强非均质性碳酸盐岩气藏水平井精准分段酸压技术——以四川盆地中部高石梯—磨溪震旦系灯四段气藏为例

乐 宏 刘 飞 张华礼 周长林 陈伟华 肖振华

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司工程技术研究院 3.国家能源高含硫气藏开采研发中心

4.中国石油西南油气田公司勘探事业部

0 引言

四川盆地中部高石梯—磨溪地区（以下简称高磨地区）上震旦统灯影组四段气藏（以下简称灯四段气藏）天然气资源丰富，勘探开发潜力大。但生产实践表明，直井改造后天然气测试产量差异大，并且平均测试产量仅23.3×104m3/d，不能满足气藏高效开发的需求。由于水平井泄流面积大，并且经过分段压裂后沿水平段能够形成多条人工裂缝，可以大幅度地改善油气渗流条件，因而“水平井＋分段压裂”成为低渗透及非常规油气藏高效开发的关键技术手段[1-2]。前期开展了水平井分段酸压先导性试验，依据钻井、录井、测井成果进行分段设计，然后采用相同酸压工艺进行改造，改造后井均天然气无阻流量仅87×104m3/d，亟需精细分段、合理布缝及针对性酸压改造工艺，通过对长井段钻遇的不同类型储层进行精准酸压改造，以实现对该气藏储量的有效动用、提升气藏的开发效益。

经过几十年的发展，国内外已形成了一系列适用于不同完井方式的水平井分段压裂技术，主要包括暂堵软分段和机械硬分段[3-5]。暂堵软分段采用可溶性暂堵球、可降解纤维、可降解纤维＋暂堵颗粒的形式实现层间转向和缝内暂堵，主要用于改善长水平段钻遇储层的吸液剖面，但是由于裂缝起裂位置、暂堵位置和暂堵有效性难以准确判断，不能满足酸压改造对精准分段的需求[6-7]。机械硬分段包括水力喷射分段、封隔器分段和桥塞—射孔分段工艺，均能实现压裂改造的精准分段——其中，水力喷射分段工艺利用射流喷射形成的水动力封隔作用实现定点多段压裂，主要包括不动管柱水力喷射、连续油管拖动水力喷射和常规管柱拖动水力喷射等作业形式，由于作业工序多、施工周期长、施工规模小，该工艺应用受限[8]；桥塞—射孔分段工艺不能连续压裂作业、施工周期较长，适用于套管完井，在页岩油气、致密油气储层的压裂改造中应用广泛[9]，但不能满足高磨地区灯四段气藏裸眼水平井的分段酸压需求；裸眼封隔器＋滑套分段工艺通过分段工具及管柱一次性入井、逐级投球实现分段压裂，具有分压段数多、施工快捷、操作简单等优势，是高磨地区灯四段气藏水平井分段酸压的主要技术手段[10-11]。

为了实现高磨地区灯四段气藏储量的有效动用、提升该气藏的开发效益，综合考虑钻录井参数、测井解释参数及井型特征参数，定义储层改造系数，开展储层量化评价；综合考虑储层改造系数、地应力和井眼条件，形成精细分段方法，并且针对不同类型储层，形成差异化酸压改造工艺；在此基础上，形成了强非均质性碳酸盐岩储层水平井精准分段酸压技术，并且进行了现场应用，以期为同类型碳酸盐岩气藏实施酸压改造提供借鉴。

1 储层地质特征

高磨地区灯四段气藏具有埋藏深（介于5 000～5 500 m）、地层温度高（介于148.7～158.9 ℃）、低孔低渗透（平均孔隙度为3.87%，平均渗透率为0.51 mD）的特征；纵向上发育灯四上和灯四下两个亚段，平面上分为台缘和台内两个区域，储层物性整体表现为灯四上亚段优于灯四下亚段、台缘优于台内；目前，台缘带主体区处于开发建产阶段，台内低渗透区处于勘探评价阶段。取心、成像测井、数字岩心、铸体薄片、扫描电镜等资料的分析结果表明：灯四段白云岩储层孔隙、溶洞、天然裂缝发育，储集空间多样，以次生粒间溶孔、晶间溶孔、中小溶洞为主；储层类型复杂，根据孔—洞—缝搭配关系，划分了裂缝—孔洞型、孔洞型和孔隙型3种储层类型[12]；其中，裂缝—孔洞型、孔洞型两类优质储层在高石梯区块台缘带灯四上、灯四下亚段均有发育，在磨溪区块台缘带灯四上亚段发育、灯四下亚段欠发育，在台内主要分布在灯四上亚段顶部[13]。总体而言，优质储层在纵横向分散发育、连续性差，具有强非均质性。

高磨地区灯四段储层交错叠置发育、跨度大，为了提高优质储层钻遇率，并兼顾纵向上灯四上、下亚段储量的有效动用，大斜度井和水平井是台缘带开发井、台内评价井主要采用的井型[14]。由于井眼轨迹设计主要考虑钻遇优质缝洞储集体，兼顾最大水平主应力方向，井眼方位线与最大水平主应力方向的夹角变化大，存在近平行、斜交、近垂直等情况。该区域钻获水平井水平段长度主要介于800～1 300 m，最长达1 610 m，水平段钻录井显示存在明显差异，部分井段发生放空、恶性井漏等情况，说明这些井段钻遇了缝洞体（表1）。

对强非均质性储层中长水平井段进行精细分段布缝，优化各段酸压裂缝参数，优选针对性改造工艺及施工参数，对不同类型储层进行针对性改造，才能充分动用各储层段天然气储量，提高单井产气量[15-17]。

2 地质工程一体化精细分段方法

2.1 储层量化评价

自2011年高石1井在震旦系灯影组获得重大勘探突破以来，灯四段累计实施62井次的直井酸压作业，单井测试气产量差异显著，台缘带43井次平均测试气产量为31.5×104m3/d，台内19井次平均测试气产量仅4.7×104m3/d。为了明确影响酸压改造效果的主控因素，分析了钻录井、测井、压裂、返排等参数与改造后测试气产量的相关性，改造后测试气产量仅与瞬时停泵压力、返排率等不可控参数呈明显负对数关系，而与储层厚度、孔隙度、渗透率等措施前已知参数的相关性较差。为了利用措施前已知参数来指导水平井分段酸压设计，进行数据标准化处理、Pearson相关性分析和投影重要性分析，相关计算式为：

式中X表示标准化自变量；下标j表示自变量序号，j=1, 2, …,m；k表示样本序号，k=1, 2, …,n；x表示自变量；表示自变量平均值；m表示自变量个数；n表示样本数；r表示Pearson相关系数；表示标准化自变量平均值；Y表示标准化因变量；表示标准化因变量平均值；Ivip表示投影重要性指标；t表示主成分；h表示主成分个数；Rd(Y,t1,t2, …,th)表示Y和所有主成分的相关系数，表征所有主成分对Y的解释能力；Rd(Y,tk)表示Y和单个主成分（tk）的相关系数，表征tk对Y的解释能力。

综合考虑钻录井参数、测井解释参数，筛选出具有明显相关性的9个地质参数，定义储层改造系数，并针对直井进行储层定量评价[11]，即

式中yver表示针对直井的储层改造系数；H表示标准化储层厚度；φ表示标准化孔隙度；Sw表示标准化含水饱和度；Hφ表示标准化储能系数；ΔT表示标准化补偿声波；ρ表示标准化补偿密度；RD/S表示标准化深/浅双侧向电阻率比；Vloss表示标准化漏失量；TOG表示标准化气测全烃值。以上参数均为无量纲参数。

随着灯四段气藏由勘探转向开发，井型也由直井转变为大斜度井和水平井，针对直井形成的储层改造系数评价方法出现了不适应性，需要进一步优化、完善。因此，引入水平段长度、井斜角、井眼方位线与最大水平主应力方向夹角等水平井/斜井特征参数，优化储层改造系数计算方法，即

式中yhor表示大斜度井/水平井储层改造系数；K表示标准化渗透率；KH表示标准化地层系数；RI+II表示标准化的Ⅰ+Ⅱ类储层占比；θAZI表示标准化井眼方位线与最大水平主应力方向夹角；θDEV表示标准化井斜角。以上参数均为无量纲参数。

图1为16口大斜度井/水平井的储层改造系数与气井改造后无阻流量的关系曲线，可以看出，两者存在明显正相关关系，R2达0.926 5，该参数能够较准确地评价储层特征。

图1 高石梯地区震旦系灯四段储层改造系数与气井无阻流量关系图

2.2 精细分段方法

为了实现强非均质碳酸盐岩储层水平井的针对性酸压改造，需要优化裸眼封隔器坐封位置来实现精细分段，以及综合考虑地质甜点和工程甜点来优化滑套位置，进而实现合理布缝。根据单井钻井、录井、测井解释成果，计算各储层段改造系数剖面，结合破裂压力剖面和井径剖面，在储层改造系数低值、破裂压力高值、井眼规则处设置封隔器进行卡封，将储层改造系数相近的层段划为1段，在储层改造系数高值、破裂压力低值处设置注酸滑套，以实现酸压裂缝起裂。同时，综合考虑单段段长和缝间距，对封隔器坐封位置适当调整，使每条裂缝的导流作用得到充分发挥。

在裸眼完井条件下井周应力分布比较简单，根据井周应力分布，采用最大张应力准则计算破裂压力、起裂位置和起裂角度[18]。以GS-X25井为例，该井在井深5 199～6 243 m裸眼水平段钻进过程中见1次井漏、5次气侵、2次气测异常显示，水平段趾端漏失302.1 m3钻井液。测井解释的储层厚度为503.8 m，孔隙度为3.1%，渗透率为0.28 mD，含水饱和度为10.8%。综合考虑储层改造系数、破裂压力和井径剖面（图2），分6段进行酸压改造，各改造段参数如表2所示。

表2 GS-X25井各改造段储层物性参数汇总表

图2 GS-X25井改造段划分图

由于碳酸盐岩储层非均质性强，适用于常规均质层状储层的气井产能预测方法误差大[19]，不能满足碳酸盐岩储层分段酸压后气井产能预测的需要。为此，将Petrel建模软件建立的构造模型进行网格划分，然后根据测井解释孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数形成储层物性参数场，对划分的网格进行物性参数赋值，从而得到可以用于分段酸压气井生产动态预测的碳酸盐岩非均质储层地质模型。

为了将酸压人工裂缝植入前述建立的地质模型，需要对地质模型中酸压裂缝及其周围区域进行局部网格加密，然后，通过等效渗流原理设置裂缝网格的等效渗透率。在此基础上，采用Eclipse数值模拟软件预测均匀分段和精细分段情况下的气井生产动态。较之均匀分段，精细分段酸压造缝能够更充分地动用全井段储层。采用均匀分段，气井生产5年的累计产气量为3.4×108m3，而采用精细分段，气井生产5年的累计产气量为5.6×108m3，后者是前者的1.65倍（图3）。

图3 不同分段方式下气井生产动态预测结果图

3 差异化改造工艺

3.1 不同品质储层的改造需求

根据储层改造系数（y）将高磨地区灯四段气藏储层划分为3类：①优质储层，y≥1.0；②中等储层，0.5≤y＜1.0；③低品质储层，y＜0.5。酸蚀裂缝长度和导流能力是决定酸压改造效果的两个重要参数。首先，针对不同品质储层建立相应地质模型，开展气井生产动态模拟；然后，基于该数值模拟结果分析酸蚀裂缝长度和导流能力对气井累计产气量的影响，从而明确不同品质储层的改造需求，建立相应酸压改造工程目标。地质模型中储层参数如表3所示。

表3 酸压气井储层参数统计表

气井生产时间为3年。如图4所示，对于优质储层，酸蚀裂缝长度大于40 m、裂缝导流能力大于40 D·cm后，随着酸蚀缝长和导流能力增加，气井累计产气量增量上升的趋势逐渐变缓，单位缝长变化下的累计产气量增量逐渐降低，并且提升裂缝导流能力对增大气井累计产气量效果更显著；对于中等储层，酸蚀裂缝长度大于50 m、裂缝导流能力大于30 D·cm后，随着酸蚀缝长和导流能力增加，气井累计产气量增量上升的趋势逐渐变缓，单位缝长变化下的累计产气量增量逐渐降低；对于低品质储层，在裂缝导流能力大于20 D·cm后，随着酸蚀裂缝导流能力增加，气井累计产气量增量上升的趋势逐渐变缓，单位缝长变化下的累计产气量增量逐渐降低，而随着酸蚀缝长增加，气井累计产气量增量上升的趋势一直较明显，对于该类储层来说，酸压改造的重点应该是尽量延长酸蚀缝长。

图4 气井累计产气量增量随酸蚀裂缝长度和导流能力变化曲线图

3.2 针对性酸压改造工艺

影响酸蚀裂缝长度和导流能力的因素较多，可以分为不可控因素和可控因素两大类。不可控因素主要是地质因素，包括地层温度、储层岩性、岩石力学性质、闭合应力等；可控因素主要是工程因素，包括酸液体系、改造工艺、施工排量、施工规模等。通过优化可控参数，采取针对性酸压改造工艺，可望获得预期的酸蚀裂缝长度和导流能力[20-22]。

3.2.1 主体酸液体系

高磨地区震旦系灯四段储层埋藏深、地层温度高、闭合应力高，酸液体系的选择需要综合考虑酸液的缓蚀性、缓速性、降阻性和高温稳定性，以及酸岩反应后裂缝壁面的刻蚀形态和裂缝导流能力等。胶凝酸、转向酸、交联酸的酸岩反应速率依次降低（图5-a），其中胶凝酸和转向酸与岩石反应后能够在岩石表面形成刻蚀沟槽，大幅提升储层的渗透性，交联酸破胶不彻底会对储层产生伤害；在高闭合应力下，胶凝酸刻蚀岩石后比转向酸刻蚀岩石后获得的酸蚀裂缝导流能力更高（图5-b）；胶凝酸的降阻率能达到60%～70%，而转向酸的降阻率在50%左右，胶凝酸的降阻效果明显优于转向酸[11,14,23-24]（图5-c）；发生酸岩反应后，转向酸将稠化、变黏，由此可以促进酸液分流转向、长井段均匀布酸，同时可以抑制酸蚀蚓孔扩展，降低酸液滤失，增加酸蚀缝长[25]。因此，优选胶凝酸、转向酸作为主体酸液体系。

图5 酸液性能对比图

3.2.2 酸压改造工艺

采用高磨地区灯四段露头方样（边长为300 mm）开展压裂物理模拟实验，分别采用冻胶压裂液和胶凝酸，研究在相同应力及注入排量下压裂裂缝的延伸情况。如图6所示，在灯四段地应力条件下，压裂改造后形成垂直的人工裂缝，并且该裂缝沿最大水平主应力方向延伸；如图6-a所示，压裂液激活了部分天然裂缝（蓝色虚线框为激活的天然裂缝），并且侵入天然裂缝的深度浅，仅在与人工裂缝相交的位置附近有压裂液存在；如图6-b所示，胶凝酸对天然裂缝的激活能力更强；图6-c中红色/蓝色箭头表示酸液流经路径，可以看出胶凝酸侵入天然裂缝的范围广，在裂缝壁面产生明显的刻蚀沟槽，酸压改造范围更大，有利于沟通缝洞型储集体。

图6 高磨地区灯四段露头岩样压裂物理模拟实验结果照片

由于天然气黏度低、渗流阻力小，对酸蚀裂缝导流能力的要求远低于原油，如图4所示，不同类型储层对裂缝导流能力的需求介于20～40 D·cm。震旦系灯四段储层最小水平主应力约90 MPa，地层压力为57 MPa，以井底流压40 MPa计算，有效闭合应力介于30～50 MPa，在该闭合应力下，胶凝酸酸蚀裂缝导流能力高于30 D·cm（图5-b），基本能够满足该区灯四段气藏储层酸压后对裂缝导流能力的需求。

对于优质储层，由于天然裂缝和溶蚀孔洞发育，酸液容易滤失，形成酸蚀蚓孔，同时激活并刻蚀天然裂缝，更加加剧了酸液的滤失，导致增加酸蚀缝长的难度大。当酸蚀缝长大于40 m后，提高缝长的效果将不明显。根据胶凝酸和转向酸酸岩反应速率计算单一酸液体系酸压的有效作用距离约为40 m[23]，试井解释结果显示胶凝酸酸压后形成的酸蚀裂缝长度介于18.4～45.3 m，平均为30.9 m[26-28]，说明采用胶凝酸或转向酸的酸压工艺能够满足优质储层的改造需求。

对于中等储层，要求酸蚀裂缝长度大于50 m。酸压物模实验结果显示，高黏度自生酸前置液（红色荧光示踪剂）造缝能力强，主体形成沿最大水平主应力方向延伸的酸压裂缝，自生酸对深部裂缝壁面有一定刻蚀作用；较低黏度胶凝酸（绿色荧光示踪剂）在较高黏度的自生酸前置液中形成黏性指进，裂缝壁面颜色呈红绿相间，在裂缝表面形成凹凸不平的刻蚀沟槽（图7-a）。自生酸前置液＋胶凝酸酸压工艺能在近井段形成高导流能力酸压裂缝（图7-b），并且自生酸对酸压裂缝远井段又具有一定刻蚀能力，从而增大酸蚀裂缝长度，满足了中等储层的改造需求。

图7 高磨地区灯四段储层采用自生酸前置液＋胶凝酸酸压后裂缝形态照片及导流能力测试曲线图

对于低品质储层，酸蚀裂缝长度越长，改造效果越好。由于该类储层溶蚀孔洞、天然裂缝欠发育，酸液作用后不容易形成酸蚀蚓孔[27]，具备深度改造的基础。利用自生酸前置液的降温、造缝、降滤、缓速作用，能够大幅增加酸蚀裂缝长度。基于压裂软件，研究交替注入级数对缝长的影响，如图8所示，当注入级数介于2～3级时，裂缝长度提升最明显，采用自生酸前置液＋胶凝酸2～3级交替注入的酸压工艺能够满足低品质储层的改造需求。

图8 不同交替注入级数下酸蚀裂缝参数模拟曲线图

针对优质储层，虽然前述导流能力测试实验结果显示，在约40 MPa闭合应力下，自生酸前置液＋胶凝酸酸压（含3级交替注入）后裂缝导流能力（介于185.0～215.0 D·cm）明显高于胶凝酸酸压后裂缝导流能力（37.2 D·cm）（图7-b），但是从现场开展的胶凝酸酸压和自生酸前置液＋胶凝酸酸压两种工艺试验结果来看，在储层改造系数相近（在1.4左右）的情况下，两种工艺下的气井测试产量相当，介于101.49×104～108.51×104m3/d （图9）。可以看出，对于优质储层而言，当裂缝导流能力超过40 D·cm后，继续提升裂缝导流能力的增产效果已不显著，这与由气井生产动态模拟得到的结论一致。而针对低品质储层，以GS19井为例，该井在灯四下亚段（储层改造系数为0.27）初次改造采用胶凝酸酸压工艺，根据施工井底压力，采用FracproPT压裂设计软件进行净压力拟合，酸蚀裂缝长度为42 m，测试气产量为0.3×104m3/d，重复改造采用自生酸前置液＋胶凝酸3级交替注入酸压工艺，净压力拟合后的酸蚀裂缝长度为85 m，测试气产量为2.0×104m3/d，可以看出大幅增加酸蚀裂缝长度有助于提升低品质储层的深度改造效果。

图9 采用不同酸压工艺的优质储层改造效果对比图

3.3 施工参数优化

根据所建立的酸压裂缝拟三维延伸模型[26]，重点考虑酸液在基质、酸蚀蚓孔和天然裂缝的滤失，以及裂缝壁面岩矿组成的非均质程度对非均匀刻蚀的影响。

裂缝拟三维延伸模型的连续性方程为：

裂缝壁面由多种矿物组成，酸液对裂缝壁面进行非均匀刻蚀，酸蚀裂缝宽度计算式为：

酸液滤失速度计算式为：

式中q表示注入排量，m3/s；x表示沿缝长坐标位置，m；t表示注入时间，s；hf表示裂缝高度，m；vleak表示酸液滤失速度，m/s；A表示裂缝横截面积，m2；wa表示酸蚀裂缝宽度，m；m表示矿物种类数量；i表示矿物种类序号；β表示酸液溶解能力，kg/kmol；ρr表示岩石矿物密度，kg/m3；φr表示孔隙度；η表示滤失酸液中与裂缝壁面岩石发生反应的酸液量占比，η≈0；Cf、Cw分别表示裂缝壁面处和溶液中酸液浓度，kmol/m3；R表示酸岩反应速率，kmol/(m2·s)；Kr表示渗透率，1012D；μ表示酸液黏度，Pa·s；p表示压力，Pa。

其余方程与常规拟三维酸压模型相同，此处不再赘述。通过酸液滤失速度计算式，将裂缝拟三维延伸、壁面蚓孔扩展及裂缝内酸液非均匀流动反应模型进行耦合求解，用于酸压施工参数的优化。

根据各酸压段的储层改造系数，可以获得对应的酸蚀裂缝长度、导流能力目标值及适宜的酸压改造工艺；通过模拟计算，得到不同酸液注入排量和规模下的酸蚀裂缝参数，从而优化施工参数。

4 现场应用效果

4.1 应用效果

自2017年以来，在高磨地区灯四段气藏台缘带建产区共有69口井实施了精准分段酸压，井均无阻流量为127.6×104m3/d，较之气藏开发初期，提高了46.5%（图10），单井产量大幅度提升，实现了边际效益气藏的高效开发。在该气藏台内低渗透区，由于储层厚度减薄、缝洞发育程度变差、物性变差，采用水平井进行勘探评价，将精准分段酸压工艺应用于23口井，其中21口井获高产工业气流（测试产量介于7.38×104～141.19×104m3/d），整体应用效果显著，支撑了台内低渗透区的储量升级。

图10 高磨地区灯四段气藏主体建产区历年气井改造效果统计图

4.2 分段酸压后改造段产气贡献评价

针对高磨地区台缘带主体区采用分段酸压的气井，根据各改造段产气剖面测试结果[29]，除MXH34井第1段、第4段以外，各改造段储层改造系数与折算单段无阻流量呈明显的线性正相关关系，R2介于0.90～0.99（图11），针对性的改造工艺能够充分发挥各改造段的资源潜力。另外，从改造系数的分布来看，总共45段改造段，其中5段为优质储层，对单井天然气无阻流量的贡献率（以下简称产气贡献率）为28%，32段为中等储层，产气贡献率为63%，8段为低品质储层，产气贡献率为9%。高磨地区灯四段气藏储层物性整体呈低孔隙度、低渗透率特征，并且以中等储层为主，优质储层和中等储层是产气主要贡献层段。对于台内低渗透区，由于储层物性变差，低品质储层占比增大，需继续攻关该类储层改造工艺技术，进一步提高单井气产量，实现气藏规模效益开发。

图11 高磨地区灯四段气藏台缘带主体区水平井各段改造系数与折算单段无阻流量关系曲线图

5 结论

1）储层改造系数（y）能够较准确地评价储层特征。若y≥1.0，为优质储层；若0.5≤y＜1.0，为中等储层；若y＜0.5，为低品质储层。

2）形成了综合考虑储层改造系数、地应力和井眼条件影响的酸压精细分段方法，对不同类型储层段实施针对性改造措施，充分发挥长水平井段各改造段的资源潜力，提高强非均质储层中天然气储量动用率。

3）针对不同类型储层，适用的酸压工艺也不同。对于优质储层，宜采用胶凝酸或转向酸酸压工艺；对于中等储层，宜采用自生酸前置液酸压工艺；对于低品质储层，宜采用自生酸前置液＋胶凝酸2～3级交替注入的酸压工艺。

4）高磨地区灯四段气藏台缘带建产区69口井实施了精准分段酸压，井均天然气无阻流量为127.6×104m3/d，较之气藏开发初期，提高了46.5%，单井产量大幅度提升，实现了边际效益气藏的高效开发。