四川盆地震旦系气藏大斜度井水平井酸压技术

李 松*，马辉运，张 华，叶颉枭，韩慧芬

1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院，四川 成都 610017；2.国家能源高含硫气藏开采研发中心，四川 广汉 618300；3.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川 泸州 646000

引 言

四川盆地深层碳酸盐岩气藏资源丰富，勘探开发潜力巨大，高石梯震旦系灯影组气藏经勘探已确定获天然气探明储量2 170.81×108m3，是西南油气田300亿战略大气区的重要组成部分[1-3]。海相碳酸盐岩层系经历了成岩演化作用的后期改造，储层中发育着大量溶蚀孔、缝、洞及3者随机组合类型，储集空间类型复杂，具有埋藏深、高温、高压、强非均质性、高含H2S、CO2等酸性气体的特点，且目标区块尚处在勘探开发初期，单井产量差异大，迫切需要单井产量取得突破，为气田开发奠定基础。

高-磨地区震旦系深层碳酸盐岩气藏经过前期勘探开发探索，初步形成了勘探开发技术系列，取得了一定理论与技术成果[4-6]。随着勘探开发深入，储层地质条件愈加复杂，储层改造技术面临诸多不适应性，如大斜度井/水平井分层分段改造工艺、不同储层特征对应的改造工艺技术不明确等，需在前期成果基础上，深入开展深层裂缝-孔洞型储层大斜度井/水平井的针对性改造工艺技术研究。

大斜度井/水平井储层段易受钻井液固相及滤液损害，同时钻井时间相对较长，钻井流体与地层流体在一定地层条件下产生乳液堵塞，对单井产能影响也较大[7-10]。储层改造效果好差主要取决于是否沟通了天然缝洞系统或是否有足够大的油气泄流半径，因此储层改造主要围绕非均质长施工井段的酸液布置和深穿透沟通天然缝洞系统两个目标开展研究。

1 震旦系灯四段储层改造难点分析

（1）高-磨地区震旦系灯四段储层具有岩石坚硬致密、弹性模量高等特征，岩石力学参数：弹性模量（6.28～10.55）×104MPa，泊松比 0.207～0.361，岩石抗压强度418～690 MPa。地层破裂压力高，岩石起裂延伸困难，压裂形成的裂缝宽度较窄，对管柱强度、井口装置和压裂设备要求高。

（2）台缘带以裂缝溶洞构型为主，优质储层发育，储层非均质性强。根据震旦系灯四段储层岩芯重构模型及CT扫描结果（图1），灯四段储层缝洞发育程度不均、搭配方式多样。天然裂缝形态复杂、存在多尺度性，且裂缝充填程度、充填成分不均，造成储层类型多样，与储层类型及特征相匹配的针对性改造工艺选择难度较大。

图1 震旦系灯四段储层岩芯缝洞发育多尺度性Fig.1 Natural fracture and vug multiscale of the Sinian Dengying Formation rock

（3）施工跨度及储层厚度大，灯四储层厚度20.00～125.00 m，平均厚度53.39 m。纵向上多气层分布，气层间物性差异大，非均质性强，难以实现均匀布酸，需分层分段以提高改造针对性。

（4）储层埋藏深，沿程摩阻大，对酸液体系降阻性能要求高。储层温度144.18～156.67◦C，酸岩反应速度快，酸蚀缝长受制约，对酸液体系缓速性能要求高。地层压力系数约1.1，为常压气藏，储层低孔低渗，酸化改造后残酸返排困难，容易对储层造成二次损害，如产生Fe3+盐、钡和锶沉淀，降低酸蚀裂缝的导流能力，影响改造效果。

2 大斜度井水平井储层改造技术对策

与直井改造不同，大斜度井/水平井储层改造需主要考虑以下方面的技术对策。

（1）受完井方式限制，需研究并优选有效的改造工艺技术。

（2）需根据不同的酸化方案，选用配套的酸化工具组合及酸液体系。

（3）水平井储层损害复杂，要选择性分段酸化，用以针对不同施工段的不同损害程度来布酸解堵。

（4）水平井酸化用酸量大，施工时间长，要求工作液具有更好的耐高温性能和稳定性，对缓蚀剂要求高。

（5）要求酸液体系摩阻低，以便尽量降低管柱摩阻压力，提高施工排量。

（6）为有效布酸，需采用酸液转向技术和暂堵剂。

3 大斜度井/水平井储层改造工艺技术

3.1 大斜度井/水平井分层分段方法

大斜度井/水平井分层分段酸压关键的问题就是长井段的分层分段设计[11-14]。裂缝-孔洞型碳酸盐岩气藏分层分段的基本原则是优质储层优先改造，物性相近或一致层段合层改造，即有针对性地对同类储层集中改造。裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层大斜度井/水平井分层分段酸压需综合考虑以下因素：地应力分布、测录井油气显示状况、储层类型分布、岩溶缝洞体展布、储层污染状况、施工井段长度。

根据高石A–H1井水平井段的储层品质及地质特征，综合地震解释、油气显示、钻完井液漏失状况、测井解释等资料，参照优质储层优先改造、物性相近储层合层改造、漏失井段重点改造的原则，分层分段优化结果见图2，该井酸化后测试改造效果显著。

图2 高石A–H1井灯四段分层分段优化结果Fig.2 Optimization segmentation of the Gaoshi A–H1

3.2 分层分段改造工艺技术

根据不同的完井方式，对于纵横向上层间或段间物性差异大的裸眼完成井，采用裸眼封隔器分段改造。对于层内或段内存在物性差异大的射孔完成井，采用可降解暂堵材料实现分层改造，若施工井段长，则考虑采用酸化封隔器+可降解暂堵材料实现分层分段，提高改造针对性。

3.2.1 机械封隔器分层分段工艺

采用机械的方法进行分段，待完成酸化管柱后，投球打开第一个目的层的滑套，酸化施工第一目的层；然后投球打开第二目的层的滑套，同时封堵第一个已酸化层段，酸化施工第二目的层；依次类推，直到酸化完所有设计的层段。机械封隔器分层分段工艺示意图见图3。

机械封隔器分层分段酸化的特点是布酸目的层明确，能较好地对各施工层进行酸化改造[15-16]。

3.2.2 可降解暂堵材料暂堵转向工艺

对于层内或段内物性差异大的施工层段，采用可降解暂堵材料实现暂堵转向而使酸液改变进入储层的路径，从而获得酸液均布、提高储层改造效果（图4，图5）。

（1）可降解暂堵颗粒

高强度水溶性暂堵剂是一种黏弹性的固体小颗粒。根据使用功能不同有两种类型，一种是1～8mm粒径颗粒，用于缝口暂堵，实现段内多裂缝开启，增加近井带渗流通道，大颗粒段内暂堵剂暂堵压力5～10 MPa；另一种是100～120目微颗粒，用于缝内转向，实现缝内分支裂缝开启，提高远井人工裂缝波及范围，小颗粒缝内暂堵剂暂堵压力3～5 MPa。

（2）可降解暂堵球

可降解暂堵球暂堵转向是采用一种可溶性暂堵球，酸化时随酸液泵注进改造层段中。根据流动阻力最小原理，酸液将优先进入改造层段中流动阻力较小的高渗透层或裂缝发育段，酸液携带暂堵球到射孔孔眼形成封堵，阻碍后续酸液继续进入高渗透层使酸液往相对低渗储层转移，从而调节各改造层段的注入能力，实现各改造层段均匀进酸的目的。采用分级注入方式：酸化-投堵塞球-酸化-投堵塞球-酸化。此技术采用逐段暂堵高渗储层段，形成段间暂堵转向，暂堵位置选择主要依据几点：改造层段储层物性、缝洞发育层段、漏失严重段及微细裂缝发育段，因此优先暂堵缝洞发育的I类储层段，促进II、III类储层段吸液。

图3 机械封隔器分层分段工艺Fig.3 Segmentation technology of mechanical packer

图4 可降解暂堵颗粒缝内暂堵Fig.4 Temporary blocking in fractures

图5 可降解暂堵球层间暂堵Fig.5 Temporary blocking in layers

“转向酸+可降解暂堵材料”酸化通过物理与化学复合转向，实现了层间与层内的均匀布酸[17-19]。

转向酸被挤入地层后，首先沿较大孔道流动并与碳酸盐岩反应，酸液黏度随酸岩反应进行而增加，变黏后的酸液堵塞大孔道，迫使注入压力上升，鲜酸进入孔道相对较小的储层，再次与岩石反应，黏度和注入压力再次升高，直到上升的压力使酸液冲破对大孔道的暂堵，酸液才会继续前进，实现层内暂堵转向。

3.2.3 分层分段工艺评价及现场试验

磨溪A–X1井完井方式为裸眼完井，在灯四段储层采用裸眼封隔器+投球滑套分段的转向酸酸压工艺（图6），分4段进行改造，每段酸液到量后的停泵压力分别为16.7，24.9，25.9和18.1 MPa，低排量送球阶段有明显的滑套开启迹象，且投球后停泵压力不同说明酸液通过打开的滑套进入了不同的改造层段，表明该工艺技术达到了分段改造的目标。

磨溪A–X2井完井方式为射孔完井，其灯四段储层改造采用可溶性暂堵球分层转向酸酸压工艺（图7），两次投球分3段进行改造。暂堵球投入前后，同排量下的泵压变化0.3～1.0 MPa，其暂堵分层效果较裸眼封隔器+投球滑套分段工艺不明显。

3.3 深度酸压工艺技术

高-磨地区震旦系灯四段储层类型根据溶蚀孔洞发育情况，主要有裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型和孔隙型3种类型。灯四储层基质总体表现为低孔低渗，局部发育天然裂缝及溶蚀孔洞系统，具有较强的储层非均质性特征[9-10]。针对天然缝洞发育且搭配较好的裂缝-孔洞型储层（I类储层），采用缓速酸酸压工艺能够解除钻完井过程中形成的储层污染堵塞，疏通储层天然缝洞系统，恢复气井产能。对于II、III类储层发育、但溶蚀孔洞不发育的裂缝-孔隙型储层，采用前置液交替注入酸压工艺，深穿透、造长缝从而提供沟通天然缝洞系统的几率。针对天然裂缝及溶蚀孔洞不发育的孔隙型储层，则采用复杂缝网酸压工艺，形成复杂人工体积缝来增加油气渗流通道，并提高改造波及范围，从而有效提高气井产量（表1）。

图6 磨溪A–X1井裸眼封隔器+投球式滑套分段酸化Fig.6 Sublevel acidizing of mechanical packer in Well Moxi–A–X1

图7 磨溪A–X2井暂堵球分段酸化Fig.7 Sublevel acidizing of bridging solid in Well Moxi–A–X2

表1 震旦系不同储层类型的改造方式Tab.1 Stimulation types of the different Sinian Dengying Formations

3.3.1 胶凝酸酸压工艺技术

（1）技术原理

胶凝酸有耐高温、缓速、降滤、低伤害等优点。酸液增稠后，限制了酸液与岩石的对流，氢离子传递仅限于扩散，有效地延缓了反应速度。同时，裂缝宽度与流体黏度成正比，增稠的酸液压开的裂缝宽度大，减少了酸岩面容比，降低了酸的消耗速度，提高了有效作用距离，达到了对储层深度改造的目的。

（2）实验评价

实验室用高温胶凝酸在不同排量（10，25，40 m-L/min）对储层岩芯进行岩芯穿透实验，测试相同酸量下酸液穿透岩芯所需体积、穿透时间及描述酸蚀蚓孔形态，从而选择合适的注酸排量（图8）。

穿透计算结果表明，排量越大，穿透压力越大，穿透时间越短，在排量40 mL/min对应的穿透压力为14.5 MPa，穿透时间为5.7 min（图8）。现场试验中排量越大，施工泵压越高，酸液穿透距离越远，酸压改造范围越大。

图8 不同排量下驱替压力/酸液穿透体积随时间变化关系曲线Fig.8 the relationship of acid through pressure/volume and time under the different delivery rates

（3）现场应用

高石A–H1井灯四段储层缝洞发育，在钻井施工过程中出现1次气测异常、4次气侵、2次井漏（总漏失量约8 739.3 m3），1次放空。本井采用了胶凝酸酸压工艺技术，胶凝酸进入储层后泵压明显下降（图9），酸液解除储层污染堵塞，见数次沟通天然缝洞显示，改造后测试产量109.99×104m3/d，增产效果明显。

3.3.2 前置液酸压工艺技术

（1）技术原理

前置液酸压技术是用前置液造缝，同时在缝面上形成滤膜，降低酸液滤失和地层温度，降低酸岩反应速度，扩大酸液有效作用距离。由于后一级前置液的注入，填充了酸蚀溶洞，亦增加了酸蚀作用距离。依靠前置液与酸液的黏度差，酸液在缝内发生指进现象，产生刻蚀沟槽，提高裂缝导流能力，进而提高增产效果。多级交替注入酸压机理与前置液酸压相似，其差别在于前置液与酸液多次交替注入，造成对地层的多次降温和多次形成滤饼，使后一次注入的酸液比前一次滤失速率明显降低，同时酸液在前置液中多次形成黏性指进，形成更大规模和更高导流能力的裂缝。

（2）实验模拟优化与评价

实验模拟了冻胶前置液+胶凝酸和自生酸前置液+胶凝酸两种液体组合对于储层岩芯的非均匀刻蚀情况。对比分析了两种液体组合在闭合压力从5 MPa增加到50 MPa下的酸蚀裂缝导流能力（图10），相同闭合压力下，自生酸前置液+胶凝酸的酸蚀裂缝导流能力略优于冻胶前置液+胶凝酸，且利用自生酸前置液预处理地层降低破裂压力，适用于深井超深井储层深度酸压改造（图11）。

图9 胶凝酸酸压工艺（高石A–H1井）Fig.9 The technology of gel acid fracturing（Well Gaoshi–A–H1）

图10 不同闭合压力下两种不同液体组合导流能力变化Fig.10 The flow conductivity changing of the two fluid configurations under different closure stresses

图11 不同流量下酸蚀裂缝导流能力对比Fig.11 The flow conductivity comparison under under different delivery rate

实验模拟得到不同注入排量下的酸蚀裂缝导流能力也不同，分别选择100和150 mL/min的注入排量，对得到的酸蚀裂缝导流能力进行对比表明，酸蚀裂缝导流能力随注入排量的增加而提高，说明施工排量越大，酸蚀裂缝导流能力越强，储层改造效果越好。

（3）现场试验

针对缝洞较发育、连通性差、漏失规模小的气井，采用前置液酸压技术。高石A–X1井采用自生酸+胶凝酸酸压技术，沟通天然缝洞系统，提高酸蚀裂缝导流能力（图12）。

该井施工压力高（油压超过90 MPa），泵压总体较稳定，有解除储层堵塞显示，局部见沟通天然缝洞体显示。该井酸化前初测产量23.20×104m3/d，酸化改造后测试产量27.77×104m3/d，改造效果增幅较小。

3.3.3 滑溜水+自生酸+胶凝酸复杂缝酸压工艺

前置液酸压工艺技术现场试验分析表明，该工艺改造范围有限，故探索了滑溜水+自生酸+胶凝酸复杂缝酸压工艺技术，利用前置液滑溜水造复杂体积缝，提高沟通储层缝洞系统概率，扩大改造范围。

高石A–X2井灯四段储层采用滑溜水+自生酸+胶凝酸复杂缝酸压工艺，酸化压裂施工曲线如图13所示。

由图13可见，泵注前置液阶段压开地层，有明显沟通缝洞显示（施工排量增加的同时，油压反而降低）；有一定沟通缝洞显示（油压突降，随后缓慢回升），自生酸刻蚀裂缝壁面，提高了裂缝导流能力。改造后，该井测试产量26.80×104m3/d，产量较改造前增加幅度有限。

图12 自生酸+胶凝酸酸压工艺（高石A–X1井）Fig.12 The technology of self-generating acid+gel acid fracturing(Well Gaoshi–A–X1)

图13 滑溜水+自生酸+胶凝酸复杂缝酸压工艺施工曲线（高石A–X2井）Fig.13 The technology of slip water+self-generating acid+gel acid fracturing（Well GaoshiA–X2）

4 结 语

（1）针对区块改造层段及储层厚度大、纵向上多层、层间非均质性强、缝洞发育不均等改造难点，纵横向上层间或段间物性差异大的裸眼完成井，采用机械封隔器实现分层分段改造；对于层内或段内物性差异大的射孔完成井，采用可降解暂堵材料实现分层分段改造。

（2）对天然缝洞发育的裂缝-孔洞型储层，采用胶凝酸酸压技术疏通天然缝洞系统；对天然缝洞系统欠发育的裂缝-孔隙型、孔隙型储层，采用前置液酸压技术深度酸压，造长缝以提高沟通天然缝洞概率，同时探索性开展了复杂缝网酸压工艺，一定程度提升了储层改造效果。

（3）针对高温深井非均质性缝洞型碳酸盐岩气藏，形成了缓速酸酸压和前置液交替注入酸压的两种大斜度井水平井酸压工艺技术，探索了滑溜水+自生酸+胶凝酸的复杂缝网酸压工艺，一定程度上提升了储层改造效果，但精细分层分段及酸压工艺参数方面仍需进一步优化完善。

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