顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法

李春月，李沁，李德明，吴霞

（1.中国石化西北油田分公司工程技术研究院,乌鲁木齐 830011；2.成都理工大学能源学院,成都 610059；3.中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院,四川德阳 618000）

0 引言

顺北碳酸盐岩油气藏储层埋藏深（垂深大于7500 m）、温度高（大于160 ℃）、压力高（地层压力系数1.17），储层增产改造难度大。油井酸压改造投产后产量递减速率快，关井压力恢复速率慢，可能与在长期闭合压力作用下酸蚀裂缝闭合，导流能力下降有关。因此研究顺北储层长期酸蚀裂缝导流能力变化规律，分析长期酸蚀裂缝导流能力控制因素，可为提高顺北储层酸压效果提供理论基础与指导意义。

国内外学者研究长期酸蚀裂缝导流能力方法较多，可以大致分为室内模拟实验和导流能力预测模型两大类[1–10]。大多数学者从酸液特征、岩石特征和酸岩反应特征几个角度考察不同影响因素对酸蚀裂缝导流能力的影响，并且从酸蚀形态和导流能力两个方面对酸蚀裂缝形成和变化规律进行表征和描述[11–16]。由于仪器设备条件限制，室内模拟实验开展高温条件（大于160 ℃）下的长期酸蚀裂缝导流能力研究较少，同时也未形成针对高温条件下的长期酸蚀裂缝导流能力预测方法。

针对顺北高温高压碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力进行研究，通过室内实验获得不同冻胶酸酸液质量分数、温度和闭合时间条件下的酸蚀裂缝导流能力。综合各条件下酸蚀裂缝导流能力关系式，建立了顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法，并进行对比验证和应用。为高温高压碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力评价技术提供了参考与指导作用。

1 酸蚀裂缝导流能力实验

1.1 实验准备

实验仪器：酸化导流能力测量仪，岩心流动实验仪

实验材料：蒸馏水，过硫酸铵，盐酸

标准盐水：5%NaCl+3%KCl

冻胶酸：（5%～20%）HCl+2%冻胶酸稠化剂+2%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂+1%破乳剂+1%交联剂+0.5%过硫酸铵

实验岩心：塔里木盆地奥陶系鹰山组灰岩岩心，将岩心加工成直径为25.4 mm，长度为50 mm的小岩心柱样，沿岩心长度方向劈裂开，模拟人工裂缝形态，测试选取未酸蚀前裂缝导流能力相近的岩心样品。

1.2 实验结果

根据酸蚀裂缝导流能力形成机理可知，不同条件下的酸蚀裂缝导流能力值与闭合应力、岩石特征、岩石面上矿物成分分布非均匀性和酸液的反应速率有关。

①将劈裂岩心装入酸化导流能力测量仪夹持器中，加温至110 ℃后，用10 mL标准盐水驱替并饱和1 h，分别用5%、10%、15%、20%高温冻胶酸200 mL驱替流过岩心裂缝面，测试酸蚀后岩心裂缝在10～60 MPa下的导流能力值。②将劈裂岩心装入酸化导流能力测量仪夹持器中，分别加温至70、90、110 ℃后，用10 mL标准盐水驱替并饱和1 h，再用15%高温冻胶酸200 mL驱替流过岩心裂缝面，测试酸蚀后岩心裂缝在10～60 MPa下的导流能力值。

图1和图2分别展示了不同浓度、温度下裂缝导流能力随闭合压力变化的实验结果，可以看出，随着酸液浓度和酸液温度降低，酸液反应速率下降，酸液对岩石刻蚀能力逐渐变弱，酸蚀后裂缝导流能力逐渐降低。

图1 不同浓度冻胶酸酸蚀裂缝导流能力

图2 不同温度冻胶酸酸蚀裂缝导流能力

低闭合应力下，酸液反应速率是酸蚀裂缝导流能力主控因素，导致不同酸浓度和温度下的酸蚀裂缝导流能力值差异较大。高闭合应力下，闭合应力、岩石特征和岩面非均匀性是酸蚀裂缝导流能力主控因素，因此不同酸岩反应速率条件下的酸蚀裂缝导流能力差异变小。将劈裂岩心装入酸化导流能力测量仪夹持器中，加温至110 ℃后，用10 mL标准盐水驱替并饱和1 h，分别用5%、10%、15%、20%高温冻胶酸200 mL驱替流过岩心裂缝面，测试酸蚀后岩心裂缝在10 MPa和60 MPa下的稳定50 h后的导流能力值。

根据岩石基本性质可知，岩石受闭合应力作用下会发生变形，变形量随着闭合应力作用时间而增加。随着闭合应力增加，酸蚀裂缝导流能力前期下降速率较快，后期下降幅度变小趋于稳定。分析认为酸蚀裂缝闭合过程中，前期由应力加载导致岩石变形产生导流能力下降，酸蚀裂缝导流能力下降速率与岩石特征和岩面非均匀性有关，后期岩石变形趋于稳定，酸蚀裂缝导流能力也保持稳定。酸蚀后岩石表面力学性质发生较大变化，岩石变形量随闭合时间延长而增加的现象会更加明显，导致随闭合应力作用时间增加，酸蚀后裂缝导流能力逐渐降低，如图3和图4所示。对比两图可知，两种闭合应力下随时间增加酸蚀裂缝导流能力下降速率差异较大，因此闭合应力是影响岩石表面变形的主控因素，是长期酸蚀裂缝导流能力的决定因素。不同酸浓度下酸蚀裂缝导流能力随时间下降的幅度不同，图4中两个酸浓度酸蚀裂缝导流能力下降过程相交是由于酸蚀裂缝面差异性导致，因此酸岩反应速率和岩面非均匀性也是长期酸蚀裂缝导流能力控制因素。

图3 10 MPa下长期酸蚀裂缝导流能力

图4 60 MPa下长期酸蚀裂缝导流能力

2 长期酸蚀裂缝导流能力预测方法研究

2.1 预测方法建立

1）建立酸液质量分数与酸蚀裂缝导流能力关系式。统计酸蚀裂缝导流能力与闭合压力数据，进行线性拟合，可知酸蚀裂缝导流能力与闭合压力呈指数关系，如图5所示。

图5 不同浓度下酸蚀裂缝导流能力与闭合应力关系拟合

分别拟合不同酸浓度下的酸蚀裂缝导流能力与闭合压力关系，可获得不同酸浓度下酸蚀裂缝导流能力与闭合压力的指数关系式以及关系式中a、b值，如表1所示。

表1 不同浓度酸蚀裂缝导流能力与闭合压力指数关系式统计表

通过对比a、b值与酸液浓度关系可知，a值与酸液质量分数有较好的幂函数关系a=21.568C1.2196，如图6所示。

图6 酸蚀裂缝导流能力拟合参数a与浓度关系

b值与酸液质量分数关系不明显，因此b值可取平均值−0.0735，将a、b值与酸液质量分数关系式代入至指数式中，可获得酸蚀裂缝导流能力Kwf随酸浓度C变化规律关系式如下：

2）引入温度对酸蚀裂缝导流能力影响规律。依据酸液质量分数与酸蚀裂缝导流能力关系获取方法，同理也可获得不同温度下酸蚀裂缝导流能力随温度变化规律关系式：

根据酸蚀裂缝导流能力与温度关系，可推导两种温度下酸蚀裂缝导流能力比值，如下式所示。

若Kwf1为 需要求取的Kwf,Kwf2为110 ℃下不同酸液质量分数下的酸蚀裂缝导流能力值，那么可写成：

简化获得酸液质量分数、温度与酸蚀裂缝导流能力关系式如下:

3）建立长期与短期酸蚀裂缝导流能力关系。前文研究可知，酸蚀裂缝经长时间加载后导流能力值取决于闭合压力、酸岩反应速率与岩面非均匀性。本文主要研究顺北碳酸盐岩储层岩石在不同闭合压力和酸液质量分数条件下长期酸蚀裂缝导流能力，根据不同浓度下长期酸蚀裂缝导流能力变化可知，当闭合压力加载时间较长时，酸蚀裂缝岩面形变特征不再发生变化，导流能力值逐渐趋于稳定。为描述长期与短期酸蚀裂缝导流能力关系，假设50 h后酸蚀裂缝导流能力保持稳定不变，并引入酸蚀裂缝导流能力保持率这一概念，即加载初期（0 h）时酸蚀裂缝导流能力值与加载50 h后酸蚀裂缝导流能力值之比。如图7所示酸蚀裂缝导流能力保持率与闭合压力呈良好的线性关系。

图7 酸蚀裂缝导流能力保持率与闭合压力关系

分别拟合获得不同酸液质量分数下酸蚀裂缝导流能力保持率与闭合压力线性关系，分别获得斜率k、截距l与酸液质量分数关系式即。

代入酸蚀裂缝导流能力保持率与闭合压力线性关系式中可得

4）获得长期酸蚀裂缝导流能力实验预测计算式。短期酸蚀裂缝导流能力与酸蚀裂缝导流能力保持率乘积即为长期酸蚀裂缝导流能力值。

综合酸液质量分数、温度与酸蚀裂缝导流能力关系式和酸蚀裂缝导流能力保持率与闭合压力关系式，可建立顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力实验预测计算式为：

2.2 预测方法验证

为验证长期酸蚀裂缝导流能力预测计算式，本文设计了两组对比实验分别测试不同条件下酸蚀裂缝导流能力实验结果，并与酸蚀裂缝导流能力预测计算结果进行了对比，结果如表2所示。不同酸浓度条件下酸蚀裂缝导流能力预测值与实验值相差不大，误差率在7.93%～10.17%，说明该预测计算方法可获得较准确的结果，可进行实际应用。

3 长期酸蚀裂缝导流能力分析

3.1 长期酸蚀裂缝导流能力分布特征

通过酸岩反应速率测试实验可获得酸浓度在缝长上的分布规律[17–18]，应用长期酸蚀裂缝导流能力预测方法，可预测地层温度170 ℃时缝长上不同浓度酸液刻蚀所形成的酸蚀裂缝导流能力值，如图8所示。

图8 不同时间后酸蚀裂缝导流能力对比

不同闭合时间下酸蚀裂缝导流能力对比可知，随着闭合应力时间增加，酸蚀裂缝导流能力有明显下降，且沿着缝长方向上由于裂缝深部低酸浓度刻蚀效果差，导致酸蚀裂缝导流能力下降幅度较缝口要大，这是酸蚀后有效作用距离缩短，裂缝大面积闭合产量大幅下降的重要原因。根据酸蚀缝长上裂缝导流下降幅度可以看出，整个酸蚀缝长上50 h后裂缝导流能力整体下降幅度在50%以上，说明在长时间闭合应力作用下酸蚀裂缝导流能力急剧降低，如图9所示。缝口处裂缝导流能力下降幅度接近50%，而缝深处裂缝导流能力下降幅度接近90%。裂缝深部上酸蚀裂缝导流能力下降幅度更大，50 m后裂缝导流能力下降幅度在80%以上。说明随着生产时间增加，酸蚀裂缝有效长度变短，导流能力降低，是深层碳酸盐岩储层酸压改造效果变差的主要原因。

图9 50 h后酸蚀裂缝长度上导流能力下降幅度

3.2 排量对酸蚀裂缝导流能力影响

不同排量下酸蚀裂缝导流能力对比可知，当排量增加酸蚀缝长逐渐增加，裂缝内各个位置上的酸蚀裂缝导流能力逐渐增加，如图10所示。

图10 不同排量下酸蚀裂缝导流能力对比

图10说明高酸浓度酸液逐渐铺置于远井地带，获得较高酸蚀裂缝导流能力。但当酸液排量超过6 m3/min后，酸蚀裂缝导流能力提高幅度降低，分析认为随着酸液流速增加，反应速率由传质速率控制转变表面反应速率控制，酸液排量增加酸岩反应速率逐渐稳定，缝长方向上酸浓度差异变化不大，导致酸蚀裂缝导流能力逐渐趋于稳定。因此人工裂缝中酸蚀裂缝导流能力分布规律受酸岩反应速率控制。

3.3 反应速率对酸蚀裂缝导流能力影响

酸岩反应速率是影响酸蚀裂缝长度及导流能力的重要因素。由图11可以看出，随着反应速度常数变小，高导流能力裂缝的长度逐渐增加。令反应级数m为1.0029，反应速度常数为1.6691×10−6（mol/L）1−m/s时，导流能力大于10 μm2·cm的酸蚀裂缝长度约为39.3 m。当反应速度常数为1.6691×10−5（mol/L）1−m/s时，导流能力大于10 μm2·cm的酸蚀裂缝长度仅为4.6 m。说明反应速率高时，酸液有效成分主要在缝口消耗，高导流能力裂缝主要集中分布在缝口位置。反应速率低，有利于提高酸蚀有效裂缝长度，并增加远端与深部裂缝导流能力，提高酸压改造效果。

图11 反应速度常数对酸蚀裂缝导流能力影响规律

由图12可以看出，随着反应级数变小，高导流能力裂缝的长度逐渐增加。令反应速度常数K为1.6691×10-6（mol/L）1-m/s，当反应级数为1.0029时，导流能力大于10 μm2·cm的酸蚀裂缝长度约为39.3 m。当反应速度常数为0.10029时，导流能力大于10 μm2·cm的酸蚀裂缝长度增加至100.3 m。说明酸浓度对反应速率影响程度越小，酸岩反应速率越慢，越有利于酸液在裂缝内均匀铺置，提高整条裂缝上导流能力。

图12 反应级数对酸蚀裂缝导流能力影响规律

4 成果应用

基于上述长期酸蚀裂缝导流能力研究结果，在顺北油田进行了现场试验应用。A井酸压目的层位为奥陶系一间房组和鹰山组（7362.8～7755.0 m），岩性为灰色、黄灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩，地层压力系数1.15，地温梯度2.05 ℃/100 m，井底压力87.4 MPa/7748.55 m，井底温度158.8 ℃/7748.55 m。

利用长期酸蚀裂缝导流能力预测公式计算获得交联酸有效作用距离为70 m左右，长期酸蚀裂缝导流能力大于10 μm2·cm的裂缝长度为主要分布于40 m以内，说明长期开采过程中酸蚀裂缝有效长度仅为40 m。

为提高酸蚀裂缝有效长度，采用改造思路如下：①压裂液+自生酸+交联酸，高黏压裂液压开地层，形成深穿透的水力裂缝，自生酸+交联酸提升酸蚀裂缝有效长度，提高整条裂缝导流能力；②滑溜水携暂堵剂激活天然裂缝，并使裂缝转向，增大改造体积；③交联酸刻蚀激活的天然裂缝，提高复杂缝内导流能力。

该井酸压施工过程如图13，泵注交联酸680 m3，压裂液900 m3，滑溜水601.47 m3，共挤入地层总液量：2181.47 m3。加入纤维500 kg，暂堵颗粒160 kg。最高施工压力122 MPa，最大排量13.25 m3/min，停泵压降17.5↓12.3 MPa。

图13 A井酸压施工曲线图

压后评价显示，A井施工后井周无污染，压后解释表皮系数为−2.2，酸压沟通储集体与裂缝体积合计为149.07×105m3，说明酸压效果好。初期生产油压为30.63 MPa，产液量为239.1 t/d，产油量为237.5 t/d，含水量为0.66%，产气量为87 162 m3/d，生产3个月后，产油量为137.5 t/d，产气量为50 300 m3/d，如图14所示。

图14 A井生产曲线图

由图14可以看出，A井较邻井增产幅度提高了6～8倍，稳产时间提高了2～4倍，实现了提高酸蚀裂缝导流能力，提高了酸压增产效果。

5 结论

1.碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力值与闭合应力、岩石特征、岩石面上矿物成分分布非均匀性和酸液的反应速率有关，低闭合应力下，酸液反应速率是酸蚀裂缝导流能力主控因素。高闭合应力下，闭合应力、岩石特征和岩面非均匀性是酸蚀裂缝导流能力主控因素。

2.闭合应力是影响岩石表面变形的主控因素，是长期酸蚀裂缝导流能力的决定因素。酸岩反应速率和岩面非均匀性也是长期酸蚀裂缝导流能力控制因素。

3.综合酸液质量分数、温度与酸蚀裂缝导流能力关系式和酸蚀裂缝导流能力保持率与闭合压力关系式，建立了顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力实验预测计算式，对比验证其误差率在7.93%～10.17%，预测计算结果较准确，可进行实际应用。

4.沿着缝长方向上由于裂缝深部低酸浓度刻蚀效果差，闭合应力长期作用时酸蚀裂缝导流能力下降幅度较缝口要大，导致裂缝大面积闭合产量大幅下降。人工裂缝中长期酸蚀裂缝导流能力分布规律受酸岩反应速率控制，反应速率降低有利于增加高导流能力的裂缝长度，提高整条人工裂缝的导流能力。