問曉勇， 李憲文， 張燕明， 肖元相， 郝瑞芬

(1中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室)

鄂爾多斯盆地下古碳酸鹽巖油氣資源豐富，開發(fā)規(guī)模逐年擴大。勘探開發(fā)區(qū)域由靖邊氣田本部拓展到古隆起東側、盆地東部，勘探開發(fā)層位也由前期的上組合馬五1-4，拓寬到上、中、下組合三套含氣層系。位于中央古隆起東側的碳酸鹽巖新領域成為碳酸鹽巖氣藏新的增長點，是下一步增儲上產的重點[1-5]。

一、古隆起東側下古開發(fā)現狀與難點

目前，以古隆起東側蘇里格某區(qū)塊為代表的中組合馬五5氣藏主體采用組合酸酸壓技術，開展了交聯酸攜砂及清潔轉向酸技術試驗，同時也采用了稠化酸酸壓、多級注入等改造措施。統計的45口井，其中小于4×104m3/d的井有21口，占總井數47.7%?？傮w低產井比例較高，需進一步分析蘇里格氣田地質特征，提取改造難點[6-7]。

1. 孔縫充填程度高

古隆起東側碳酸鹽巖中組合巖性致密，孔隙、裂縫充填程度高，導致地層儲存和運移效率低，進而導致氣井低產。結合下古酸壓偶極聲波成像測井資料分析，下古酸壓注入酸液流動方向往往沿著易于反應、濾失的方向流動，從而導致酸壓裂縫延伸傾向于反應上部灰?guī)r，造成儲層段改造效果較差。

2. 酸液有效作用距離短

古隆起東側下古儲層溫度在110℃～120℃。在地層溫度較高條件下，常規(guī)酸液體系酸巖反應速度快，有效作用時間短，縮短了酸液有效作用距離。

3. 酸液濾失嚴重

隨注酸時間不斷增加，酸液會在基質中形成酸蝕蚓孔，從而分流主縫中的酸液。同時由于裂縫發(fā)育，更加劇了酸液濾失,兩種因素綜合影響下，導致酸液有效作用距離大幅縮短。

4. 高導流酸蝕裂縫難以保持

古隆起東側碳酸鹽巖中組合埋深3 700～4 000 m，閉合壓力60～80 MPa。酸蝕后裂縫壁面形成的凸起強度較低，在裂縫壁面形成軟化層。酸蝕裂縫導流能力較加砂裂縫導流能力在高閉合壓力下保持率較差，因此遠離井筒裂縫幾乎喪失導流能力。

為了提高致密碳酸鹽巖儲層單井產量，針對以上改造難點，結合儲層地質特征，借鑒國內外改造經驗，嘗試利用水力加砂壓裂實現深度改造，提高儲層產量。

二、“體積加砂”壓裂可行性分析

1. 非常規(guī)體積改造成功模式

以美國Eagle Ford頁巖為例，該非常規(guī)儲層的體積改造獲得了巨大成功[8-9]。其改造機理為先形成主裂縫縫長達到預期目標，有效溝通天然裂縫；后在主縫基礎上形成多縫直至形成“縫網”系統，擴大儲層滲流體積。該區(qū)塊儲層改造使用“階梯排量(Step Rate)+膠液前置(Gel Ahead)”SRGA壓裂技術：利用交聯液和低排量造縫，有效實現了近井地帶簡單縫、遠井地帶復雜縫的目標，有效解決了裂縫發(fā)育區(qū)域加砂難的問題，單段加砂量得到顯著提高。

2. 古隆起東側體積改造可行性

體積改造的影響因素[10-11]包括儲層厚度、天然微裂縫發(fā)育程度、巖石脆性、水平應力差、壓裂工藝等。根據測井解釋數據，馬五5、馬五6發(fā)育較為連續(xù)的整裝厚層，具備改造物質基礎。

古隆起東側碳酸鹽巖儲層孔隙類型以溶孔、晶間孔為主，發(fā)育一定程度天然微裂隙(圖1)，但原生和次生充填程度較高。

圖1 古隆起東側與北美頁巖天然裂縫發(fā)育程度對比

古隆起東側碳酸鹽巖儲層脆性指數處于47.3%～59.5%(表1)，與Eagle ford頁巖以及四川長寧頁巖較接近，相對砂巖儲層更易形成復雜縫網。

表1 不同區(qū)塊巖石力學特性對比

Doe和Boyce[12]實驗證明水平應力比小于1.5時，隨應力比減小，裂縫分支和多裂縫越嚴重。實驗計算得到古隆起東側碳酸鹽巖儲層平均應力差7.5～8.3 MPa，水平兩向應力比1.11～1.17，能形成一定復雜裂縫。研究表明，當裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力差與巖石抗張強度之和，可形成以主縫和分支裂縫相組合的復雜裂縫。計算分析，碳酸鹽巖儲層形成復雜裂縫所需凈壓力為12.5～15.5 MPa。隨注入排量增加，裂縫凈壓力逐漸增加，但幅度很小。此外，受地面管線和井下管柱的壓力限制，依靠提高排量難以在致密儲層中產生復雜縫。

三、“體積加砂”壓裂技術思路

考慮到儲層致密、閉合壓力高、地層壓力系數低[13-14]的特點，以增大儲層改造深度、降低儲層傷害為思路，形成“多體系、高增能、低傷害”的“體積加砂”壓裂技術是提高致密碳酸鹽巖深層大厚段單井產量的關鍵。存在的難點包括：①破裂壓力高，縫高失控；②加砂困難；③地層壓力系數低，入井液量大。需針對性解決以上難點。

1. 前置酸預處理

使用酸液預處理可降低破裂壓力(圖2)，降低破裂壓力可控制裂縫縫高。以小排量注入20%的酸液預處理，降低破裂壓力5.6～11.8 MPa，縫高減少8.5～20 m，可控制裂縫在產層中較好地延伸。

圖2 酸預處理前后破裂壓力對比

2. 膠液前置+滑溜水段塞式加砂提高改造深度

儲層埋藏深，造成壓裂裂縫延伸壓力高。彈性模量高，導致裂縫較窄，加砂困難?？箯垙姸群涂箟簭姸雀撸屏褖毫^高。采用滑溜水體系，加入定制的超細支撐劑，采用全程段塞式加砂，大幅提高改造深度，通過擴大泄流面積達到增產目的。總體形成“膠液前置+滑溜水前置液+滑溜水段塞式加砂”三段式混合壓裂模式(表2)。

3. 儲層增壓提高返排效率

針對古隆起東側碳酸鹽巖儲層低壓、濾失大的特點，從降濾、增壓角度出發(fā)，提出前置CO2增能壓裂思路。計算表明,孔隙度5%～6%、壓力系數0.75～0.80時所需CO2注入150 m3左右。采用?88.9 mm油管注入，推薦施工排量在3.5～5.0 m3/min。

表2 三段式混合壓裂模式

結合古隆起東側碳酸鹽巖深層大厚段地質特征，以改善儲層滲流條件、實現集造縫和補充能量為一體的壓裂改造目標，提出實現“體積加砂”壓裂工藝設計思路如圖3。

圖3 “體積加砂”壓裂工藝設計思路

四、“體積加砂”壓裂工藝方案設計與應用

結合前期實踐認識和室內實驗模擬，制定了“體積加砂”壓裂的方案設計參數(表3)，為碳酸鹽巖深層大厚段儲層提高單井產量提供技術支撐。

按照上述“體積加砂”壓裂的方案設計對研究區(qū)一口試驗井進行改造(表4)，并與相鄰井常規(guī)酸

壓改造效果對比,“體積加砂”壓裂井無阻流量是常規(guī)酸壓井的2.6倍(表5)，試驗井“體積加砂”壓裂效果明顯好于相鄰井常規(guī)酸壓效果，表明“體積加砂”壓裂技術在古隆起東側碳酸鹽巖深層大厚段儲層具有良好的改造效果，可在研究區(qū)進行推廣。

表3 “體積加砂”壓裂的方案設計

六、結論與認識

(1)古隆起東側區(qū)域下古碳酸鹽巖因儲層致密、酸液有效作用距離短、濾失高以及酸蝕裂縫導流能力保持難等原因，不適合常規(guī)酸壓改造。

(2)經過古隆起東側下古碳酸鹽巖與美國頁巖地質與巖石力學特征對比與分析，兩種儲層具有較強的相似性，致密“體積加砂”壓裂具有可行性。

(3)設計了前置注酸(降破裂壓力、控制逢高)、前置CO2(儲層增能、降濾失)、膠液前置(造主縫)、滑溜水+基液(開啟分支縫)的體積加砂壓裂工藝。

表4 試驗井壓裂施工參數與泵注程序

準備膠囊破膠劑54 kg，加量按0.01%人工加入。

表5 “體積加砂”壓裂與常規(guī)酸壓壓裂效果對比

(4)試驗井體積加砂壓裂效果明顯好于相鄰井常規(guī)酸壓效果?？梢栽谔妓猁}巖深層大厚段儲層改造中推廣應用。