CN104975840A - 一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺 - Google Patents

Abstract

本发明涉及用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，包括下述工序：1)通过油管向地层中注入滑溜水；2)通过油管向地层中注入非交联压裂液；3)通过油管向地层中注入自生酸体系；4)通过油管向地层中低排量注入胶凝酸体系；5)通过油管向地层中注入滑溜水；其中，工序1)、2)、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3-10％，工序2)中所述非交联压裂液占40～60％，工序3)中所述自生酸体系占30～50％，工序4)中所述胶凝酸体系占3～10％，工序5)中所述滑溜水的体积比例为3～15％，其中体积单位均为m³。通过本发明提高导流能力达140md·m以上，高温深井碳酸盐岩储层深穿透效果明显。

Description

一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺。

背景技术

我国深层碳酸盐岩储层存在埋藏深、储层非均质性严重和基质含油性差等特点，靠单一的酸压工艺或酸液体系难以获得理想的效果。复合酸压技术是20世纪80年代末产生的一种新型的油气井增产、水井增注技术，该技术是在对油水井进行储层改造时，将不同的改造技术进行优势互补，更有效地实现增产增注。复合酸压技术的应用大大提高了酸蚀裂缝的规模和导流能力，基本满足了高温深井碳酸盐岩储层增产改造的需要。

为适合我国深层碳酸盐岩储层酸压的需要，发展了不同类型的复合酸压技术：(1)不同酸液体系的复合酸压施工；(2)酸压与水力加砂压裂的复合施工；(3)高能气体压裂与酸压的复合施工，这3种酸压方法无论是从工艺上还是从本质上都存在很大的不同。

为实现深穿透，克服高温深井碳酸盐岩储层酸岩反应速度快，酸压有效缝长短等难题，国内外研究人员开展了大量的非常规酸液体系研究，主要有自生酸、稠化酸、乳化酸和地面交联酸等，其中自生酸应用于高温井具有其它酸液体系不可比拟的优点。

目前，常规的自生酸体系主要用于砂岩储层酸化，自生酸复合酸压工艺技术尚未在碳酸盐岩油藏开展研究与应用。

发明内容

本发明人对于高温深井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温度在120℃～150℃，深度为4500m～6500m的储层。由于我国高温深井碳酸盐岩储层增产改造中存在一些问题，而难以实现深穿透：

(1)储层温度较高，酸岩反应速度快，酸液深穿透能力有限，导致酸蚀裂缝有效作用距离较短，不能有效沟通井底较远处储层，影响改造效果；

(2)储层埋藏深、温度高，注酸管柱长，泵入过程中对金属设备的腐蚀速率较大，井下管柱破坏严重，且宜引入铁离子，产生沉淀损害地层。

(3)成熟的胶凝酸和乳化酸组合而成的复合酸压工艺技术实现了大排量、高泵压、深穿透的目标，但泵注乳化酸时摩阻较高，导致井口泵压高，排量难以提高，井底施工压力难以达到地层的破裂压力。

本发明主要针对高温深井碳酸盐岩储层埋藏深、温度高，酸岩反应速度快，酸压有效缝长短，不能有效沟通井底较远处储层等难点，通过采用自生酸体系与胶凝酸体系进行复合酸压工艺，提高近井地带导流能力，降低金属设备的腐蚀速率，延缓酸岩反应速度，达到刻蚀裂缝端部实现深穿透的目的。

具体的，本发明提供一种用于高温深井碳酸盐岩储层中开展自生酸复合酸压工艺技术，通过自生酸与其他酸液体系交替注入，在其他酸液保证近井地带导流能力的同时，泵入的自生酸体系进入地层后逐渐发生化学反应生成盐酸溶蚀岩石，解决酸岩反应过快的问题，大大提高沟通距井底较远处储层孔洞体的几率，满足深穿透刻蚀裂缝端部的需要，达到高温碳酸盐岩储层深部改造的目的，提高改造效率。

本发明采用的具体技术方案为，一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，包括下述工序：

1)通过油管向地层中注入滑溜水；

2)通过油管向地层中注入非交联压裂液，所述非交联压裂液含有质量百分比为0.5％的非交联改性黄原胶；

3)通过油管向地层中注入自生酸体系，所述自生酸组成为：50％自生酸A剂+50％自生酸B剂，其中所述百分比为体积百分比，所述自生酸A剂是多聚醛类物质中的一种，所述自生酸B剂是铵盐类物质中的一种；

4)通过油管向地层中低排量注入胶凝酸体系；

5)通过油管向地层中注入滑溜水；

其中，工序1)、2)、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)中所述滑溜水占为3-10％，工序2)中所述非交联压裂液占40-60％，工序3)中所述自生酸体系占30-50％，工序4)中所述胶凝酸体系占3-10％，工序5)中所述滑溜水的体积比例为3-15％，其中体积单位均为m³。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序1)中，所注入的滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选所述滑溜水的施工排量为0～3.0m³/min。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序2)中，所注入的非交联压裂液组成为：0.5％非交联改性黄原胶+0.5％助排剂烷基酚聚氧乙烯醚+1.0％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选所述非交联压裂液的施工排量为3.0～6.5m³/min。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序4)中，所注入的胶凝酸体系的组成为：20％HCl+0.8％胶凝剂改性阳离子聚丙烯酰胺+2.0％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，其中所述百分比为质量百分比；优选胶凝酸体系的施工排量为1.0～2.5m³/min。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序5)中，所注入的滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选所述滑溜水的施工排量为1.5～2.5m³/min。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序1)和3)可交替多次进行。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序3)和工序4)之间还包括注入滑溜水的工序，所述滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比。

前述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其中，工序3)中，所述自生酸体系的施工排量为2.5～7.0m³/min。

本发明优选非交联改性黄原胶体系作为前置液和压裂液对储层进行造缝，采用自生酸体系与胶凝酸体系进行复合酸压工艺，提高近井地带导流能力，降低金属设备的腐蚀速率，延缓酸岩反应速度，刻蚀裂缝端部实现深穿透。该工艺提高酸蚀有效作用距离及酸压造缝效率，增加沟通距井底较远处储层孔洞体的几率。

附图说明

图1是本发明自生酸复合酸压工艺的流程示意图。

图2是自生酸体系在不同温度下反应不同时间后的酸含量关系图。

图3是盐酸含量为15％的自生酸、高温胶凝酸、变粘酸和转向酸4种酸液体系的酸蚀导流能力对比图。

图4是TH10270井酸压施工曲线图。

具体实施方式

对于高温深井碳酸盐岩储层，采用自生酸复合酸压工艺技术进行施工时，遵循如下的选井原则：

1.地质条件：

1)地质上储集体与井眼距离小于150米，所选酸压井处在油气富集的条带上；

2)地层温度为90℃-150℃碳酸盐岩储层。

2.工程条件

1)固井质量合格；

2)套管无破损。

本发明在高温深井储层，通过优选前置液和压裂液、优选自生酸生酸原材料，配合闭合酸化工艺技术，确定合理的关井时间和供液***，开展自生酸体系与胶凝酸体系复合酸压工艺，提高近井地带导流能力，降低金属设备的腐蚀速率，延缓酸岩反应速度，刻蚀裂缝端部实现深穿透，达到沟通距井底较远处储层孔洞体的目的。

下面详细说明本发明的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，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。

高温深井碳酸盐岩储层存在埋藏深、温度高，酸岩反应速度快，酸压有效缝长短，不能有效沟通井底较远处储层等问题。为了在高温深井碳酸盐岩储层中同时实现深穿透和高导流能力，本发明人在油田现场从多方面对自生酸复合酸压工艺进行了研究。

1、优选前置液和压裂液

非交联的改性黄原胶压裂液具有较好的造缝能力，摩阻较低，且与0.45％瓜胶滑溜水价格相近，因此该工艺中选用0.2％和0.5％的非交联改性黄原胶体系作为前置液和压裂液对储层进行造缝。

像压裂中常用的胍胶一样，黄原胶也是一种植物胶，由野油菜黄单胞杆菌发酵得到的“五糖重复单元”生物聚合物为黄原胶，在黄原胶分子上引入不同的阴离子基团(羧酸基、磺酸基)和阳离子基团(季铵盐基)后形成本技术中的改性黄原胶。非交联改性黄原胶体系是指溶液中未加入交联剂。

2、自生酸体系的选择依据

如图2和图3所示，图2是自生酸体系在不同温度下反应不同时间后的酸含量关系图，图3是盐酸含量为15％的自生酸、高温胶凝酸、变粘酸和转向酸4种酸液体系的酸蚀导流能力对比图。

从图2可看出，在恒定时间下，体系酸浓度随温度升高先迅速增加，130℃后趋于平缓；在恒定温度下，酸浓度随反应时间延长逐渐升高，150℃后酸浓度不再随时间发生较大变化。既要延缓酸岩反应速率，又要产生有效的酸蚀裂缝长度，并具有一定的裂缝导流能力，实现真正意义上的深度酸压，自生酸体系需在0.5h时具有一定的酸浓度，同时又不能在0.5h内产生很高的酸浓度(5％<0.5h时酸浓度<18％)。由图2中数据可知，自生酸体系适用于温度为90℃～150℃的储层(120℃～150℃的高温储层)，可达到深度酸压的目的。

从图3可看出，闭合压力低于20MPa时，自生酸体系导流能力高于其它酸液体系；闭合压力高于20MPa后，自生酸体系导流能力低于高温胶凝酸体系而高于变粘酸和转向酸体系。表明自生酸体系整体上酸蚀导流能力较好。

3、优选自生酸原材料

通过在氯代烃衍生物水解、酰氯化合物水解及羰基化合物与金属盐的反应等三种技术方案中进行实验与筛选，最终选用高聚合度羰基化合物和盐类作为自生酸的原材料，达到在地面基本不发生化学反应，在地层高温条件下逐渐反应生成盐酸，刻蚀裂缝端部的目的。

4、确定复合酸压工艺技术的关井时间和供液***

借鉴前期施工井的储层温度、返排液pH值和关井时间，根据预施工井的储层温度确定合理的关井时间使自生酸体系在地层中完全反应。由于自生酸配方是现场配制A、B剂半成品，为确保现场实现按照1:1比例注入，施工工艺中采用双供液车、独立供液***进行自生酸体系的现场泵注。

其中，根据塔里木盆地中古I井(地层温度147℃)自生酸现场试验压后排液pH值监测情况确定合理的关井时间。中古I井关井135min(14:45停泵，17:00开井)后返排液pH值均为6，自生酸完全反应。鉴于该井地层温度高于本井(本井地层温度139℃)，优化关井时间确定为180min。

4、配合闭合酸化工艺技术

工艺中注入不同类型的酸液体系进行复合酸压，为保证近井地带的导流能力，施工后期低排量泵入一定体积的胶凝酸体系进行闭合酸化。

根据以上研究结果，本发明提供如下一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺。

具体地，如图1所示，本发明的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，包括下述工序：

工序1)：注入滑溜水

在施工开始时向地层中注入滑溜水，控制滑溜水的排量在0～3.0m³/min，优选阶梯提排量，排量以台阶式递增，具体阶梯提排量的步骤为：注入滑溜水的初始排量为0～1.5m³/min，当井筒内三分之二高摩阻压井液被挤入地层后，使排量台阶式递增到1.5～3.0m³/min，从施工现场仪表车中观看泵压情况，估算井底破裂压力，当地层压开后停止提排量，保持排量在3.0m³/min。

滑溜水0～1.5m³/min阶段排量，主要作用是将井筒内高摩阻压井液缓慢挤入地层，降低井口压力，有利于后期提排量压开地层；后期提高排量至1.5～3.0m³/min，是逐渐提排量以压开地层，然后，实施自生酸胶凝酸复合酸压改造，能够使自生酸酸压形成的人工裂缝向前延伸。

其中，所述滑溜水的组成为：清水+0.2％非交联改性黄原胶体系+0.1％杀菌剂+0.5％破乳剂，其中所述百分比为质量百分比。

这里所述的清水可以是油田用矿物质含量达标合格的清水，其K⁺、Na⁺等一价离子含量低于5000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺等二价离子含量低于100mg/L。

凡是本领域常用的用作杀菌剂、破乳剂的那些试剂均可用于本发明中，例如，杀菌剂可以为甲醛、戊二醛、季铵盐(十二烷基二甲基苄基氯化铵)、二溴-3-次氮基丙酰胺中的一种或复合物，破乳剂可以为聚氧丙烯聚氧乙烯嵌段共聚物、环氧乙烷环氧丙烷共聚物中的一种或复合物。

该工序注入的滑溜水的体积占注入地层总液体的体积比例为3～10％，其中体积单位为m³。

工序2)：注入非交联压裂液的工序

向地层裂缝中注入非交联压裂液，施工排量范围为3.0～6.5m³/min；其中，所述非交联压裂液组成为：0.5％非交联改性黄原胶+0.5％助排剂+1.0％破乳剂+0.1％杀菌剂，其余为水，其中所述百分比为质量百分比。

凡是本领域常用的用作助排剂、杀菌剂、破乳剂的那些试剂均可用于本发明中，例如，杀菌剂可以为甲醛、戊二醛、季铵盐(十二烷基二甲基苄基氯化铵)中的一种或复合物，破乳剂可以为聚氧丙烯聚氧乙烯嵌段共聚物、环氧乙烷环氧丙烷共聚物中的一种或复合物，助排剂可以为氟碳类表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或复合物。

该工序注入的非交联压裂液的体积占注入地层总液体的体积比例为40％～60％，其中体积单位为m³。

向地层裂缝中注入非交联压裂液，可造缝并扩展裂缝延伸。

工序3)：注入自生酸体系的工序

向地层裂缝中注入自生酸体系，施工排量范围为2.5～7.0m³/min；其中，所注入的自生酸组成为：50％自生酸A剂+50％自生酸B剂，其中所述百分比为体积百分比。

自生酸A剂是多聚醛类物质，选自聚二甲氨基苯甲醛、聚六醛、多聚甲醛、多聚乙醛等中任意一种，自生酸B剂是铵盐类物质，选自氯化铵盐、二甲基二烯丙基氯化铵盐等中的任意一种。

将自生酸体系以2.5m³/min的施工排量注入地层，在具体井口泵压无明显降低(泵压波动低于5MPa)的情形下，逐渐提高酸液排量至5.0～7.0m³/min，延缓酸岩反应速度，增加酸蚀裂缝距离，尽可能沟通到有裂缝、溶洞等处有利储集体，对裂缝端部进行刻蚀，实现深穿透、达到建产的目的；在5.0～7.0m³/min的排量下注入一定量酸液后，出现井口泵压大幅降低(泵压降低值大于10MPa)，为了避免酸液在裂缝或溶洞等有利储集体的过量滤失，降低排量至3.5～4.0m³/min，使得酸液与人工裂缝中岩石反应，提高整个人工裂缝导流能力；当酸液剩余液量低于20～40m³时，为避免该排量下压裂车组吸入空气导致施工停止，故降低酸液排量至2.5～3.5m³/min，满足酸液供给要求。

该工序注入的自生酸体系的体积占注入地层总液体的体积比例为30％-50％，其中体积单位为m³。

工序4)：注入胶凝酸体系的工序

向地层中注入胶凝酸体系，施工排量范围为1.0～2.5m³/min。

注胶凝酸阶段，根据具体井的压力情况，在能达到闭合酸化工艺的要求下，此工序中可采用阶梯提排量注入酸液体系。具体阶梯提排量的步骤为：注入胶凝酸的初始排量为1.0～1.5m³/min，从施工现场仪表车中观察泵压，估算该井井底压力，当井底压力值远低于(大于5MPa)该井裂缝闭合压力时，使排量台阶式递增到1.5～2.5m³/min，当井底压力值略低于(在1～2MPa范围内)该井裂缝闭合压力时停止提排量，保持排量在2.5m³/min。

采用低排量注酸是为降低人工裂缝内净压力，诱使人工裂缝缓慢闭合，由此可实施闭合酸化工艺，提高近井地带导流能力。

其中，所注入的酸液只要是具有刻蚀岩石、提高导流能力的酸液均可用于本工序，其中，所述酸液中的酸成分可以是盐酸、低浓度氢氟酸(质量百分比为2％)、醋酸、磷酸中的一种或复合酸，优选盐酸；酸液中的酸成分是质量百分比为15％～20％的盐酸。本发明注入的酸液优选胶凝酸，其组成为：20％HCl+0.8％胶凝剂+2.0％缓蚀剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂+1.0％破乳剂，其余为水，其中所述百分比为质量百分比。

凡是本领域常用的用作胶凝剂、助排剂、破乳剂、缓蚀剂和铁离子稳定剂的那些试剂均可用于本发明中。例如，胶凝剂可以为改性阳离子聚丙烯酰胺、乙烯丙烯类共聚物、聚-N-乙烯吡咯烷酮、AMPS/AM/DMAM共聚物中的一种或复合物，缓蚀剂可以为曼西尼碱、咪唑啉季氨盐、月桂醛、含烷基吡啶化合物、醛酮胺缩合物、碘化钾、炔醇中的一种或复合物，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸、乙二胺四乙酸及其钠盐、柠檬酸、醋酸、氮川三乙酸、抗坏血酸磷酸脂钠中的一种或复合物，破乳剂可以为聚氧丙烯聚氧乙烯嵌段共聚物、环氧乙烷环氧丙烷共聚物中的一种或复合物，助排剂可以为氟碳类表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或复合物。

该工序注入的胶凝酸体系的体积占注入地层总液体的体积比例为3％-10％，其中体积单位为m³。

为了使酸液进一步对远端裂缝进行刻蚀，加大深穿透效果，在工序3)之后，工序1)和工序3)可交替进行。

在工序3)和4)之间可以再次注入工序1)中的滑溜水，将工序3)中的自生酸体系顶入地层更深部，进一步对远端裂缝进行刻蚀，加大深穿透效果。优选地，所述滑溜水的施工排量为2～3.0m³/min，所注入的滑溜水占注入地层总液体的体积比例为3～10％。

工序5)：注入滑溜水的工序

向地层中注入滑溜水，施工排量范围为2.5～1.5m³/min；其中，该工序注入的滑溜水与工序1)中注入的滑溜水的组成相同，其组成为：油田用矿物质含量达标的合格清水+0.2％非交联改性黄原胶体系+0.1％杀菌剂+0.5％破乳剂。

这里所述的清水可以是油田用矿物质含量达标合格的清水，其K⁺、Na⁺等一价离子含量低于5000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺等二价离子含量低于100mg/L。

凡是本领域常用的用作杀菌剂、破乳剂的那些试剂均可用于本发明中，例如，杀菌剂可以为甲醛、戊二醛、季铵盐(十二烷基二甲基苄基氯化铵)、二溴-3-次氮基丙酰胺中的一种或复合物，破乳剂可以为聚氧丙烯聚氧乙烯嵌段共聚物、环氧乙烷环氧丙烷共聚物中的一种或复合物。

注滑溜水阶段，从开始注滑溜水到滑溜水剩余量为5m³的时间内，以2.1m³/min的恒定排量注入滑溜水，主要作用是将井筒内胶凝酸液体系顶入地层，一是防止酸液腐蚀管柱，二是充分利用酸液，让所有的酸液进入储层刻蚀岩石提高近井带导流能力。当滑溜水剩余量低于5m³后，将排量降低至1.4～1.6m³/min以防止高排量下压裂车组吸入空气导致施工停止。

该工序注入的滑溜水的体积占注入地层总液体的体积比例为3～15％，其中体积单位为m³。

停止泵注，测录泵压降低值。

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，施工时采用3 1/2"大内径油管，例如可以采用3 1/2"EUE外加厚油管/3 1/2"TP-JC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。

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

以下通过对塔河油田的现场试验来详细说明本发明的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺。

对塔河油田TH10270井开展自生酸复合酸压工艺技术的酸压施工(保密试验)

酸压施工泵注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：采用北京世纪中星能源技术有限公司出售的型号为ZX-34的改性黄原胶及添加剂，其组成为：0.2％改性黄原胶ZX-34+0.5％ZX-11破乳剂+0.1％杀菌剂+清水。

非交联压裂液：采用北京世纪中星能源技术有限公司出售的型号为ZX-34的改性黄原胶及添加剂，其组成为：0.5％改性黄原胶ZX-34+0.5％助排剂ZX-07+1.0％破乳剂ZX-11+0.1％杀菌剂+清水。

自生酸：北京世纪中星能源技术有限公司的自生酸体系，其组成为：50％自生酸A剂ZX-368+50％自生酸B剂ZX-339，其中，ZX-368是多聚甲醛，ZX-339是氯化铵盐。

胶凝酸：四川贝德石油技术发展有限公司的胶凝酸体系，其组成为：20％HCl+0.8％BD1-6B胶凝剂+2.0％BD1-20缓蚀剂+1.0％BD1-5助排剂+1.0％BD1-2铁离子稳定剂+1.0％BD1-3破乳剂，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、杀菌剂、助排剂、铁离子稳定剂、缓蚀剂的那些试剂均可用于本申请中。例如，胶凝剂可以为改性阳离子聚丙烯酰胺、乙烯丙烯类共聚物、聚-N-乙烯吡咯烷酮、AMPS/AM/DMAM共聚物中的一种或复合物，缓蚀剂可以为曼西尼碱、咪唑啉季氨盐、月桂醛、含烷基吡啶化合物、醛酮胺缩合物、碘化钾、炔醇中的一种或复合物，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸、乙二胺四乙酸及其钠盐、柠檬酸、醋酸、氮川三乙酸、抗坏血酸磷酸脂钠中的一种或复合物，破乳剂可以为聚氧丙烯聚氧乙烯嵌段共聚物、环氧乙烷环氧丙烷共聚物中的一种或复合物，助排剂可以为氟碳类表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或复合物。

具体的，对TH10270井进行自生酸复合酸压工艺的施工工序为：

TH10270井奥陶系一间房组5713.16-5803.00m井段进行自生酸复合酸压工艺技术酸压施工。图4是TH10270井酸压施工曲线图。挤入地层总液量686.5m³(其中依次加入滑溜水25m³，非交联压裂液356.5m³，自生酸270m³，胶凝酸30m³，滑溜水30m³)。先采用阶梯提排量的工艺方法注入25m³滑溜水：1.2m³/min排量阶段注滑溜水将井筒内高摩阻压井液缓慢挤入地层，降低井口压力，后期逐渐提高排量至1.8m³/min来压开地层；接着以5.2～6.3m³/min的施工排量注入356.5m³非交联压裂液：先根据施工设计中模拟裂缝延伸长度和裂缝高度，逐渐提高排量至5.2m³/min观察井口泵压和裂缝延伸情况，在井口泵压要求范围内(井口泵压要求≤79MPa)，提高排量至5.2m³/min，观察井口泵压为71MPa，再将排量提高至6.3m³/min继续观察，达到井口泵压设计要求(井口泵压设计要求是≤79MPa，而排量提高至6.3m³/min时的泵压已达到78.5MPa)后稳定该排量用以扩展裂缝延伸。

以5.6～2.5m³/min的施工排量注入270m³自生酸对裂缝端部进行刻蚀：酸液刚注入地层后，在井口泵压无明显降低的情形下，就逐渐提高酸液排量至5.6m³/min，增加酸蚀裂缝距离，尽可能沟通到有裂缝、溶洞等处有利储集体，达到建产的目的；在高排量下注入200m³的酸液后，出现井口泵压大幅降低，为了避免酸液在裂缝或溶洞等有利储集体的过量滤失，降低排量至3.5m³/min，使得酸液与人工裂缝中岩石反应，提高整个人工裂缝导流能力；到施工后期当酸液剩余液量低于30m³时，为避免高排量下压裂车组吸入空气导致施工停止，故降低酸液排量至2.5m³/min，满足酸液供给要求。

采用阶梯提排量的方式以2.1m³/min的低排量注入30m³胶凝酸体系，降低人工裂缝内净压力，诱使人工裂缝缓慢闭合，进行闭合酸化提高近井地带导流能力；最后以2.1～1.6m³/min的施工排量注入30m³滑溜水：前期以2.1m³/min的排量将井筒内胶凝酸液体系顶入地层，防止酸液腐蚀管柱，并充分利用酸液，让所有的酸液进入储层刻蚀岩石提高近井带导流能力，后期当滑溜水剩余量低于5m³后，将排量降低至1.6m³/min以防止高排量下压裂车组吸入空气导致施工停止。

施工过程中注自生酸期间套压一直为0，表明有明显沟通储集体显示。停泵测压降后确定合理的关井时间为3h。

压后初期日产液58.2m³/d，不含水。TH10270井设计缝长98.1m，酸蚀缝长87.2m，压后将现场施工参数输入压裂模型得到实际缝长100.9m，酸蚀缝长89.7m；设计平均导流能力89.3md·m，实际平均导流能力141.9md·m。表明本次酸压后储层深穿透效果较明显，人工裂缝中远端裂缝导流能力得到了提高。

显然，本领域的技术人员可以对发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (9)

1.一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，包括下述工序：

1)通过油管向地层中注入滑溜水；

2)通过油管向地层中注入非交联压裂液，所述非交联压裂液含有质量百分比为0.5％的非交联改性黄原胶；

3)通过油管向地层中注入自生酸体系，所述自生酸体系的组成为：50％自生酸A剂+50％自生酸B剂，其中所述百分比为体积百分比，所述自生酸A剂是多聚醛类物质中的一种，所述自生酸B剂是铵盐类物质中的一种；

4)通过油管向地层中低排量注入胶凝酸体系；

5)通过油管向地层中注入滑溜水；

其中，工序1)、2)、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)中所述滑溜水占为3～10％，工序2)中所述非交联压裂液占40～60％，工序3)中所述自生酸体系占30～50％，工序4)中所述胶凝酸体系占3～10％，工序5)中所述滑溜水的体积比例为3～15％，其中体积单位均为m³。

2.根据权利要求1所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序1)中，所注入的滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选所述滑溜水的施工排量为0～3.0m³/min。

3.根据权利要求1或2所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序2)中，所注入的非交联压裂液组成为：0.5％非交联改性黄原胶+0.5％助排剂烷基酚聚氧乙烯醚+1.0％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选所述非交联压裂液的施工排量为3.0～6.5m³/min。

4.根据权利要求1-3任一项所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序4)中，所注入的胶凝酸体系的组成为：20％HCl+0.8％胶凝剂改性阳离子聚丙烯酰胺+2.0％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，其中所述百分比为质量百分比；优选胶凝酸体系的施工排量为1.0～2.5m³/min。

5.根据权利要求1-4任一项所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序5)中，所注入的滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选所述滑溜水的施工排量为1.5～2.5m³/min。

6.根据权利要求1-5任一项所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序1)和工序3)可交替多次进行。

7.根据权利要求1-6任一项所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序3)和工序4)之间还包括注入滑溜水的工序，所述滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比。

8.根据权利要求1-7任一项所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，所述工序3)中，自生酸体系的施工排量为2.5～7.0m³/min。

9.根据权利要求1-8任一项所述的用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺，其特征在于，工序3)和4)之间可以再次注入滑溜水，所述滑溜水组成为：0.2％非交联改性黄原胶+0.5％破乳剂环氧乙烷环氧丙烷共聚物+0.1％杀菌剂甲醛+清水，其中所述百分比为质量百分比；优选地，所述滑溜水的施工排量为2～3.0m³/min，所注入的滑溜水占注入地层总液体的体积比例为3～10％。