鄭 健

（華北油氣分公司油地工作保衛(wèi)部，河南鄭州 450006）

鄂爾多斯盆地北部下古生界奧陶系風(fēng)化殼碳酸鹽巖儲層是大牛地氣田主要后備氣層之一，資源量達(dá)650×108m3。大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖儲層埋深3 000～3 600 m，中部深度3 300 m 左右，地層溫度90～120 ℃，地層壓力系數(shù)一般為0.83～0.96 MPa/100m。風(fēng)化殼孔隙度范圍為0.57%～14%，平均值4.4%；滲透率分布范圍為0.010 5×10-3μm2～5.89×10-3μm2，平均值0.46×10-3μm2，為典型的低壓、低孔、低滲的致密碳酸鹽巖儲層。前期常規(guī)的水平井分段酸壓工藝實(shí)現(xiàn)了儲層的酸壓改造，但由于工藝自身特點(diǎn)也暴露出一些問題，難以形成大面積有效體積壓裂，導(dǎo)致后期穩(wěn)產(chǎn)效果較差。本文對體積酸壓在大牛地氣田下古碳酸鹽巖儲層的適用性進(jìn)行論證。

所謂體積酸壓是從體積壓裂引申而來，是指在酸壓過程中，通過特殊的工藝措施使天然裂縫擴(kuò)張，脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成的天然裂縫與人工裂縫交織，形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，增加儲層改造體積，達(dá)到提高產(chǎn)量和采收率的目的[1]。體積壓裂技術(shù)已在北美地區(qū)獲得成功的應(yīng)用與推廣[5]，成為其致密油氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)[2-4]。大牛地氣田下古生界是典型的致密碳酸鹽巖儲層，與北美致密儲層特征存在較大差異，且目前該區(qū)域?qū)w積酸壓的可行性研究不足。因此，本文從巖石性質(zhì)及力學(xué)特征分析實(shí)施體積酸壓的儲層條件，通過PG-A 井的試驗(yàn)情況論證大牛地氣田下古生界致密碳酸巖實(shí)施體積酸壓的可行性，對正確認(rèn)識體積酸壓改造后的儲層特點(diǎn)、滲流特征以及產(chǎn)層有效動用下限分析等都具有重要的意義。

1 致密碳酸鹽巖儲層改造難點(diǎn)

大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖儲層整體表現(xiàn)出低孔低滲致密的特點(diǎn)，改造難度大，氣藏儲量豐度小于0.4×108m3/km2，單井控制資源量非常有限。根據(jù)前期通過酸壓改造的水平井生產(chǎn)情況分析，該儲層氣井試氣投產(chǎn)后，產(chǎn)量遞減快，彈性產(chǎn)率低，穩(wěn)產(chǎn)難度大。目前使用的水平井酸壓工藝，壓裂后酸液與儲層橫向接觸面積大，井筒近井地帶的酸液濾失嚴(yán)重，難以維持井筒內(nèi)凈壓力，導(dǎo)致酸蝕裂縫延伸有限[5]，難以實(shí)現(xiàn)大規(guī)模體積改造。針對遇到的問題，大牛地氣田碳酸鹽巖儲層開展體積酸壓工藝試驗(yàn)，提高酸壓改造體積和有效動用地層儲量。

2 體積酸壓工藝特點(diǎn)

體積酸壓工藝主要是通過大液量、高排量和差異化的泵注程序來實(shí)現(xiàn)體積酸壓。該工藝共分為三個階段，前置液造縫階段:注入大排量前置液造縫，形成主裂縫。大排量設(shè)計有助于裂縫向縱向上延伸，增大縱向的改造體積，實(shí)現(xiàn)改造層段的充分改造。膠凝酸酸壓階段:通過注入高黏度的膠凝酸，充分對裂縫壁面非均勻刻蝕，同時酸蝕天然裂縫中的充填物，將天然裂縫連同成網(wǎng)，增大改造儲層整體的滲流面積。交聯(lián)液攜砂階段:泵注胍膠壓裂液體系進(jìn)行加砂壓裂，充填主裂縫，確保主裂縫保持較高的導(dǎo)流能力，實(shí)現(xiàn)長期的穩(wěn)產(chǎn)。

3 實(shí)現(xiàn)體積壓裂有利條件評價

3.1 天然裂縫發(fā)育情況

酸蝕裂縫與天然裂縫共同形成復(fù)雜裂縫是成功實(shí)現(xiàn)體積壓裂改造的先決條件。天然微裂縫發(fā)育程度越高，微裂縫的方位與最大水平主應(yīng)力方向的夾角越大，形成復(fù)雜的縫網(wǎng)的概率越高。

通過對鉆遇大牛地氣田下古地層的19 口取心井進(jìn)行巖心裂縫觀察發(fā)現(xiàn)，馬五1 和馬五2 未充填裂縫較發(fā)育，觀察到的總裂縫條數(shù)為693 條，其中未充填條數(shù)為197 條，比例達(dá)到28.4%，以高角度縫為主。馬五1 和馬五2 天然裂縫密度較高，馬五1 裂縫密度在0.7～2.1條/米，馬五2 裂縫密度在0.9～6.3 條/米（見圖1）。巖心垂直裂縫的長度主要集中在1～20 cm，最長可達(dá)1 m，巖心裂縫寬度主要集中在0.1～1 mm，最寬可達(dá)5 mm。從整個取心觀察來看，大牛地下古致密碳酸鹽儲層天然裂縫發(fā)育，有利于形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。

圖1 下古碳酸鹽巖各小層有效裂縫線密度統(tǒng)計

3.2 巖石礦物組成及脆性評價

是否能夠形成復(fù)雜體積縫網(wǎng)的評價手段主要是對脆性指數(shù)計算分析[4，6]，巖石脆性越高，壓裂越利于形成復(fù)雜裂縫。巖石的脆性高，酸壓過程中巖石在壓力作用下易于破碎，形成復(fù)雜裂縫；巖石脆性低，壓裂過程中巖石在水壓力作用下易于發(fā)生朔性形變而不易破碎，形成簡單裂縫。根據(jù)大牛地碳酸鹽巖儲層巖心不同井段X 衍射全巖分析結(jié)果，用石英、方解石（典型脆性礦物）的含量百分比來表征巖石脆性特征，利用式（1）計算脆性指數(shù)。

式中:BI-巖石脆性指數(shù)，%；Cqz-石英含量或方解石含量，%；Ccl-黏土含量，%；Ccr-碳酸鹽巖含量，%。

結(jié)果表明雖然石英含量較低，但方解石含量達(dá)到98%以上（見表1），脆性指數(shù)較高，在酸壓造主縫的同時易于形成錯斷、滑移、剪切分支縫。

表1 大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖儲層礦物成分

巖石脆性指數(shù)計算的另一種方法則是根據(jù)巖石力學(xué)特性判斷，由楊氏模量及泊松比計算得到，該方法是通過計算歸一化楊氏模量和泊松比的平均值來得到脆性系數(shù)。首先根據(jù)公式（2）和公式（3）對楊氏模量和泊松比進(jìn)行均一化，在把均一化的數(shù)值代入公式（4）算出脆性指數(shù)。

式中:YMS_c-綜合測定的楊氏模量，MPa；PR_c-綜合測定的泊松比，μ；YM_BRIT-均一化后的楊氏模量，無量綱；PR_BRIT-均一化后的泊松比，無量綱；BI-脆性指數(shù)，%。

通過計算可以看出，大牛地碳酸鹽巖儲層脆性指數(shù)在0.36～0.68，滿足形成復(fù)雜縫網(wǎng)的改造條件（見表2）。

3.3 巖石力學(xué)特征

彈性模量和泊松比反映巖石力學(xué)特征的兩個重要參數(shù)，目前大牛地下古生界主要利用鉆取巖心資料，采取聲發(fā)射凱塞爾效應(yīng)法測定彈性模量和泊松比（見表3），測試結(jié)果表明儲層彈性模量在27～32 GPa，泊松比在0.20～0.24，屬于中高彈性模量，中低泊松比。

表2 大牛地氣田下古生界脆性指數(shù)統(tǒng)計

由于彈性模量越高，裂縫越窄，縫高越不易控制；泊松比越低裂縫越容易起裂，本身儲層微裂縫發(fā)育，這種巖石力學(xué)特征組合，在施工過程中容易形成網(wǎng)狀裂縫。

4 體積酸壓實(shí)施效果

PG-A 井是一口氣藏評價水平井，導(dǎo)眼段解釋成果顯示該井目的層馬五1-2 段垂深2 872.0～2 883.7 m，垂厚11.7 m 左右，實(shí)鉆巖性主要為灰色白云巖、灰色灰云巖、灰色含灰云巖。錄井巖性描述為:灰色，色勻，成分以白云石為主，含少量灰質(zhì)成分。

表3 巖石力學(xué)參數(shù)試驗(yàn)結(jié)果

PG-A 井設(shè)計思路:結(jié)合該井儲層特征，PG-A 井酸壓改造主要通過大液量、高排量和差異化的泵注程序來實(shí)現(xiàn)體積酸壓，設(shè)計分4 段酸壓，平均單段入地液量高達(dá)1 022.2 m3，施工排量8 m3/min。本次主要采用差異化泵注設(shè)計，首先采用高黏交聯(lián)液造主縫，再注入低黏線性膠溝通天然裂縫，后注酸酸蝕儲層擴(kuò)大改造體積，最后加入攜砂液進(jìn)行加砂，力圖達(dá)到形成復(fù)雜裂縫的同時保持裂縫長期導(dǎo)流能力。

該井順利完成酸壓施工，入井總液量4 088.6 m3，累計加砂量160.4 m3（見圖2）。PG-A 井試氣結(jié)束油壓14.8 MPa，套壓0 MPa，平均氣產(chǎn)量55 053 m3/d，累計產(chǎn)氣682 916 m3，估算無阻流量為180 043 m3/d，壓后效果較好。PG-A 井與PG-B 井是相同層位且儲層條件相近的兩口酸壓水平井，PG-B 井采用常規(guī)酸壓工藝，該工藝僅使用膠凝酸進(jìn)行酸裂，PG-A 井無阻流量卻是PG-B 井的4.1 倍，試氣過程中PG-A 井油壓穩(wěn)定且有一定上升趨勢，而PG-B 井油壓下降較快（見表4，圖3）。對比可以看出PG-A 井穩(wěn)產(chǎn)效果顯著，定性分析形成了較復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，驗(yàn)證了體積酸壓的壓后效果。

5 結(jié)論

（1）大牛地氣田碳酸鹽巖儲層天然裂縫較為發(fā)育，巖石脆性礦物含量高，計算脆性指數(shù)在0.36～0.68，同時結(jié)合巖石力學(xué)特征組合，可滿足實(shí)現(xiàn)體積壓裂復(fù)雜形態(tài)裂縫擴(kuò)展的條件。

（2）體積酸壓采用高黏交聯(lián)液造主縫，再注入低黏線性膠溝通天然裂縫，后注酸酸蝕儲層擴(kuò)大改造體積，最后加入攜砂液進(jìn)行加砂的思路，改造后無阻流量為同層位儲層條件相近水平井的4.1 倍，表明該技術(shù)適用性較強(qiáng)。

（3）從施工曲線看出，膠凝酸酸壓階段壓力下降明顯，建議盡可能提高酸壓時的施工排量，使酸液沿主裂縫延伸的同時，能夠溶蝕天然裂縫，使主縫與天然裂縫進(jìn)行有效溝通，進(jìn)一步提高酸壓改造體積。

圖2 PG-A 井酸壓施工曲線

表4 PG-A 井與PG-B 井儲層顯示對比統(tǒng)計

圖3 PG-A 井與PG-B 井試氣數(shù)據(jù)對比