李凌川

（中國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，勘探開發(fā)潛力巨大［1-5］。2011年之前采用直井開發(fā)方式，馬家溝組多個層位獲得工業(yè)氣流，但平均測試產(chǎn)量僅0.62×104m3/d，無法滿足氣藏高效開發(fā)的需求。2012年以后借助水平井開發(fā)方式，采用分段酸壓技術(shù)進行改造，平均測試產(chǎn)量2.72×104m3/d，取得了致密低滲透碳酸鹽巖儲層產(chǎn)能的突破［6-8］。但碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性強，長水平段采用單一酸壓技術(shù)針對性不強，不同水平井壓裂后產(chǎn)量差異大，低產(chǎn)井比例高，不能滿足該類氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)的需求，亟需針對不同類型碳酸鹽巖儲層特征，優(yōu)化對應(yīng)的酸壓技術(shù)進行差異化精準改造，以進一步提高單井產(chǎn)量和氣藏開發(fā)效益。

近年來，國內(nèi)外逐漸認識到碳酸鹽巖儲層因其儲集空間類型復(fù)雜且非均質(zhì)性強，籠統(tǒng)酸壓難以確保全井段不同類型儲層的均衡改造，“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)進行精細化分層分段和差異化施工參數(shù)設(shè)計，分段完成后仍采用單一酸壓技術(shù)進行改造，針對不同類型儲層的酸壓技術(shù)對策及施工參數(shù)的研究較少［14-17］。為實現(xiàn)大牛地氣田馬五段天然氣儲量的有效動用，進一步提升該類氣藏的開發(fā)效益，本文針對不同類型儲層特征及改造難點，開展目的層儲層類型劃分，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)，并進行了現(xiàn)場應(yīng)用。研究成果可為碳酸鹽巖儲層氣藏的高效酸壓改造提供借鑒。

1 儲層類型及改造難點

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。主要儲集空間為裂縫、溶蝕擴大孔和晶間溶孔，少量發(fā)育溶洞、縫洞?？紫抖?%～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，儲層展布受斷裂、古地貌、沉積微相控制，結(jié)合鉆、測、錄井以及壓裂等資料，巖溶儲層可劃分為洞穴型、裂縫-孔洞型、孔隙型3大類。

1.1 洞穴型

該類儲集空間少量發(fā)育，比例約1.5%。鉆遇后發(fā)生失返性漏失，井眼明顯擴徑，深側(cè)向電阻率30～200 Ω·m，聲波時差大于220 μs/m，氣測全烴大于90%，電成像測井上表現(xiàn)為深黑色洞狀或?qū)訝钐卣?，壓裂無明顯破裂壓力，施工曲線為低壓平直型。該類儲集體以獨立分布的縫洞為主，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)，實現(xiàn)深穿透酸壓溝通遠端縫洞儲集體。

1.2 裂縫—孔洞型

該類儲集空間主要為裂縫、溶蝕擴大孔和晶間溶孔，比例約58.5%。鉆井無漏失、無溢流，井眼略有擴徑，深側(cè)向電阻率50～1 000 Ω·m，聲波時差168～220 μs/m，氣測全烴10%～90%，電成像測井上表現(xiàn)為裂縫溝通暗色溶蝕孔洞形成的復(fù)合儲集空間，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。儲集巖的儲滲性能較好，但酸壓改造面臨酸液濾失大、裂縫形態(tài)單一、改造體積偏小等問題。酸壓改造應(yīng)當充分利用天然裂縫，借鑒體積壓裂模式提高裂縫復(fù)雜程度，形成主縫+支縫的雙級裂縫系統(tǒng)，達到最大程度動用儲量的目標。

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%。鉆井無漏失、無溢流，井眼無擴徑，深側(cè)向電阻率100～2 500 Ω·m，聲波時差160～168 μs/m，氣測全烴小于10%，成像測井上表現(xiàn)為高阻亮色灰質(zhì)成分增多，壓裂施工曲線以高壓平直型為主。該類儲層以基質(zhì)孔隙為主要的儲集空間和滲流通道，裂縫發(fā)育程度低，儲層物性差，滲流阻力大，酸蝕裂縫在高閉合壓力下導流能力下降快，壓后產(chǎn)量偏低。酸壓改造應(yīng)以提高酸蝕裂縫導流能力為目標，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 多級注入閉合酸壓技術(shù)

針對洞穴型儲層特征和酸壓改造難點，為實現(xiàn)深穿透酸壓更大概率溝通遠端縫洞儲集體、最大程度提高井周儲量動用程度的目標，提出了多級注入閉合酸壓技術(shù)。通過壓裂液與酸液多次交替注入，對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，增大酸蝕裂縫長度，最后注入閉合酸提高近井地帶的儲層導流能力。

2.1.1 多級注入液體優(yōu)選

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

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

2.1.2 注入級數(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，注入級數(shù)為2、3、4的酸蝕裂縫長度，模擬結(jié)果如圖2所示。由圖2中可以看出，當注入級數(shù)由2變?yōu)?時，酸蝕裂縫長度大幅增加，當注入級數(shù)超過3后，酸蝕裂縫長度明顯變短；隨著酸液和壓裂液比例的增大，酸蝕縫長變短，當比例為1.2、1.3時酸蝕縫長相對較長。這是由于前置壓裂液過少，酸液快速突破壓裂液濾膜后與儲層巖石迅速反應(yīng)，導致酸蝕縫長過短。綜合考慮現(xiàn)場施工難度，優(yōu)化多級交替注入級數(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隨注入級數(shù)的變化Fig.2 Variation of acid etching fracture length with injection stages under different acid and fracturing fluid

2.2 變黏度酸多級注入酸壓技術(shù)

針對裂縫-孔洞型儲層，增加酸蝕裂縫復(fù)雜程度擴大改造體積，增強裂縫非均勻刻蝕程度提高導流能力，是該類儲層酸壓改造的關(guān)鍵。借鑒頁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。而針對裂縫-孔洞型儲層，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，利用黏性指進效應(yīng)和高低黏酸反應(yīng)速率差異，增強裂縫非均勻刻蝕效果，提高裂縫導流能力；同時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大。

2.2.1 酸液黏度優(yōu)化

為研究不同酸液黏度對酸蝕裂縫形態(tài)的影響，實驗設(shè)計了45、6 mPa·s 2種不同黏度的膠凝酸，并采用CT掃描儀對酸化后的巖心進行掃描，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徑現(xiàn)象，但裂縫仍然保持沿著主應(yīng)力方向延伸，未見明顯擴展現(xiàn)象，主裂縫周邊更小尺度的裂縫并未開啟，酸液未進行刻蝕。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徑現(xiàn)象，同時酸液進入了部分細微裂縫，刻蝕出了新的裂縫，裂縫形態(tài)明顯更加復(fù)雜。由此可見，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，對指進程度的強弱起到?jīng)Q定性的作用。根據(jù)現(xiàn)場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特征，結(jié)果如圖4所示。從圖4可以看出，黏度比越大，指進現(xiàn)象越顯著，越有利于產(chǎn)生非均勻刻蝕。結(jié)合目前現(xiàn)場采用加注不同比例的膠凝劑調(diào)節(jié)膠凝酸黏度，同時考慮過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 注入排量優(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時的流動狀態(tài)，結(jié)果見圖5。由圖5中可以看出，隨著注酸排量增加，指進程度呈現(xiàn)出遞增的趨勢，說明酸液指進程度是與注酸排量正相關(guān)的，即注酸排量越大，酸液指進越嚴重。在現(xiàn)場實施過程中，注入低黏酸液時，應(yīng)在設(shè)備條件滿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 多級注入加砂酸壓技術(shù)

孔隙型儲層裂縫發(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)力增大導流能力快速下降，自支撐不能滿足要求。針對以上問題，形成多級注入加砂酸壓技術(shù)，將深穿透機理與加砂壓裂制造高導流裂縫原理相結(jié)合，通過壓裂液和膠凝酸的多級注入，降低酸巖反應(yīng)速度，促進裂縫向前延伸；后期通過壓裂液攜帶支撐劑進入地層，保證了裂縫的長期高導流能力。

2.3.1 孔隙型儲層加砂必要性

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

圖6 單獨注酸與加砂后裂縫導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

采用二級交替注入加砂，注液（壓裂液、酸液）排量40 mL/min，注液時間90 min，溫度70℃；加砂導流測試中鋪砂濃度5 kg/m3，40/70目陶粒，實驗結(jié)果見圖6。采用二級交替注入，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段孔隙型儲層具有代表性的地質(zhì)參數(shù)，進行多級注入加砂酸壓氣井的單井數(shù)值模擬，選擇縫長、導流能力作為主要的設(shè)計變量，計算酸壓井的壓裂后初期日產(chǎn)量，從而對人工裂縫參數(shù)進行優(yōu)化，結(jié)果如圖7所示。由圖7中可以看出，對于馬五5孔隙型儲層，酸蝕裂縫半長由90 m增加至120 m，初期日產(chǎn)量有大幅上升，縫長大于120 m后，上升幅度減緩；導流能力從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孔隙型儲層酸蝕裂縫半長大于120 m，導流能力大于30 μm2·cm。

圖7 孔隙型儲層酸蝕裂縫半長、導流能力與初期日產(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，對大48井區(qū)馬五5段的11口井開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%，壓裂后最高測試產(chǎn)量7.33×104m3/d，平均測試產(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，該井水平段長度1 000 m，水平段鉆遇洞穴型、裂縫-孔洞型、孔隙型3種類型的儲層。為實現(xiàn)不同類型碳酸鹽巖儲層的精準改造，進行了“一段一策”的差異化酸壓參數(shù)設(shè)計，施工參數(shù)見表1。從表1中可以看出，不同類型儲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應(yīng)性，說明該井非均質(zhì)儲層分段較為合理。孔隙型儲層泵注壓力和停泵壓力相對較高，反映地層致密物性較差，而裂縫-孔洞型及洞穴型儲層施工壓力和停泵壓力相對偏低，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亞段碳酸鹽巖儲層主要分為洞穴型、裂縫-孔洞型、孔隙型3大類，不同類型儲層所適用的酸壓技術(shù)不同，洞穴型儲層宜采用多級注入閉合酸壓技術(shù)，裂縫-孔洞型儲層宜采用變黏度酸多級注入酸壓技術(shù)，孔隙型儲層宜采用多級注入加砂酸壓技術(shù)。

（2）多級注入閉合酸壓采用線性膠+膠凝酸按2—3級交替注入，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；多級注入加砂酸壓酸蝕裂縫半長應(yīng)大于120 m，導流能力大于30 μm2·cm。

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