裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法、装置、介质及设备

技术领域

本发明涉及一种裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法、装置、介质及设备，属于油气田开发过程中酸压增产技术领域。

背景技术

酸压作为油气藏增产的关键技术之一，已在世界各大油田得到广泛应用，尤其是碳酸盐岩储层，但在片麻岩储层中的应用鲜见报道，其原因是片麻岩储层酸压易产生二次沉淀，降低酸蚀裂缝导流能力或伤害基质渗透率。裂缝性储层中的天然裂缝既是油气储存空间，也是油气流动通道，激活、连通并利用好天然裂缝对生产井的产能提升具有重大意义。随着油气勘探开发向着深层迈进，垂向应力一般大于水平应力，酸压产生的人工裂缝将沿最大水平主应力方向延伸；当天然裂缝走向与最大水平主应力方向平行时，人工裂缝将与天然裂缝保持平行，两者之间无法连通；当天然裂缝与人工裂缝交叉角过大时，人工裂缝将直接穿过天然裂缝，天然裂缝没被激活，同样便无法充分利用天然裂缝。此外，片麻岩储层微粒运移，有出砂风险，一些井使用了防砂完井，例如筛管完井，石英砂或陶粒支撑剂、化学颗粒或纤维暂堵剂难以通过。

发明内容

针对上述技术问题，本发明提供一种裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法、装置、介质及设备，该方法可有效避免片麻岩酸压对裂缝和储层基质产生的伤害，能够激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝形成缝网，克服了防砂完井工具等带来的难题。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

一种裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，包括如下步骤：

S1、根据裂缝性片麻岩储层的地质特征，初步确定主体酸液及添加剂，组成不同主体酸液体系，利用岩心驱替实验和岩板导流能力测试实验，最终确定主体酸液体系；

S2、基于油气藏的地质和流体特征，利用渗流力学方法，优化酸压裂缝参数；利用全三维压裂模型，结合酸压裂缝参数、所述步骤S1最终确定的主体酸液体系的反应动力学参数和酸压管柱，优化酸压施工参数；

S3、结合酸压施工参数，计算暂堵下人工裂缝转向天然裂缝所需的压力；

S4、根据防砂完井和酸压施工参数，初选暂堵剂类型，根据暂堵位置和控场分布计算，确定最终暂堵剂；

S5、测试得出暂堵剂的暂堵强度梯度，根据暂堵下人工裂缝转向天然裂缝所需的压力计算暂堵剂用量；

S6、将主体酸液体系和确定用量的暂堵剂注入裂缝性片麻岩储层中，实现暂堵人工裂缝转向天然裂缝，激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝，形成缝网酸压。

所述的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，优选地，所述步骤S1中，裂缝性片麻岩储层的地质特征包括储层埋深、温度、油气及地质特征、岩石矿物组分和管柱腐蚀。

所述的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，优选地，所述步骤S1中，主体酸液包括缓速酸液、常规土酸液、醇基酸液或水基酸液中的任意一种；添加剂包括降阻剂、表面活性剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂或缓蚀剂中任意一种或多种。

所述的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，优选地，所述步骤S2中，酸压裂缝参数包括酸蚀裂缝长度和酸蚀裂缝导流能力；主体酸液体系反应动力学参数包括反应级数，反应速度常数、反应活化能、频率因子和H

所述的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，优选地，所述步骤S3中，计算暂堵下人工裂缝转向天然裂缝所需的压力P

P

式中：σ

所述的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，优选地，所述步骤S4中，控场分布包括井筒-裂缝温度场分布以及裂缝内pH场分布，井筒-裂缝温度场分布具体计算过程如下：

式中：ρ

裂缝内pH场分布具体计算过程如下：

式中：φ为孔隙度；C

所述的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，优选地，所述步骤S5中，暂堵剂用量计算公式为：

式中：Q

本发明第二方面提供一种裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造装置，包括：

第一处理单元，用于根据裂缝性片麻岩储层的地质特征，初步确定主体酸液及添加剂，组成不同主体酸液体系，利用岩心驱替实验和岩板导流能力测试实验，最终确定主体酸液体系；

第二处理单元，用于基于油气藏的地质和流体特征，利用渗流力学方法，优化酸压裂缝参数；利用全三维压裂模型，结合酸压裂缝参数、所述步骤S1最终确定的主体酸液体系的反应动力学参数和酸压管柱，优化酸压施工参数；

第三处理单元，用于结合酸压施工参数，计算暂堵下人工裂缝转向天然裂缝所需的压力；

第四处理单元，用于根据防砂完井和酸压施工参数，初选暂堵剂类型，根据暂堵位置和控场分布计算，确定最终暂堵剂；

第五处理单元，用于将主体酸液体系和确定用量的暂堵剂注入裂缝性片麻岩储层中，实现暂堵人工裂缝转向天然裂缝，激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝，形成缝网酸压。

本发明第三方面提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法的步骤。

本发明第四方面提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法的步骤。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

本发明的改造方法可有效避免片麻岩酸压对裂缝和储层基质产生的伤害，能够激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝形成缝网，克服了防砂完井工具等带来的难题。

附图说明

图1为本发明一实施例提供的酸蚀裂缝长度与产能比曲线图；

图2为本发明该实施例提供的酸蚀裂缝导流能力与产能比曲线图；

图3为本发明该实施例提供的井筒温度曲线图；

图4为本发明该实施例提供的裂缝温度曲线图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明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。

本发明针对现有的片麻岩储层中人工裂缝当与天然裂缝保持平行，两者之间无法连通；当天然裂缝与人工裂缝交叉角过大时，人工裂缝将直接穿过天然裂缝，天然裂缝没被激活，同样便无法充分利用天然裂缝。此外，片麻岩储层微粒运移，有出砂风险，一些井使用了防砂完井，例如筛管完井，石英砂或陶粒支撑剂、化学颗粒或纤维暂堵剂难以通过的问题，而提出一种裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，该方法可有效避免片麻岩酸压对裂缝和储层基质产生的伤害，能够激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝形成缝网，克服了防砂完井工具等带来的难题。

本发明所提出的裂缝性片麻岩储层缝网酸压改造方法，具体技术方案如下。

步骤S1：根据储层埋深、温度、油气及地质特征、岩石矿物组分、管柱腐蚀，初步确定主体酸液及添加剂；根据岩心驱替实验和岩板导流能力测试实验，最终确定主体酸液体系。

具体地，若储层温度较高(一般大于120℃)，主体酸液应选择缓速酸，常用缓速酸有多氢酸、氟硼酸、自生土酸等，否则，选择常规土酸即可；若为气藏且孔喉较小，易发生液锁，则酸液需选择醇基，否则为水基；若井较深或储层破裂压力较大，为降低施工注入压力，需添加降阻剂；若酸液与储层原油乳化或与胶质沥青形成酸渣、储层微粒运移、或助力压后返排，需添加表面活性剂；若矿物组分中含铁化合物较多，需添加铁离子稳定剂；若储层存在酸敏或水敏，需添加粘土稳定剂；若酸液对管柱腐蚀超出SY/T5405标准要求，需添加缓蚀剂；根据初步确定出的主体酸液及添加剂，组成不同主体酸液体系，先通过岩心驱替实验，优选出不会对岩心渗透率造成伤害的主体酸液体系；利用岩心驱替实验优选出主体酸液体系，再进行岩板导流能力测试实验，选择导流能力最高所对应的主体酸液体系。

步骤S2：基于油气藏地质和流体特征，使用渗流力学方法(已知方法)，优化设计酸压裂缝参数，包括酸蚀裂缝长度L

具体地，使用Meyer软件的mprod模块优化设计酸压裂缝参数，然后使用MFrac模块优化设计酸压施工参数。

步骤S3：结合酸压施工参数，计算暂堵下人工裂缝转向天然裂缝所需的压力P

P

式中：P

步骤S4：根据防砂完井和酸压施工参数，初选暂堵剂类型；根据暂堵位置和控制场计算，确定最终暂堵剂。

具体地，固体类暂堵剂难以通过防砂完井工具，排除化学颗粒和纤维等需流体携带的固体暂堵剂，只能选择纯液体类暂堵剂；根据暂堵剂液(注入)-固(暂堵)-液(返排)转变过程控制因素，计算控制场分布(控场分布包括：井筒-裂缝温度场分布和裂缝内pH场分布)；根据控制场分布，判断暂堵剂能否到达预定暂堵位置，从而确定出最终暂堵剂。

由下式可计算井筒-裂缝温度场分布：

式中：ρ

由下式可计算裂缝内pH场分布：

式中：φ——孔隙度，无量纲；C

步骤S5：测试得出暂堵剂的暂堵强度梯度P

具体地，使用暂堵强度测试仪，测得不同暂堵长度下突破暂堵层所需压力，拟合得出暂堵强度梯度；结合步骤S3计算得出的结果，暂堵剂用量计算公式为：

式中：Q

步骤S6、将主体酸液体系和确定用量的暂堵剂注入裂缝性片麻岩储层中，实现暂堵人工裂缝转向天然裂缝，激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝，形成缝网酸压。

下面结合具体应用实例对本发明的技术方案进行详细阐释。

以海上某油田X凝析气藏为例。

步骤S1：根据储层埋深、温度、油气及地质特征、岩石矿物组分、管柱腐蚀，初步确定主体酸液及添加剂；根据岩心驱替实验和岩板导流能力测试实验，最终确定主体酸液体系。

具体地，储层温度183℃，主体酸液初步选择缓速酸，即多氢酸、氟硼酸、自生土酸；气藏为凝析气藏，平均孔隙度3.2％，平均渗透率0.1mD，有边水，孔喉较小，极易发生液锁，酸液选择醇基；斜井，井较深(6538m)，破裂压力高(95MPa)，添加降阻剂；为减小液体对储层伤害，助力压后返排，添加表面活性剂(即助排剂)；储层存在酸敏和水敏，添加粘土稳定剂；温度高，井筒长，在无缓蚀剂下酸液对管柱腐蚀超出SY/T5405标准要求，添加缓蚀剂；降阻剂、助排剂、粘土稳定剂、缓蚀剂等添加剂为市场化产品。根据初步确定出的主体酸液及添加剂，组成不同主体酸液体系，通过岩心驱替实验，实验结果显示多氢酸体系、氟硼酸体系、自生土酸体系对岩心渗透率均有提升，分别为12％、8％和2％，三种主体酸液体系均不会对岩心渗透率造成伤害；将该三种主体酸液体系进行岩板导流能力测试实验，实验结果显示在闭合压力20MPa下多氢酸体系、氟硼酸体系、自生土酸体系刻蚀后裂缝导流能力分别为5.3、3.4和1.7μm

步骤S2：基于油气藏地质和流体特征，使用渗流力学方法，优化设计酸压裂缝参数，包括酸蚀裂缝长度L

具体地，单因素变量法，使用Meyer软件的mprod模块，固定酸蚀裂缝导流能力，变酸蚀裂缝长度，优化结果如图1所示，酸蚀半缝长L

步骤S3：结合酸压施工参数，计算暂堵下人工裂缝转向天然裂缝所需的压力P

具体地，天然裂缝的闭合应力σ

步骤S4：根据防砂完井和酸压施工参数，初选暂堵剂类型；根据暂堵位置和控制场计算，确定最终暂堵剂。

具体地，防砂筛管完井，选择纯液体类暂堵剂；暂堵位置在缝长45m处，暂堵剂在井筒中流动需10.9min，在裂缝中流至暂堵位置处需5.8min；使用温度控制的暂堵剂，由公式(2)计算井筒-裂缝温度场分布，流体密度ρ

步骤S5：测试得出暂堵剂的暂堵强度梯度P

步骤S6、将主体酸液体系和确定用量的暂堵剂注入裂缝性片麻岩储层中，实现暂堵人工裂缝转向天然裂缝，激活和连通胶结或未胶结的天然裂缝，形成缝网酸压。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。