阅读说明：本技术 一种储层改造方法 (Reservoir transformation method ) 是由 李海波 卢聪 于 2019-10-22 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种储层改造方法,包括以下步骤：获取待改造储层的基础参数；明确所述储层的改造目标,当所述储层为天然裂缝发育储层时,所述改造目标为疏通天然裂缝、解除钻井液伤害,所述储层通过网络裂缝酸化优化方法进行改造；当所述储层为天然裂缝欠发育储层时,所述改造目标为压开储层、增大泄流面积,所述储层通过超深高温气井酸压优化方法进行改造。本发明能够对天然裂缝发育储层以及天然裂缝欠发育储层进行改造,提升储层的单井产量。(The invention discloses a reservoir transformation method, which comprises the following steps: acquiring basic parameters of a reservoir to be modified; determining the modification target of the reservoir, wherein when the reservoir is a natural fracture development reservoir, the modification target is to dredge natural fractures and remove drilling fluid damage, and the reservoir is modified by a network fracture acidizing optimization method; and when the reservoir is a natural fracture underdeveloped reservoir, the modification target is to open the reservoir and increase the drainage area, and the reservoir is modified by an ultra-deep high-temperature gas well acid fracturing optimization method. The method can be used for improving the natural fracture development reservoir and the natural fracture underdeveloped reservoir and improving the single-well yield of the reservoir.)

一种储层改造方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种储层改造方法。

背景技术

为了提高油气井产量或注水井的注水量，通常通过对储层采取的一系列工程技术措施改造该储层从而达到目的。储层改造主要针对储层特性与生产状况，研究与其相适应的经济有效的技术措施，以提高井筒与储层的连通性，达到增产增注的目的。石油工业中对于开发低渗、特低渗油气田，对于近井筒附近受污染的中、高渗油气田，为了达到工业油气流，储层改造技术是必不可少的。

储层改造技术主要包括：利用各种不同介质进行的压裂技术，如水力压裂技术、酸压裂技术、泡沫压裂技术、高能气体压裂技术等，其主要目的是在致密储层中产生一条或多条具有一定导流能力的裂缝以利于油气从储层流向井筒；利用各种不同的基质进行的酸化技术，如砂岩酸化技术、碳酸盐岩酸化技术等，其与压裂的差别主要在于基质酸化技术是在低于储层破裂压力下注入化学剂，因而不产生裂缝。酸化增产增注的原理是化学解堵剂注入地层后，溶解储层中的某些物质，恢复和提高了近井地带的渗透率。

然而各储层性质不同，不同的储层改造技术的增产量也是不同的，明确各储层的改造目标选取与之适应的改造方法是当前亟需解决的问题。

发明内容

针对上述问题，本发明旨在提供一种能够根据储层基础参数，明确储层改造目标，选择与该目标相适应的储层改造方法。

本发明的技术方案如下：

一种储层改造方法，包括以下步骤：获取待改造储层的基础参数；明确所述储层的改造目标，当所述储层为天然裂缝发育储层时，所述改造目标为疏通天然裂缝、解除钻井液伤害，所述储层通过网络裂缝酸化优化方法进行改造；当所述储层为天然裂缝欠发育储层时，所述改造目标为压开储层、增大泄流面积，所述储层通过超深高温气井酸压优化方法进行改造。

作为优选，所述基础参数通过采用岩心，或岩心与露头结合的方式开展室内实验获得。

作为优选，所述基础参数包括岩石矿物组分、岩石力学参数、地应力大小、地应力方向、酸岩反应速率。

作为优选，所述岩石矿物组分通过X衍射实验获得，并对所述岩心进行溶蚀率实验，当所述岩心的矿物组分含有碳酸盐，且平均碳酸盐含量大于85％，平均溶蚀率大于90％时，对所述岩心进行酸岩反应速率实验、钻井液伤害及解除实验、酸穿透实验、酸蚀裂缝导流能力实验。

作为优选，采用盐酸或胶凝酸进行所述溶蚀率实验、酸岩反应速率实验、钻井液伤害及解除实验、酸穿透实验、酸蚀裂缝导流能力实验。

作为优选，所述岩石力学参数包括抗压强度、杨氏模量、泊松比、抗拉强度，所述抗压强度、杨氏模量和泊松比通过采用三轴抗压的实验方法获得，所述抗拉强度通过采用巴西劈裂实验方法获得。

作为优选，所述网络裂缝酸化优化方法要求在酸化过程中撑开天然裂缝，并加大缝内净压力，使酸液沿裂缝滤失深入储层，依靠酸液与裂缝内的原生、次生充填矿物及外来污染物反应，在地层中建立起若干条具有导流能力的网状流动通道。

作为优选，采用耐150℃高温胶凝酸体系作为所述网络裂缝酸化优化方法的酸液。

作为优选，所述网络裂缝酸化优化方法包括：明确需要对裂缝解堵的深度；获取储层的地应力参数；明确天然裂缝张开所需的压力条件；明确张开天然裂缝所需的井口排量下限和上限；计算备选排量对应的酸液有效作用距离；计算不通规模、排量下的酸化后表皮系数；基于所述表皮系数优选施工规模和排量。

作为优选，所述超深高温气井酸压优化方法通过考虑温度对超深高温气井酸压的影响，建立一套以温度场为核心的多场耦合酸压模型，实现对所述储层的酸压改造优化设计。

与现有技术相比，本发明具有如下优点：

本发明通过获取待改造储层的基础参数，明确所述储层的改造目标，选取适应的改造方法，使其适用于不同类型的储层。其中，当所述储层为天然裂缝发育储层时，通过网络裂缝酸化优化方法进行改造，使天然裂缝疏通、解除钻井液伤害，提高单井产量；当所述储层为天然裂缝欠发育储层时，通过超深高温气井酸压优化方法进行改造，压开储层、增大泄流面积，提高单井产量。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为无因次等效井眼半径图版；

图2为一个具体实施例进行网络裂缝酸化优化改造的施工曲线；

图3为酸岩摩尔反应热的程序计算框图；

图4为传热介质在油管中心的分布示意图；

图5为本发明温度场计算模型和常规水压模型模拟计算对比示意图；

图6为酸压施工过程中任意时刻的裂缝温度场计算框图；

图7为酸液有效作用距离的计算程序框图；

图8为一个具体实施例进行超深高温气井酸压优化改造的施工曲线。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

一种储层改造方法，包括以下步骤：获取待改造储层的基础参数；明确所述储层的改造目标，当所述储层为天然裂缝发育储层时，所述改造目标为疏通天然裂缝、解除钻井液伤害，所述储层通过网络裂缝酸化优化方法进行改造；当所述储层为天然裂缝欠发育储层时，所述改造目标为压开储层、增大泄流面积，所述储层通过超深高温气井酸压优化方法进行改造。

在一个具体的实施例中，所述基础参数通过采用岩心，或岩心与露头结合的方式开展室内实验获得。所述基础参数包括岩石矿物组分、岩石力学参数、地应力大小、地应力方向、酸岩反应速率。

可选地，所述岩石矿物组分通过X衍射实验获得，并对所述岩心进行溶蚀率实验，当所述岩心的矿物组分含有碳酸盐，且平均碳酸盐含量大于85％，平均溶蚀率大于90％时，对所述岩心进行酸岩反应速率实验、钻井液伤害及解除实验、酸穿透实验、酸蚀裂缝导流能力实验。

可选地，进行所述溶蚀率实验、酸岩反应速率实验、钻井液伤害及解除实验、酸穿透实验、酸蚀裂缝导流能力实验时，采用盐酸或胶凝酸进行。

其中，所述岩石力学参数包括抗压强度、杨氏模量、泊松比、抗拉强度。

可选地，所述抗压强度、杨氏模量和泊松比通过采用三轴抗压的实验方法获得。

可选地，所述抗拉强度通过采用巴西劈裂实验方法获得。

所述网络裂缝酸化优化方法要求在酸化过程中撑开天然裂缝，并加大缝内净压力，使酸液沿裂缝滤失深入储层，依靠酸液与裂缝内的原生、次生充填矿物及外来污染物反应，在地层中建立起若干条具有导流能力的网状流动通道。

在一个具体的实施例中，采用耐150℃高温胶凝酸体系作为所述网络裂缝酸化优化方法的酸液。

所述网络裂缝酸化优化方法包括：明确需要对裂缝解堵的深度；获取储层的地应力参数；明确天然裂缝张开所需的压力条件；明确张开天然裂缝所需的井口排量下限和上限；计算备选排量对应的酸液有效作用距离；计算不通规模、排量下的酸化后表皮系数；基于所述表皮系数优选施工规模和排量。

在一个具体的实施例中，所述天然裂缝张开所需的压力条件通过以下方法进行确定：

p_f＞p_open＝σ_n (1)

式中：

p_f为裂缝内流体压力，MPa；

p_open为天然裂缝张开压力，MPa；

σ_n为天然裂缝面上的法向应力，MPa；

式(1)中：

式中：

σ_H为水平最大主应力，MPa；

σ_h为水平最小主应力，MPa；

θ为天然裂缝与井筒或水力裂缝的逼近角，°；

闭合天然裂缝在注酸排量下能否张开，采用如下物理模型进行判断：

ΔV＝V_inj-V_out (3)

p_f＝P_i+ΔP (4)

式中：

ΔV为单位时间内流体体积变化量，m³；

V_inj为单位时间内注入流体体积，m³；

V_out为单位时间内流出流体体积，m³；

p_i为初始井底压力，MPa；

ΔP为额外增加压力，MPa；

式(3)中：

式中：

K为射孔段渗透率，mD；

h为射孔段厚度，m；

r_f为天然裂缝长度，m；

r_w为井眼半径，m；

式(4)、式(5)中：

式中：

V_w为井筒容积，m³；

C_w为酸液压缩系数，MPa^-1；

根据式(1)-(6)即可求出开启天然裂缝的临界排量；

若井口限压，则还需确定不同注酸排量下的井口压力，即：

p_t＝p_f+p_F-p_h (7)

式中：

p_t为井口压力，MPa；

p_F为酸液在井筒内的摩阻，MPa；

p_h为井筒内的液柱压力，MPa；

在一个具体的实施例中，所述天然裂缝内酸液有效作用距离通过以下方法进行确定：

假设天然裂缝为绕井眼的圆形裂缝，忽略酸液在天然裂缝壁面滤失。重点关注酸液在天然裂缝中的有效作用距离，将实验尺度的酸液在裂缝型岩样中线性流动的酸化模型改进为井筒条件下酸液径向流入天然裂缝的酸化模型。因此天然裂缝缝长方向的酸液质量守恒方程、传质方程和缝宽动态变化方程如下：

式中：

μ为酸液粘度，mPa·s；

p为压力，MPa；

w为裂缝宽度，mm；

C为酸液浓度，mol/m3；

K_g为反应速率常数，m/s；

β为溶解力，无因次；

为酸液有效传质系数，m²/s；

初始条件为：

边界条件为：

p_t为井口压力，MPa；

可选地，采用有限差分法对建立的酸液流动反应模型式(8)-式(15)进行数值求解。

在一个具体的实施例中，所述网络裂缝酸化表皮系数通过以下方法进行确定：

1)污染带表皮系数计算

式中：

r_d为泥浆污染半径，m；

K_d为污染带平均渗透率，mD；

式(16)中：

式中：

V_loss表示泥浆漏失量，m³；

储层平均孔隙度，％；

2)网络裂缝酸化表皮系数计算

网络裂缝酸化的最终目的是疏通天然裂缝网络，彻底解除储层污染，最大化降低表皮系数，因此建立酸化后的表皮系数预测模型有利于优选注酸排量和注酸量。

定义无因次参数a为：

式中：

r_ef为酸液有效作用距离，m；

裂缝型储层酸化后，有效井眼半径为：

r_ew＝r_efr_wD(a) (19)

式中：

r_ew为有效井眼半径，m；

r_wD表示无因次等效井眼半径，无因次；

r_wD是a的函数，当a确定后，无因次等效井眼半径r_wD可由如图1所示的无因次等效井眼半径图版进行确定。

当酸化区小于污染半径时，所述酸化表皮系数为：

当酸化区大于污染半径时，所述酸化表皮系数为：

在一个具体的实施例中，对产量为0.08×10⁴m³/d的待改造井1进行所述网络裂缝酸化优化改造，所述待改造井1的基础参数如表1所示：

表1待改造井1的基础参数

地面海拔，m	776.826	补心海拔，m	787.326
				完钻井深，m	7793.00(斜)	完钻层位	志留系
塞面位置，m	7450.00	完井方法	射孔完井
				最大井斜，°	23.62	最大井斜处井深，m	7050.00
采气井口	KQ78-140	环空清水控制压力，MPa	75.6

试油段用密度1.88～2.11g/cm³的聚磺钻井液钻进见2次气侵显示。测井解释如表2所示，该井为6段渗透层，累计储层厚度37.3m，平均孔隙度3.3％，其中：II类储层1.3m，平均孔隙度6.6％；III类储层36m，平均孔隙度3.2％，解释孔隙、裂缝较发育。

表2待改造井1的测井解释

采用200.0m³的凝胶酸，设计排量为3.0～3.5m³/min进行网络裂缝酸化优化改造。施工参数表如表3所示：

表3施工参数表

施工曲线如图2所示，施工过程中泵压较为平稳，未见明显解堵特征显示，停泵压力86.92MPa，地层吸酸压力梯度为0.022MPa/m，压降速率0.077MPa/min。开井排液200.7m³后倒至测试管线，采用Ф5mm测试孔板，稳定测试时间11:30～17:30，测试平均油压43.3MPa，稳定上压0.24MPa，下压0，稳定上温35.05℃，得到测试产量为0.12×10⁴m³/d。

所述超深高温气井酸压优化方法通过考虑温度对超深高温气井酸压的影响，建立一套以温度场为核心的多场耦合酸压模型，实现对所述储层的酸压改造优化设计。所述超深高温气井酸压优化方法具体包括：

首先，通过以下方法判断所述储层是否可以进行酸压：

式中：

P_wh,max为井底最高处理压力，MPa；

P_t,max为油管侧允许最高施工压力，MPa；

P_c,max为油管侧允许最高施工压力，MPa；

P_t,inj为油管最高施工压力，MPa；

P_c,inj为套管最高施工压力，MPa；

P_tool为工具允许最高压力，MPa；

P_t,l为油管内液柱压力，MPa；

P_c,l为套管内液柱压力，MPa；

P_pac为封隔器最大耐封压力，MPa；

在一个具体的实施例中，施工采用140MPa井口，油压按125MPa控制；封隔器为耐封压差70MPa的完井封隔器；环空清水控制压力为75MPa，封隔器上部的RDS阀的操作压力低值为70MPa，为避免在施工过程中打开RDS阀，平衡压力按60MPa控制。通过上述参数带入式(22)，得到本实施例允许井底最高施工压力为190MPa，而该层破裂压力为160～175MPa，说明本实施例具备压开储层的能力。

然后，建立以温度场为核心的多场耦合酸压模型：

1、酸岩反应热计算方法

(1)酸岩反应焓与温度的关系

对于石灰岩与盐酸的反应，其离子反应方程式为：

CaCO₃+2H⁺＝＝Ca²⁺+H₂O+CO₂↑ (23)

T＝298.15K时，该反应的标准摩尔反应焓等于生成物的标准摩尔生成焓与反应物的标准摩尔生成焓之差：

式(24)中各物质的标准摩尔生成焓值如表4所示：

表4相关物质的热力学参数值

假定裂缝壁面的温度为T_w，该温度下的标准摩尔反应焓为：

将反应物和生成物的等压摩尔热容值代入式(25)，整理得到：

对于白云岩储层的酸压，裂缝内的主要化学反应为：

CaMg(CO₃)₂+4H⁺＝＝Ca²⁺+Mg²⁺+2H₂O+2CO₂↑ (27)

用同样的方法可求得化学方程式(27)在常温下的标准摩尔反应焓：

以及温度为T_w时的标准摩尔反应焓：

(2)酸岩反应焓与压力的关系

酸压过程中，裂缝中的压力高达几十兆帕，酸岩摩尔反应焓与常压下不同，因而需要计算高压条件下的酸岩摩尔反应焓。由式(27)可知：

对于盐酸与碳酸盐岩的反应，除了生成的CO₂部分为游离态，其它皆为凝聚态。凝聚态物质的体积膨胀系数很小，在通常情况下有其中下标c表示凝聚态物质，因而可认为：

为突出游离态CO₂的影响，可将石灰岩与盐酸的化学反应方程式写成：

CaCO₃(s)+2HCl(aq)＝＝CaCl₂(aq)+H₂O(l)+(1-f_g)·CO₂(aq)+f_g·CO₂(g)↑ (32)

式中，f_g为游离态CO₂的摩尔分数，定义为1mol反应发生时呈游离态的那部分CO₂的物质的量与生成的CO₂总物质的量之比。则结合式(31)和式(32)，式(30)可化为：

酸岩反应是在溶液中进行的，反应前后凝聚态物质的体积变化也不大，因而可认为可见碳酸盐岩酸压过程中压力主要是通过游离态的CO₂来影响酸岩反应焓的，式(33)可进一步化为：

对于白云岩与盐酸的反应，CO₂的化学计量系数为2，所以用同样的方法可将式(33)化为：

V_CO2为CO₂的摩尔体积，是温度和压力的函数。游离态CO₂的摩尔分数f_g可通过下式计算：

式中：

V_acid为1molCO₂生成时产生的残酸体积，L；

S_CO2为相应的温度和压力下CO2在残酸中的溶解度，m³/m³。

式(34)和式(35)右边的积分式无法直接求出，可选地，采用复化辛普森公式求解：

将区间[1atm,p]分成n个等分，每份为Δp，根据复化辛普森求积公式有

式(38)中的微分式采用中心差分方法化简后求解。取合适的温度微元ΔT，则微分式可化简为：

(3)酸岩反应热与反应产物CO₂的关系

碳酸盐岩与盐酸的反应有气态CO₂的生成。计算表明，一般情况下这些CO₂不能全部溶解在残酸中，而是有一部分游离在裂缝中。这说明酸岩反应过程中反应体系是对环境做了体积功的。根据式(39)，考虑CO₂体积功影响的酸岩反应热计算式为：

为CO₂的化学计量系数，石灰岩取1，白云岩取2。

综合考虑温度、压力和CO₂的体积功的影响，温度为T_w、压力为p时的酸岩摩尔反应热的计算公式可表示为：

石灰岩：

白云岩：

(4)酸岩摩尔反应热计算程序框图

酸岩摩尔反应热的大小依赖于三个输入参数：温度、压力和酸液的初始浓度，酸岩摩尔反应热的程序计算框图如图3所示。

2、井筒非稳态温度场模型

各传热介质以油管中心呈轴对称分布，如图4所示，并作如下假设：①管串、环空及地层在同一横截面上各向同性；②液体不可压缩，且以恒定排量注入井筒；③酸液与油管内壁面反应忽略不计；④地层为层状分布，不同岩性地层的热物性参数存在差异；⑤油管内为强迫对流换热，环空为自然对流换热。

(1)油管内传热模型

根据非稳态系统热力学第一定律可得：

式中：e为单位体积流体的总能量，J。

式中：

u为单位体积流体的内能，J；

pν为单位体积流体的流动能，J；

ν^2/2为单位体积流体的动能，J；

E_k为单位体积流体的势能，J。

式(44)是描述流体总能量变化，其机械能变化可表示为：

式中：e_k为单位体积流体的总机械能，J。

根据连续性方程，将式(45)带入式(43)可得：

将内能和流动能表示为焓的形式，且通常认为流体吸收黏性力做功生热能量速率近似等于黏性力做功速率，故式(46)可改写为：

式(47)以焓的形式表达能方便描述传热过程，同时，可将其前两项展开合并为：

借助连续性方程，式(48)可改写为：

根据热力学基本定律，焓可以表达为：

dh＝c_pdT-α_Jc_pdp (50)

同时，流体垂向导热可忽略不计。因此，结合式(49)，式(48)可改写为：

将式(51)中的随体导数改写成偏导形式，对一维流动过程可描述为：

因此在油管内的传热模型可表示为：

式中：Q_m为油管内单位长度产生的热量，W/m；

r₁为油管内径，m；

ρ₁为流体密度，kg/m³；

v₁为流体流速，m/s；

c₁为流体比热容，J/(kg·℃)；

T₁为流体温度，℃；

p₁为压力，MPa；

αJ为焦汤系数，℃/MPa；

T₂为油管壁温度，℃；

h₁为油管内壁对流换热系数，W/(m²·℃)。

(2)油管壁传热模型

油管壁的热量交换可由以下两部分构成：①油管壁轴向导热产生；②径向上与油管和环空内流体对流换热产生。因此，由能量守恒原理可得：

式中：

T₃为环空流体温度，℃；

h₂为油管外壁对流换热系数，W/(m²·℃)；

ρ₂为油管密度，kg/m³；

c₂为油管比热容，J/(kg·℃)；

λ₂为油管导热系数，W/(m·℃)；

r₂为油管外径，m。

(3)环空传热模型

环空内主要考虑径向对流产生的热量交换，可表示为：

式中：

T₄为套管壁温度，℃；

h₃为套管内壁对流换热系数，W/(m²·℃)；

ρ₃为环空流体密度，kg/m³；

c₃为环空流体比热容，J/(kg·℃)；

r₃为套管内径，m。

(4)复合层传热模型

在套管、水泥环及地层中的传热方式为纯导热，因此它们构成一个复合圆筒导热系统，整理能量守恒方程可导出柱坐标下二维导热微分方程：

在套管内壁界面处，套管壁与环空流体对流换热热量等于套管壁的导热热量，即：

在套管壁、水泥环界面及水泥环、地层界面处，导入的热量与导出的热量相等，即：

其中：i＝4时为套管壁，i＝5时为水泥环，i＝6时为地层。

地层外边界处温度保持恒定，即：

T_ou＝T_const (59)

式中：

T_ou为地层外边界温度，℃；

T_const为恒定温度，等于该处地层原始温度，℃。

基于上述离散网格划分，对井筒非稳态耦合模型控制方程进行差分离散。采用对空间项进行中间差分、对时间项进行向前差分的隐式差分格式。为避免求解结果出现锯齿形压力分布，采用交错网格划分的方法对模型控制方程进行处理，即将速度节点布置于区域网格界面，而将其他节点布置于区域网格中心处。

在一个具体的实施例中，本实施例产层中部垂深7460m，压力计下入7220m，气藏温度155.1℃。采用上述模型和目前常用的水力压裂井筒温度场模型(简称水压模型)进行模拟计算。计算结果如图5所示，可以看出本发明模型计算的井底温度与实测温度接近，而采用水压模型计算的井底温度误差最高达到50℃。

3、酸压裂缝温度场模型

将整个施工时间划分成多个时间微元，则在每个时间微元内，裂缝温度场可以看作是稳定的。对应于每一个时间微元，沿缝长方向将裂缝划分成许多微元，只要长度微元取得足够小，该段裂缝的缝宽也可以看做是恒定的。则在每个裂缝微元内，根据能量守恒原理容易得到：

边界条件：

x＝0，T＝T₀ (61)

式中：

Δ_rQ_m(T_w,p)为该微元内裂缝壁面上的温度和压力对应的酸岩摩尔反应热；

C为酸液浓度。

式(63)的意义为：在裂缝壁面上，地层向裂缝壁面传递的热流量q_h(t)加上裂缝壁面上酸岩反应生成的热量，等于裂缝壁面向裂缝内流体传递的热流量。Whitsitt和Dysart推导出了地层向裂缝热传递的热流量，其表达式为：

其中：

式(60)中的ν_x和ν_y分别为缝长和缝宽方向上的酸液流速，它们满足连续性方程：

边界条件：

在每个裂缝微元内，酸液浓度的分布满足下面的物质平衡方程：

边界条件：

x＝0，C＝C₀ (69)

根据上述的酸岩反应热计算模型和裂缝温度场计算模型可以求出酸压施工过程中任意时刻的裂缝温度场，计算框图如图6所示。

最后，求解所述多场耦合酸压模型，根据解实现待改造储层的超深高温气井酸压优化改造。求解时，酸蚀缝长的求解是建立在裂缝内酸液浓度分布的基础上的，因而酸蚀裂缝几何尺寸计算模型必须和酸液流动反应模型耦合求解。由所述裂缝温度场计算过程可知，裂缝温度场和裂缝内酸液浓度分布是同时计算出来的，因此将酸蚀裂缝几何尺寸计算程序与考虑酸岩反应热的裂缝温度场计算程序嵌接，即可求出有效酸蚀缝长。酸液有效作用距离的计算程序框图如图7所示。

在一个具体的实施例中，对产量为32.23×10⁴m³/d的待改造井2进行所述超深高温气井酸压优化改造，所述待改造井2的基础参数如表5所示：

表5待改造井2的基础参数

试油段用密度1.48～1.49g/cm³的聚磺钻井液钻进见3次气侵显示。测井解释如表6所示，该井为3段气层，累计储层厚度21.5m，平均孔隙度3.8％，其中：II类储层1.9m，平均孔隙度6.8％；III类储层19.6m，平均孔隙度3.5％。岩芯致密，局部见溶蚀孔洞发育；成像测井显示零星发育溶蚀孔洞，局部发育低角度裂缝。

表6待改造井2的测井解释

采用160.0m³的凝胶酸，设计排量为3.0～3.5m³/min进行超深高温气井酸压优化改造。施工参数表如表7所示：

表7施工参数表

施工曲线如图8所示，施工过程中排量提至3.0m³/min时，泵压从100.3MPa快速降至93.1MPa，出现明显的压开地层显示。在以4.1m³/min的排量注入胶凝酸的过程中，泵压呈缓慢、持续下降，由94.6MPa降至92.8MPa，表明酸液对储层的渗流通道起到了一定改善作用。停泵压力62.46MPa，地层吸酸压力梯度为0.0197MPa/m，压降速率0.65MPa/min。开井排液80.0m³后倒至测试管线，采用Ф35mm测试孔板，稳定测试时间13:40～16:10，测试油压由42.61升至54.04MPa，稳定套压13.81MPa，稳定上压2.14MPa，下压0，稳定上温5.85℃，得到测试产量为41.86×10⁴m³/d。

在另一个实施例中，采用300.0m³、设计排量3.5～4.5m³/min的酸液对产量为31.03×10⁴m³/d的待改造井3进行所述超深高温气井酸压优化改造，所述酸液由60.0m³自生酸前置液与240.0m³胶凝酸组成，改造完成后得到测试产量为36.88×10⁴m³/d。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。