一种砂岩储层复合改造方法与流程

1.本发明涉及油气藏增产改造领域，尤其是涉及一种砂岩储层复合改造方法。


背景技术：

2.储层改造是国内外各大油气田增产必不可少的工艺措施，在碳酸盐岩、砂岩、页岩气等储层中得到了广泛应用。储层改造主要包括水力压裂、酸压、酸化三大类，其中，水力压裂主要是应用于砂岩和页岩气，酸压主要是应用于碳酸盐岩，酸化主要应用于砂岩和碳酸盐岩。随着勘探开发的不断发展，油气藏越来越复杂，油气价格大幅下降，对储层改造效果提出了更高的要求。
3.已有关于储层改造的报道，例如，针对碳酸盐岩储层改造，中国专利文献cn201710571875.0公开了一种碳酸盐岩储层复合改造方法，提供了一种水力加砂压裂与酸压复合的改造工艺，通过水力加砂压裂在远端形成支撑剂支撑的人造裂缝，然后通过酸压在近井附近形成表面凹凸不平的酸蚀裂缝，从而实现深度改造的目的。然而，针对砂岩储层改造，现有工艺局限性较大，对砂岩改造效果有待进一步提高。


技术实现要素：

4.为克服上述现有技术所存在的缺陷，本发明提供一种砂岩储层复合改造方法，对砂岩具有良好的改造效果，大幅提高油气井的产能。
5.本发明提供一种砂岩储层复合改造方法，包括：采用重晶石解除液对砂岩储层进行重晶石解除处理，以排出砂岩储层中的重晶石；采用酸液对经重晶石解除处理后的砂岩储层进行酸化处理；采用第一压裂液和第二压裂液对经酸化处理后的砂岩储层进行加砂压裂处理，上述第二压裂液含有支撑剂，第一压裂液不含支撑剂。
6.本发明提供的砂岩储层复合改造方法，可有效解除钻完井后重晶石对近井地带造成的污染问题，溶解近井储层孔隙和裂缝中的酸溶物，并可降低近井储层岩石的强度，以便获得较长的人工裂缝通道，能满足不同类型砂岩储层的增产增效要求，大幅提高油气井的产能。
7.在一些实施例中，上述重晶石解除处理过程可以包括：将上述重晶石解除液以0.5-3m3/min的排量挤入上述砂岩储层，挤入结束后，保持至少4小时，随后返排出砂石储层中由重晶石解除液与砂岩储层作用形成的第一返排液，然后向上述砂岩储层中注入第一顶替液，实现重晶石解除处理。其中，上述重晶石解除液的排量是指每分钟挤入砂岩储层中的重晶石解除液的量。在具体实施时，保持至少4小时能使得重晶石解除液充分螯合、溶解、疏松近井储层中滤失的重晶石，然后通过返排把疏松的重晶石通过冲刷带出地面，以及把重晶石解除液中溶解和螯合的重晶石返排出地面，避免后续加砂压裂施工时把重晶石推向远处，二次深部污染储层。
8.在一些实施例中，上述重晶石解除液包括螯合剂和溶剂，该螯合剂可以包括二乙烯三胺五乙酸、甲烷基磺酸衍生物、异抗坏血酸、氮三乙酸、甲基苯磺酸吡啶或聚氯化二甲
基二烯丙基铵中的至少一种，该溶剂可以包括水。螯合剂和溶剂的结合能充分螯合、溶解、疏松近井储层中滤失的重晶石，利于后续处理，提高对砂岩的改造效果。
9.在一些实施例中，通过室内评价得出，1m3重晶石解除液通过螯合、溶解、疏松和冲刷综合作用可以解除大约350kg重晶石，因此，上述重晶石解除液的挤入量y1满足y1＝ax1/350 k1，0≤k1≤ax1/3500，x1为上述砂岩储层中重晶石的质量，a为0.6～1.5，如果储层裂缝发育，修正系数a取值可以偏小，如果储层裂缝不发育，a取值可以偏大。具体实施时，通过k1值调整y为最接近ax1/350值、且为10的倍数的整数，以便于操作，比如，在本发明的一具体实施方式中，计算得到砂岩储层中重晶石的质量为52000kg；一般可以根据砂岩储层的裂缝线密度ρ判断砂岩储层发育情况，裂缝线密度ρ≤0.5/m时，表面裂缝发育一般，a可以取0.8-1.6，裂缝线密度ρ＞0.5/m时，表面裂缝较发育，a可以取0.6-0.8，如在一实施例中，裂缝线密度ρ为0.4/m，裂缝较发育，a可以取0.8，得到ax1/350＝0.8
×
52000/350＝118.9m3，k1值可取1.1，y可取120m3。一般地，重晶石解除液用量不大于500m3，具体用量由钻完井、修井过程中漏失的钻井液、完井液、修井液液量决定。
10.在一些实施例中，上述酸化处理过程可以包括：依次将前置酸液、主体酸液、后置酸液以2-4m3/min的排量挤入经上述重晶石解除处理后的砂岩储层中，挤入结束后，保持至少4小时，随后返排出砂石储层中由前置酸液、主体酸液、后置酸液与砂岩储层作用形成的第二返排液，然后向上述砂岩储层中注入第二顶替液，实现上述酸化处理；其中，上述前置酸液可以包括8～12wt％盐酸、1-2wt％粘土稳定剂、1-2wt％助排剂、2-4wt％缓蚀剂和余量添加剂；上述主体酸液可以包括8～12wt％盐酸、1～2.5wt％氢氟酸、1-2wt％粘土稳定剂、1-2wt％助排剂、2-4wt％缓蚀剂和余量添加剂；上述后置酸液可以包括前置酸液和水按照质量比1:1形成的混合液。酸化处理不仅可以溶解近井裂缝和孔隙中的酸溶物，还可以降低近井岩石的强度，降低后续加砂压裂时近井人造裂缝的延伸压力。
11.在一些实施例中，前置酸液的挤入量大于主体酸液和后置酸液的挤入量，例如，在一具体实施方式中，上述前置酸液的挤入量可以为上述主体酸液挤入量的1.2～1.5倍，上述后置酸液的挤入量可以为主体酸液挤入量的0.8～1.0倍。具体地，主体酸液的挤入量为v1，则前置酸液的挤入量v2可以为1.2～1.5v1，后置酸液的挤入量v3可以为0.8～1.0v1；其中，v1等于储层内裂缝的缝隙体积与孔的孔隙体积之和，即其满足v1＝3.14
×
r2×d×
φ n
×i×h×
w k2，r为储层中孔的半径，φ为孔隙度(即单位储层厚度内孔的数量)，d为储层(具体作业时的井层)厚度，n为储层中裂缝的条数，i、w和h分别为裂缝的长、宽、高，0≤k2≤3.14
×
r2×d×
φ n
×i×h×
w，具体实施时，通过k2值调整v1为最接近3.14
×
r2×d×
φ n
×
l
×h×
w值、且为10的倍数的整数，以便于操作。一般情况下，砂岩储层中，r为1-1.5m，i为20-40m，w为5-8mm，h为3-8m。
12.在一些实施例中，上述第二压裂液包括压裂液a、压裂液b和压裂液c，该压裂液a中支撑剂的粒径小于压裂液b中支撑剂的粒径，压裂液b中支撑剂的粒径小于压裂液c中支撑剂的粒径；上述加砂压裂处理过程可以包括：按照不小于3m3/min的排量，向经上述酸化处理后的砂岩储层中交替挤入第一压裂液和压裂液a，共挤入2～4次；再按照不小于3m3/min的排量，向砂岩储层中依次挤入第一压裂液和压裂液b；再按照不小于3m3/min的排量，向砂岩储层中挤入压裂液c；随后返排出砂石储层中由第一压裂液、第二压裂液与砂岩储层作用形成的第三返排液，然后向砂岩储层中注入第三顶替液，实现上述加砂压裂处理。其中，第
一压裂液和压裂液a挤入的总次数为2-4次，挤入第一压裂液和压裂液a可降低近井摩阻，激活并沟通更多天然裂缝，特别是与储层最大水平主应力方向夹角较大的天然裂缝；挤入第一压裂液和压裂液b可获得具有高导流能力的人造裂缝；挤入压裂液c可防止压裂液b返出，利于对砂岩储层的改造效果。
13.在一些实施例中，上述压裂液a中支撑剂的粒径可以为70/100目、100/140目，上述压裂液b中支撑剂的粒径可以为40/70目，上述压裂液c中支撑剂的粒径可以为20/40目或30/50目。为了取得更好的砂岩储层改造效果，具体实施时，上述前置酸液对20/40目储层岩屑的溶蚀率一般不小于10％，主体酸液对20/40目储层岩屑的溶蚀率一般不小于15％。
14.在一些实施例中，上述支撑剂可以包括陶粒、石英砂、覆膜陶粒、覆膜石英砂中的至少一种。
15.在一些实施例中，上述第一压裂液可以包括交联压裂液、非交联液和滑溜水中的至少一种；和/或，上述第二压裂液可以包括基液和上述支撑剂，该基液可以包括交联压裂液、非交联液和滑溜水中的至少一种。具体实施时，交联压裂液可以包括瓜胶交联压裂液。
16.本发明中，所用顶替液(如上述第一顶替液、第二顶替液、第三顶替液)可以是水或其他本领域常规顶替液，例如常规未加入交联剂的瓜胶压裂液，对此不做特别限制。
17.本发明的砂岩储层复合改造方法，可有效解除钻完井后重晶石对近井地带造成的污染问题，溶解近井储层孔隙和裂缝中的酸溶物，并可降低近井储层岩石的强度，能获得较长的人工裂缝通道，满足不同类型砂岩储层的增产增效要求，实现对油气藏(砂岩储层)的增产改造，大幅提高油气井的产能。
具体实施方式
18.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
19.实施例1
20.本实施例所选的实验井为塔里木油田砂岩储层某a区块a-1井，该井目的层(即待改造砂岩储层)深度为6930.00～6968.50m，裂缝线密度为0.4条/m，钻井过程中累计漏失2.05g/cm3钻井液30m3，预测储层加砂压裂改造过程中裂缝延伸梯度为2.20mpa/100m。其砂岩储层改造包括以下步骤：
21.(1)重晶石解除处理
22.目的层钻井过程中累计漏失2.05g/cm3钻井液30m3，据此计算得到漏失重晶石52000kg(即砂岩储层中重晶石的质量)，由于该井裂缝线密度为0.4/m，裂缝较发育，因此修正系数a取0.8，可计算得到重晶石解除液的挤入量y1＝0.8
×
52000/350 k1，取120m3。重晶石解除的泵注程序及条件(重晶石解除液及第一顶替液的挤入量、挤入时的排量、挤入时的泵压)见表1。
23.表1重晶石解除施工程序表
[0024][0025]
(2)酸化处理
[0026]
通过溶蚀率实验，配置前置酸液：9％盐酸 1％粘土稳定剂 1％助排剂 2％缓蚀剂和余量添加剂，主体酸液：9％盐酸 1％氢氟酸 1％粘土稳定剂 1％助排剂 2％缓蚀剂和余量添加剂。该井储层厚度为38.5m，孔隙度为5.8％，天然裂缝15条，储层天然裂缝平均长度为30m、高度为5m、宽度为0.005m，计算得到v1＝30m3，v2取45m3，v3取30m3。酸化处理的泵注程序及条件(前置酸液、主体酸液、后置酸液及第二顶替液的挤入量、挤入时的排量、挤入时的泵压)见表2。
[0027]
表2酸化处理施工程序表
[0028][0029][0030]
(3)加砂压裂处理
[0031]
施工规模和排量主要是通过相关软件模拟优化，通过mangrove软件模拟优化得到压裂液的总体积为720m3，支撑剂47.63m3(其中，70/100目1.88m3，40/70目支撑剂40.75m3，30/50目覆膜陶粒5m3)，排量4.5m3/min。加砂压裂施工所用压裂液及顶替液见表3，其泵注程序及条件(第一压裂液、第二压裂液及第三顶替液的挤入量、挤入时的排量、挤入时的泵压)见表4。
[0032]
表4加砂压裂施工所用压裂液及顶替液
[0033][0034][0035]
表3加砂压裂施工程序表
[0036]