夏國(guó)勇 彭 浩 倪根生 陳 虎 李成全 鄭云東

中國(guó)石油西南油氣田公司開發(fā)事業(yè)部

0 引言

碳酸鹽巖儲(chǔ)層是當(dāng)前油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)和熱點(diǎn)領(lǐng)域之一，針對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層的增產(chǎn)改造技術(shù)，是碳酸鹽巖油氣藏勘探開發(fā)的關(guān)鍵性技術(shù)。四川油氣田90%以上的油氣藏都是深層海相碳酸鹽巖油氣藏，其埋藏深、溫度高，儲(chǔ)層增產(chǎn)改造措施歷來(lái)以酸化壓裂改造為主。這種儲(chǔ)層增產(chǎn)改造技術(shù)在四川油氣田勘探開發(fā)過(guò)程中得到廣泛運(yùn)用，從稀鹽酸、膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸等酸液配伍上的進(jìn)步，到常規(guī)解堵酸化、深度酸壓、加砂壓裂、酸攜砂立體壓裂和水平井多段酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)的推廣以及常壓、高壓、多級(jí)交替注入等改造儲(chǔ)層注酸方式的完善，形成了一系列針對(duì)性的深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造配套技術(shù)，包括相應(yīng)的基礎(chǔ)理論、技術(shù)配套方法以及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用措施。儲(chǔ)層改造增產(chǎn)技術(shù)為碳酸鹽巖儲(chǔ)層的高效開發(fā)提供有力的技術(shù)支持。

根據(jù)我國(guó)碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀，以酸壓方式的儲(chǔ)層改造取得了很大的成功，特別是深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造技術(shù)進(jìn)步，有效地實(shí)現(xiàn)了壓開裂縫與天然儲(chǔ)集縫洞系統(tǒng)溝通，獲得了單井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，滿足了勘探開發(fā)的需求。雖然碳酸鹽巖儲(chǔ)層具有酸蝕性好、酸巖反應(yīng)速度快的特點(diǎn)，但也具有酸液有效作用時(shí)間、有效作用距離短的弊病。目前儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)體系的針對(duì)性和酸壓酸液體系的選擇性，還存在一定的不適應(yīng)性，加之碳酸鹽巖儲(chǔ)層具有儲(chǔ)集類型多、天然裂縫發(fā)育、基質(zhì)滲透率一般小于1 mD、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，使得包括酸濃度、黏度、流速、酸液類型及用量存在不確定性。如何有效地提高和把控酸壓的成功率，提升單井儲(chǔ)層增產(chǎn)能力，就成為石油天然氣開發(fā)工程師一直以來(lái)追求的目標(biāo)。深穿透后效體射孔方法的成功，在酸壓增產(chǎn)措施前實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)集體內(nèi)天然縫洞系統(tǒng)通道多方位溝通的目標(biāo)，解決了后期酸壓增加溶蝕造縫長(zhǎng)度，進(jìn)一步提升了有效溝通天然裂縫及儲(chǔ)集體的幾率。

1 碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造技術(shù)的難點(diǎn)和局限

碳酸鹽巖油氣藏高效開發(fā)酸化壓裂是不可或缺的手段，對(duì)于深層、超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造更是如此，但現(xiàn)有的酸化壓裂技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層的改造是不完善的，因?yàn)槠浔旧淼墓に嚰夹g(shù)和地質(zhì)條件，決定了僅通過(guò)酸化壓裂要形成儲(chǔ)層地質(zhì)體復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的難度較大。

深層、超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)及成因具有多樣性，除了巖性復(fù)雜，其巖石成分差異大，儲(chǔ)層的基質(zhì)滲透率低。主要儲(chǔ)集空間以溶洞、溶孔和裂隙為主，儲(chǔ)層的分布受多種因素的制約，具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，表現(xiàn)為縫、洞搭配多變，不同尺度的溶洞、溶孔、裂縫并存，孔喉配合度低?？v向上具有層段性連通性差、通常埋藏深、地溫高、厚度不均勻的特征。

基于碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征，主要通過(guò)產(chǎn)生的酸蝕裂縫長(zhǎng)度及裂縫的導(dǎo)流能力來(lái)實(shí)現(xiàn)提高油氣井的產(chǎn)量。酸蝕裂縫長(zhǎng)度受巖石類型、酸類型及濃度、黏度、地層溫度及酸巖反應(yīng)速度的影響，因此酸蝕裂縫的規(guī)模有限，也就決定了裂縫的導(dǎo)流能力有限，加上施工工藝及井況條件的不同，造成了儲(chǔ)層酸化效果不盡人意。具體表現(xiàn)為：深層、超深層儲(chǔ)層埋深大、溫度高，酸巖反應(yīng)速度快，酸蝕能力受限；其次，儲(chǔ)層縫洞發(fā)育不均，在儲(chǔ)層縫洞發(fā)育區(qū)酸液濾失嚴(yán)重；儲(chǔ)層致密區(qū)，酸液作用效果差，難以實(shí)現(xiàn)規(guī)模性地長(zhǎng)、深穿透效果；同時(shí)，儲(chǔ)層埋藏深，施工管柱長(zhǎng)、摩阻大、井口壓力高，排量提升困難，井底壓力難以達(dá)到巖石的破裂壓力，因此直接作用于儲(chǔ)層改造的效果差；加上深井液柱壓力高，殘酸返排困難，易對(duì)儲(chǔ)層造成二次污染[1]。

2 后效體射孔技術(shù)

在石油天然氣勘探開發(fā)過(guò)程中，打開油氣產(chǎn)能通道、實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層改造、提升單井增產(chǎn)能力，射孔是常見的技術(shù)措施，大約占完井總數(shù)的90%以上。射孔是一種完井措施，它采用專門的射孔工具射穿阻擋油氣層部位的套管、水泥環(huán)并深入油氣層，形成井筒與油氣層的連通孔道[2]。

2.1 射孔技術(shù)的演變及特征

打開油氣層，完井作業(yè)射孔技術(shù)實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層改造是最普遍、最經(jīng)濟(jì)、最有效的完井方式，它不僅可以有效溝通儲(chǔ)集體與井筒，也可以針對(duì)有氣頂、有邊（底）水、各儲(chǔ)集體分層之間存在壓力、巖性差異等復(fù)雜情況而實(shí)施分隔儲(chǔ)層段的分層測(cè)試。射孔技術(shù)隨著勘探開發(fā)技術(shù)的不斷完善，從20世紀(jì)40年代的子彈式射孔技術(shù)，發(fā)展到如今的后效體射孔技術(shù)（圖1），各階段射孔工藝技術(shù)特征明了，目前其工藝簡(jiǎn)便、射孔效能高、無(wú)地層污染、適應(yīng)性強(qiáng)，對(duì)油氣層的解放日趨完善，對(duì)儲(chǔ)集體的改造效果顯著。

目前完井常用的聚能射孔技術(shù)，具有經(jīng)濟(jì)、高效、工藝成熟的優(yōu)點(diǎn)，但對(duì)儲(chǔ)集體的改造有無(wú)法避免的缺陷。射孔彈引爆后，產(chǎn)生的高速金屬射流首先穿透射孔槍、套管、水泥環(huán)，剩余能量才能參與到地層造縫的過(guò)程，形成油氣滲流通道。整個(gè)射孔過(guò)程中，高速金屬射流在射穿射孔槍、套管、水泥環(huán)已損失一部分能量，導(dǎo)致能有效利用的能量大大減少，造縫能力急劇降低，對(duì)儲(chǔ)集體縫洞溝通渠道減少，對(duì)儲(chǔ)層的改造效果降低。同時(shí)，聚能射孔工藝會(huì)使射孔孔道邊緣產(chǎn)生壓實(shí)帶，其內(nèi)表面還有燒結(jié)層，對(duì)后期的采收效率有較大的影響（圖2）。研究表明，聚能射孔時(shí)的高溫高壓沖擊波使孔眼周圍形成壓實(shí)層，壓實(shí)層厚度13 mm 左右[3]，壓實(shí)層使孔道近周邊地層滲透率降低了70%以上,難以有效地協(xié)調(diào)單純射孔穿深與孔徑滲濾性能的提高。

圖2 聚能射孔技術(shù)在地層中作用示意圖

2.2 后效體射孔技術(shù)的基本原理及特征

目前常用射孔技術(shù)普遍存在射孔壓實(shí)帶污染、射孔彈能效利用率不高等問(wèn)題。如何有效解決這些問(wèn)題成為射孔工藝創(chuàng)新攻關(guān)難點(diǎn)，特別是在新井投產(chǎn)過(guò)程中，以及對(duì)低孔、低滲油氣藏的改造對(duì)射孔工藝技術(shù)要求更高。后效粒子的發(fā)明開啟了射孔技術(shù)新的時(shí)代，后效體射孔工藝技術(shù)研發(fā)成功，將射孔技術(shù)提升為酸壓前的增產(chǎn)技術(shù)，具有跨時(shí)代意義。通過(guò)優(yōu)化射孔工藝，利用初次高速射流引起的渦流場(chǎng)引力將后效的高能粒子拽入到孔道，在粉塵效應(yīng)作用下產(chǎn)生局部灼熱爆燃，繼而迅速完成整個(gè)孔道爆轟爆炸，達(dá)到提高射孔穿深，擴(kuò)容射孔孔道，實(shí)現(xiàn)油水井增產(chǎn)增注的目的[4]。

后效體射孔技術(shù)應(yīng)用分倉(cāng)爆炸技術(shù)思路，即把兩個(gè)能量釋放點(diǎn)分倉(cāng)進(jìn)行處理，分別作用于不同目標(biāo)靶向，初次靶向是射孔彈能量點(diǎn)，在射開孔道的同時(shí)，高速射流引起的漩流場(chǎng)引力將后效裝藥的高能粒子拽入到孔道內(nèi)[5]。第二靶向是將這些被云霧化的高能粒子在孔道內(nèi)聚集、碰撞、相互作用，引起局部灼熱點(diǎn)火，迅速完成了爆燃到螺旋爆轟的轉(zhuǎn)型，達(dá)到射穿地層、擴(kuò)容孔道的目的[6]。其基本原理如圖3所示。

圖3 后效體射孔技術(shù)基本原理作用示意圖

3 后效體射孔技術(shù)的運(yùn)用

3.1 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏基本特征

馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏位于云安廠構(gòu)造主體下盤的潛伏構(gòu)造，為斷層-背斜型圈閉，最低圈閉線-4 900 m，高點(diǎn)海拔-4 660 m，閉合度240 m，圈閉合面積31.82 km2（圖4）。

云安廠構(gòu)造帶馮家灣區(qū)塊石炭系底部假整合超覆于志留系風(fēng)化殼之上，與上覆二疊系呈假整合接觸。按川東地區(qū)石炭系黃龍組三分的標(biāo)準(zhǔn)，黃龍組一段、二段巖性和電性特征與川東地區(qū)其他石炭系氣藏具有相似性和可對(duì)比性。地層厚度35.8～62.7 m，儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集巖為白云巖，常見的有泥晶云巖、粉晶云巖和角礫云巖?？紫吨饕粤ｉg（溶）孔、晶間（溶）孔、礫間（內(nèi)）溶孔為主，次為生物體腔孔、遮蔽孔、鑄?？?。裂縫包括構(gòu)造縫、風(fēng)化縫、干縮縫及壓溶縫。溶洞有孔隙性溶洞、裂縫性溶洞及礫間孔洞。據(jù)氣藏多口井742個(gè)巖心資料統(tǒng)計(jì)，樣品的煤油法孔隙度0.28%～21.94%，算術(shù)平均值為4.63%。滲透率最大39.60 mD，最小值小于0.001 mD，平均0.51 mD，其中滲透率小于0.1 mD的樣品占了46.4%。

圖4 云安廠構(gòu)造帶馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏頂面構(gòu)造圖

縱向上，石炭系頂部因黔桂運(yùn)動(dòng)遭受剝蝕，馮家灣區(qū)塊缺失石炭系黃龍組三段，黃龍組二段殘余厚度較大，橫向上馮家灣以南大貓坪云安12井石炭系發(fā)育較全，有黃龍組三段；以北三岔坪云安6井石炭系不僅發(fā)育黃龍組三段，同時(shí)還沉積下伏石炭系河洲組。在構(gòu)造區(qū)內(nèi)云安002-2井區(qū)較薄，在云安002-9井區(qū)較厚，總體變化不大（表1）。

馮家灣區(qū)塊石炭系儲(chǔ)層主要發(fā)育于黃龍組二段的中～中下部，橫向上儲(chǔ)層連續(xù)分布，總厚度9.7～29.1 m，其中位于構(gòu)造中段的云安002-2井儲(chǔ)層最薄，真厚僅9.7 m，其余井儲(chǔ)層厚度變化不大，真厚在20 m左右。儲(chǔ)層總體以Ⅲ類為主，Ⅰ+Ⅱ儲(chǔ)層占比6.1%～69.7%，平均為28.9%，北段新完鉆的云安002-9井Ⅰ+Ⅱ儲(chǔ)層占比低，僅6.1%（表 2）。

表1 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏各井地層厚度統(tǒng)計(jì)表

表2 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏各井儲(chǔ)層參數(shù)表

3.2 馮家灣區(qū)塊云安002-9井石炭系測(cè)試情況

2019年6月1日采用后效體射孔技術(shù)，對(duì)目的層黃龍組井段 5 335.00～5 337.50 m，5 343.00～5 350.50 m，5 353.00～ 5 360.50 m，5 365.00～5 367.50 m，進(jìn)行了射孔試油。射孔管柱下至井深5 368.13 m，射孔槍型為89型，射孔彈型為DP39HMX25-4XF，孔密為16孔/m，射孔相位為60 ，射孔彈實(shí)裝312發(fā)，實(shí)爆312發(fā)，爆破率100%。完井管柱下至井深5 347.24 m坐封，酸前未測(cè)試天然氣產(chǎn)量。

射孔井段采用濃度20.0%的膠凝酸203.19 m3進(jìn)行酸化，酸后經(jīng)分離器、50.8 mm臨界流速流量計(jì)裝35 mm孔板放噴測(cè)試，油壓20.52～20.70 MPa，套壓14.92～15.12 MPa（封隔器），點(diǎn)火池焰高16.0～18.0 m，呈橘紅色；現(xiàn)場(chǎng)計(jì)算氣產(chǎn)量為67.252 104m3/d[7]。

現(xiàn)場(chǎng)施工酸化擠入地層總量203.19 m3（膠凝酸180.04 m3、降阻水1.15 m3、清水22.60 m3）；施工曲線如圖5所示。施工參數(shù)：最高壓力為94.75 MPa，最低為62.00 MPa，一般為83.00～90.00 MPa；最高泵注排量為4.80 m3/min，最低為0.50 m3/min、一般為4.0～4.8 m3/min；最高平衡套壓為41.16 MPa，最低為29.30 MPa，一般為30.00～40.00 MPa(封隔器)[8]。

3.3 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏單井產(chǎn)能對(duì)比分析

馮家灣高點(diǎn)完鉆井11口，獲氣井7口，獲測(cè)試產(chǎn)量245.02 104m3/d，無(wú)阻流量414.65 104m3/d，云安002-7井、云安002-8井為大斜度井無(wú)阻流量在100 104m3/d左右。2019年7月新鉆井云安002-9井獲高產(chǎn)氣，測(cè)試產(chǎn)量67.25 104m3/d（表3）。

圖5 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏云安002-9井酸化施工曲線圖

表3 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏氣井投產(chǎn)前折算地層壓力統(tǒng)計(jì)表[9]

靜態(tài)資料顯示石炭系氣藏具備整體連通性，云安2井為氣藏原始?jí)毫?，在云?1井投產(chǎn)后，2006年后完成并投產(chǎn)的井（云安24、002-2、002-7、002-8井）均存在一定的先期壓降，云安002-9井2019年試油測(cè)試期間測(cè)壓僅48.755 MPa，與氣藏原始地層壓力相比下降14 MPa，表明局部連通性較差，但存在井間干擾[10]。通過(guò)2019年全氣藏關(guān)井測(cè)壓結(jié)果可以看出，目前地層壓力呈現(xiàn)南低北高的特征，云安002-2井以南17.28～19.19 MPa，云安002-9井地層壓力48.75 MPa，相差近30 MPa，中部壓降漏斗明顯，氣藏開發(fā)與儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡。

從整個(gè)氣藏產(chǎn)能狀況和儲(chǔ)層發(fā)育情況看，除云安002-7井、云安002-8井是大斜度井外，直井產(chǎn)能受構(gòu)造和儲(chǔ)層發(fā)育程度共同控制（表3）。馮家灣高點(diǎn)以南的井，儲(chǔ)層厚度大，Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層發(fā)育，氣井產(chǎn)能和無(wú)阻流量較高，云安2井以北的井多以Ⅲ類儲(chǔ)層為主，儲(chǔ)層物性變差，新完成井云安002-9井儲(chǔ)層平均孔隙度僅3.95%，雖然儲(chǔ)層厚度較厚，但I(xiàn)I類儲(chǔ)層僅占6.1%，為整個(gè)氣藏最低（表2），其測(cè)試產(chǎn)量最高，無(wú)阻流量與大斜度井處于同一數(shù)量級(jí)。

4 后效體射孔技術(shù)的運(yùn)用分析

4.1 后效體射孔技術(shù)效果分析及比較

深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層常規(guī)酸化改造，局限了儲(chǔ)層酸蝕裂縫的規(guī)模和裂縫導(dǎo)流能力的大小。而通過(guò)延長(zhǎng)酸蝕縫長(zhǎng)來(lái)增加泄流面積以提高單井產(chǎn)能是很有限的，只有實(shí)現(xiàn)酸蝕裂縫與近井地帶較大規(guī)模的天然裂縫系統(tǒng)的溝通才能獲得高產(chǎn)[11]。如此一來(lái)，勢(shì)必要加大酸壓規(guī)模，延長(zhǎng)施工作業(yè)時(shí)間，提高井口安全抗壓等級(jí)，增加油套管抗壓強(qiáng)度等，加大了成本預(yù)期，減少了效益，難以達(dá)到高效開發(fā)的目的。

后效體射孔技術(shù)可以有效地解決深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層常規(guī)酸化改造的難題，在常規(guī)酸化改造施工前，利用后效射孔技術(shù)，增加儲(chǔ)層造縫的能力，排除射孔道殘余固體顆粒，減免了與后期酸化殘余顆粒疊加對(duì)儲(chǔ)層吼道傷害，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)集體內(nèi)部的有效溝通，突破儲(chǔ)層流體向井中導(dǎo)流的瓶頸，從而實(shí)現(xiàn)深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層的高效開發(fā)。

后效體射孔技術(shù)利用粉塵爆炸原理，集束的高能粒子在射孔道瞬間燃爆釋放，形成的高溫高壓脈沖能量對(duì)孔道內(nèi)壁具有強(qiáng)烈的破裂效能，橫向沖擊使孔道末端瞬間開裂，側(cè)向沖擊使孔壁壓實(shí)層（圖2）被瓦解，形成了沿射孔道立體的側(cè)向和橫向裂縫（圖6），同時(shí)，逆襲反沖作用攜帶出殘余巖屑微粒，解除對(duì)射孔道的堵塞（圖6）。

從地面混凝土靶體實(shí)驗(yàn)效果分析可以看出，后效體射孔不僅增加了射孔彈在地層中的穿透能力，也增大了孔道半徑，平均穿深1 187.8 mm，平均孔道半徑11.8 mm，在常規(guī)射孔的基礎(chǔ)上分別增加了22%、19%（表4）。

圖6 后效體射孔技術(shù)在射孔道內(nèi)作用功效示意圖

表4 后效體射孔與常規(guī)射孔混凝土靶體實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比表

同時(shí)，不論從實(shí)驗(yàn)混凝土靶體（圖7）還是砂巖靶體（圖8）實(shí)際孔道效果看，后效體射孔能量作用于地層的侵徹效應(yīng)顯著。對(duì)比顯示，不論是彈孔道形態(tài)還是孔道末端效應(yīng)，后效體射孔在有效儲(chǔ)層段內(nèi)形成立體均衡的網(wǎng)狀裂縫間的溝通、滲濾能力明顯提高。常規(guī)孔道內(nèi)壁光滑，末梢平整光滑、無(wú)裂紋，孔道外無(wú)銅基粉末分布的印痕，而后效體射孔孔道內(nèi)壁粗糙，末梢網(wǎng)狀開裂紋明顯，孔道外輻射面有銅基粉末分布的印痕。

圖7 混凝土標(biāo)準(zhǔn)靶體射孔孔道及末梢形態(tài)對(duì)比

圖8 砂巖靶體射孔末梢形態(tài)對(duì)比圖

4.2 云安002-9井效果分析及比較

碳酸鹽巖儲(chǔ)層一般都具有較高的楊氏模量，在外力作用下，巖石發(fā)生破裂形變較揉皺變形的趨勢(shì)更大，更容易產(chǎn)生微裂縫。因此，碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造，除酸蝕的改造，同時(shí)也利用了酸液液柱對(duì)儲(chǔ)層形成壓差的改造。當(dāng)酸液進(jìn)入儲(chǔ)層中，隨酸液流量的不斷增加，形成的井底壓力與地層壓力之間的壓差也不斷加大，當(dāng)壓差產(chǎn)生的應(yīng)力超過(guò)巖石的破裂應(yīng)力時(shí)，就會(huì)形成裂縫。

可以用如下關(guān)系式表達(dá)井底注入流體時(shí)的壓力為：

式中piw表示井底壓力；pinj表示地面井口施工壓力；ph表示井中流體的液柱壓力；ppipe表示井中流體在油管內(nèi)的摩擦阻力，MPa。

云安002-9井地面施工最高壓力94.75 MPa，按照油管下入深度5 347.24 m，酸液密度1.097 g/cm3計(jì)算酸液液柱壓力57.53MPa，施工最高泵壓為第一階段高壓擠酸時(shí)通過(guò)油管的排量2.66～3.00（m3/min）計(jì)算出黏度33（MPa s）時(shí)油管總的摩擦阻力35.27 MPa。因此，云安002-9井施工時(shí)的最高井底壓力為117.01 MPa。

川東地區(qū)前期在做儲(chǔ)氣庫(kù)研究時(shí)，相國(guó)寺石炭系井深2 567.89 m取巖石樣，測(cè)試獲取地層破裂壓力梯度2.383（MPa/100 m），地層破裂壓力61.21 MPa；對(duì)七里峽構(gòu)造石炭系井深4 810.52 m取巖石樣，測(cè)試獲取地層破裂壓力梯度2.463（MPa/100 m），地層破裂壓力118.49 MPa。由此可見，隨埋藏深度增加，地層的破裂壓力增加，地層越難以壓裂。云安002-9井儲(chǔ)層段大于5 300 m，施工最高壓力94.75 MPa時(shí)，最高井底壓力為117.01 MPa難以有效的壓開地層，從施工壓裂酸化曲線圖（圖5），也可以看出酸液造縫直接壓開地層特征不明顯。因此，分析認(rèn)為，云安002-9井測(cè)試效果好與后效射孔技術(shù)的應(yīng)用密切相關(guān)。

5 結(jié)論

碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造是一個(gè)難題，酸化壓裂是高效開發(fā)不可或缺的手段，對(duì)于深層、超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造更是如此，但現(xiàn)有的酸化壓裂技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層的改造是不完善的，僅僅依靠大型酸化也難以對(duì)超深層低滲較致密碳酸鹽巖儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)實(shí)現(xiàn)有效改造。

在酸化施工前利用后效體射孔技術(shù)，可以有效增加儲(chǔ)層的造縫能力，同時(shí)能夠排除射孔道殘余固體顆粒，減少酸化后固體顆粒對(duì)儲(chǔ)層孔隙及吼道的堵塞，為解決深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層常規(guī)酸化改造的難題提供了一個(gè)值得嘗試的途徑。

在同一構(gòu)造單元，地層儲(chǔ)集條件和滲濾條件都較差的條件下，對(duì)超深層低滲較致密碳酸鹽巖儲(chǔ)層大型酸化配合酸化前期射孔技術(shù)，對(duì)近井地帶儲(chǔ)層進(jìn)行先期造縫，能夠有效地提高單井儲(chǔ)層的導(dǎo)流能力，達(dá)到增儲(chǔ)上產(chǎn)、高效開發(fā)的目的。