李凌川

（中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

鄂爾多斯盆地大牛地氣田下奧陶統(tǒng)馬家溝組馬五段天然氣資源豐富，勘探開(kāi)發(fā)潛力巨大［1-5］。2011年之前采用直井開(kāi)發(fā)方式，馬家溝組多個(gè)層位獲得工業(yè)氣流，但平均測(cè)試產(chǎn)量?jī)H0.62×104m3/d，無(wú)法滿(mǎn)足氣藏高效開(kāi)發(fā)的需求。2012年以后借助水平井開(kāi)發(fā)方式，采用分段酸壓技術(shù)進(jìn)行改造，平均測(cè)試產(chǎn)量2.72×104m3/d，取得了致密低滲透碳酸鹽巖儲(chǔ)層產(chǎn)能的突破［6-8］。但碳酸鹽巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，長(zhǎng)水平段采用單一酸壓技術(shù)針對(duì)性不強(qiáng)，不同水平井壓裂后產(chǎn)量差異大，低產(chǎn)井比例高，不能滿(mǎn)足該類(lèi)氣藏經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)的需求，亟需針對(duì)不同類(lèi)型碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征，優(yōu)化對(duì)應(yīng)的酸壓技術(shù)進(jìn)行差異化精準(zhǔn)改造，以進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量和氣藏開(kāi)發(fā)效益。

近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外逐漸認(rèn)識(shí)到碳酸鹽巖儲(chǔ)層因其儲(chǔ)集空間類(lèi)型復(fù)雜且非均質(zhì)性強(qiáng)，籠統(tǒng)酸壓難以確保全井段不同類(lèi)型儲(chǔ)層的均衡改造，“水平井+分段酸壓”逐漸成為致密低滲碳酸鹽巖氣藏高效開(kāi)發(fā)的主流技術(shù)手段［9-13］。目前關(guān)于水平井分段酸壓的研究主要聚焦于分段工藝、工具、方法等方面，根據(jù)各段巖性、物性、電性等參數(shù)進(jìn)行精細(xì)化分層分段和差異化施工參數(shù)設(shè)計(jì)，分段完成后仍采用單一酸壓技術(shù)進(jìn)行改造，針對(duì)不同類(lèi)型儲(chǔ)層的酸壓技術(shù)對(duì)策及施工參數(shù)的研究較少［14-17］。為實(shí)現(xiàn)大牛地氣田馬五段天然氣儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，進(jìn)一步提升該類(lèi)氣藏的開(kāi)發(fā)效益，本文針對(duì)不同類(lèi)型儲(chǔ)層特征及改造難點(diǎn)，開(kāi)展目的層儲(chǔ)層類(lèi)型劃分，優(yōu)化酸壓施工關(guān)鍵參數(shù)，形成水平井差異化分段酸壓技術(shù)，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。研究成果可為碳酸鹽巖儲(chǔ)層氣藏的高效酸壓改造提供借鑒。

1 儲(chǔ)層類(lèi)型及改造難點(diǎn)

大牛地氣田奧陶系馬家溝組上段自上而下可劃分為馬五1—馬五55個(gè)亞段，其中馬五5亞段發(fā)育一套穩(wěn)定的厚層狀深灰色—灰黑色灰?guī)r、灰云巖以及白云巖，地層橫向發(fā)育穩(wěn)定，厚度24.0～30.0 m，平均26.8 m。主要儲(chǔ)集空間為裂縫、溶蝕擴(kuò)大孔和晶間溶孔，少量發(fā)育溶洞、縫洞。孔隙度1%～8%，滲透率0.01×10-3～1×10-3μm2，總體表現(xiàn)為低孔致密特低滲特征。馬五5亞段為表生期古巖溶，儲(chǔ)層展布受斷裂、古地貌、沉積微相控制，結(jié)合鉆、測(cè)、錄井以及壓裂等資料，巖溶儲(chǔ)層可劃分為洞穴型、裂縫-孔洞型、孔隙型3大類(lèi)。

1.1 洞穴型

該類(lèi)儲(chǔ)集空間少量發(fā)育，比例約1.5%。鉆遇后發(fā)生失返性漏失，井眼明顯擴(kuò)徑，深側(cè)向電阻率30～200 Ω·m，聲波時(shí)差大于220 μs/m，氣測(cè)全烴大于90%，電成像測(cè)井上表現(xiàn)為深黑色洞狀或?qū)訝钐卣鳎瑝毫褵o(wú)明顯破裂壓力，施工曲線(xiàn)為低壓平直型。該類(lèi)儲(chǔ)集體以獨(dú)立分布的縫洞為主，分布具有不確定性和不均勻性，連通性差，基質(zhì)致密儲(chǔ)滲能力差。酸壓改造以溝通縫洞發(fā)育帶為原則，根據(jù)縫洞規(guī)模和鉆遇位置采用相應(yīng)的工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)深穿透酸壓溝通遠(yuǎn)端縫洞儲(chǔ)集體。

1.2 裂縫—孔洞型

該類(lèi)儲(chǔ)集空間主要為裂縫、溶蝕擴(kuò)大孔和晶間溶孔，比例約58.5%。鉆井無(wú)漏失、無(wú)溢流，井眼略有擴(kuò)徑，深側(cè)向電阻率50～1 000 Ω·m，聲波時(shí)差168～220 μs/m，氣測(cè)全烴10%～90%，電成像測(cè)井上表現(xiàn)為裂縫溝通暗色溶蝕孔洞形成的復(fù)合儲(chǔ)集空間，壓裂施工壓力溝通裂縫—溶蝕孔洞響應(yīng)明顯，表現(xiàn)為陡降或緩降型。儲(chǔ)集巖的儲(chǔ)滲性能較好，但酸壓改造面臨酸液濾失大、裂縫形態(tài)單一、改造體積偏小等問(wèn)題。酸壓改造應(yīng)當(dāng)充分利用天然裂縫，借鑒體積壓裂模式提高裂縫復(fù)雜程度，形成主縫+支縫的雙級(jí)裂縫系統(tǒng)，達(dá)到最大程度動(dòng)用儲(chǔ)量的目標(biāo)。

1.3 孔隙型

主要為潮下泥晶灰?guī)r經(jīng)滲透回流白云石化作用形成的微晶白云巖的晶間孔隙，比例約40%。鉆井無(wú)漏失、無(wú)溢流，井眼無(wú)擴(kuò)徑，深側(cè)向電阻率100～2 500 Ω·m，聲波時(shí)差160～168 μs/m，氣測(cè)全烴小于10%，成像測(cè)井上表現(xiàn)為高阻亮色灰質(zhì)成分增多，壓裂施工曲線(xiàn)以高壓平直型為主。該類(lèi)儲(chǔ)層以基質(zhì)孔隙為主要的儲(chǔ)集空間和滲流通道，裂縫發(fā)育程度低，儲(chǔ)層物性差，滲流阻力大，酸蝕裂縫在高閉合壓力下導(dǎo)流能力下降快，壓后產(chǎn)量偏低。酸壓改造應(yīng)以提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力為目標(biāo)，改善滲流通道，減小滲流阻力。

2 酸壓工藝技術(shù)優(yōu)化

2.1 多級(jí)注入閉合酸壓技術(shù)

針對(duì)洞穴型儲(chǔ)層特征和酸壓改造難點(diǎn)，為實(shí)現(xiàn)深穿透酸壓更大概率溝通遠(yuǎn)端縫洞儲(chǔ)集體、最大程度提高井周儲(chǔ)量動(dòng)用程度的目標(biāo)，提出了多級(jí)注入閉合酸壓技術(shù)。通過(guò)壓裂液與酸液多次交替注入，對(duì)地層多次降溫并形成濾餅，使后一次注入的酸液比前一次濾失速度明顯降低，以延緩酸巖反應(yīng)速度，增大酸蝕裂縫長(zhǎng)度，最后注入閉合酸提高近井地帶的儲(chǔ)層導(dǎo)流能力。

2.1.1 多級(jí)注入液體優(yōu)選

根據(jù)不同液體體系多級(jí)交替注入導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖1）表明，在低閉合壓力情況下，交聯(lián)液+膠凝酸初期導(dǎo)流能力較高，但隨著閉合壓力的增大，4種液體體系的導(dǎo)流能力均出現(xiàn)快速下降，當(dāng)閉合壓力大于35 MPa后，線(xiàn)性膠+膠凝酸與交聯(lián)液+膠凝酸導(dǎo)流能力基本相當(dāng)。鑒于馬五5儲(chǔ)層閉合應(yīng)力為55～60 MPa，考慮利用低黏液體的強(qiáng)穿透性能溝通天然裂縫，優(yōu)選多級(jí)交替注入液體采用線(xiàn)性膠+膠凝酸體系。

圖1 不同液體體系多級(jí)注入導(dǎo)流能力Fig.1 Multi-stage injection conductivity of different fluid systems

2.1.2 注入級(jí)數(shù)和比例優(yōu)化

采用酸壓模擬軟件，假設(shè)注入總液量不變，模擬酸液與壓裂液體積比例為1.1、1.2、1.3、1.4，注入級(jí)數(shù)為2、3、4的酸蝕裂縫長(zhǎng)度，模擬結(jié)果如圖2所示。由圖2中可以看出，當(dāng)注入級(jí)數(shù)由2變?yōu)?時(shí)，酸蝕裂縫長(zhǎng)度大幅增加，當(dāng)注入級(jí)數(shù)超過(guò)3后，酸蝕裂縫長(zhǎng)度明顯變短；隨著酸液和壓裂液比例的增大，酸蝕縫長(zhǎng)變短，當(dāng)比例為1.2、1.3時(shí)酸蝕縫長(zhǎng)相對(duì)較長(zhǎng)。這是由于前置壓裂液過(guò)少，酸液快速突破壓裂液濾膜后與儲(chǔ)層巖石迅速反應(yīng)，導(dǎo)致酸蝕縫長(zhǎng)過(guò)短。綜合考慮現(xiàn)場(chǎng)施工難度，優(yōu)化多級(jí)交替注入級(jí)數(shù)為2—3，酸液和壓裂液體積比例為1.2～1.3。

圖2 不同酸液與壓裂液體積比例下酸蝕縫長(zhǎng)隨注入級(jí)數(shù)的變化Fig.2 Variation of acid etching fracture length with injection stages under different acid and fracturing fluid

2.2 變黏度酸多級(jí)注入酸壓技術(shù)

針對(duì)裂縫-孔洞型儲(chǔ)層，增加酸蝕裂縫復(fù)雜程度擴(kuò)大改造體積，增強(qiáng)裂縫非均勻刻蝕程度提高導(dǎo)流能力，是該類(lèi)儲(chǔ)層酸壓改造的關(guān)鍵。借鑒頁(yè)巖氣體積壓裂研究成果［18-20］，低黏度滑溜水與高黏度的交聯(lián)液相比，雖然造縫效率較低、濾失較大，但形成的裂縫復(fù)雜程度更高。而針對(duì)裂縫-孔洞型儲(chǔ)層，潛在發(fā)育的許多微小裂縫和溶蝕孔洞，則可以利用低黏液體的高濾失，改造更小尺度的天然裂縫及孔洞，由此提出了變黏度酸多級(jí)注入酸壓技術(shù)。其技術(shù)思路為：采用高低黏度酸交替注入，利用黏性指進(jìn)效應(yīng)和高低黏酸反應(yīng)速率差異，增強(qiáng)裂縫非均勻刻蝕效果，提高裂縫導(dǎo)流能力；同時(shí)低黏酸液有利于改造更小尺度的天然裂縫和溶蝕孔洞，促使裂縫復(fù)雜程度的提高和改造體積的擴(kuò)大。

2.2.1 酸液黏度優(yōu)化

為研究不同酸液黏度對(duì)酸蝕裂縫形態(tài)的影響，實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了45、6 mPa·s 2種不同黏度的膠凝酸，并采用CT掃描儀對(duì)酸化后的巖心進(jìn)行掃描，結(jié)果如圖3所示。由圖3（a）可以看出，酸化后裂縫縫寬明顯增加，且井眼有明顯的溶蝕擴(kuò)徑現(xiàn)象，但裂縫仍然保持沿著主應(yīng)力方向延伸，未見(jiàn)明顯擴(kuò)展現(xiàn)象，主裂縫周邊更小尺度的裂縫并未開(kāi)啟，酸液未進(jìn)行刻蝕。由圖3（b）可以看出，酸化后裂縫縫寬增加更明顯，井眼有明顯的溶蝕擴(kuò)徑現(xiàn)象，同時(shí)酸液進(jìn)入了部分細(xì)微裂縫，刻蝕出了新的裂縫，裂縫形態(tài)明顯更加復(fù)雜。由此可見(jiàn)，低黏酸液更有利于改造更小尺度的天然裂縫和溶蝕孔洞。

圖3 不同黏度酸液酸壓后巖心CT掃描照片F(xiàn)ig.3 Core CT scans after acid fracturing with different viscosity acids

2.2.2 酸液黏度比優(yōu)化

高黏液體和低黏液體之間的黏度差異，對(duì)指進(jìn)程度的強(qiáng)弱起到?jīng)Q定性的作用。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)常用酸液體系的黏度范圍，分別模擬不同黏度差異的條件下，低黏液體在高黏液體中的流動(dòng)特征，結(jié)果如圖4所示。從圖4可以看出，黏度比越大，指進(jìn)現(xiàn)象越顯著，越有利于產(chǎn)生非均勻刻蝕。結(jié)合目前現(xiàn)場(chǎng)采用加注不同比例的膠凝劑調(diào)節(jié)膠凝酸黏度，同時(shí)考慮過(guò)低濃度的膠凝酸摩阻較大，優(yōu)化高低黏酸液的黏度比為5～10。

圖4 不同黏度比下酸液分布形態(tài)Fig.4 Acid distribution at different viscosity ratios

2.2.3 注入排量?jī)?yōu)化

假設(shè)高低黏酸的黏度比恒定為5，分別模擬注入排量為3、5、7 m3/min時(shí)的流動(dòng)狀態(tài)，結(jié)果見(jiàn)圖5。由圖5中可以看出，隨著注酸排量增加，指進(jìn)程度呈現(xiàn)出遞增的趨勢(shì)，說(shuō)明酸液指進(jìn)程度是與注酸排量正相關(guān)的，即注酸排量越大，酸液指進(jìn)越嚴(yán)重。在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施過(guò)程中，注入低黏酸液時(shí)，應(yīng)在設(shè)備條件滿(mǎn)足的條件下盡量提高施工排量至7 m3/min以上。

圖5 不同注入排量下的酸液分布形態(tài)Fig.5 Acid distribution under different injection volumes

2.3 多級(jí)注入加砂酸壓技術(shù)

孔隙型儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度低，常規(guī)酸壓后白云質(zhì)礦物溶蝕較均勻，裂縫非均勻刻蝕程度低，隨著閉合應(yīng)力增大導(dǎo)流能力快速下降，自支撐不能滿(mǎn)足要求。針對(duì)以上問(wèn)題，形成多級(jí)注入加砂酸壓技術(shù)，將深穿透機(jī)理與加砂壓裂制造高導(dǎo)流裂縫原理相結(jié)合，通過(guò)壓裂液和膠凝酸的多級(jí)注入，降低酸巖反應(yīng)速度，促進(jìn)裂縫向前延伸；后期通過(guò)壓裂液攜帶支撐劑進(jìn)入地層，保證了裂縫的長(zhǎng)期高導(dǎo)流能力。

2.3.1 孔隙型儲(chǔ)層加砂必要性

選取馬五5段孔隙型儲(chǔ)層巖板進(jìn)行單獨(dú)注酸和加砂裂縫導(dǎo)流能力測(cè)試實(shí)驗(yàn)（圖6），由圖6可以看出，單獨(dú)注酸時(shí)，隨著閉合壓力的提高，導(dǎo)流能力迅速降低，直至降低為0。因此，孔隙型儲(chǔ)層單純依靠酸刻蝕的自支撐導(dǎo)流能力不足，不能滿(mǎn)足儲(chǔ)層高效改造的需要。

圖6 單獨(dú)注酸與加砂后裂縫導(dǎo)流能力隨閉合壓力的變化Fig.6 Variation of fracture conductivity with closure pressure after acid injection and after alternate

采用二級(jí)交替注入加砂，注液（壓裂液、酸液）排量40 mL/min，注液時(shí)間90 min，溫度70℃；加砂導(dǎo)流測(cè)試中鋪砂濃度5 kg/m3，40/70目陶粒，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖6。采用二級(jí)交替注入，溶蝕量降低，壓裂液起到了延緩酸巖反應(yīng)速度的作用。加砂導(dǎo)流能力在50 MPa下能保持20 μm2·cm以上，相比不加砂有明顯的提高。

2.3.2 裂縫參數(shù)優(yōu)化

選取馬五5段孔隙型儲(chǔ)層具有代表性的地質(zhì)參數(shù)，進(jìn)行多級(jí)注入加砂酸壓氣井的單井?dāng)?shù)值模擬，選擇縫長(zhǎng)、導(dǎo)流能力作為主要的設(shè)計(jì)變量，計(jì)算酸壓井的壓裂后初期日產(chǎn)量，從而對(duì)人工裂縫參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，結(jié)果如圖7所示。由圖7中可以看出，對(duì)于馬五5孔隙型儲(chǔ)層，酸蝕裂縫半長(zhǎng)由90 m增加至120 m，初期日產(chǎn)量有大幅上升，縫長(zhǎng)大于120 m后，上升幅度減緩；導(dǎo)流能力從10 μm2·cm增加至30 μm2·cm，初期日產(chǎn)量增加幅度最大。因此優(yōu)化馬五5孔隙型儲(chǔ)層酸蝕裂縫半長(zhǎng)大于120 m，導(dǎo)流能力大于30 μm2·cm。

圖7 孔隙型儲(chǔ)層酸蝕裂縫半長(zhǎng)、導(dǎo)流能力與初期日產(chǎn)量的關(guān)系Fig.7 Relationship of acid etched fracture half-length and conductivity vs.initial daily production in porous reservoir

3 應(yīng)用效果

2020年，對(duì)大48井區(qū)馬五5段的11口井開(kāi)展了水平井差異化分段酸壓工藝技術(shù)應(yīng)用，施工成功率100%，壓裂后最高測(cè)試產(chǎn)量7.33×104m3/d，平均測(cè)試產(chǎn)量4.47×104m3/d，相比前期產(chǎn)量提升了64.3%，取得了較好的增產(chǎn)效果。

以X-FP15井為例，該井水平段長(zhǎng)度1 000 m，水平段鉆遇洞穴型、裂縫-孔洞型、孔隙型3種類(lèi)型的儲(chǔ)層。為實(shí)現(xiàn)不同類(lèi)型碳酸鹽巖儲(chǔ)層的精準(zhǔn)改造，進(jìn)行了“一段一策”的差異化酸壓參數(shù)設(shè)計(jì)，施工參數(shù)見(jiàn)表1。從表1中可以看出，不同類(lèi)型儲(chǔ)層在相同施工排量下的泵注壓力和停泵壓力具有很好的對(duì)應(yīng)性，說(shuō)明該井非均質(zhì)儲(chǔ)層分段較為合理?？紫缎蛢?chǔ)層泵注壓力和停泵壓力相對(duì)較高，反映地層致密物性較差，而裂縫-孔洞型及洞穴型儲(chǔ)層施工壓力和停泵壓力相對(duì)偏低，則反映出地層裂縫、溶蝕孔洞發(fā)育較好。

表1 X-FP15井馬五5段酸壓施工參數(shù)Table 1 Acid fracturing operation parameters of Ma55 sub-member of Well XP-FP15

4 結(jié)論

（1）大牛地氣田馬五5亞段碳酸鹽巖儲(chǔ)層主要分為洞穴型、裂縫-孔洞型、孔隙型3大類(lèi)，不同類(lèi)型儲(chǔ)層所適用的酸壓技術(shù)不同，洞穴型儲(chǔ)層宜采用多級(jí)注入閉合酸壓技術(shù)，裂縫-孔洞型儲(chǔ)層宜采用變黏度酸多級(jí)注入酸壓技術(shù)，孔隙型儲(chǔ)層宜采用多級(jí)注入加砂酸壓技術(shù)。

（2）多級(jí)注入閉合酸壓采用線(xiàn)性膠+膠凝酸按2—3級(jí)交替注入，酸液與壓裂液體積比例為1.2～1.3；變黏度酸多級(jí)注入酸壓高低黏酸液的黏度比為5～10，施工排量7 m3/min以上；多級(jí)注入加砂酸壓酸蝕裂縫半長(zhǎng)應(yīng)大于120 m，導(dǎo)流能力大于30 μm2·cm。

（3）差異化分段酸壓技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用11口水平井，平均測(cè)試產(chǎn)量4.47×104m3/d，相比前期提升64.3%，增產(chǎn)效果顯著，具有良好的推廣價(jià)值。