塔中地区碳酸盐岩储层酸压曲线特征分析

2017-01-05陈军文国华王甲昌单锋中石油塔里木油田公司塔中油气部新疆库尔勒841000

长江大学学报(自科版) 2016年31期

关键词：泵压酸压碳酸盐岩

陈军，文国华，王甲昌，单锋 (中石油塔里木油田公司塔中油气部，新疆库尔勒 841000)

陈岩 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100)

史文洋 (中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

黄锐 (长江大学计算机科学学院，湖北荆州 434023)

塔中地区碳酸盐岩储层酸压曲线特征分析

陈军，文国华，王甲昌，单锋 (中石油塔里木油田公司塔中油气部，新疆库尔勒 841000)

陈岩 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100)

史文洋 (中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

黄锐 (长江大学计算机科学学院，湖北荆州 434023)

塔中地区碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率较低，且裂缝发育具有强非均质性的特点，钻完井往往需要进行酸压改造储层以期沟通井周缝洞体。根据该区块酸压施工曲线的形态，并结合地质和生产资料，将酸压施工曲线分为:未沟通缝洞体、沟通一定规模裂缝系统、沟通较大规模裂缝系统、沟通天然裂缝4类，以此判断酸压施工对储层的沟通改造效果。在实际酸压施工进行储层改造时，可根据压力曲线的变化形态及时调整施工方案和施工参数，以达到有效沟通储层的目的。

碳酸盐岩；储层裂缝；酸化曲线

塔中地区属于奥陶系碳酸盐岩储层，工区基质孔隙度小于1.8%，渗透率分布在0.01～3mD，平均孔隙度、渗透率均较低，属于低孔低渗型油气储层，但裂缝较为发育，具有很强的非均质性。为达到建产目的，钻完井后往往需要进行酸压作业，由于现有的物探技术难以对钻遇目标储层的裂缝形态和分布进行精确详细的描述，因此需要对酸压施工曲线进行总结分析。

酸化压裂技术是针对碳酸盐岩储层油气井的一项直接有效增产措施，也是解决低孔、低渗透碳酸盐岩油气藏开发生产的一项重要手段。酸压施工曲线是通过施工泵压的变化来反映施工作业时井下裂缝延伸的真实工况，了解酸压施工程序和过程、掌握酸压施工曲线特征形态，对酸压作业施工进行实时监控、合理调参、分析评估酸压增产效果以及现场监督与验收等具有十分重要的现实指导意义[1]。

1 储层特征与酸压概况

塔中地区主要发育上奥陶统良里塔格组和下奥陶统鹰山组油气储层。良里塔格组岩石类型主要以礁滩相亮晶颗粒灰岩和泥晶颗粒灰岩为主；鹰山组岩石类型主要有泥晶灰岩和颗粒灰岩2种，其他岩性如云质灰岩、泥晶云岩和砂屑云岩含量较少，各井区岩石组成有所差异。

塔中奥陶系碳酸盐岩储层的埋深一般为5300～5700m，埋藏较深，平均地层温度135℃，储层温度高，且具有很强的均质性。储集类型主要有裂缝型、裂缝-孔洞型及裂缝-溶洞型3类[2]。一般钻井过程中出现放空或者泥浆漏失的井可自然建产，这是因为钻遇了较大的有效缝洞储集体，而大部分油气井钻遇物性较差、缝洞系统不发育、连通性整体较差的碳酸盐岩储层，无法自然建产。针对物性较差的储层需要进行储层的二次改造，通过酸压施工形成具有一定导流能力和一定长度的人工裂缝，沟通井周油气渗流通道和油气储集体，以达到工业油气流的生产要求。

统计塔中地区40口直井酸压资料，其中22口井为多级交替酸压，8口井为普通酸压，5口井为前置液酸压，4口井为转向酸酸压，1口井为闭合酸压。其中，多级交替酸压中9口为二级交替酸压，10口为三级交替酸压，3口为四级交替酸压。酸液体系以胶凝酸、胶凝酸+交联酸为主。泵注程序为：前置压裂液→胶凝酸(胶凝酸+交联酸)→前置压裂液→胶凝酸(胶凝酸+交联酸)→顶替液。

2 曲线形态及特征分析

酸化压裂是一种利用高压泵入的压力液憋压造成地层破裂，通过酸液刻蚀一定的裂缝，使得地层岩石不能完全闭合或者闭合之后存在一定的人工裂缝的改造工艺。酸压工艺与水力压裂工艺不同之处在于酸化压裂是利用酸液腐蚀、融刻岩石来代替携砂液或支撑剂防止地层完全闭合。2种工艺虽然有一定的区别，但都是建立在液压破岩造缝的基础之上，而且施工作业的压力曲线变化形态具有很高的相似性，故可以通过压裂曲线形态研究分析酸压曲线的特征。

2.1 压裂施工曲线

在压裂施工过程中，由于压裂液根据压裂设计方案提前配置，而且压裂液性能比较固定，因此，基于理想压裂曲线理论，并根据高压泵注入工作液时注入排量和施工压力的变化关系，建立理论压裂施工曲线以定性反映液压造缝情况、裂缝延伸程度以及井周储层裂缝发育特征[3]。

图1 理论压裂施工曲线图

2.2 酸压施工曲线

在酸压施工液类型、泵入量不变的情况下，影响施工泵压的主要因素是储层本身的属性特性。碳酸盐岩储层裂缝较为发育，储集空间类型分为空隙、裂缝、孔洞、溶洞4类。碳酸盐岩成岩过程中，由于地层水溶解和矿物沉积的作用，缝洞体多为方解石、泥质矿物所充填，加上裂缝发育具有强非均质性，因此，钻遇不同裂缝储层的油气井，酸压曲线形态也不同。一方面，储层岩石应力的差异性导致酸压裂缝几何形态的差异性，进一步表现为酸压裂缝中工作液体摩阻大小的变化；另一方面，不同储集类型在空间上分布的非匀质性，造成不同阶段的酸压液体滤失程度有所差异，同样引起施工泵压的变化。

酸压施工与压裂施工有一定的区别，酸压是通过酸液溶蚀岩石形成裂缝来代替水力压裂中支撑剂的造缝效果，但利用液体憋压造缝的机理相似，因此，2种施工曲线形态具有相同之处。酸压施工曲线可分为4个阶段，各阶段酸压曲线特征如下：

1) 地层破裂的压力曲线。在酸压泵注前置压裂液期间，初期为泵注憋压阶段，施工泵压、排量均表现为上升趋势；后期为地层破裂阶段，泵压和排量曲线变化常表现2种形态，①泵压曲线保持不变，但排量曲线表现为上升趋势；②施工泵压快速下降，但排量保持稳定或者上升趋势。

2) 裂缝延伸曲线。发生在注入前置液压裂期间，泵压缓慢上升，但排量较稳定，变化幅度较小。

3) 注酸泵降曲线。发生在注酸后酸盐反应期间，在泵入量较稳定的阶段，泵压具有明显下降趋势，此阶段的曲线形态因注酸量、酸液类型、酸岩反应快慢的不同而有所差异。

4) 停泵测压曲线。该阶段停泵测试压力10～20min，一般15min。可以通过对终止泵压的大小、停泵压降的快慢与大小的分析，判断酸压裂缝是否沟通井周缝洞体、储层特征以及地层压力大小。

2.3 酸压特征分析

若酸压施工曲线中，泵注前置液阶段地层破裂点明显，裂缝延伸阶段人工裂缝向前延伸速度缓慢，挤酸阶段泵压下降明显，挤顶替液阶段泵压较低，停泵测压阶段停泵压力下降较快，终止泵压较低，通过这些阶段性曲线特征可定性判断为酸压造缝沟通效果较好。同理，利用不用酸压曲线形态的差异性，可以建立与酸压相对应的裂缝沟通模式，进而定性的判断酸压改造效果。将该区块的酸压曲线进行分类总结，可划分为以下4类：

同样，风险分析、评估也存在难点。沈崇德举例称，如风险指数到底是多少？因认识的差异，仁者见仁，智者见智。

图2 未沟通储集体酸压曲线图

1)酸压未沟通储集体(见图2)。泵注前置压裂液期间，破裂点不明显，泵压缓慢上升只反映裂缝延伸，且延伸压力较高；在泵注酸液时期间，压力较稳定或下降幅度较小，仅反映正常的酸岩反应；在停泵测压阶段，因储层物性差，停泵压力较高，压降较缓慢、幅度较小，停泵压降曲线表现为直线型或缓慢下降型。

整体来看，排量稳定时施工压力变化不大，若施工压力有较大变化，但和排量变化保持一致。套压数值比较稳定，几乎无变化。求产曲线快速下降，一般供液能力不足，物性较差，酸压效果差。

2)酸压沟通了一定规模的缝洞储集体(见图3)。泵注前置液阶段，地层破裂压力明显，油压随排量的变化而变化，说明地层渗流面积大，地层物性较好；泵注酸液阶段，压力有一定幅度下降；停泵测压降阶段，停泵压力较低且泵压呈下降趋势。

图3 沟通一定缝洞储集体酸压曲线图

整个酸压施工阶段，套压波动不大；求产曲线呈下降趋势，一般供液能力较差，物性较差，储集体规模不大，酸压效果较差或一般、

3)酸压沟通了较大规模储集体(见图4)。井周附近裂缝发育，泵注前置液和泵入酸时，泵压曲线无明显破裂压力，泵压及排量能保持稳定，泵压曲线因不出现拐点而无法判断闭合压力。

整体来看施工过程，压力连续小幅度下降、或斜坡型快速下降；排量稳定时泵压有明显下降；停泵压力较低，物性较好；停泵压降明显，有一定幅度。套压波动范围不大，求产曲线呈下降趋势，油压、产量较稳定，地层能量较充足，酸压效果较好或明显。

图4 沟通较大规模储集体酸压曲线图

4)酸压沟通了天然缝洞系统(见图5)。整体看施工过程中，压力大幅度下降、或直线下降；排量稳定时或上升泵压有明显下降。停泵压力较低，物性较好；停泵压降明显、幅度较大，下降速度较快，可确定酸压沟通了较大的缝洞体，且停泵压力反映真实地层压力。套压快速降低落零，求产曲线呈下降趋势，油压、产量较稳定，地层能量较充足，供液能力较强，酸压效果较好或明显。

图5 沟通天然缝洞系统酸压曲线图

3 施工井例分析

该次测试井段6273.00～6320.00m，测试厚度47.00m，测试层位奥陶系(O)，岩性为褐灰色灰岩、褐灰色荧光灰岩。该井酸压目的层段的油气显示较好，物探资料表明该层段属于杂乱反射类[2,4]，取芯、测井解释表明酸压层段裂缝、溶蚀孔洞较为发育，井周整体储层物性较好。

裸眼射孔后进行酸压(见图6)，共注入井筒酸液80.8m3，挤入地层酸液52.3m3，泵压33.9～85.2MPa，套压23～34.3MPa，排量0.45～1.8m3/min。因套压升高停止施工，用6.35mm油嘴放喷排液，油压从52.2MPa下降到0.5MPa，套压从30MPa下降到0MPa，共排出残液56.5m3，罐口H2S浓度最高960PPm。

从酸压曲线(见图6)可以看出，整个酸压工程排量较低，低挤压裂液时泵压迅速升高，破裂压力不明显，说明井周附近裂缝系统不发育，储层致密，地层吸液能力差。高挤交联酸阶段泵压陡降，套压几乎落0，停泵压力较低且无明显压降，说明高挤交联酸阶段沟通了井外较远的缝洞系统，造成泄压，酸压效果较好。从求产曲线(见图7)可以看出，油压和产量相对较稳定，表明试油期间地层能量较充足。

从井下电子压力计监测的实测压力曲线图(见图8)可以看出，关井井口压力恢复较慢，说明远处储集体渗透性不是太好。本层恢复特征为井储时间长，恢复早期呈单斜率直线上升，延续时间达70多小时，井储分析(见图9)得井储体积为8143m3，该井储体积反映酸压后连通大洞的体积。从关井恢复压力的双对数诊断曲线(见图10)可看出，地层压力变化在关井的后期表现为压力下掉，表明远离井周的储层物性有所转好。用双对数分析匹配分析得地层的渗透率K=1.975mD，表皮系数S=-8。中测时近井地带表现为低渗致密，因此该渗透率参数并非近井地带的渗透率表现，而是反映大洞围岩的供液情况，这与酸压曲线显示沟通了较远处缝洞体一致。