大牛地气田下古生界致密碳酸盐岩体积酸压试验

郑 健

（华北油气分公司油地工作保卫部，河南郑州 450006）

鄂尔多斯盆地北部下古生界奥陶系风化壳碳酸盐岩储层是大牛地气田主要后备气层之一，资源量达650×108m3。大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层埋深3 000～3 600 m，中部深度3 300 m 左右，地层温度90～120 ℃，地层压力系数一般为0.83～0.96 MPa/100m。风化壳孔隙度范围为0.57%～14%，平均值4.4%；渗透率分布范围为0.010 5×10-3μm2～5.89×10-3μm2，平均值0.46×10-3μm2，为典型的低压、低孔、低渗的致密碳酸盐岩储层。前期常规的水平井分段酸压工艺实现了储层的酸压改造，但由于工艺自身特点也暴露出一些问题，难以形成大面积有效体积压裂，导致后期稳产效果较差。本文对体积酸压在大牛地气田下古碳酸盐岩储层的适用性进行论证。

所谓体积酸压是从体积压裂引申而来，是指在酸压过程中，通过特殊的工艺措施使天然裂缝扩张，脆性岩石产生剪切滑移，形成的天然裂缝与人工裂缝交织，形成复杂的裂缝网络，增加储层改造体积，达到提高产量和采收率的目的[1]。体积压裂技术已在北美地区获得成功的应用与推广[5]，成为其致密油气藏高效开发的关键技术[2-4]。大牛地气田下古生界是典型的致密碳酸盐岩储层，与北美致密储层特征存在较大差异，且目前该区域对体积酸压的可行性研究不足。因此，本文从岩石性质及力学特征分析实施体积酸压的储层条件，通过PG-A 井的试验情况论证大牛地气田下古生界致密碳酸岩实施体积酸压的可行性，对正确认识体积酸压改造后的储层特点、渗流特征以及产层有效动用下限分析等都具有重要的意义。

1 致密碳酸盐岩储层改造难点

大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层整体表现出低孔低渗致密的特点，改造难度大，气藏储量丰度小于0.4×108m3/km2，单井控制资源量非常有限。根据前期通过酸压改造的水平井生产情况分析，该储层气井试气投产后，产量递减快，弹性产率低，稳产难度大。目前使用的水平井酸压工艺，压裂后酸液与储层横向接触面积大，井筒近井地带的酸液滤失严重，难以维持井筒内净压力，导致酸蚀裂缝延伸有限[5]，难以实现大规模体积改造。针对遇到的问题，大牛地气田碳酸盐岩储层开展体积酸压工艺试验，提高酸压改造体积和有效动用地层储量。

2 体积酸压工艺特点

体积酸压工艺主要是通过大液量、高排量和差异化的泵注程序来实现体积酸压。该工艺共分为三个阶段，前置液造缝阶段:注入大排量前置液造缝，形成主裂缝。大排量设计有助于裂缝向纵向上延伸，增大纵向的改造体积，实现改造层段的充分改造。胶凝酸酸压阶段:通过注入高黏度的胶凝酸，充分对裂缝壁面非均匀刻蚀，同时酸蚀天然裂缝中的充填物，将天然裂缝连同成网，增大改造储层整体的渗流面积。交联液携砂阶段:泵注胍胶压裂液体系进行加砂压裂，充填主裂缝，确保主裂缝保持较高的导流能力，实现长期的稳产。

3 实现体积压裂有利条件评价

3.1 天然裂缝发育情况

酸蚀裂缝与天然裂缝共同形成复杂裂缝是成功实现体积压裂改造的先决条件。天然微裂缝发育程度越高，微裂缝的方位与最大水平主应力方向的夹角越大，形成复杂的缝网的概率越高。

通过对钻遇大牛地气田下古地层的19 口取心井进行岩心裂缝观察发现，马五1 和马五2 未充填裂缝较发育，观察到的总裂缝条数为693 条，其中未充填条数为197 条，比例达到28.4%，以高角度缝为主。马五1 和马五2 天然裂缝密度较高，马五1 裂缝密度在0.7～2.1条/米，马五2 裂缝密度在0.9～6.3 条/米（见图1）。岩心垂直裂缝的长度主要集中在1～20 cm，最长可达1 m，岩心裂缝宽度主要集中在0.1～1 mm，最宽可达5 mm。从整个取心观察来看，大牛地下古致密碳酸盐储层天然裂缝发育，有利于形成缝网系统。

图1 下古碳酸盐岩各小层有效裂缝线密度统计

3.2 岩石矿物组成及脆性评价

是否能够形成复杂体积缝网的评价手段主要是对脆性指数计算分析[4，6]，岩石脆性越高，压裂越利于形成复杂裂缝。岩石的脆性高，酸压过程中岩石在压力作用下易于破碎，形成复杂裂缝；岩石脆性低，压裂过程中岩石在水压力作用下易于发生朔性形变而不易破碎，形成简单裂缝。根据大牛地碳酸盐岩储层岩心不同井段X 衍射全岩分析结果，用石英、方解石（典型脆性矿物）的含量百分比来表征岩石脆性特征，利用式（1）计算脆性指数。

式中:BI-岩石脆性指数，%；Cqz-石英含量或方解石含量，%；Ccl-黏土含量，%；Ccr-碳酸盐岩含量，%。

结果表明虽然石英含量较低，但方解石含量达到98%以上（见表1），脆性指数较高，在酸压造主缝的同时易于形成错断、滑移、剪切分支缝。

表1 大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层矿物成分

岩石脆性指数计算的另一种方法则是根据岩石力学特性判断，由杨氏模量及泊松比计算得到，该方法是通过计算归一化杨氏模量和泊松比的平均值来得到脆性系数。首先根据公式（2）和公式（3）对杨氏模量和泊松比进行均一化，在把均一化的数值代入公式（4）算出脆性指数。

式中:YMS_c-综合测定的杨氏模量，MPa；PR_c-综合测定的泊松比，μ；YM_BRIT-均一化后的杨氏模量，无量纲；PR_BRIT-均一化后的泊松比，无量纲；BI-脆性指数，%。

通过计算可以看出，大牛地碳酸盐岩储层脆性指数在0.36～0.68，满足形成复杂缝网的改造条件（见表2）。

3.3 岩石力学特征

弹性模量和泊松比反映岩石力学特征的两个重要参数，目前大牛地下古生界主要利用钻取岩心资料，采取声发射凯塞尔效应法测定弹性模量和泊松比（见表3），测试结果表明储层弹性模量在27～32 GPa，泊松比在0.20～0.24，属于中高弹性模量，中低泊松比。

表2 大牛地气田下古生界脆性指数统计

由于弹性模量越高，裂缝越窄，缝高越不易控制；泊松比越低裂缝越容易起裂，本身储层微裂缝发育，这种岩石力学特征组合，在施工过程中容易形成网状裂缝。

4 体积酸压实施效果

PG-A 井是一口气藏评价水平井，导眼段解释成果显示该井目的层马五1-2 段垂深2 872.0～2 883.7 m，垂厚11.7 m 左右，实钻岩性主要为灰色白云岩、灰色灰云岩、灰色含灰云岩。录井岩性描述为:灰色，色匀，成分以白云石为主，含少量灰质成分。

表3 岩石力学参数试验结果

PG-A 井设计思路:结合该井储层特征，PG-A 井酸压改造主要通过大液量、高排量和差异化的泵注程序来实现体积酸压，设计分4 段酸压，平均单段入地液量高达1 022.2 m3，施工排量8 m3/min。本次主要采用差异化泵注设计，首先采用高黏交联液造主缝，再注入低黏线性胶沟通天然裂缝，后注酸酸蚀储层扩大改造体积，最后加入携砂液进行加砂，力图达到形成复杂裂缝的同时保持裂缝长期导流能力。

该井顺利完成酸压施工，入井总液量4 088.6 m3，累计加砂量160.4 m3（见图2）。PG-A 井试气结束油压14.8 MPa，套压0 MPa，平均气产量55 053 m3/d，累计产气682 916 m3，估算无阻流量为180 043 m3/d，压后效果较好。PG-A 井与PG-B 井是相同层位且储层条件相近的两口酸压水平井，PG-B 井采用常规酸压工艺，该工艺仅使用胶凝酸进行酸裂，PG-A 井无阻流量却是PG-B 井的4.1 倍，试气过程中PG-A 井油压稳定且有一定上升趋势，而PG-B 井油压下降较快（见表4，图3）。对比可以看出PG-A 井稳产效果显著，定性分析形成了较复杂的裂缝网络，验证了体积酸压的压后效果。

5 结论

（1）大牛地气田碳酸盐岩储层天然裂缝较为发育，岩石脆性矿物含量高，计算脆性指数在0.36～0.68，同时结合岩石力学特征组合，可满足实现体积压裂复杂形态裂缝扩展的条件。

（2）体积酸压采用高黏交联液造主缝，再注入低黏线性胶沟通天然裂缝，后注酸酸蚀储层扩大改造体积，最后加入携砂液进行加砂的思路，改造后无阻流量为同层位储层条件相近水平井的4.1 倍，表明该技术适用性较强。

（3）从施工曲线看出，胶凝酸酸压阶段压力下降明显，建议尽可能提高酸压时的施工排量，使酸液沿主裂缝延伸的同时，能够溶蚀天然裂缝，使主缝与天然裂缝进行有效沟通，进一步提高酸压改造体积。

图2 PG-A 井酸压施工曲线

表4 PG-A 井与PG-B 井储层显示对比统计

图3 PG-A 井与PG-B 井试气数据对比