低弹性模量碳酸盐岩储层裂缝导流能力实验研究

周佳佳 邹洪岚 朱大伟 熊伟2,

1.中国科学院大学工程科学学院；2.中国科学院渗流流体力学研究所；3.中国石油勘探开发研究院

碳酸盐岩储层增产的一个最主要手段就是酸化压裂［1］，决定酸压措施效果的关键因素是酸蚀裂缝导流能力和酸液作用距离。裂缝导流能力受很多因素影响［2］，主要分为储层因素和工程因素。其中，储层因素是不可控的，包括储层矿物组成、力学性质等；工程因素是可控因素，包括酸压工艺、酸液类型、酸浓度及排量等［3］。

中东及中亚地区的中国石油海外矿区碳酸盐岩储层储量较大，且有一定规模的难动用储量，具有较好的储层改造潜力。中东S 油田和R 油田常规酸压施工效果表明改造初期有效，但有效期短，3～6 个月后产量下降较快，不具备经济产量。

国内油田的碳酸盐岩弹性模量一般为40～60 GPa［4-7］，酸压效果通常较好。中东及中亚地区碳酸盐岩储层弹性模量低，一般为5～30 GPa。中东和中亚地区的该类储层还表现出泊松比较高，具有一定的塑性特征［8］。

低弹性模量碳酸盐岩主要是指弹性模量在30 GPa 以下的碳酸盐岩储层。前人对低弹性模量对导流能力影响研究较少，其中仅有白垩地层的弹性模量较低，小于10 GPa，泊松比高，其酸液反应时间影响较大［6］，有形成溶蚀沟槽的趋势，但是在高闭合应力下导流能力下降甚至消失。Mirza S.Bea［9］等对Indiana 灰岩、San Andres 白云岩和白垩层进行了导流能力实验研究，研究了施工时间、酸液和酸压工艺对导流能力的影响。

针对低弹性模量碳酸盐岩储层，开展酸蚀裂缝导流能力室内实验研究，研究储层弹性模量、施工排量、酸液体系、酸压工艺对导流能力的影响，以期为此类碳酸盐岩储层酸压优化设计提供依据。

1 实验原理及装置

1.1 实验原理

酸蚀裂缝导流能力实验就是采用导流能力实验装置模拟酸压过程中的酸岩反应，以及地层条件下裂缝闭合应力对裂缝导流能力的影响。

根据API.RP6 推荐的公式，酸蚀裂缝导流能力如下［10］

式中，k为裂缝渗透率，μm2；μ为液体黏度，mPa·s；Q为液体流量，cm3/min；Δp为导流室压差，kPa；Wf为缝宽，cm；kWf为导流能力，μm2·cm。

1.2 实验装置

导流能力测试实验装置主要由4 部分组成，包括供液系统、泵送系统、API 反应室、流动管路。实验条件：耐温150 ℃，闭合压力0～70 MPa，排量0～200 mL/min。

实验采用API 标准的导流室，将岩板加工成API 尺寸，在2 个岩板间形成具有一定宽度的裂缝，利用相似准则模拟现场施工参数，使用耐酸泵将配制好的酸液泵入导流室，形成非均匀刻蚀后，再进行导流能力测试。实验装置如图1 所示。

图1 导流能力测试实验装置Fig.1 Experimental device of fracture conductivity testing

1.3 实验步骤

实验步骤主要分为2 步。第1 步，模拟酸压过程。对岩心板注酸进行反应至一定时间(依据酸压规模确定)，在裂缝表面形成具有导流能力的粗糙刻蚀裂缝；然后对岩板加闭合应力，采用盐水测量不同闭合应力作用下的裂缝导流能力。第2 步，模拟闭合酸化过程。在实际储层闭合压力下进行低排量注酸(时间依据闭合酸化时间确定)，停止注酸后测量导流能力，继续增加闭合压力测量导流能力。

本实验采用了中东S 油田、中亚R 油田和国内T 油田、C 油田和Y 油田碳酸盐岩储层岩心进行实验。

实验设计共3 种方案：(1)不同弹性模量(10～50 GPa)对碳酸盐岩储层导流能力影响；(2)低弹性模量下酸排量(100 mL/min、200 mL/min)对碳酸盐岩储层导流能力影响；(3)酸压工艺(酸压、加砂压裂)对碳酸盐岩储层导流能力影响。

2 实验结果分析

2.1 弹性模量影响

实验条件：注酸速度为100 mL/min，温度为90 ℃，有效闭合应力测试点为0、10、20、30、40、50 MPa。采用了胶凝酸酸压工艺进行模拟实验。实验岩心的弹性模量为S 油田17 GPa、R 油田29 GPa、T 油田40～50 GPa、C 油田40～50 GPa、Y 油田10 GPa。

实验结果如图2 所示。当弹性模量大于30 GPa时，如T 油田和C 油田碳酸盐岩，酸蚀裂缝导流能力相对较好，初始导流能力接近1 000 μm2·cm，后期稳定在100 μm2·cm 左右；当弹性模量在30 GPa左右时，如R 油田，初始酸蚀裂缝导流能力接近100 μm2·cm，后期稳定在10 μm2·cm 左右；当弹性模量小于20 GPa，S 油田和采用胶凝酸酸压的Y 油田导流能力最差，后期随着闭合应力增加，导流能力基本消失。其中S 油田的导流能力随闭合应力增加迅速下降，在6.9 MPa 闭合应力下就失去了导流能力，其主要原因是由于低弹性模量导致了岩石较低的嵌入强度，酸岩反应后的岩石骨架在闭合应力增加时难于支撑，从而导致了导流能力的大幅度下降。

图2 不同弹性模量碳酸盐岩储层导流能力变化曲线Fig.2 Variation of fracture conductivity in carbonate reservoirs with different elastic modulus

由此可见，低弹性模量储层的酸蚀裂缝导流能力在采用胶凝酸酸压时保持难度较大。在实际生产中，由于初期具有一定的导流能力，能够有一定的增产效果，随着生产的进行，导流能力逐渐下降，表现为增产有效期较短。

2.2 排量影响

实验条件：注酸速度100 mL/min、200 mL/min，闭合酸化排量30 mL/min，注酸时间30 min，闭合酸化时间10 min，温度90 ℃，酸液体系为胶凝酸，有效闭合应力测试范围为0～65 MPa，见表1。实验用岩心取自R 油田的2 口井，测试弹性模量为25 GPa。

表1 不同注酸排量实验参数设计Table 1 Experimental parameter design for different acid injection rates

2 口井的导流能力实验结果见图3 和图4，可以看出，2 口井的导流能力初期较接近，随着闭合压力增加，低排量下的导流能力下降较快；闭合酸化后，导流能力都有很大的提高。2 口井在闭合酸化前，高排量(200 mL/min)的导流能力要明显高于低排量(100 mL/min)的导流能力，但是，经过闭合酸化后，低排量导流能力上升幅度更大。其中，A001 井低排量情况经闭合酸化导流提高到原来的7.7 倍，高排量情况提高到5.1 倍；A004 井低排量情况经闭合酸化导流提高到原来的12.7 倍，高排量情况提高到3.6 倍。由此可见，常规酸压时，高排量的导流能力好于低排量的导流能力。采用闭合酸化时可以有效提高导流能力3～12 倍，且低排量情况导流能力提高效果更好。

图3 A001 井胶凝酸酸压闭合酸化酸蚀裂缝导流能力实验Fig.3 Experiment curve of the conductivity of acid-etched fractures by the gelling acid fracturing and closed acidizing in Well A001

图4 A004 井胶凝酸酸压及加砂酸压闭合酸化酸蚀裂缝导流能力实验曲线Fig.4 Experiment curve of the conductivity of acid-etched fractures by the gelling acid fracturing and closed acidizing and the sand acid fracturing in Well A004

对A004 井进行了加砂酸压导流能力测试(图4)，模拟的工艺方法是酸压过程中加入支撑剂。结果表明，加砂酸压的导流能力好于胶凝酸酸压，采用闭合酸化工艺后，导流能力差于其他胶凝酸酸压的导流能力。在弹性模量大于20 GPa 时，采用胶凝酸酸压能够获得一定导流能力的裂缝，但是高闭合应力将大幅度降低裂缝的导流能力。如果采用加砂酸压的方式，能使导流能力保持得更高，有利于延长改造有效期。

2.3 酸压工艺影响

实验条件：岩心为中东S 油田低弹性模量碳酸盐岩岩心，弹性模量为17 GPa。

根据雷诺数相似准则，现场排量5 m3/min 相似后实验注酸速度200 mL/min，温度90 ℃，酸液体系为胶凝酸，注酸时间60 min。

由于2 对岩板酸蚀后大量发育蚓孔，加砂将有大量砂粒进入蚓孔，会使实验数据失真，因此对另一块未被酸蚀的岩板进行加砂导流实验，进行2 种不同酸层工艺比较：胶凝酸酸压和加砂压裂。加砂实验在未被酸蚀的岩板上加砂铺置，测量导流能力，铺砂浓度为4 kg/m2；酸压实验是先酸化后测量酸刻蚀后的自支撑导流能力。

胶凝酸酸压岩心表面形态见图5，可见岩板刻蚀后表面形成很多蚓孔，甚至在边缘处可见贯穿蚓孔，呈现出点状凹坑刻蚀形态，未见明显的刻蚀沟槽，未见明显的支撑点和支撑面。说明溶蚀孔的主要作用是导致酸液滤失增加。2 种工艺导流能力变化如图6。

由于岩心弹性模量较低，胶凝酸酸压酸液刻蚀后更降低了岩心强度，在闭合压力作用下，无法形成有效渗流通道，导流能力无法保持，其中1 号岩心在闭合压力为5.175 MPa 时导流能力完全失去，接近于0；2 号岩心在闭合压力为10.2 MPa 时导流能力接近于0。

图5 酸刻蚀后岩板数字化成像［11］Fig.5 Digital image of rock plate after acid etch

图6 不同酸压工艺导流能力变化曲线Fig.6 Variation of the fracture conductivity by different acid fracturing technologies

加砂压裂的导流能力表现为随闭合应力增加而先剧烈下降-平缓-缓慢下降的趋势。这是因为前期支撑剂严重嵌入岩石，导流下降快，当闭合压力增至13.8 MPa 时，支撑剂充填层被压实，压板表面已嵌入一层支撑剂。进入平缓段，导流能力下降慢，压力增至34.5 MPa 时，岩板发生断裂，在闭合应力48.3 MPa 时导流能力下降为0。

对比以上2 种工艺方法，可以看出胶凝酸酸压导流能力比加砂压裂导流能力差，加砂压裂可以有效保持导流能力。因此，对于弹性模量小于20 GPa的S 油田碳酸盐岩储层，采用加砂压裂更有利于保持导流能力。

3 结论

(1)低弹性模量碳酸盐岩的酸蚀裂缝导流能力实验结果表明低弹性模量碳酸盐岩的导流能力保持程度低。

(2)当弹性模量大于30 GPa 时，酸蚀裂缝导流能力相对较好，可稳定在100 μm2·cm 左右；当弹性模量在30 GPa 左右时，酸蚀裂缝导流能力可稳定在10 μm2·cm 左右；当弹性模量小于20 GPa，随着闭合应力增加，导流能力基本消失。

(3)注酸排量高的酸蚀裂缝导流能力好于注酸排量低的情况，闭合酸化能大幅度提高导流能力。

(4)弹性模量小于20 GPa 的碳酸盐岩，酸压即使产生大量的酸蚀蚓孔，导流能力也难以保持。对于S 油田碳酸盐岩储层，采用加砂压裂工艺才能够提供更优的导流能力。