适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法.pdf

本发明涉及一种适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，包括下述工序：在正式压裂前采用低粘度滑溜水造缝，控制裂缝初始高度；随后采用滑溜水携带支撑剂砂进入地层后停泵促使支撑剂砂沉降在缝口附近，使每一级支撑剂砂提前遮挡后段，形成高强度人工隔层，改变应力状态，达到有效控制下缝高延伸防止沟通下部水体的目的；注入低粘度压裂液稳定排量造缝；当压裂液进入地层后，注入酸液对地层进行刻蚀，形成高导流能力人工裂缝；将酸液挤入地层后停泵测压降，结束施工。该工艺可以形成人工隔层控制裂高垂向延伸，改变应力状态，达到有效控制下缝高延伸防止沟通下部水体的目的。

1.  一种适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，包括下述工序：
1)向地层中泵注滑溜水的工序，
2)向地层中泵注滑溜水携带支撑剂砂的工序，
3)停止泵注10～60min，
4)向地层中泵注压裂液的工序，压裂液的粘度为100～200mPa·s，
5)向地层中泵注酸液的工序，
6)向地层中泵注顶替液的工序，所述顶替液是滑溜水；
其中，工序1)、2)、4)～6)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10～15％，工序2)中所述滑溜水占10～15％，工序4)中压裂液占20～30％，工序5)中酸液占25～35％，工序6)中顶替液占4～8％；工序2)中加入的支撑剂砂质量占工序2)中滑溜水的体积比例为5～10％，其中支撑剂质量单位为千克(Kg)，滑溜水的体积单位为m³。

2.  根据权利要求1所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，在所述工序1)前还包括向地层中泵注前置液的工序，所述前置液是滑溜水，其占注入地层总液体的体积比例为2～5％。

3.  根据权利要求2所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，注入前置液时控制前置液的排量在1.0～3.0m³/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：注入前置液的初始排量为1.0m³/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m³/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m³/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提排量。

4.  根据权利要求1～3任一项所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，在所述工序2)和3)之间还包括以排量为4.0～4.5m³/min向地层中泵注隔离液的工序，所述隔离液是滑溜水，其占注入地层总液体的体积比例为4～10％。

5.  根据权利要求1～4任一项所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，所述滑溜水的组成为：0.3％瓜胶+0.025％氢氧化钠+水，其中所述百分比为质量百分比。

6.  根据权利要求1～5任一项所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，在工序2)中，所述支撑剂为陶粒或覆膜砂，其中陶粒粒径为270～550μm或250～380μm，覆膜砂粒径为109～212μm。

7.  根据权利要求1～6任一项所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，工序5)中，所注入的酸为胶凝酸，其组成为：20％HCl+1.0％胶凝剂+2.0％高温缓蚀剂+1.0％破乳助排剂+0.15％铁离子稳定剂，其余为水，其中所述百分比为质量百分比。

8.  根据权利要求1～7中任一项所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，工序5)中，泵注酸液的工序分两个步骤进行，第一步注酸排量为4.0～4.5m³/min，第二步注酸排量为5.0～6.0m³/min。

9.  根据权利要求1～8中任一项所述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其特征在于，工序1)～3)重复进行。

适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法。
背景技术
停泵沉砂压裂工艺是人工控制裂缝高度技术的发展，是压裂工艺的又一创新，它综合应用了常规控制裂缝高度技术，用陶粒或石英砂代替粉砂作下沉剂，改变岩石的力学状态及压裂液的流动路径达到控制裂缝高度、增加铺垫层数、扩展裂缝宽度、提高裂缝导流能力的目的。
目前，停泵沉砂压裂工艺主要应用于砂岩油藏，该工艺尚未在碳酸盐岩油藏开展研究与应用。
对于厚度小、地应力高以及裂缝性储层，常规薄层压裂施工成功率低,易砂堵，施工成功率50％，压裂有效期短，在60d以内。对于隔层条件差或储层疏松，支撑剂潜入严重的储层，采用常规加砂压裂，缝高得不到有效控制，容易沟通上下水层或缝内有效铺砂浓度降低，导致压后水淹加剧或无效。
发明内容
本发明解决的技术问题在于，提供一种适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，通过在碳酸盐岩油藏中开展停泵沉砂控缝高酸压工艺，改变垂向应力分布，达到控制下缝高延伸、提高生产效果的目标，同时提高隔层条件差、底水发育储层酸压建产率。
为解决上述技术问题，本发明主要针对奥陶系储层高角度裂缝发育、酸压施工过程中缝高易失控、上返酸压易沟通下部水层的难点，通过优化液体粘度、优选下沉剂类型、优化施工排量与规模，开展停泵沉砂控缝高酸压工艺，在正式压裂前采用低粘度滑溜水造缝，后期采用滑溜水携带陶粒或不同 粒径陶粒组合进入地层后停泵促使陶粒沉降在缝口附近形成人工隔层，同时降低施工规模、施工排量、液体粘度，使每一级支撑剂砂提前遮挡后段，形成高强度人工隔层，改变应力状态，达到有效控制下缝高延伸防止沟通下部水体的目的。
具体来说，本发明采用的具体技术方案为，一种适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，包括下述工序：
1)向地层中泵注滑溜水的工序，
2)向地层中泵注滑溜水携带支撑剂砂的工序，
3)停止泵注10～60min，
4)向地层中泵注压裂液的工序，压裂液的粘度为100～200mPa·s，
5)向地层中泵注酸液的工序，
6)向地层中泵注顶替液的工序，所述顶替液是滑溜水；
其中，工序1)、2)、4)～6)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10～15％，工序2)中所述滑溜水占10～15％，工序4)中压裂液占20～30％，工序5)中酸液占25～35％，工序6)中顶替液占4～8％；工序2)中加入的支撑剂砂质量占工序2)中滑溜水的体积比例为5～10％；其中支撑剂质量单位为千克(Kg)，滑溜水的体积单位为m³。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，在所述工序1)前还包括向地层中泵注前置液的工序，所述前置液是滑溜水，其占注入地层总液体的体积比例为2～5％。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，注入前置液时控制前置液的排量在1.0～3.0m³/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：注入前置液的初始排量为1.0m³/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m³/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m³/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提排量。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，在所述工序2)和3)之间还包括以排量为4.0～4.5m³/min向地层中泵注隔离液 的工序，所述隔离液是滑溜水，其占注入地层总液体的体积比例为4～10％。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，所述滑溜水的组成为：0.3％瓜胶+0.025％氢氧化钠+水，其中所述百分比为质量百分比。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，在工序2)中，所述支撑剂为陶粒或覆膜砂，其中陶粒粒径为270～550μm或250～380μm，覆膜砂粒径为109～212μm。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，工序5)中，所注入的酸为胶凝酸，其组成为：20％HCl+1.0％胶凝剂+2.0％高温缓蚀剂+1.0％破乳助排剂+0.15％铁离子稳定剂，其余为水，其中所述百分比为质量百分比。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，工序5)中，泵注酸液的工序分两个步骤进行，第一步注酸排量为4.0～4.5m³/min，第二步注酸排量为5.0～6.0m³/min。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，工序1)～3)重复进行。
前述的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，其中，工序4)～5)中压裂液和酸液的排量和规模以降低施工规模、施工排量、液体粘度为原则进行优化。
本发明针对塔河油田缝洞型碳酸盐储层的特殊性，提出了一种适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，该方法可以形成人工隔层控制裂高垂直延伸，降低液体滤失，提高人工裂缝长度及造缝效率，增加沟通储集体的几率，同时采用支撑剂形成致密层封堵底水，可以有效降低沟通下部水体的几率，提高油井产能及酸压建产率。
附图说明
图1是两种不同支撑剂下沉速度与支撑剂浓度的关系图。
图2是S72-15井酸压施工曲线图。
图3是S72-15井产液剖面曲线图。
具体实施方式
停泵沉砂压裂工艺主要应用于砂岩油藏，该工艺尚未在碳酸盐岩油藏开展研究与应用。
本发明通过在碳酸盐岩油藏中开展停泵沉砂控缝高酸压工艺，改变垂向应力分布，达到控制下缝高延伸、提高生产效果的目标，同时提高隔层条件差、底水发育储层酸压建产率。
下面详细说明本发明适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，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。
本发明的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，主要针对奥陶系储层高角度裂缝发育、酸压施工过程中缝高易失控、上返酸压易沟通下部水层的难点，采用停泵沉砂控缝高酸压工艺，每一级支撑剂砂提前遮挡后段，形成高强度人工隔层，改变应力状态，控制缝高延伸；具体包括如下工序：
工序1)：前置液注入工序
在施工开始时向地层中注入前置液，控制前置液的排量在1.0～3.0m³/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：注入前置液的初始排量为1.0m³/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m³/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m³/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提排量；其中，所述前置液是滑溜水，优选在油田水中加入0.3％瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.025％pH值调节剂，其中所述百分比为质量百分比。
在施工开始时，采用阶梯提排量的方式注入前置液，可将压井液顶出油管挤入地层，以降低油管摩阻。
该工序注入的前置液的体积占注入地层总液体的体积比例为2～5％。
施工初期阶梯提排量是为了防止地层致密导致压力超限，排量只要在1.0～3.0m³/min之内即可，每个提排量阶段前置液的规模可根据具体情况而定。
工序2)：滑溜水注入工序
向地层中泵注滑溜水，施工排量为4.0～5.0m³/min；其中，所述滑溜水的组成为：0.3％瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.025％pH值调节剂+清水，其粘度为18～24mPa·s，其中所述百分比为质量百分比。
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10～15％。
向地层中注入较低粘度的滑溜水，可压开井筒附近地层，稳定拓展裂缝宽度，有利于控制裂缝初始高度，并为后续工序中滑溜水携带支撑剂砂创造条件。
工序3)：滑溜水携带支撑剂砂注入工序
向地层裂缝中泵注滑溜水携带支撑剂砂液，排量为4.0～5.0m³/min；其中，滑溜水携带支撑剂砂液为在滑溜水中加入支撑剂，所述支撑剂为陶粒或覆膜砂；滑溜水中支撑剂的加入浓度为5～10％，其中所述百分比为质量体积百分比；所述滑溜水的组成为0.3％瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.025％pH值调节剂+清水，其中所述百分比为质量百分比。
本发明陶粒是指铝钒土陶粒砂，以优质铝钒土、煤等多种原材料，经过破碎，细碎，粉磨、制粒和高温烧结等多道工艺制作而成，常规市售陶粒均可以应用于本发明。优选的，本发明所用陶粒粒径为常用的270～550μm、250～380μm，在86MPa闭合压力下其强度符合行业标准(破碎率小于10％)的高强度陶粒，其真密度是3.27～3.30g/cm³，视密度是1.78～1.79g/cm³。若地层明确出水，则可选用具有疏水亲油性能的覆膜砂，依据地层情况决定其用量。本发明覆膜砂是指在砂粒表面覆有固体树脂膜(例如热塑性酚醛树脂)的粒子，常规市售覆膜砂均可以应用于本发明。优选的，本发明所用为70～140目的覆膜砂，其真密度是2.31～2.57g/cm³，视密度是1.47～1.61g/cm³。
所述陶粒和覆膜砂采用泰勒筛进行筛分得到的，即30～50目对应的粒径为270～550μm，40～60目对应的粒径为250～380μm，70～140目对于的粒径为109～212μm。
该工序注入的滑溜水携带支撑剂砂液的体积占注入地层总液体的体积比例为10～15％。
在滑溜水中加入支撑剂的目的在于降低液体滤失、控制缝高过度延伸和提高后期长期导流能力。
图1是两种不同支撑剂下沉速度与支撑剂浓度的关系图，其中，支撑剂A为150μm粒径陶粒，支撑剂B为270～550μm粒径陶粒。如图1所示，当支撑剂浓度超过5％后下沉速度有明显降低，浓度超过10％后，下沉速度趋于缓慢减小。因此临界值可视为5％，最大不超过10％。故根据不同的粒径，优选加砂浓度为5～10％，其中所述百分比为质量体积百分比。
工序4)：隔离液注入工序
向地层中泵注隔离液，排量为4.0～4.5m³/min；其中，所述隔离液是滑溜水，其组分为0.3％瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.025％pH值调节剂+清水。
该工序注入的隔离液的体积占注入地层总液体的体积比例为4～10％。
向地层中注入隔离液，可将井筒中的滑溜水携砂液顶入地层。
工序5)：停泵工序
停止泵注10～60min，促使陶粒或覆膜砂沉降在缝口形成人工隔层。
不同区域裂缝闭合压力不同，需停泵时间也不同，现场实时分析人工裂缝是否闭合，若裂缝已闭合，即可结束停泵工序。
工序6)：注入压裂液的工序
以4.0～4.5m³/min的排量向地层中注入粘度为100～200mPa·s的压裂液。
其中，所述压裂液为线性胶，其组成为：20％HCl+0.4～0.45％瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.02％pH值调节剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+0.5％温度稳定剂+1.0％粘土稳定剂，其余为水。
凡是本领域常用的用作pH值调节剂、破乳剂、助排剂、温度稳定剂、粘土稳定剂的那些试剂均可用于本发明中，例如，pH值调节剂可以为氢氧化钠，助排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚(例如壬基酚聚氧乙烯醚，辛基酚聚氧乙烯醚和十二烷基酚聚氧乙烯醚)，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物，温度稳定剂可以为一乙醇胺、三乙醇胺或乙二胺，粘土稳定剂可以为氯化钠、氯化铵、氯化钾等。
该工序注入的压裂液的体积占注入地层总液体的体积比例为20～30％。
向地层中注入压裂液，可以稳定排量拓展裂缝宽度。
工序7)：注入酸液的工序
注入酸液的工序分为两个步骤：
(1)以酸液排量为4.0～4.5m³/min向地层中泵注酸液；
该注酸步骤可将井筒中压裂液顶入地层，并稳定造缝；
(2)以酸液排量为5.0～6.0m³/min向地层中泵注酸液；
该注酸步骤可酸蚀人工裂缝，形成蚓状裂缝。
其中，所注入的酸液只要是具有造缝功能、强酸蚀能力的酸液均可用于本步骤，酸液中的酸成分是盐酸；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；
凡是本领域常用的用作胶凝剂、助排剂、破乳剂、高温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，胶凝剂可以为丙烯酸丁酯，缓蚀剂可以为碘化钾，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物，助排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚。
该工序注入的酸液的体积占注入地层总液体的体积比例为25～35％。
工序6)～工序7)中压裂液粘度、压裂液排量、压裂液规模、酸液排量和酸液规模以降低施工规模、施工排量、液体粘度为原则进行优化，具体优化步骤如下说明：
(1)降低压裂液粘度
本发明优选粘度为100～200mPa·s压裂液，其中瓜胶液浓度为0.4～0.45％。
塔河油田部分区块水体发育，隔层距离小于40m，本发明停泵沉砂控缝高工艺主要针对的是隔层小于40m的井层，控制酸蚀裂缝半长在100～120m内。
压裂液粘度越大，裂缝内压降越大，造成裂缝高度和宽度大，而裂缝长度减小。压裂液瓜胶浓度越低，其粘度就越低，因此可通过优化降低瓜胶液浓度实现对裂缝高度的控制。常规酸压，瓜胶液浓度为0.5％～0.6％，压裂液粘度为324～431mPa·s。当压裂液粘度200mPa·s时，缝高可控制在40m左右，因此优选低粘度100～200mPa·s压裂液，瓜胶液浓度为0.4～0.45％，以利于控制缝高。
(2)降低施工排量
本发明采用压裂液的排量为4.0～4.5m³/min、酸液的排量为5.0～5.6m³/min。
施工排量越大，裂缝越高，常规酸压压裂液排量一般在5.0～6.0m³/min。当压裂液排量为4.0～4.5m³/min、酸液排量为5.0～5.6m³/min时，可控制缝高在40m以内，酸蚀缝长在100～120m。由此可见，低排量有利于控制缝高。
(3)降低施工规模
施工规模增加，造缝时间越长，裂缝几何尺寸总是增加的，因此可通过降低施工规模，以减小造缝时间，进而达到控制缝高的目的。常规酸压施工规模一般在600～800m³(压裂液与酸液总规模)，当施工总液量控制在400～600m³时，人工裂缝高度为40m左右，能有效避免沟通底水。
工序8)：注入顶替液的工序
向地层中泵注顶替液，排量为大于等于5.0m³/min。其中，所述隔离液是滑溜水，其组分为0.3％瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.025％pH值调节剂+清水。
该工序注入的顶替液的体积占注入地层总液体的体积比例为4～8％。
向地层中泵注顶替液可将井筒中鲜酸顶入地层。
停止泵注，测录泵压降低值。
其中，工序2)～5)是重复操作的，即采用多级低粘度压裂液携砂～停泵沉降工艺，也就是说，通过向地层中多次注入滑溜水、滑溜水携带支撑剂砂液，并多次停泵沉降，使每一级支撑剂砂提前遮挡后段，形成高强度人工隔层，改变应力状态，控制缝高延伸。
进行酸压施工时，采用3 1/2"油管和2 7/8"油管，例如可以采用3 1/2"EUE外加厚油管/3 1/2"TP-JC油管和2 7/8"EUE外加厚油管/2 7/8"TP-JC油管。
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酸压方法。
对塔河油田S72-15井进行酸压施工泵注工序
酸压施泵注工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：0.3％GRJ-11瓜胶+0.025％pH值调节剂+清水。其中，所述瓜胶为本领域常用的瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵。
压裂液：采用江汉压裂JH-YL107队出售的型号为GRJ-11的压裂液制品，其组成为：20％HCl+0.4％GRJ-11瓜胶(特级)(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+0.02％pH值调节剂+1.0％HS-308破乳剂+1.0％ZH-5助排剂+0.5％SRD-Y温度稳定剂+1.0％SNW-Y粘土稳定剂，其余为水。
顶替液和隔离液采用上述滑溜水。
只要是具有强酸蚀能力的酸液均可用于本发明，本发明优选胶凝酸，其组成和来源为：胶凝酸：采用北京凯姆泰克有限公司出售的型号为CT-S的胶凝酸制品，其组成为：20％HCl+1.0％CT-S胶凝剂(丙烯酸丁酯)+2.0％CT-H缓蚀剂(碘化钾)+1.0％CT-Z助排剂(烷基酚聚氧乙烯醚)+1.0％CT-T铁离子稳定剂(抗坏血酸)+1.0％CT-P破乳剂，其余为水。
另外，需要说明的是，此处所用的线性胶、胶凝酸均是本领域常用的试剂，因此，凡是本领域常用的用作pH值调节剂、瓜胶、破乳剂、杀菌剂、助排剂、破乳助排剂、温度稳定剂、粘土稳定剂、交联剂、胶凝剂、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，pH值调节剂可以为氢氧化钠，胶凝剂可以为丙烯酸丁酯，缓蚀剂可以为碘化钾，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸，助排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物，活化剂可以为乙基酰胺，温度稳定剂可以为三乙醇胺，粘土稳定剂可以为氯化钠、氯化钾、氢氧化钾或氢氧化钙。本发明中所述助排剂和破乳助排剂通常采用组成如下的烷基酚聚氧乙烯醚：壬基酚聚氧乙烯醚(NPEO)占80％～85％，辛基酚聚氧乙烯醚(OPEO)占15％以上，二壬基酚和十二烷基酚聚氧乙烯醚各占1％。
以下实施例中应用的支撑剂砂物性如下：
表1  支撑剂砂物性

S72-15井碳酸盐岩储层埋藏较深，因此所使用的支撑剂为30/50目的在86MPa闭合压力下破碎率小于10％的高强度的陶粒。
按照表2对S72-15井进行酸压施工泵注工序。
表2  S72-15井酸压施工泵注工序

具体的，对S72-15井进行酸压施工泵注工序为：
在施工开始时向地层中注入29m³的前置液，控制前置液的排量在 1.0～3.0m³/min，注入前置液的初始排量为1.0m³/min，在爬坡压力小于40MPa时，使排量台阶式递增到2.0m³/min，直至爬坡压力增加到大于等于40MPa小于60MPa的范围时保持排量在3.0m³/min，爬坡压力达到60MPa以上时停止提排量；
以施工排量为4.0m³/min向地层中泵注80m³的滑溜水；
以排量为4.0m³/min向地层裂缝中泵注滑溜水携带支撑剂砂液100m³；其中，滑溜水中加入支撑剂的质量体积浓度为6％，即100m³第三滑溜水中加入6000Kg陶粒；
以排量为4.0m³/min向地层中泵注隔离液32m³；
停止泵注30min，促使陶粒沉降在缝口形成人工隔层；
以排量为4.0m³/min向地层中注入粘度为134mPa·s的压裂液200m³；注入酸液的工序分为两个步骤：
(1)以酸液排量为4.0m³/min向地层中泵注酸液30m³；
(2)以酸液排量为5.5m³/min向地层中泵注酸液210m³；
以排量为5.0m³/min向地层中泵注顶替液30m³；
停止泵注，测录泵压降低值。
进行酸压施工时，采用31/2"油管和27/8"油管，例如可以采用31/2"EUE外加厚油管/31/2"TP-JC油管和27/8"EUE外加厚油管/27/8"TP-JC油管。
图2是S72-15井酸压施工曲线图。作业过程泵压(等于油压)15.3～60.4MPa，先后共5次加入滑溜水，累计挤入地层滑溜水271m³，该5次加入的滑溜水量分别为29m³、80m³、100m³、32m³、30m³。其中，在停泵60min后，以4.0m³/min的排量加入压裂液200m³以稳定排量造缝，然后经过两次注酸工序：第一次以4.0m³/min的排量加入30m³的胶凝酸，第二次以5.5m³/min的排量加入210m³的胶凝酸，第一次加酸的目的是将压裂液挤入地层，并稳定造缝，第二次加酸的目的是酸蚀人工裂缝，形成蚓状裂缝。第5次注滑溜水的作用是把第二次注入的酸液尽量驱赶到裂缝的端部，增加酸蚀缝长。另外，在图2所示的第3次加入滑溜水时还加入陶粒6000Kg；施工结束时，停泵测压降由18.1MPa下降至17.6MPa。
图3是S72-15井产液剖面曲线图。塔河油田S72-15井设计缝高52.1m， 测产剖确定5562～5573.5m为主要产液段，5542～5562m为次产液段，近井缝高31.5m，沉砂控缝高效果明显。压后初期日产液25.6m³/d，含水1.8％。
由上面的实施例可以得出如下结论：对于奥陶系储层高角度裂缝发育、酸压施工过程中缝高易失控、上返酸压易沟通下部水层的特点，可以采用停泵沉砂控缝高技术，采用本发明的适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法，突破了传统控缝高技术思路，对于改变地层垂向应力分布、控制下缝高延伸具有重要意义。滑溜水携带支撑剂砂可以形成高强度人工隔层，改变应力状态；注入低粘度压裂液，以稳定的排量拓展裂缝宽度，控制缝高延伸。