水平井精细分段深度酸化压裂技术研究与应用

苗 娟，何旭晟，王 栋，陈泓沅，肖振华

(1.西南石油大学，四川 南充 637500；2.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610000；3.中国石油天然气销售公司上海分公司，上海 201100)

0 引 言

四川盆地高石梯-磨溪地区是西南油气田碳酸盐岩储层的主要勘探区域，随着勘探进程的深入，研究区的深部碳酸盐岩储层已成为下步勘探重点。前人研究表明，虽然高石梯-磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏的储集类型以裂缝-孔洞型为主[1-3]，但储层物性整体表现为低孔低渗的特点，台内与台缘缝洞发育程度和尺度差异较大，导致改造效果参差不齐[4]，迫切需要攻关与储层相匹配的改造技术，实现深度改造立体动用[5-13]。为此，从储层特征及改造技术难点出发，以酸蚀裂缝导流能力和分层改造效果为目标，分析储层的物性特征、缝洞发育程度和地应力特征，优化完善高石梯-磨溪地区灯影组储层改造工艺，完善与工艺相匹配的施工配套技术，以期为高石梯-磨溪地区灯影组储层改造取得突破提供技术支持。

1 储层地质特征及改造难点

高石梯-磨溪地区灯影组最有利的储集岩为丘滩复合体的藻凝块云岩、藻叠层云岩和藻砂屑云岩。灯影组二段、四段孔隙度为2.01%～3.20%，渗透率为0.001 1～9.300 0 mD。灯影组储层孔喉结构较差，喉道以片状和缩颈状为主，渗透率较低[14]。灯影组埋深为5 000～6 000 m，平均埋深为5 200 m，储层厚度为20～155 m，平均厚度为83 m，平均地层温度为153.23 ℃，属于高温气藏。纵向上层数较多，且层间物性差异大，非均质性强，需要对储层进行分层分段改造。岩石力学参数测试表明，储层岩石的杨氏模量高(70 000～80 000 MPa)、泊松比高(0.26～0.31)，从体积改造的角度认为岩石的可压裂性较低，为充分压开储层实施体积改造带来了挑战。

由目标储层的砂体展布特征可知，沿着台缘带向台内，灯影组储层的厚度逐渐变薄，台缘地带以裂缝溶洞构型为主，优质储层发育较好、非均质性强[15-21]。储层孔隙主要有孔隙、裂缝和溶洞3种，孔隙类型包括粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和残余粒间孔。宏观上，灯影组台内溶洞发育程度整体较差，特别是大孔隙发育程度差；微观上，台内裂缝密度以及网状缝的发育程度较差。此外，从灯影组四段储层的岩心重构中可以发现，台缘带缝洞较发育，台内带缝洞欠发育，缝洞发育程度和分布不均匀(如天然裂缝形态复杂多样，且裂缝充填程度、充填的成分类型呈现出较强的非均质性)，对当前的改造工艺及配套技术选择形成了新的挑战。

通过对高石梯-磨溪地区灯影组储层的地质特征进行分析，储层改造的难点大致总结如下：①目标储层的脆性指数较低，形成裂缝网络的难度较大，同时储层的破裂压力较高(140～175 MPa)，再加上井筒的管柱摩阻，导致施工泵压过高(压裂泵的最高工作压力为125 MPa)，裂缝延伸困难，近井地带导流能力的提高幅度有限；②储层物性差，孔隙度和渗透率均较低，地层能量供给不足，压裂后的初始生产阶段无法实现快速返排残液，同时为了降低工作液对储层的伤害，对残渣含量及返排性能的要求较高；③储层纵向上小层多、非均质性强，有效动用难度大，水平井井筒损害情况复杂，横向上难以实现酸液均匀分布，需进行分段酸化；④储层温度较高，酸岩反应速率较快，有效作用距离短，需在注入工艺和酸液体系两方面同时突破温度限制，尽可能扩大酸液波及范围。

2 酸化压裂工艺优选

碳酸盐岩储层具有强非均质性，酸化压裂工艺的选择也必须具有针对性。因此，提出储层改造评价系数这一概念，通过其量化评价储层改造后的生产潜力，数值越高意味着储层改造后能够获得更高产能。通过该系数可指导酸化压裂工艺的优选。

2.1 储层改造评价系数

基于探井获得的储层物性数据，综合测录井数据、储层垂厚、井斜角、Ⅰ+Ⅱ类储层比例等数据，首先采用最小二乘法筛选出对压裂效果影响程度最大的9个地质参数，然后对各地质参数进行标准化处理，最后以地质参数为自变量，气井测试日产气量为因变量，利用Pearson相关性分析[22]，得到对应参数的影响权重，建立适用于研究区的储层改造评价系数。

参数标准化处理：

(1)

储层改造评价系数：

yRES=0.1137H+0.0926φ-0.0616Sw+0.1398Es+0.1001ΔT-0.0809ρ+0.0809RDIS+0.1019Vloss+0.1020TOG

(2)

式中：yRES为储层改造评价系数；H为标准化处理的储层厚度；φ为标准化处理的孔隙度；Sw为标准化处理的含水饱和度；Es为标准化处理的储能系数；ΔT为标准化处理的补偿声波；ρ为标准化处理的补偿密度；RDIS为标准化处理的深浅电阻率比；Vloss为标准化处理的酸液漏失量；TOG为标准化处理的气测全烃值。

另外，在研究区选取15口井，从两方面对储层改造评价系数进行了验证，一是单井储层改造评价系数与无阻流量的关系，二是单井单段储层改造评价系数与无阻流量的关系。验证结果表明，储层改造评价系数与无阻流量的匹配程度均能达到75%以上，说明储层改造评价系数在评价储层的改造潜力上较为准确。

2.2 深度酸化压裂工艺优选

针对高石梯-磨溪地区灯四段储层的物性特征，前期实施了缓速酸酸化压裂、常规深度酸化压裂和复杂缝网酸化压裂3种工艺[23-27]：①缓速酸酸化压裂，酸液体系主要为胶凝酸和转向酸。主要目的在于沟通缝洞，发挥气井的自然产能。适用于缝洞发育的储层，该类储层的录井显示级别较高，往往伴有井漏显示。②常规深度酸化压裂，酸液体系主要为惰性液体、转向酸和胶凝酸。主要目的在于压裂地层形成人工长缝，同时沟通地层中的天然缝洞，提高气井产能。适用于缝洞发育的储层，该类储层的录井显示级别属于中等级别。③复杂缝网酸化压裂，酸液体系主要为低黏滑溜水、惰性液体、转向酸和胶凝酸。主要目的在于增加储层改造体积，在地层中形成复杂的裂缝网络体系，从而提高气井产能。适用于缝洞欠(不)发育，缝洞匹配性较差的储层，该类储层的录井显示往往级别较低，甚至无显示。

3种酸化压裂工艺在现场试验中均取得了良好的应用效果，但由于高石梯-磨溪地区震旦系灯四段储层主要发育裂缝-孔洞型、孔洞型、孔隙型3类储层，且孔、洞、缝发育分散，匹配关系复杂；单一改造工艺难以实现不同储层的有效改造，有必要结合前期压裂改造情况，形成针对性改造工艺。为此，提出了水平井精细分段深度酸化压裂工艺，其优势主要在于通过钻大斜度井或者水平井，有效解决储层跨度大，纵向上多层，且层间物性差异大的难题，在采用裸眼封隔器进行分层分段酸化压裂的同时，针对层内物性差异较大的特点，可以配套使用陶粒暂堵剂，实现缝内暂堵转向，提高使储层改造体积。

基于上述酸化压裂思路，根据储层改造评价系数对储层分类，利用数值模拟方法，考虑储层对酸蚀缝长和导流能力的需求，初步优选了酸化压裂工艺(表1)。

表1 酸化压裂工艺优选结果Table 1 The preferred results of acid fracturing technologies

2.3 水平井储层精细分段方法

水平井分层分段酸化压裂的关键在于对水平井段进行合理的分段[16]。裂缝-孔洞型碳酸盐岩气藏储层非均质性强，裂缝及溶蚀孔洞发育程度较高，必须尽可能沟通裂缝、孔洞发育带及大型溶洞体，以获得高产稳产的工业气流。为此，以储层改造评价系数为基础，综合储层原地应力分布状况、测录井中的油气显示、储层类型分布以及砂体展布状况、岩石中缝洞体的尺寸及分布范围、储层近井地带污染状况、酸化压裂井段长度等因素，形成了研究区水平井储层精细分段方法。

(1)依据优质储层优先压裂、物性相近储层合层压裂的原则优化分段。优先将物性和油气显示较好且相对集中的层段划分为一个压裂层段进行压裂，而将物性和油气显示均较差的层段划分为一个压裂层段进行大规模压裂，2类层段均能得到充分有效改造；另外将储层物性及储层改造系数相近，同时储层破裂压力分布均匀的层段划分为一个压裂层段。

(2)在选择压裂段时，要尽量确保压裂段内的地应力分布相对均匀，同时利用基于测井数据计算得到压裂段破裂压力剖面，精确预测起裂点，达到降低施工泵压，最大化改造储层的目的。

(3)在设计压裂段间距时，除了利用数值模拟方法优化压裂段间距，还需结合预测的生产规模，在2条主裂缝间保留一定的泄流距离。

3 深度酸化压裂工艺优化

对于高温碳酸盐岩储层，提高酸液有效作用距离是实现深度改造的关键。研究表明，酸液在地层中的滤失特性和酸岩之间的反应速率对酸液有效作用距离有着重要的影响。地层闭合应力、自支撑裂缝的滑动位移量、岩石的酸溶蚀量及酸液穿透单位储集体所耗时间对酸蚀后裂缝导流能力有重要影响[17]。

3.1 主体酸液体系优选

酸蚀裂缝导流能力是酸液优选的重要考虑指标之一。对3种酸液(高温胶凝酸、自生酸和高温有机转向酸)的酸蚀裂缝导流能力进行实验评价(图1)，其中，高温胶凝酸和高温有机转向酸的体积分数均为20.0%，自生酸的体积分数为31.5%。由图1可知：3种酸液均能对压裂裂缝进行有效的刻蚀，形成酸蚀裂缝，提高裂缝的导流能力。随闭合压力增加，酸蚀裂缝导流能力逐渐下降，当闭合压力小于20.0 MPa时，酸蚀裂缝导流能力下降较快，其中，高温有机转向酸的酸蚀裂缝导流能力下降幅度最大，接近50%；当闭合压力大于20.0 MPa时，酸蚀裂缝导流能力下降幅度减缓，此时高温有机转向酸的酸蚀裂缝导流能力低于高温胶凝酸，并且两者之间的差距逐渐增大；当闭合压力达到50.0 MPa时，自生酸和高温有机转向酸的酸蚀裂缝导流能力几乎为0，但高温胶凝酸仍然保持一定的酸蚀裂缝导流能力(大于20 D·cm)。

图1 不同酸液类型对导流能力的影响Fig.1 The effects of acidizing fluids on conductivity

酸蚀裂缝导流能力保持率表征酸液刻蚀后裂缝壁面在闭合压力条件下维持流动通道的稳定性[18]。图2为3种酸液的酸蚀裂缝导流能力保持率曲线。由图2可知：在高闭合应力条件下，高温胶凝酸的酸蚀裂缝导流能力保持率高于高温有机转向酸和自生酸；自生酸不但酸蚀裂缝导流能力值低，而且保持率也低，在高闭合压力下裂缝很快闭合。综上所述，应将高温胶凝酸作为工作液体系首选，其他类型酸液根据储层类型配合使用[18-21]。

图2 不同酸液类型的裂缝导流能力保持率曲线Fig.2 The curve of retention rate of fracture conductivity of different acidizing fluids

3.2 施工参数优化

3.2.1 注酸排量

岩石的滑移错开作用对自支撑裂缝的导流能力有重要影响。当滑移量保持恒定时，不同的闭合压力条件对自支撑裂缝的导流能力的影响也有所不同，如图3所示。以滑移量为1.00 mm时为例，当闭合压力小于3.5 MPa时，导流能力能够保持在10～20 D·cm，随着闭合压力的增加，导流能力呈现出迅速降低的趋势；当闭合压力超过8.0 MPa时，导流能力的下降速度减缓，逐渐趋于稳定，几乎可以认为裂缝发生了完全闭合，没有导流能力，其原因在于滑移量较小。其他滑移量下的裂缝导流能力的变化规律基本相同。前人研究表明，滑移量可以在一定程度上视为注酸排量作用的效果[28-29]，而灯影组四段储层的闭合压力为30.0～50.0 MPa。因此，针对低滑移量条件下自支撑裂缝发生快速闭合的现象，可以认为大排量施工能有效提高灯影组储层的导流能力。

图3 不同滑移量时的导流能力曲线Fig.3 The conductivity curve at different slippages

基于此，采用灯四段储层岩心开展高温胶凝酸(体积为20.0%)穿透储层岩心实验，测量当酸液用量相同时，酸液在不同注酸排量下(10、25、40 mL/min)穿透岩心时的各项指标参数(图4、表2，实验温度为140 ℃)。由图4、表2可知：注酸排量为40 mL/min时，酸液1.33 min即能穿透岩心，穿透岩心只需要1.63 mL酸液量，能形成有效蚓孔。注酸排量为10 mL/min时，酸液与岩心为接触性反应，需要7.00 min才能穿透岩心，穿透岩心需要9.72 mL酸液量，形成的酸蚀沟槽很深。注酸排量为25 mL/min时，由于实验用岩板有2处断裂，酸液流动受到一定影响，溶蚀主要集中在断裂处。在低排量条件下，酸液与岩心之间呈现接触性反应，酸液穿透岩心的时间增加，穿透岩心所需要的酸液量也随之增加。当提高排量后，穿透速率从0.006 5 m/min增至0.032 8 m/min，酸液与岩石反应后能形成较为有效的蚓孔。值得注意的是，实验结果也表明，随着注酸排量的增加，注入酸液所需要的穿透压力也随之增大，即在现场提高施工排量的同时，对压裂设备也提出了较高的要求，因此，在优化注酸排量的同时需要结合实际进行合理选择。

图4 不同注酸排量的岩板壁面三维激光扫描形态Fig.4 The three-dimensional laser scanned morphology of rock slab wall with different injections and displacements of acidizing fluid

表2 不同注酸排量下岩心穿透数据Table 2 The core penetration data under different injections and displacements of acidizing fluid

3.2.2 注酸强度

综合CT扫描+数字岩心分析和三维多尺度酸蚀蚓孔扩展模拟，在常规拟三维酸化压裂模型[30-32]的基础上，考虑天然裂缝和壁面蚓孔的扩展、裂缝内酸液流动、酸岩之间的反应规律，通过耦合求解，优化注酸强度。以厚度为100 m的储层为例，计算结果如图5所示。由图5可知：随着注酸强度的增加，形成的裂缝长度也随之增加，当达到一定强度后，裂缝长度不再增加，趋近于稳定值。对于储层改造系数不小于0.8的储层，当注酸强度超过1.5 m3/m时，形成裂缝长度的增加幅度较小，推荐注酸强度为1.0～1.5 m3/m；对于储层改造系数小于0.8的储层，则需要更高的注酸强度，推荐注酸强度为1.5～2.5 m3/m。

图5 不同注酸强度条件下获得的裂缝长度Fig.5 The fracture lengths obtained under different acidizing fluid injection intensities

4 矿场应用效果

自2018年以来，在高石梯-磨溪地区灯影组碳酸盐岩储层进行了水平井精细分段深度酸化压裂措施，截至目前，应用32口井，平均单井无阻日产气量为124.8×104m3/d，平均单位长度无阻日产气量为1 413.7 m3/(d·m)，平均测试日产气量为79.8×104m3/d。其中，测试日产气量达到百万立方米的气井为10口。同区块储层物性相近的邻井，实施缓速酸酸化压裂、常规深度酸化压裂、复杂缝网酸化压裂后平均单井测试日产气量分别为22.0×104、37.6×104、7.5×104m3/d，而实施水平井精细分段深度酸化压裂井(对比井)平均单井测试日产气量为60.0×104m3/d，分别是前三者工艺所获产量的2.7、1.6、8.0倍。

GS110井完钻井深为6 586.24 m(垂深为5 338.13 m)，水平段长度为1 055 m，裸眼完井，采用封隔器分段+高温胶凝酸/高温转向酸深度酸化压裂工艺，依据水平井精细分段方法将施工层位划分为8个压裂断，结合各段的储层物性，计算了相应的储层改造评价系数，基于此，对酸液用量、注酸强度和注酸排量进行了优化设计，具体施工参数及效果见表3。该井酸化压裂后初期日产气量为115.0×104m3/d，目前日产气量为46.0×104m3/d，截至目前已累计产气3.25×108m3，与邻井相比，累计产气量提高了83%。从施工泵压和产气剖面监测数据来看，8个压裂段均得到压裂改造，且动用较为均匀。微地震监测数据显示，单翼压裂缝长为21.3～38.4 m，达到了设计裂缝长度。措施应用效果显示，水平井精细分段深度酸化压裂措施可有效提高高石梯-磨溪地区灯影组碳酸盐岩储层生产效果。

表3 GS110井灯四段高温胶凝酸/高温转向酸分层分段酸化施工参数汇总Table 3 The summary of the construction parameters of layered and segmented stimulation with temperature-tolerance solidoid gelling acid/temperature-tolerance diverting acid in Well GS110 in Member 4,Dengying Formation

5 结 论

(1)结合高石梯-磨溪构造灯影组储层地质特征，采用最小二乘法筛选出对压裂效果影响程度最大的9个地质参数，并建立了适用于研究区的储层改造评价系数。基于储层改造评价系数，结合实验结果和模型计算结果，优选了压裂酸化工艺和注酸强度。

(2)随闭合压力增加，高温胶凝酸酸蚀裂缝导流能力下降速率慢于高温有机转向酸和自生酸，且酸蚀裂缝导流能力保持率高于后两者，高温胶凝酸可作为酸液首选，后两者则根据储层性质可和主体酸液配合使用。

(3)注酸排量越大，酸液穿透速率越快，穿透距离越远，酸化压裂改造范围越大；酸蚀裂缝产生高滑移量，裂缝的自支撑效果越好，有利于长时间保持裂缝的导流能力。