酸的VES自转向酸中盐酸的质量百分比浓度为15-20％。

在本发明提供的技术方案中，所述含有盐酸的VES自转向酸的原料组成和配比可以根据需要改造的岩层的实际情况进行调整，优选地，以重量百分比计，所述含有盐酸的VES自转向酸的原料组成包括：15％HCl、3-5％VES、4.5％缓蚀剂、2％铁稳剂、0.15％缓蚀促进剂，余量为水。

在本发明提供的技术方案中，所述pH值控制聚合物变粘酸的原料组成通常可以包括pH值控变粘聚合物稠化剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、交联剂和水；所述温控变粘酸的原料组成通常可以包括温控变粘聚合物稠化剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂、交联剂和水；本领域技术人员可以根据实际情况对pH值控制聚合物变粘酸和温控变粘酸的原料组成和配比进行调整。

在上述方法中，优选地，其中，向地层注入含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液时，控制注入排量为1-2m³/min，以减小裂缝的开度，提高缝口的封堵几率。

在本发明提供的技术方案中，所述携砂液中的支撑剂为陶粒，但不限于此。

本发明的有益效果：

(1)所选用的缝内/缝口暂堵体系为可降解纤维、可降解暂堵剂和陶粒支撑剂的混合样。该体系既包括纤维和暂堵剂等柔性材料，又包括刚性陶粒支撑剂，较现有的柔性暂堵体系封堵强度高，较刚性暂堵体系的自恢复能力更强，能够进一步提高暂堵转向效果；此外，缝内/缝口暂堵体系在完成缝内转向和层间转向后，可降解纤维和可降解暂堵剂会溶解，留下支撑剂对裂缝端部和裂缝入口端进行支撑，提高酸蚀裂缝导流能力和导流能力的保持性；

(2)本发明提供的技术方案能够充分利用暂堵转向过程实现裂缝支撑，将暂堵转向和裂缝支撑一体化、同步化，进一步提高裂缝型碳酸盐岩储层的酸压改造效果。

附图说明

图1为缝内转向和层间转向的示意图；

图2为裂缝开度沿长度方向的分布图；

图3为不同开度裂缝的暂堵选择图版；

图4为实施例井酸压改造的施工曲线。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例

本实施例提供了一种裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向和裂缝支撑一体化改造方法。

本实施例以华北油田某井为研究对象(如图1所示)，该井埋深达到5400m，储层温度达到177℃，发育多尺度天然裂缝，属于深层裂缝型碳酸盐岩油气藏。

本实施例提供的方法包括以下步骤：

步骤1，根据室内岩芯实验和测井资料计算得到的储层岩石力学参数，主要参数包括杨氏模量为30000-50000MPa，泊松比为0.15-025；

按照设计的泵注程序利用FracPT酸压设计软件模拟得到前置液泵注结束后裂缝端部裂缝的开度为1mm左右，以及注入层间暂堵剂过程中裂缝入口端的开度为5mm左右，如图2所示。

步骤2，根据步骤1模拟得到的裂缝端部的开度和裂缝入口端的开度，同时利用物模实验建立的不同开度裂缝的暂堵选择图版(即转向材料优选图版)，确定缝内复合暂堵体系和缝口复合暂堵体系(如图3所示)。

利用FracPT酸压设计软件模拟得到的裂缝端部的开度为1mm，因此，最优的缝内复合暂堵体系包括：①可降解暂堵剂，其粒径为0.4mm左右(30目)，其体积与冻胶压裂液的体积比为3％；②陶粒支撑剂，其尺寸为70-140目，其体积与冻胶压裂液的体积比为7％；③可降解纤维，其长度为6mm，其体积与冻胶压裂液的体积比为0.25％；0.25％的可降解纤维+3％的30目可降解暂堵剂+7％的70-140目陶粒支撑剂构成了缝内复合暂堵体系。

模拟得到的裂缝入口端的开度为5mm，因此，最优的缝口复合暂堵体系包括：①可降解暂堵剂，其尺寸为1.5-2mm左右(10目)，其体积与冻胶压裂液的体积比为10％；②陶粒支撑剂，其尺寸为40-140目，其体积与冻胶压裂液的体积比为15％；③可降解纤维，其尺寸为9mm，其体积与冻胶压裂液的体积比为1.2％；1.2％的可降解纤维+10％的10目可降解暂堵剂+15％的40-140目陶粒支撑剂构成了缝口复合暂堵体系。

步骤3，为了满足大排量施工的要求，本井采用4-1/2in油管+5in套管注入的管柱结构，能够满足的施工排量可达到10m³/min。

本井储层温度为177℃，为了实现对储层降温，同时激活更多的天然裂缝，在前置液阶段注入400m³滑溜水，以质量百分比计，所述滑溜水的原料组成包括：0.1％羧甲基瓜胶、0.5％助排剂、0.2％粘土稳定剂，余量为水；滑溜水的注入排量为8-9m³/min，前置液中滑溜水与冻胶压裂液的体积比为1.5:1。

冻胶压裂液采用的是酸性羧甲基压裂液，以质量百分比计，所述酸性羧甲基压裂液的原料组成包括：0.5％羧甲基瓜胶、0.2％粘稳剂、0.5％助排剂、0.2％交联促进剂、0.05％杀菌剂，余量为水；该冻胶压裂液能够有效提高造缝效率。

由于本井的杨氏模量比较高，裂缝开度较窄，因此在前置液注入过程中可以相对缩小缝内复合暂堵体系的注入阶段，以免出现裂缝未延伸到设计长度即出现端部封堵的问题，注入缝内复合暂堵体系时，将缝内复合暂堵体系加入纯冻胶压裂液中配制成携砂液，控制纯冻胶压裂液与携砂液的体积比为3:1，并且控制注入排量最高为11m³/min。

步骤4，本井所采用的酸液主要为清洁的VES自转向酸，为了实现造长缝和实现天然裂缝沟通的目的，优化了两套不同稠化剂浓度的酸液：

低粘VES自转向酸：以重量百分比计，其原料组成包括15％HCl、3％VES、4.5％缓蚀剂、2％铁稳剂、0.15％缓蚀促进剂，余量为水，该低粘VES自转向酸的粘度为10mPa·s左右，能够对天然裂缝进行溶蚀沟通，促进天然裂缝对产量的贡献；

高粘VES自转向酸：以重量百分比计，其原料组成包括15％HCl、5％VES、4.5％缓蚀剂、2％铁稳剂、0.15％缓蚀促进剂，余量为水，该高粘VES自转向酸的粘度为50mPa·s左右，能够降低酸岩反应速率，对深部储层进行溶蚀沟通；

注入酸液时控制注入排量为10m³/min，以提高缝内的净压力，提高酸液的有效作用距离，减少注入的时间。

步骤5，在对单层改造结束后注入15-20m³顶替液，顶替液为压裂液基液或滑溜水；在顶替液注入结束后注入含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液，注入含有缝口复合暂堵体系的冻胶压裂液时，需要将注入排量从8-10m³/min降低到1-2m³/min，以减小裂缝开度，提高缝口的封堵几率。

步骤6，本井需要改造的层段为2层，因此，进行了2次缝内复合暂堵转向和1次缝口复合暂堵转向，如图4。

本井累积注入液量达到3096m³，其中，滑溜水为570m³，冻胶压裂液为1076m³，低粘VES自转向酸为600m³，高粘VES自转向酸为850m³。施工排量为8-11m³，施工压力最高达到92MPa。本井压后16mm油嘴求产，井口压力为20MPa，日产气量为40.9×10⁴m³，日产油量为71m³，实现了高产。7mm油嘴试采40余天，井口压力仍保持在23MPa以上，日产气量为11×10⁴m³以上，日产油量为40m³，累产油量为1437m³，累产气量为600×10⁴m³以上，初步实现了稳产的目标。

综上所述，本发明提供的技术方案能够充分利用暂堵转向过程实现裂缝支撑，将暂堵转向和裂缝支撑一体化、同步化，有效提高裂缝型碳酸盐岩储层的酸压改造效果。