CN102022105A - 缝洞型碳酸盐岩储层大型复合酸压方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其特征在于，其在沟通储层的井筒周围的多个缝洞体时，包括下述工序：1)通过油管或油套混注向地层中注入滑溜水的工序，2)通过油管往地层中加入粉陶的工序，3)通过油管往地层中注入酸液的第一次注酸工序，4)通过油管往地层注入酸液进行第二次注酸的工序，5)通过油管或油套混注向地层中注入过量顶替液的工序；其中，所述大型复合酸压方法是指施工总液量在2000m³以上。通过本发明提高了酸压人工造缝的长度达到140m以上，解决了距离井筒200m范围内缝洞型碳酸盐岩油藏常规酸压技术未能沟通远井筒储集体，需要通过侧钻寻找新的缝洞储集体的问题。

Description

缝洞型碳酸盐岩储层大型复合酸压方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种超深缝洞型碳酸盐岩储层大型复合酸压工艺技术。

背景技术

碳酸盐岩储层是重要的油气储层之一。国外从上世纪70年代中期开始进行清水压裂室内研究和现场试验，经历了清水不加支撑剂压裂、常规清水压裂、混合清水压裂(王素兵，清水压裂工艺综述，天然气勘探与开发，2005，28(4)：39-42)。另外，酸化压裂通过酸的溶蚀作用恢复和提高地层的渗透性、提高油气井产能，是碳酸盐岩储层改造的重要增产措施之一。随着碳酸盐岩储层的深入开发，酸化压裂得到越来越广泛的应用。

奥陶系缝洞型碳酸岩油藏储层的发育平面、纵向非均质严重，平面上储层连续性差，存在大量不连通的定容储集体，导致总体采收率低。这类井在常规酸压时一般只能沟通在最大水平主应力方向上距离井眼120m范围内最近的一个缝洞储集体，根据油田酸压跟踪统计，压后存在产量下降快，有效期短的问题。

发明内容

本发明人对于碳酸盐岩储层油田的开采进行了多方面的研究。这类油田的碳酸盐岩储层的有效闭合压力通常在45-62MPa之间，针对前期油田曾尝试采用水力扩容的方式沟通新的储集体，但由于施工结束后裂缝闭合而失去导流能力，没有形成新的油流通道，导致施工效果差或无效。本发明人通过不同施工方式产生人工裂缝的导流能力随闭合压力变化规律室内实验研究认为：低闭合压力碳酸盐岩储层，首选酸化压裂；对于高闭合压力碳酸盐岩储层，如果天然裂缝发育，宜采用酸化压裂；如果储层致密，天然裂缝不发育，可适当考虑水力加砂压裂，压裂改造时，为了有效防止砂堵，可采用较小粒径支撑剂支撑裂缝，以获得较长的生产周期。

对于这类井筒周围存在多个缝洞***，第一次酸压只沟通某一个小定容体的井，本发明人通过大型复合酸压工艺技术突破小定容储集体，通过高强度注入大量的滑溜水形成更长的人工裂缝；施工期间加入陶粒实现充填部份暂堵微裂缝、降低液体滤失、提高液体效率、减缓酸压裂缝高度过度延伸，陶粒留在地层，后期生产期间仍然能够保持一定的导流能力；通过高强度注入具有一定造缝能力的酸形成一定的酸蚀裂缝并继续实现造缝；通过高强度注入酸蚀能力强的酸体系进一步形成酸蚀裂缝；最后再实现在酸具有活性期间的过顶替技术，其通过在酸活性能力降低前注入过量顶替液将具有活性的酸液推向地层深度，实现沟通远离井筒140m以上的缝洞储集体，从而本发明提供如下一种超深缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，所述超深是指储层深度在约6000m-7500m范围。

具体来说，一种缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其特征在于，其在沟通储层的井筒周围的多个缝洞体时，包括下述工序：

1)通过油管或油套混注向地层中注入滑溜水的工序，

2)通过油管向地层中加入粉陶的工序，

3)通过油管向地层中注入酸液进行第一次注酸的工序，

4)通过油管向地层中注入酸液进行第二次注酸的工序，

5)通过油管或油套混注向地层中注入过量顶替液的工序；

其中，所述大型复合酸压是指施工总液量2000m³以上；

工序1)、3)、4)、5)所注入的液体占注入地层总液体的体积比例分别为：工序1)中所述滑溜水占50-75％，工序3)和工序4)中酸液总量约占15-25％；，工序5)中顶替液占10-25％；工序2)在工序1)进行的同时进行，加入的粉陶质量占工序1)中滑溜水的体积比例为：1.0-12.3％，其中粉陶质量单位为吨(t)，工序1)中滑溜水的体积单位为m³。

其中，工序3)中所注入的酸液为具有造缝功能的酸液，其中，所述酸液中的酸成分可以是盐酸、氢氟酸、氨基磺酸或低分子羧酸中的一种，优选盐酸，另外，所述低分子羧酸优选甲酸、乙酸或丙酸；该酸液中通常含活化剂。

工序4)中所注入的酸液为酸蚀能力强的酸，其中，所述酸液中的酸成分可以是盐酸、氢氟酸或氨基磺酸，优选盐酸；该酸液中通常不含有活化剂。

其中，优选在所述工序3)和4)之间还包括向地层中再次注入滑溜水的工序；

其中，进行酸压时，优选所述工序1)中加入的滑溜水和工序3)和4)加入酸液总量的比例为：3～5。

其中，优选工序5)在工序4)之后进行，或者优选在工序3)和工序4)之间进行；

其中，优选所述工序1)在地层中注入滑溜水的工序包含多次注入滑溜的工序。

其中，优选所述工序2)在地层中加粉陶的工序包含多次加粉陶的工序。

其中，优选工序3)和工序4)多次交替进行。

其中，进行酸压施工时，优选采用31/2″油管或4″油管，例如可以采用31/2″EUE外加厚油管或满足强度要求的通径更大的4″油管并减少油管下入长度。

其中，优选工序2)中所述粉陶为100目的陶粒，加入粉陶目的在于降低液体滤失、控制缝高过度延伸和提高后期长期导流能力；所述粉陶优选为100目86MPa高强度的陶粒，所述粉陶是采用泰勒筛进行筛分得到的，即，100目对应的粒径为147μm。

其中，优选在工序3)中，所注入的酸为变粘酸，其组成为：0.8％变粘酸胶凝剂丙烯酸丁酯+2.0％高温缓蚀剂碘化钾+1.0％助排剂烷基酚聚氧乙烯醚+1.0％铁离子稳定剂抗坏血酸+1.0％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.5％变粘酸活化剂乙基酰铵+水，优选在工序4)中，所注入的酸也为变粘酸。更优选工序3)和工序4)所用的酸液的组成差别仅在于，工序3)中含有活化剂，工序4)的酸液中不含有活化剂。另外，在工序4)中，所注入的酸也可以为胶凝酸，其中不含有活化剂。

其中，优选在工序1)中，所述滑溜水为油田碳酸盐岩地层水+0.45％瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵。

其中，优选在工序1)中，所述滑溜水施工排量为6.5～10.2m³/min。

本发明通过大幅增加酸压液体用量及施工排量，同时采用前置液粉陶降滤等手段，提高造缝长度；采用酸液过顶替工艺提高裂缝端部的导流能力，增加酸蚀蚓孔在端部沟通储集体的几率，从而解决了缝洞型碳酸盐岩油藏部分酸压井存在的未能沟通远井筒储集体，压后产量下降快，有效期短的问题。

附图说明

图1是压裂液排量对裂缝参数的影响曲线图。

图2是排量对酸岩反应速率的影响关系曲线图。

图3是压裂液用量对裂缝参数影响关系曲线图。

图4是实施例1的TK1078井第一次酸压施工曲线图。

图5是实施例1的TK1078井重复实施酸压施工曲线图。

图6是实施例1的TK1078井压后生产曲线图。

图7是实施例2的TH12137井第一次酸压施工曲线图。

图8是实施例2的TH12137井重复实施酸压施工曲线图。

图9是实施例2的TH12137井压后生产曲线图。

具体实施方式

对于缝洞型碳酸盐岩储层，采用大规模酸压法增产时遵循如下选井选层原则：

1.地质条件：

1)地质上具有较好的增产潜力：地震剖面和振幅变化率显示特征明显，处于平面上的相对高部位，邻井生产情况好，井处于有利的油气充注条带上；

2)井区水体不活跃，本井及邻井生产期间不含水或低含水；

3)第一次酸压沟通的缝洞体产出量小，能量不足。

工程条件：

1)固井质量良好，无井壁垮塌现象；

2)井筒条件满足施工需求。

如前所述，常规酸压技术只能沟通井筒周围120m范围内的缝洞体，而对于井筒周围存在小定容体储层来说，压后存在产能下降快、地层供液不足、生产有效期短等问题。为了实现深穿透，以沟通井筒远处更多缝洞储集体为目标，本发明人在油田现场从多方面对酸压工艺进行了研究。图1是模拟计算后的压裂液排量对裂缝参数的影响曲线图。由图1可以看出，随着排量的增加，缝长及缝高均随之增加，现场施工时在泵压允许的情况下尽量提高施工排量达到抗滤失，以达到造长缝沟通井筒远处储集体的目的。

另外，本发明人研究了施工排量对酸岩反应速率的影响，图2是排量对酸岩反应速率的影响关系曲线图。由图2可以看出，增加酸液排量可以提高酸岩反应速度，但酸岩反应速率增加的倍比，小于酸液流速增加的倍比，酸液来不及反应完，已经流入地层深处，故提高注酸排量可以增加活性酸深入地层的距离，进而增加酸蚀缝长的长度。在酸压施工过程中要尽量提高酸液排量。在本发明的方法中，酸液排量现场可做到7-10.2m³/min。

另外，本发明人研究了压裂液用量对裂缝参数的影响，图3是压裂液用量对裂缝参数影响关系曲线图，由图3可以看出，压裂液用量越大，缝长和缝高均越大，但是，当压裂液用量为2000m³以上时，缝高增加变小，因此，确定压裂液用量为2000m³以上。

在本文中，本发明人根据油田酸压改造发展历程及施工规模发展情况和规范性，确定入井液量达到2000m³以上，施工排量达到8m³/min以上为大型复合酸压方法。

根据本发明的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压工艺技术，其在沟通储层的井筒周围的多个缝洞体时，

包括下述工序：

1)通过油管或油套混注在地层中注入滑溜水的工序，

2)通过油管在地层中加入粉陶的工序，

3)通过油管在地层中注入酸液进行第一次注酸的工序，

4)通过油管在地层中注入酸液进行第二次注酸的工序，

5)通过油管或油套混注在地层中注入过量顶替液的工序；

其中，所述大型复合酸压是指施工总液量在2000m³以上；工序1)、3)、4)、5)所注入的液体占注入地层总液体的体积比例分别为：工序1)中所述滑溜水约占50-75％，优选占60％-68％，工序3)和工序4)中酸液总量约占15-25％，优选约占17-20％；工序5)中顶替液占10-25％，优选占13-22％；工序2)在工序1)进行的同时进行，加入的粉陶质量占工序1)中滑溜水的体积比例为：1.0-12.3％，优选1.3-7.0％，其中粉陶质量单位为吨(t)，工序1)中滑溜水的体积单位为m³。

只要是具有造缝功能的酸液均可用于工序2)中，只要是具有强酸蚀能力酸液均可用于工序3)中。

其中，加入的粉陶，注入地层后，粉陶可以在天然裂缝与水力裂缝相交处形成桥堵，从而达到降低天然裂缝的滤失量的目的。所述粉陶为常用的100目的在86MPa闭合压力下其强度符合行业标准(破碎率小于10％)的高强度陶粒，依据地层情况决定粉陶的用量。优选在工序3)中所注入的酸液中含有活化剂，更优选含有0.5％活化剂，所述活化剂优选为乙基酰胺。另外，优选在工序3)中所用的酸液中采用变粘酸，该变粘酸组成为：0.8％变粘酸胶凝剂(丙烯酸丁酯)+2.0％高温缓蚀剂(碘化钾)+1.0％助排剂(烷基酚聚氧乙烯醚)+1.0％铁离子稳定剂(抗坏血酸)+1.0％破乳剂(环氧乙烷+环氧丙烷)+0.5％变粘酸活化剂(乙基酰铵)。另外，所述滑溜水，优选在油田水中加入0.45％的瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)。

其中，在工序1)中，通过注入滑溜水可以补充地层亏空，恢复地层压力；然后，实施超大规模酸压改造，能够使第一次酸压形成的人工裂缝向前延伸，沟通新的缝洞储集体，达到提高采收率的目的。

另外，本发明的方法中，优选在所述工序3)和4)之后还包括在地层中再次注入滑溜水的步骤，即酸液过量顶替工艺。由于酸压大多数情况下是在酸液进入地层后通过酸蚀蚓孔沟通新的储集体，因此为了提高酸液进入远端后沟通新储集体的几率，同时增加裂缝远端的导流能力。

另外，优选工序3)和工序4)多次交替进行，即采用多级交替注入酸压工艺，也就是说，向地层多次注入酸液，通过前置液的不断降温可以冷却地层，降低裂缝内温度，减缓酸岩反应速度，从而延长酸液作用时间；同时酸液在前置液中指进，可以进一步提高酸蚀有效作用距离。

另外，为了降低施工摩阻，在满足施工管柱强度要求的条件下，施工时尽量采用31/2″以上大内径油管如EUE外加厚油管或满足强度要求的通径更大的4″油管；同时在保证管柱安全的前提下，尽量减少下入油管的长度。计算表明，在7m³/min排量下，摩阻系数8-10MPa/1000m，每减少

油管，可以降低施工压力8-10MPa。

实施例

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

对塔河油田TK1078井第一次酸压施工

第一次酸压施工过程中所涉及到的液体组成如下，以下百分比如无特别说明，均指质量％。

线性胶：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：20％HCl+0.5％HPG瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+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，瓜胶通常为瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵。

冻胶：上述线性胶+新疆轮台县力科油田技术服务有限公司出售的LK-9有机硼交联剂，交联比为100∶0.6(这是上述线性胶和交联剂的体积比)。

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。

另外，需要说明的是，凡是本领域常用的用作PH值调节剂、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％。

TK1078井一间房组6143.8～6228m井段进行酸压施工。图4是TK1078井第一次酸压施工曲线图。挤入地层总液量628m³(其中先后依次加入线性胶28m³，冻胶300m³，高温胶凝酸300m³，所述冻胶和胶凝酸为酸化压裂技术中常用的线性胶、压裂液冻胶和胶凝酸)，停泵测压降26.6↓24.5MPa。酸压自喷返排376.5m³，未见油，后使用氮气进行气举作业，排液87m³后见油，自喷+气举累计返排463.5m³。

该井因能量不足转抽。转抽期间平均日产液8.1t，平均日产油6.6t，平均含水率18.5％，生产期间液面下降较快，地层供液不足，随后，试注水替油，注水期间最高压力12MPa，小时注水强度7.5m³，注水困难，累计注水160m³。至无产量关井，累产液0.296×10⁴t，累产油0.255×10⁴t，产水0.041×10⁴m³。

对塔河油田TK1078井大型规模重复酸压施工(大型复合酸压)

下述重复酸压施工过程中所涉及到的液体组成如下，以下百分比如无特别说明，均指质量％。

滑溜水：0.2％HPG瓜胶，其余为水。其中，所述瓜胶为本领域常用的瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵。

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；其中，第一次注入的变粘酸还含有0.5％BD1-12活化剂。

需要说明的是，本领域常用的用作胶凝剂、高温缓蚀剂、铁离子稳定剂、破乳剂、助排剂和活化剂的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。

对TK1078井实施了大规模重复酸压施工，图5是对TK1078井重复实施酸压施工曲线图。作业过程排量在6.6-7.7m³/min，泵压(等于油压)80-91.2MPa，先后共13次加入滑溜水，累计挤入地层滑溜水2044m³，该13次加入的滑溜水量分别为50、100、150、50、100、50、100、100、400、138、262、500、44m³，其中，在第11次加入滑溜水和第12次加入滑溜水的工序中间，通过油管加入变粘酸400m³即第一次注酸，在第12次加入滑溜水后，第13次加入滑溜水之前，通过油管第二次加入变粘酸30m³进行第二次注酸的步骤，所述第一和第二次酸压时共计加入变粘酸430m³；其中，在第一次加入变粘酸时，在该变粘酸中加入有活化剂乙基酰铵2t，加入比例为0.5％；加入活化剂乙基酰铵的目的是延缓酸岩反应，延长酸液反映时间，增加裂缝长度，第12次注滑溜水的作用是把第一次注入的酸液尽量驱赶到裂缝的端部，增加酸蚀缝长；第二次加酸的目的是处理近井筒的裂缝，增加其导流能力，不加活化剂乙基酰铵有助于酸岩快速反应；另外，在图5所示的第2、4、6、8、10次加入滑溜水时还加入粉陶，各步中粉陶分别为6t、3t、3t、7t、8t，共计粉陶27t；停泵测压降13.5↓10.5MPa。

从图5的施工曲线可以看出，加入粉陶阶段，井底压力上升明显，表明粉陶较为有效的起到了降滤作用，人工裂缝不断向前延伸；正挤酸液及高排量顶替酸液过程即第12次加入滑溜水500m³和第13次加入滑溜水44m³的工序，井底施工压力(油压)分两个阶段下降，下降幅度达到20.37MPa，下降速率0.19MPa/min，表明酸蚀裂缝在延伸过程不断沟通了新的储集体；施工停泵压力13.5↓10.5MPa，较第一次酸压处理有了较大幅度的降低，总体表明本次重复酸压施工沟通了远井地带的有利储集体。

施工效果评价：

根据施工压力对施工曲线进行了压后拟合，并将两次拟合结果进行了对比，见表1：

表1 TK1078井两次酸压施工压后拟合结果对比分析情况

从压后拟合结果来看，本次重复酸压动态缝长达到了216m，较第一次增长了91.7m；有效酸蚀缝长达到了169m，较第一次增长了68m；缝高为80m，较第一次增加了6.9m。

图6是TK1078井压后生产曲线图，由图6可以看出，截止到4月10日，该井5mm油嘴生产，油压12.7MPa，日产液148.6m³，日产油148.5m³，不含水，本次酸压后累计产油1万吨。

实施例2

对TH12137井第一次酸压施工及效果

第一次酸压施工过程中所涉及到的液体组成如下，以下百分比如无特别说明，均指质量％。

线性胶：采用华北石油局井下作业大队HB-YL201压裂队出售的型号为JXG-T的压裂液制品，其组成为：20％HCl+0.5％JXG-T瓜胶(特级)(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.02％PH值调节剂+1.0％HS-308破乳剂+1.0％ZH-5助排剂+0.5％SRD-Y温度稳定剂+1.0％SNW-Y粘土稳定剂，其余为水。

冻胶：上述线性胶+新疆轮台县力科油田技术服务有限公司出售的OB-YS有机硼交联剂，交联比为100∶0.6(上述线性胶和交联剂的体积比)。

胶凝酸：采用北京凯姆泰克石油工程技术发展有限公司出售的型号为CT-S的胶凝酸制品，其组成为：20％HCl+0.8％CT-S胶凝剂+2.0％CT-H缓蚀剂+1.0％CT-Z助排剂+1.0％铁离子稳定剂+1.0％CT-P破乳剂，其余为水。

顶替液：采用上述线性胶。

需要说明的是，此处所用的线性胶、冻胶、胶凝酸均是本领域常用的试剂，因此，凡是本领域常用的用作PH值调节剂、破乳剂、助排剂、温度稳定剂、粘土稳定剂、交联剂、胶凝剂、杀菌剂、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，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物，助排剂可以为组成如实施例1中所述的烷基酚聚氧乙烯醚。

TH12137井一间房组和鹰山组5842.62～5932m井段进行酸压施工。图7是TH12137井第一次酸压施工曲线图。挤入地层总压裂液量633m³(其中先后依次加入线性胶26m³，冻胶300m³，高温胶凝酸280m³，线性胶27m³酸化压裂技术中常用的线性胶、压裂液冻胶和胶凝酸均可用于此处)，停泵测压降30.1↓28.1MPa。产液下降快，阶段累计产液173t，产油125t。后试注水494m³，注入困难，开井后生产4日即停喷，注水后累计产液84t，产油70t。自喷累计产液257t，产油195t。

后该井因能量不足修井转抽油泵生产，修井漏失压井液110m³，转抽后产液波动下降，零星含水。随后，第二轮次试注水替油，注水期间最高压力12.5MPa，累计注水404m³。关井21日后，开井初期日产液12t，不含水，见水后含水波动上升，终因高含水关井，第二轮注水后累计产液289t，产油232t。累产液642t，累产油517t，累注水898m³。

采用与实施例1的大规模重复酸压方法相类似的操作，对塔河油田TH12317井又实施了大规模重复酸压现场试验，也取得了较好效果，详细描述操作步骤如下。

对TH12137井大型规模重复酸压施工(大型复合酸压)

下述重复酸压施工过程中所涉及到的液体组成如下，以下百分比如无特别说明，均指质量％。

滑溜水：0.45％瓜胶+0.1％杀菌剂，其余为水；当携带粉陶时，加0.6体积％交联剂。

其中，所述瓜胶为本领域常用的瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵，本领域常用的杀菌剂都可用于本申请的方案中，以下实施例中使用湖北新景新材料有限公司出售的XJ-戊二醛油田杀菌剂(戊二醛≥15％，十二烷基二甲基苄基氯化胺：≥15％)。

交联剂：新疆轮台县力科油田技术服务有限公司出售的OB-YS有机硼交联剂，本领域常用的有机硼交联剂均可用于本申请中。

变粘酸：采用北京科麦仕油田化学剂技术有限公司出售的型号为KMS-50的变粘酸制品，其组成为：20％HCl+0.8％KMS-50变粘酸胶凝剂+2.0％KMS-6缓蚀剂+1.0％KMS-7铁离子稳定剂+1.0％FRZ-4破乳剂+1.0％HSC-25助排剂+0.5％KMS-50H变粘酸活化剂，其余为水。

胶凝酸：采用新疆思恩特出售的型号为XC-107的胶凝酸制品，其组成为：20％HCl+0.8％XC-107胶凝酸胶凝剂+2.0％XC-13缓蚀剂+1.0％XC-16铁离子稳定剂+1.0％XC-08破乳剂+1.0％XC-07助排剂，其余为水。

需要说明的是，本领域常用的用作杀菌剂、交联剂、胶凝剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、破乳剂、助排剂和活化剂的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，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物，助排剂可以为组成如实施例1中所述的烷基酚聚氧乙烯醚，活化剂可以为乙基酰胺。

对TH12137井实施了大规模重复酸压施工，图8是对TH12137井重复实施酸压施工曲线图。作业过程排量在0.65-9.13m³/min，泵压27.6-85.0MPa，先后共10次正挤滑溜水，累计挤入地层总液量3800m³，该10次正挤滑溜水量分别为300、100、300、100、200、200、200、200、1000、500m³，前9次正挤滑溜水量总计为2600m³。

其中，在第9次和第10次正挤滑溜水的工序中间，依次分别通过油管正挤变粘酸400m³和胶凝酸300m³，在第2、4、6、8次正挤滑溜水时分别加入6、6、12、12t的100目粉陶以及各0.6％交联剂(此处“各0.6％交联剂”是指所加入的交联剂在第2、4、6、8次各次所正挤的滑溜水中的体积比例)。在正挤变粘酸时，在该变粘酸中加入有活化剂(乙基酰铵)2t，加入比例为0.5％(活化剂质量t/变粘酸体积m³)；加入活化剂(乙基酰铵)的目的是延缓酸岩反应，延长酸液反映时间，增加裂缝长度，第10次正挤滑溜水的作用是把注入的酸液尽量驱赶到裂缝的端部，增加酸蚀缝长；正挤胶凝酸的目的是处理近井筒的裂缝，增加其导流能力，不加活化剂(乙基酰铵)有助于酸岩快速反应；停泵测压降30.5↓29.5MPa。

从图8的施工曲线可以看出，前9阶段正挤滑溜水期间油套压稳定并且两者接近，表明正不断造缝；正挤变粘酸和胶凝酸期间，油压(泵压)相对平稳地升高，套压相对平稳地降低；第10阶段高排量正挤滑溜水500m³期间，即正挤顶替液的最后阶段，油套压稳定并且两者接近。施工停泵压力30.5↓29.5MPa，较第一次酸压处理有了较大幅度的降低，总体表明本次重复酸压施工沟通了远井地带的有利储集体。如上所述，在上述TH12137井重复酸压施工工艺中，所用顶替液是滑溜水。其中，相关实验数据见表2和表3。

表2塔河TH12137井大型重复酸压现场实施统计表

表3TH12137井两次酸压施工压后拟合结果对比分析情况

图9是TH12137井压后生产曲线图，由图9可以看出，TH12137井5月25日酸压施工，初期日产油72t(含水5.7％)，稳定后日产油40.0t(含水0.65％)，截止到9月19日，压后累计产油0.5×10⁴t。由上面的实施例1和2可以得出如下结论：对于储层主应力方向上具有多个储集体的井，可以采用大型复合酸压工艺沟通更远范围内的储集体，采用本发明的重复大型复合酸压工艺技术，突破了传统酸压技术思路，对于提高缝洞型碳酸盐岩储层的采收率具有重要意义。前置液粉陶段塞可以有效降低液体滤失，提高压裂液造缝能力；大幅提高顶替液量可以将酸液推至裂缝远端，增加有效酸蚀缝长。综上所述，通过本发明的方法，能够横向沟通距离井筒更远储集体的缝洞型碳酸盐岩储层，提高了酸压人工造缝的长度达到140m以上，从而解决了距离井筒200m范围以内缝洞型碳酸盐岩油藏常规酸压技术未能沟通远井筒储集体，需要通过侧钻寻找新的缝洞储集体的问题。

Claims (13)

1.一种缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其特征在于，其在沟通储层的井筒周围的多个缝洞体时，包括下述工序：

1)通过油管或油套混注向地层中注入滑溜水的工序，

2)通过油管向地层中加入粉陶的工序，

3)通过油管向地层中注入酸液进行第一次注酸的工序，

4)通过油管向地层中注入酸液进行第二次注酸的工序，

5)通过油管或油套混注向地层中注入过量顶替液的工序，所述顶替液是滑溜水；

其中，所述大型复合酸压是指施工总液量2000m³以上的酸压方法；

工序1)、3)、4)、5)所注入的液体占注入地层总液体的体积比例分别为：工序1)中所述滑溜水占50-75％，工序3)和工序4)中酸液总量约占15-25％，工序5)中顶替液占10-25％；工序2)在工序1)进行的同时进行，加入的粉陶质量占工序1)中滑溜水的体积比例为：1.0-12.3％，其中粉陶质量单位为吨(t)，工序1)中滑溜水的体积单位为m³。

2.根据权利要求1的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，在所述工序3)和4)之间还包括向地层中再次注入滑溜水的工序。

3.根据权利要求1或2的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，工序5)在工序4)之后进行，或者在工序3)和工序4)之间进行。

4.根据权利要求1-3任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，所述工序1)在地层中注入滑溜水的工序包含多次注入滑溜的工序。

5.根据权利要求1-4所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，所述工序2)在地层中加粉陶的工序包含多次加粉陶的工序。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，工序3)和工序4)多次交替进行。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，进行酸压施工时，采用31/2″油管或4″油管。

8.根据权利要求1-7所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，工序2)中所述粉陶为100目的陶粒。

9.根据权利要求1-8中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，在工序3)中，所注入的酸为变粘酸，其组成为：20％HCl+0.8％变粘酸胶凝剂丙烯酸丁酯+2.0％高温缓蚀剂碘化钾+1.0％助排剂烷基酚聚氧乙烯醚+1.0％铁离子稳定剂抗坏血酸+1.0％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.5％变粘酸活化剂乙基酰铵，其余为水。

10.根据权利要求1-9中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，在工序4)中，所注入的酸为变粘酸，其组成为：20％HCl+0.8％变粘酸胶凝剂丙烯酸丁酯+2.0％高温缓蚀剂碘化钾+1.0％助排剂烷基酚聚氧乙烯醚+1.0％铁离子稳定剂抗坏血酸+1.0％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物，其余为水。

11.根据权利要求1-9中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，在工序4)中，所注入的酸为胶凝酸，不含活化剂。

12.根据权利要求1-11中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，在工序1)中，所述滑溜水为油田碳酸盐岩地层水+0.45％瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵；优选所述滑溜水施工排量为6.5～10.2m³/min。

13.根据权利要求1-8中任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层的大型复合酸压方法，其中，在工序3)中和工序4)中所注入的酸液组成的差别在于，工序4)的酸液中不含有活化剂。

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