本發(fā)明涉及油氣藏水力壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)領(lǐng)域，更具體地涉及一種適用于碳酸鹽巖儲層的酸壓技術(shù)。
背景技術(shù)：
碳酸鹽巖儲層一般天然裂縫和溶洞發(fā)育，且非均質(zhì)性嚴重，縫洞系統(tǒng)是油氣儲集和滲流的主要場所；由于儲層孔喉配合度低、連通性差、基質(zhì)滲透率低等特點，油氣滲流通道主要為裂縫。理論和實踐證明，酸化壓裂是碳酸鹽巖油氣儲層增產(chǎn)的主要工藝措施。通過酸化壓裂改造，酸液以不均勻的方式溶蝕，在裂縫閉合時仍能保持一定長度及導流能力的酸蝕裂縫，溝通、連接油氣滲流通道和儲油空間，達到增產(chǎn)的目的，從而保證油井正常投產(chǎn)和高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。
對于超高溫超深層的碳酸鹽巖油氣藏進行酸壓改造面臨諸多難點：①很多儲層縫洞分布規(guī)律不確定性，如何通過人工壓裂裂縫精準探縫及有效連通縫洞系統(tǒng)？②基質(zhì)一般低孔特低滲，如何發(fā)揮基質(zhì)的產(chǎn)量貢獻而不僅是在基質(zhì)內(nèi)形成裂縫通道而溝通縫洞？③由于其儲層埋藏深(>7000m)、溫度高(溫度可以達到>180℃，有的儲層超過200℃)，導致酸巖反應的速度快，酸蝕裂縫穿透距離有限，難以有效實現(xiàn)深穿透，不能有效溝通井筒遠處的有利儲集體或定容體；④由于地應力較高，閉合應力高，裂縫導流能力(支撐或酸蝕)遞減快，壓裂裂縫容易過早失效或閉合，部分井層酸壓改造的穩(wěn)產(chǎn)效果仍不盡人意。
針對超高溫超深層碳酸鹽巖儲層的特點，為了控制酸液濾失和延緩酸巖反應速度，目前國內(nèi)外主要采用碳酸鹽巖儲層深度酸壓技術(shù)，主要有前置液酸壓技術(shù)、多級注入酸壓技術(shù)、多級注入+閉合酸化技術(shù)、稠化酸(膠凝酸)酸壓技術(shù)、交聯(lián)酸酸壓技術(shù)、乳化酸酸壓技術(shù)、表面活性劑緩速酸酸壓技術(shù)、變粘酸酸壓技術(shù)、混氮酸壓技術(shù)、復合酸壓技術(shù)等技術(shù)?；诔邷爻顚犹妓猁}巖儲層的特殊性，采用單一的酸壓工藝或酸液體系往往壓后難以獲得理想的效果，所以目前技術(shù)尚不能對有效地開發(fā)超高溫超深碳酸鹽巖油氣藏。
有文獻公開了一種油氣井開采溫控變粘酸酸壓裂方法，主要技術(shù)特征:溫控變粘酸變粘控制、溫控變粘酸酸壓裂、前置液溫控變粘酸壓裂、溫控變粘酸酸壓裂閉合酸化、前置液溫控變粘酸酸壓裂閉合酸化；該方法可解除鉆井液完井液等原有的傷害，可以直接壓開儲層形成裂縫，可以形成具有一定導流能力的酸蝕裂縫。
另一篇文獻公開了一種針對超深(6000m～7500m)縫洞型碳酸鹽巖儲層的大型復合酸壓方法，主要技術(shù)特征：通過大型復合酸壓工藝技術(shù)突破小定容儲集體；通過高強度注入大量的滑溜水形成更長的人工裂縫；施工期間加入陶粒實現(xiàn)充填部分暫堵微裂縫、降低液體濾失；高強度注入變黏酸形成一定的酸蝕裂縫并繼續(xù)實現(xiàn)造縫；高強度注入膠凝酸體系進一步形成酸蝕裂縫；最后通過過頂替技術(shù)，實現(xiàn)在酸活性能力降低前注入過量滑溜水將具有活性的酸液推向地層深度，溝通遠離井筒140m以上的縫洞儲集體。
有文獻公開了一種泥質(zhì)白云巖地面交聯(lián)酸攜砂酸壓方法，主要技術(shù)特征：采用地面交聯(lián)酸酸壓與地面交聯(lián)酸攜砂酸壓相結(jié)合，即前置液階段采用地面交聯(lián)酸酸壓；主加砂階段采用地面交聯(lián)酸攜砂酸壓。通過地面交聯(lián)酸酸壓與地面交聯(lián)酸攜砂酸壓相結(jié)合，最大限度地形成一條深穿透、更持久導流能力的支撐裂縫，發(fā)揮酸蝕裂縫與支撐裂縫的雙重作用，提高人工裂縫的導流能力。
我國西北順南等超深碳酸鹽巖儲層，埋深超過7000m，溫度超過200℃，地應力超過120MPa，有效閉合應力超過90MPa，常規(guī)酸壓技術(shù)面臨著酸巖反應速度快、酸液穿透深度有限、酸蝕裂縫導流能力遞減迅速等局限性，面臨壓后遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大等難題，使得儲量得不到充分動用，極大影響了類似儲層的經(jīng)濟開發(fā)。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
針對現(xiàn)有技術(shù)中的不足，本發(fā)明提供了一種碳酸鹽巖儲層的酸壓方法，能夠有效地對儲層進行酸壓改造，能夠解決超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓面臨的問題，實現(xiàn)對該類儲層的有效改造。例如，可以解決目前超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓中面臨的酸巖反應速度快、酸蝕導流能力遞減迅速、壓后產(chǎn)量遞減快、有效期短等諸多難題，最大限度地提高酸蝕裂縫的改造體積及導流能力的長效性，以保證酸壓后效果及穩(wěn)產(chǎn)期，提高該類儲層的壓裂改造效果及儲層動用程度。
根據(jù)本發(fā)明的一個方面，提供了一種碳酸鹽巖儲層的酸壓方法，依次包含以 下步驟：
步驟a：采用滑溜水對儲層進行預處理工序；
步驟b：依次注入低黏度酸液和滑溜水的工序；
步驟c：依次注入中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水的工序；
步驟d：頂替階段，注入頂替液。
根據(jù)本發(fā)明提供的方法，實現(xiàn)酸壓改造中“有效”裂縫改造體積的最大化為目標，形成碳酸鹽巖油氣藏的“網(wǎng)絡酸壓技術(shù)”，形到既有遠井的主裂縫，且不同位置的主裂縫又相互連通支縫及與支縫連通的微縫系統(tǒng)，實現(xiàn)大范圍的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)，最大限度擴大“酸蝕改造體積”，提高壓后“長期導流能力”。根據(jù)本發(fā)明提供的方法，能實現(xiàn)準確探縫洞或多次探縫，為整個酸壓施工起到指導作用，降低施工難度和風險，提高施工效率，保證酸壓施工的有效性及酸壓改造效果；根據(jù)本發(fā)明提供的方法，可有效解決目前超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓中面臨的酸巖反應速度快、酸蝕導流能力遞減迅速、壓后產(chǎn)量遞減快、有效期短等諸多難題，從而實現(xiàn)對該類儲層的有效改造，提高壓后效果及穩(wěn)產(chǎn)期。本發(fā)明所涉及方法和工藝思路簡潔，現(xiàn)場便于操作實施，比起目前常規(guī)酸壓措施及工藝，無需增加額外配套裝置，整個施工工藝成本小于或接近目前主流工藝，降本增效效果明顯。本發(fā)明中的酸壓方法為一種網(wǎng)絡酸壓方法。
根據(jù)本發(fā)明的一個具體實施例，所述方法是超高溫超深碳酸鹽巖儲層的酸壓方法，所述超高溫是指溫度高于180℃，所述超深是指儲層埋藏深度高于7000m。根據(jù)本發(fā)明提供的方法的一個具體實施例，所述滑溜水、低黏度酸液以及中/高黏度酸液體系的密度相同。其中，本申請中的所述密度相同是指密度基本相同。本發(fā)明的方法中，采用等密度的液體，即滑溜水、低黏度酸液以及中/高黏度酸液，目的在于使酸液能夠進入造縫所形成的裂縫空間，并進行酸巖反應刻蝕；另外，可以防止因酸液密度大而僅酸蝕裂縫的中下部位置，從而影響裂縫導流能力的大范圍覆蓋。根據(jù)本發(fā)明的另外一個實施例，所述滑溜水與低黏度酸液的粘度是相同的。其中，本申請中的所述黏度相同是指黏度基本相同。本發(fā)明的方法中，采用滑溜水與低黏度酸液的黏度相同可以實現(xiàn)交替注入中液體的活塞式推進，有利于開啟、溝通、擴展天然微裂縫及分支縫系統(tǒng)，提高裂縫的復雜程度。
根據(jù)本發(fā)明，所述滑溜水為本領(lǐng)域內(nèi)常用的，其配方包括減阻劑、黏土穩(wěn)定劑、助排劑和水。在一個具體的實施例中，所述低粘度酸液為鹽酸。在具體應用 中，如通過對滑溜水的配方、低黏度酸液的濃度或配方、中/高黏度酸液配方進行調(diào)節(jié)，使滑溜水的密度、低黏度酸液的密度與中/高黏度酸液的密度相同，且滑溜水的黏度與低黏度酸液的黏度相同。具體操作方法為本領(lǐng)域內(nèi)公知，此處不再贅述。
根據(jù)本發(fā)明提供的方法，在步驟a中，采用滑溜水對儲層進行預處理，有效造縫同時對儲層進行降溫，并實現(xiàn)探縫洞目的。針對碳酸鹽巖儲層，尤其是縫洞型碳酸鹽巖儲層濾失小及溫度超高的實際情況，前期采用較大規(guī)模的滑溜水進行造縫并對儲層降溫，滑溜水用量規(guī)模及注入滑溜水后儲層溫度根據(jù)儲層裂縫溫度場模擬結(jié)果來確定。由于滑溜水的黏度較低，其在壓裂造縫過程中在縫高控制方面有獨特優(yōu)勢，縫高控制好；采用同樣規(guī)模液體，低粘度的滑溜水比起中黏度、高黏度的壓裂液體體系所造出的裂縫縫長更長。低黏度液體對整個施工中的壓力變化情況響應比較敏感，當裂縫前段遇到一般的縫洞系統(tǒng)時，通過施工壓力變化及響應情況即可判斷是否遇到縫洞，而黏度較高的液體(如胍膠壓裂液)壓裂響應則相對遲緩，不能達到及時探縫洞目的，故可利用滑溜水黏度低的特性，達到探縫洞的效果。若能探測到縫洞，則整個酸壓改造的效果將有很大程度的保證，也可據(jù)此調(diào)整后續(xù)施工泵注程序。
根據(jù)本發(fā)明的方法，在步驟b中，在滑溜水預處理階段注入一定量滑溜水基礎上，依次注入低黏度酸液與滑溜水。在一個具體的實例中，所述步驟b包括多次執(zhí)行依次注入低黏度酸液和滑溜水的工序，也即低黏度酸液與滑溜水交替注入。具體交替注入方式如可為：[第1級低黏度酸液+第1級滑溜水]+[第2級低黏度酸液+第2級滑溜水]+┈┈[第N級低黏度酸液+第N級滑溜水]，N取2、3…….。步驟b中所用的滑溜水的量、低黏度酸液的量和是否需要多次依次注入低黏度酸液和滑溜水的工序以及所需的多次執(zhí)行的次數(shù)可由本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員根據(jù)儲層裂縫模擬結(jié)果、儲層地質(zhì)條件及具體酸壓工藝來確定。根據(jù)本發(fā)明的一個優(yōu)選實施例，每一個交替注入階段，低黏度酸液和滑溜水的量由壓裂模擬、井筒體積及泵注工藝綜合來確定。低黏度酸液與滑溜水的交替注入，開啟、溝通、擴展天然微裂縫及分支縫系統(tǒng)，提高裂縫的復雜程度。超深層的水平應力差一般在20～30MPa以上，單靠水力作用縫內(nèi)凈壓力要達到40～50MPa以上才有可能開啟并張開潛在的天然裂縫系統(tǒng)，若不采用低黏度酸液與滑溜水交替注入方式，僅采用滑溜水注入，開啟潛在的天然裂縫系統(tǒng)非常困難。通過多級交替注入低黏度酸液 與滑溜水，可以利用低黏度酸液與碳酸鹽巖之間的化學反應，人為的溝通并開啟側(cè)翼方向的潛在的天然裂縫及縫洞系統(tǒng)(蚯蚓孔)。交替注入中，低黏度酸液的酸蝕作用而形成蚯蚓孔或微裂縫后，后續(xù)交替注入的滑溜水可以繼續(xù)擴充延伸酸蝕的蚯蚓孔或微裂縫，使側(cè)翼方向的支縫系統(tǒng)更為發(fā)育，從而大大提高了裂縫的復雜程度。通過滑溜水與低黏度酸液的多級交替注入形成的支縫系統(tǒng)越多，沿主裂縫方向的應力釋放作用就越明顯。即通過形成復雜的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)，避免了地應力作用于單一主裂縫而對導流能力的快速降低效應，可使同樣的酸蝕導流能力維持更長的時間，對提高酸壓壓后產(chǎn)量及延緩產(chǎn)量遞減周期是非常有益的。其中，優(yōu)選低黏度酸液與滑溜的黏度相當，可以實現(xiàn)交替注入中液體的活塞式推進。在另一個具體的實例中，所述步驟b包括執(zhí)行兩次或三次先注入低黏度酸液、再注入滑溜水的工序。當執(zhí)行2次時，具體的注入方式為：[第1級低黏度酸液+第1級滑溜水]+[第2級低黏度酸液+第2級滑溜水]+[第3級低黏度酸液+第3級滑溜水]。所述滑溜水的黏度和低黏度酸液的黏度較低，如可控制在1～10mPa·S。
根據(jù)本發(fā)明，通過步驟b的階段，滑溜水與低黏度酸液注入、優(yōu)選交替注入的方式提高了裂縫的復雜程度，但僅是在近井筒范圍內(nèi)形成了復雜的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)；為提高遠井地帶的改造效果，在步驟c中跟進注入中/高黏度酸液。眾所周知，所述中/高黏度酸液相對滑溜水等類型的液體，其黏度較高。因中/高黏度酸液黏度較高，難以進入先前已形成的縫寬相對較窄的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)，尤其是支縫及與支縫連通的微縫系統(tǒng)，此時裂縫主要是沿著最大主應力方向繼續(xù)向遠井方向延伸擴展。在步驟c中，依次注入中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水。中/高黏度酸液與低黏度的[低黏度酸液+滑溜水]組合注入，以中/高黏度酸液體系注入為主，以低黏度的[低黏度酸液+滑溜水]注入為輔。若單一采用一種中/高黏度酸液體系注入情況下，遠井端就只有主裂縫，通過較高黏度中/高黏度酸液體系與低黏度的[低黏度酸液+滑溜水]組合注入，可以實現(xiàn)既有遠井的主裂縫，且不同位置的主裂縫又相互連通的支縫及與支縫連通的微縫系統(tǒng)，最終實現(xiàn)大范圍的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)。中/高黏度酸液注入讓遠井地帶形成主裂縫的同時，能使裂縫在縫高方向盡可能擴展，防止形成的”網(wǎng)絡裂縫”只局限于有限的縱向儲層范圍內(nèi)，實現(xiàn)大范圍的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)。
根據(jù)本發(fā)明，單一采用一種酸液類型易造成對巖石的均勻刻蝕，刻蝕后裂縫面凸凹度小，在強閉合壓力下裂縫容易閉合而快速失去導流能力。而根據(jù)本發(fā)明， 在不同的步驟采用不同類型的酸液，主要是利用不同酸液釋放氫離子的難易程度不同，來實現(xiàn)酸液對巖石的非均勻刻蝕，從而提高裂縫的導流能力。低黏度的酸液(指與滑溜水組合注入的鹽酸)主要是刻蝕微裂縫系統(tǒng)及支縫系統(tǒng)中的巖石表面，較高黏度的地面交聯(lián)酸主要刻蝕主裂縫系統(tǒng)中的巖石表面，而黏度介于兩者之間的膠凝酸，既可以刻蝕支縫系統(tǒng)中的巖石表面，也可刻蝕主裂縫系統(tǒng)中的巖石表面。
在一個具體的實施例中，所述中/高黏度酸液體系包括膠凝酸和/或地面交聯(lián)酸。所述膠凝酸為本領(lǐng)域內(nèi)常用的，比如配方包括氯化氫、膠凝劑、緩蝕劑、破乳劑、助排劑、鐵離子穩(wěn)定劑；所述地面交聯(lián)酸為本領(lǐng)域內(nèi)常用的，比如配方包括氯化氫、稠化劑、交聯(lián)劑、緩蝕劑、破乳劑、助排劑、鐵離子穩(wěn)定劑。膠凝酸和地面交聯(lián)酸的具體參數(shù)，此處不再贅述。步驟c中所涉及的液體的量和是否多次執(zhí)行依次注入中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水的工序以及多次執(zhí)行的次數(shù)均可由本領(lǐng)域技術(shù)人員跟據(jù)儲層裂縫的模擬結(jié)果、儲層地質(zhì)條件、酸壓工藝及施工規(guī)模等綜合考慮來確定。
根據(jù)本發(fā)明，低黏度的酸液(鹽酸)主要是刻蝕微裂縫系統(tǒng)及支縫系統(tǒng)中的巖石表面，較高黏度的地面交聯(lián)酸主要刻蝕主裂縫系統(tǒng)中的巖石表面，而黏度介于兩者之間的膠凝酸，既可以刻蝕支縫系統(tǒng)中的巖石表面，也可刻蝕主裂縫系統(tǒng)中的巖石表面。當多次執(zhí)行依次中/高黏度酸液、低黏度酸液和滑溜水的工序時，每次所用的中/高黏度酸液可以相同或不同。所用兩種不同黏度的中/高黏度酸液，更有利于實現(xiàn)非均勻刻蝕，進一步提高裂縫的導流能力。在不同的階段，采用不同類型的酸液，實現(xiàn)酸液對巖石的非均勻刻蝕，實現(xiàn)酸液選擇性地對不同裂縫系統(tǒng)(微裂縫、支縫、主裂縫)的刻蝕，提高酸蝕裂縫的導流能力，擴大”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)。
根據(jù)本發(fā)明的另外一個具體實施例，所述中/高黏度酸液體系的排量與所述低黏度酸液的排量不同。通過酸液的變排量注入模式，既可實現(xiàn)不同類型、不同黏度的酸液盡可能多地酸蝕酸液經(jīng)過之處的裂縫，又兼顧將酸液盡可能快速地向裂縫遠端推進，防止酸液過多的消耗在近井地帶的裂縫面，避免酸液在近井地帶和巖石過度反應破壞巖石結(jié)構(gòu)，造成坍塌效應，從而造成裂縫導流能力的極大損失。例如，注入低黏度的低黏度酸液或滑溜水時，可以適當提高排量(8m3/min～10m3/min)，而在注入中/高黏度酸液時(如膠凝酸或地面交聯(lián)酸等)， 可以適當降低排量(5m3/min～6m3/min)。
根據(jù)本發(fā)明中的方法，所述步驟d中，加入頂替液，優(yōu)選滑溜水。
本發(fā)明創(chuàng)新性地把“網(wǎng)絡壓裂”理念應用于超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓改造中，將“網(wǎng)絡壓裂”與“深度酸壓”工藝技術(shù)集成在一起，以實現(xiàn)酸壓改造中“有效”裂縫改造體積的最大化為目標，形成碳酸鹽巖油氣藏的“網(wǎng)絡酸壓技術(shù)”。采用大規(guī)低黏模滑溜水作為前置液對儲層進行預處理，在兼顧有效造縫及對儲層降溫的基礎上，能實現(xiàn)準確探縫洞或多次探縫，為整個后續(xù)酸壓施工起到指導作用，降低了施工難度和風險，提高了施工效率，也保證了酸壓施工的有效性及酸壓改造效果。通過對液體體系的優(yōu)化及合理配合應用、施工注入方式及整個施工工藝的優(yōu)化，提高改造裂縫的復雜性程度，達到既有遠井的主裂縫，且不同位置的主裂縫又相互連通支縫及與支縫連通的微縫系統(tǒng)，實現(xiàn)大范圍的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)，最大限度擴大“酸蝕改造體積”，提高壓后“長期導流能力”。通過“網(wǎng)絡酸壓”方法的實施應用，可有效解決目前超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓中面臨的諸多難題，有利于對碳酸鹽儲層的有效改造，尤其是超高溫超深縫洞型碳酸鹽儲層。
本發(fā)明所涉及方法和工藝思路簡潔，現(xiàn)場便于操作實施，比起目前常規(guī)酸壓措施及工藝，無需增加額外配套裝置，整個施工工藝成本小于或接近目前主流工藝，降本增效效果明顯。
本專利涉及到的方法對于碳酸鹽巖儲層酸壓，尤其是超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓施工的成功率和有效率具有重要的現(xiàn)實意義，對于碳酸鹽巖儲層酸壓理論的完善和發(fā)展也具有重要的理論意義。
根據(jù)本發(fā)明的另外一個方面，還提供了上述的酸壓方法在油氣藏壓裂酸壓增產(chǎn)中的應用。根據(jù)本發(fā)明提供的酸壓方法，可有效解決目前碳酸鹽巖儲層，尤其是超高溫超深碳酸鹽巖儲層酸壓中面臨的酸巖反應速度快、酸蝕導流能力遞減迅速、壓后產(chǎn)量遞減快、有效期短等諸多難題，從而實現(xiàn)對該類儲層的有效改造，提高壓后效果及穩(wěn)產(chǎn)期。根據(jù)本發(fā)明的方法，主要應用于碳酸鹽巖儲層的酸壓改造、尤其是超高溫超深碳酸鹽巖儲層的酸壓改造，也可應用于一般碳酸鹽巖儲層、白云巖等其他巖性或儲層的酸壓改造，因此能夠有效地提高酸壓改造的“有效性”，提高碳酸鹽油氣藏改造后產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)周期。
本發(fā)明提出的方法，實現(xiàn)了大范圍的”網(wǎng)絡裂縫”系統(tǒng)，最大限度提高壓裂的“有效改造體積”及壓后“有效導流能力”，提高該類儲層的壓裂改造效果及動用程 度，對國內(nèi)外超高溫超深碳酸鹽巖儲層及類似油氣藏、類似儲層的酸壓改造具有較好的借鑒意義，對促進國內(nèi)酸壓技術(shù)的發(fā)展具有積極的推動作用，具有廣泛的應用前景。
具體實施方式
以下實施例僅用于進一步說明本發(fā)明，但不限制本發(fā)明。
需要說明的是，本領(lǐng)域中常用的用作膠凝劑、緩蝕劑、破乳劑、助排劑、鐵離子穩(wěn)定劑、稠化劑和交聯(lián)劑的試劑均可用于本申請中。以下實例中所述試劑的密度在同一溫度測定，同理，黏度也是在同一溫度下測定。
A井為某油田某區(qū)塊的一口深層高溫碳酸鹽巖先導試驗井，酸壓層段巖性為灰色泥晶灰?guī)r，施工井段6937.00-6965.00m/28.0m，地層溫度為183℃，壓力梯度1.032MPa/100m。采用本專利提出的碳酸鹽巖儲層網(wǎng)絡酸壓新方法進行了酸壓方案設計及現(xiàn)場先導試驗，具體實施方法為：
①所用的壓裂液體系為膠凝酸或地面交聯(lián)酸，其密度1.1g/cm3。
膠凝酸：20％氯化氫+0.8％膠凝劑+3.0％緩蝕劑+1.0％破乳劑+1.0％助排劑+1.0％鐵離子穩(wěn)定劑。地面交聯(lián)酸：20％氯化氫+1.0％稠化劑+4.0％交聯(lián)劑+3.0％緩蝕劑+1.0％破乳劑+1.0％助排劑+1.0％鐵離子穩(wěn)定劑。此實例中，膠凝酸和地面交聯(lián)酸的密度均為1.1g/cm3。配方中的濃度為質(zhì)量濃度。
②滑溜水與鹽酸的組合中，所用的鹽酸的質(zhì)量分數(shù)為20％，其黏度為1.28mPa·S，其密度為1.098g/cm3。密度與所述的壓裂液體系的密度基本相同。
滑溜水：0.15％減阻劑+0.3％黏土穩(wěn)定劑+0.1％助排劑+水。調(diào)節(jié)滑溜水的配方，使滑溜水的密度與所述20wt％的鹽酸相同，且黏度也與20wt％的鹽酸相同。
③快速啟動壓裂車組，前置液階段以8m3/min～10m3/min的排量注入500m3滑溜水；然后以8m3/min～10m3/min的排量進行滑溜水與鹽酸的3級交替注入，具體交替注入方式為為：[35m3鹽酸+35m3滑溜水]+[35m3鹽酸+35m3滑溜水]+[35m3鹽酸+35m3滑溜水。
④以5m3/min～6m3/min的排量注入200m3地面交聯(lián)酸，然后以8m3/min～10m3/min的排量注入1級[35m3鹽酸+35m3滑溜水]的交替注入段塞。
⑤以5m3/min～6m3/min的排量注入150m3膠凝酸，然后以8m3/min～10m3/min的排量注入1級[35m3鹽酸+35m3滑溜水]的交替注入段塞。
⑥頂替階段以4m3/min～5m3/min的排量注入35m3滑溜水，停泵測壓降結(jié)束施工。
按上述步驟對該試驗井及該區(qū)塊若干口井進行了酸壓施工，現(xiàn)場施工工藝均取得成功，壓后初期日產(chǎn)油量達到鄰井的2～4倍左右，且壓后產(chǎn)量遞減明顯慢于常規(guī)酸壓工藝的鄰井或鄰區(qū)塊，壓后穩(wěn)產(chǎn)及有效期明顯增長，取得了顯著的增油效果，提高該類儲層的壓裂改造效果。
應當注意的是，以上所述的實施例僅用于解釋本發(fā)明，并不構(gòu)成對本發(fā)明的任何限制。通過參照典型實施例對本發(fā)明進行了描述，但應當理解為其中所用的詞語為描述性和解釋性詞匯，而不是限定性詞匯。可以按規(guī)定在本發(fā)明權(quán)利要求的范圍內(nèi)對本發(fā)明作出修改，以及在不背離本發(fā)明的范圍和精神內(nèi)對本發(fā)明進行修訂。盡管其中描述的本發(fā)明涉及特定的方法、材料和實施例，但是并不意味著本發(fā)明限于其中公開的特定例，相反，本發(fā)明可擴展至其他所有具有相同功能的方法和應用。