非均质碳酸盐岩裸眼水平井/大斜度井酸压精细分段技术

苟 波, 陈伟华,, 马辉运, 周长林, 曾明勇,3, 陶 亮

(1西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 2中国石油西南油气田公司工程技术研究院 3中国石化西南油气分公司工程技术研究院)

酸压裂缝在长井段上的合理部署是裸眼水平井/大斜度井分段酸压的关键技术难点之一，是立体酸压技术重要内涵。长井段的布缝位置及数量对酸压后的产能影响大，不合理的分段难以实现全井段储层立体动用[1]。灯影组裸眼水平井/大斜度井酸压裂缝的合理部署面临两大难点：①如何降低致密条带对酸压效果影响。储层发育“致密层”和“硅质夹层”条带[2]，这些条带常成为“渗流屏障”，阻碍油气向酸压裂缝流动[3]；②酸压裂缝的起裂位置不容易控制。裸眼长井段上应力分布不均，酸压裂缝的起裂位置不容易确定，直接影响分段酸压效果。笔者从灯影组储层地质特征出发，针对裸眼水平井/大斜度井酸压布缝技术难题，提出考虑致密条带“屏障作用”选取“地质甜点”和长井段上“破裂压力”分布选取“工程甜点”的“双目标”精细分段酸压方法。

一、灯影组储层地质特征

高石梯磨溪地区灯影组储层位于川中古隆起平缓构造区威远至龙女寺构造群，产气层为灯二段、灯四段。灯四段埋深4 900～5 800 m，储层厚度较大，为勘探开发的主力产气层。岩性以砂屑云岩及藻白云岩为主，见硅质条带，少含菌藻类及叠层石，硅质条带的存在加剧了储层物性、岩性非均质性[2]。储集空间以溶洞、次生的粒间溶孔、晶间溶孔为主，局部发育天然裂缝。岩心单井孔隙度2%～17.84%，平均孔隙度3.87%；渗透率0.01～1 mD，平均渗透率0.9 mD，属于典型的低孔低渗储层。

水平井/大斜度井钻遇剖面的储层物性、含气性分布较为复杂，致密层与低渗层交错分布，体现出灯影组储层非均质性极强。

二、裸眼水平井/大斜度井精细分段设计方法

1.精细分段设计内涵

灯四段储层非均质性强，物性差，自然投产难以获得工业产能，分段立体酸压改造是增产、建产关键技术[4]。分段立体酸压核心要点：充分利用现有分段工具，在长井段上合理部署酸压裂缝，一定投产期内充分动用长井段储层，实现储层立体开发[1]。

2.灯四段“渗流屏障区”确定

灯四段储层夹杂不同厚度(约0～100 m)的硅质层和致密层，其厚度差异会明显影响酸压产能。致密条带类似于“半渗透隔板”或“渗流屏障”，虽然不能改变流体的渗流轨迹，但能延缓流体的运动速度，影响地层压力传递[3]。基于储层地质特征，采用油藏数值模拟方法建立机理模型，分析致密条带厚度变化对产能影响，确定形成“渗流屏障区”的条件，为精细分段提供重要依据。

2.1 模型建立

灯影组储层对产能有明显贡献的是Ⅰ～Ⅲ2类储层，Ⅳ类储层为致密条带。以工区典型酸压水平井GS8井为例，建立分段酸压优化箱体地质机理模型，模型长1 000 m，宽1 200 m，厚60 m，网格步长10 m×15 m×10 m；主要基础参数包括：地层压力系数在1.09～1.17，地温梯度2.6℃/100 m和目标井段测井解释孔隙度、渗透率和含气饱和度等。数值模拟3年投产期内储层剩余气饱和度和压力分布，分析致密条带厚度对酸压裂缝动用储层程度影响，确定形成“渗流屏障区”的临界厚度。

图1中GS8井钻遇剖面储层孔渗、含气性分布非均质性较强，Ⅲ1、Ⅲ2和Ⅳ类储层交错叠置分布。

图1 GS8井机理模型示意图

采用裂缝形态，缝长和导流能力表征酸压裂缝[5]。GS8井酸压裂缝为与井筒垂直的横截缝，缝长和导流能力由净压力拟合方法获取，然后采用网格二次加密技术和基于等值渗流阻力法的裂缝网格处理技术[6]，向箱体地质机理模型植入酸压裂缝。

2.2 渗流屏障区的确定

GS8井致密条带为5～80 m(图1)，模拟分析不同厚度的致密条带局部生产动态。选取模型单元的储层组合模式为：储层+35 m致密条带+储层+25 m致密条带+酸压裂缝+储层。生产3年，压力主要波及到了酸压裂缝右边储层，左边储层与酸压裂缝之间有35 m致密条带，阻碍了压力向储层的传播(图2)，影响了酸压裂缝左边储层动用(图3)。

图2 生产过程中的压力场变化

图3 生产过程中的含气饱和度变化

分析可知：当灯影组致密条带厚度大于35 m时，会成为明显的渗流屏障带。因此，定义致密条带厚度为35 m时的区域为渗流屏障区。

3.裸眼长井段酸压裂缝起裂位置预测

长井段上破裂压力剖面是判定酸压裂缝起裂位置重要依据。测井资料提供的岩石密度横波、纵波数据，结合动静态岩石力学参数关系，建立破裂压力计算模型，可确定长井段的破裂压力剖面。灯影组三向地应力关系为：σv>σH>σh，为获取整个长井段上的破裂压力剖面，改进Huang的破裂压力计算公式[7]：

pbL=3σHL-σhLcos2γL-σvLsin2γL

(1)

式中：pbL—井深L处的破裂压力,MPa;σHL—最大水平主应力,MPa;σvL—垂向应力，MPa;σhL—最小水平主应力，MPa；γL—井斜角，°。

垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力按照式(2)～式(4)计算：

σvL=σvL0+10-3ρLgΔhcosγL

(2)

(3)

(4)

式中：Δh—测井解释距离步长，m；σvL0—前一步长L0处的垂向应力，MPa；ρL—岩石密度，g/cm3；g—重力加速，m/s2；υL—静态泊松比，无因次；α—孔弹性系数，无因次；pp—地层压力，MPa；kH，kh—构造应力系数，m-1；H—垂深，m；EL—静态杨氏模量，MPa。

灯影组构造应力系数由实测地应力大小、岩石力学参数通过式(3)、式(4)求得kH为9.2841×10-8m-1，kH为6.3871×10-8m-1。

杨氏模量和泊松比由式(5)～式(8)计算，其中式(7)、式(8)为动静态岩石力学参数关系：

(5)

(6)

υL=0.9243υLd+0.0214

(7)

EL=0.5578ELd+11753

(8)

式中：υLd—动态泊松比，无因次；ELd—动态杨氏模量，MPa；DTS、DTC—横波、纵波时差，ft/s。

三、现场应用

GS30井酸压井段为灯四段5 310～6 177 m。长井段上存在4个明显的致密条带(图4)，其中致密条带②、③为“渗流屏障区”。从物性、含气性分析，5 310～5 600 m井段明显优于其它井段。

图4 GS30井钻遇剖面物性与含气饱和度分布图

本井分为5段，如图5所示。滑套位于各井段破裂压力最低点，较居中。封隔器位于各致密条带的中部位置，尽量避免了段内出现渗流屏障带。第2段和第1段物性、含气性均较差，且各段均与致密条带相邻。兼顾工程甜点，右封隔器置于6 010 m处，即位于致密条带④中央；左封隔器置于渗流屏障带②中部位置，滑套置于第2段破裂压力最低点，即位于渗流屏障带③左侧5 910 m处。各段物性、含气性优劣依次为第5段、第4段、第3段，第2段和第1段。

图5 GS30井破裂压力剖面及分段示意图

各段采用“自生酸+胶凝酸”前置液酸压工艺,物性、含气性较好的第5段、第4段适当增大液量，充分释放优质储层潜能。施工曲线表明(图6),各段均有明显的滑套开启响应，成功实现5段酸压。本井累计共注入自生酸前置液539.97 m3、胶凝酸879.25 m3、降阻水 24.49 m3；施工排量7.1～7.4 m3/min。第1、2段物性较差，施工压力较高，第3段其次，第4、5段有沟通天然裂缝或溶蚀孔洞的压力响应。酸压后测试产量103.96×104m3/d，为常规仅考虑储层地质甜点分段方法的相邻大斜度井/水平井产量的1.5～1.8倍，间接证实本分段方法的有效性。

图6 GS30井分段酸压施工曲线

四、结论与建议

(1)高磨地区灯影组储层非均质性强，当致密条带厚度大于35 m时，具有明显的渗流屏障作用，会影响酸压效果。

(2)确定渗流屏障区厚度和酸压裂缝起裂位置是灯影组裸眼大斜度井/水平井精细布缝的关键。

(3)GS30井精细分段酸压测试产量为邻井同层大斜度井/水平井的1.5～1.8倍，证实本方法有效性，建议持续推进现场试验，进一步完善本方法。