深层裂缝性碳酸盐岩油气藏立体酸压数值模拟

任冀川 郭建春 苟 波 王世彬 刘 壮

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.西南石油大学博士后科研流动站

0 引言

近年来，深层裂缝性碳酸盐岩油气藏在塔里木盆地、四川盆地不断被发现[1]，酸压是实现该类油气藏高效开发的主要手段之一。对于深层裂缝性碳酸盐岩储层，地层高温、天然裂缝发育及酸压过程中形成的酸蚀蚓孔都会影响酸液对水力裂缝的有效刻蚀[2]。但同时，滤失进入天然裂缝的酸液也会刻蚀天然裂缝壁面，增加天然裂缝的导流能力[3]。利用酸液对天然裂缝的刻蚀，郭建春等[4]提出了以构建“酸压裂缝体”（由酸蚀水力裂缝和酸蚀天然裂缝构成）为目标的立体酸压技术理念。而揭示酸液在天然裂缝、酸蚀蚓孔中的动态滤失机理，并精细描述“酸压裂缝体”中水力裂缝和天然裂缝的刻蚀形态是实现立体酸压的基础。

经典的酸压模型一般通过耦合二维—拟三维裂缝扩展模型及酸液传质—反应模型对酸压过程中的水力裂缝扩展及刻蚀进行模拟[5-9]。但此类模型在计算基质酸液滤失时一般采用修正卡特滤失系数[10]，在计算天然裂缝滤失时，通常直接设置定压力边界或给定出口速度，此类处理方法无法准确模拟裂缝性碳酸盐岩储层中由酸蚀蚓孔、天然裂缝引起的酸液滤失，也无法模拟酸液对天然裂缝的刻蚀过程。目前，在考虑酸蚀蚓孔或天然裂缝滤失的酸压数值模拟方面，已经取得了一些进展。Lyons等[11]基于格子玻尔兹曼方法，建立了描述酸液在裂缝、基质孔隙中流动—反应的模型，模拟了酸液对多孔介质的细观溶蚀特征。党录瑞等[2]引入双尺度蚓孔扩展模型，描述了酸液在非均质孔隙型储层中的滤失特征。但受制于模型计算量，该模型难以对大型天然裂缝（如构造缝）中的酸液滤失进行模拟。Mou等[12]引入基质实体，在给定水力裂缝、天然裂缝几何形态的条件下模拟裂缝性储层酸液滤失，揭示了天然裂缝对酸液滤失的影响机理，但未研究酸液对裂缝的刻蚀规律。基于Mou等建立的方法，Ugursal等[3]考虑酸液对水力裂缝及天然裂缝的刻蚀，建立了裂缝性储层酸压模型，研究了天然裂缝参数、注酸参数对水力裂缝、天然裂缝刻蚀形态的影响，但是，该模型没有考虑酸蚀蚓孔引起的酸液滤失，也没有考虑温度场对酸压裂缝刻蚀形态的影响。

国内外已有不少学者将天然裂缝考虑为滤失介质，研究酸液在水力裂缝中的刻蚀特征。但将天然裂缝作为改造目标之一，以构建高导流能力“酸压裂缝体”为目标的数值模拟研究目前则鲜有报道。为此，笔者从我国裂缝性碳酸盐岩储层特征及改造现状出发，以构建“酸压裂缝体”为目标，建立了综合考虑酸压过程中水力裂缝扩展、酸液在复杂介质中滤失、就地温度场影响的多场耦合酸压模型；基于该模型，对立体酸压改造形成的“酸压裂缝体”改造体积及无因次产能指数进行影响因素分析，进而明确了影响立体酸压效果的主控因素，以期为裂缝性碳酸盐岩储层的有效改造提供理论支撑。

1 裂缝性碳酸盐岩储层立体酸压技术理念

1.1 裂缝性碳酸盐岩储层改造工艺技术现状

从储层改造的角度出发，我国碳酸盐岩储层可以分为缝洞型、孔隙型、裂缝—孔隙型、裂缝型4类。其中，裂缝型与缝洞型储层由于基质岩体渗流能力相对较差，难以通过传统深度酸压技术实现有效改造[13]。针对缝洞型碳酸盐岩储层，焦方正[14]提出了体积开发理论与技术，即以缝洞单元体为开发管理单元，通过酸压改造，实现对缝洞单元体的逐个动用。该技术在塔河油田获得了广泛应用，支撑了缝洞型油气藏的高效开发。与缝洞型储层中储集体（溶洞）聚集呈单元分布的模式不同，裂缝性储层中储集体为基质孔隙、天然裂缝，且分布较为分散，双翼酸压裂缝对此类储层的控制范围十分有限，采用“水平井分段＋深度酸压”的方式进行改造后效果多不理想。借鉴体积改造技术思路，储铭汇[15]将加砂压裂技术与胶凝酸酸压技术复合，提出了“大排量前置液造缝＋大规模胶凝酸缝网酸压＋后置支撑剂保持裂缝导流能力”的复合酸压技术，该技术在大牛地气田下古生界奥陶系马家沟组马五5亚段碳酸盐岩储层取得了显著的改造效果。

但是，复合酸压技术主要应用于中—浅层裂缝性碳酸盐岩储层，由于此类储层地层温度、水平应力差、闭合应力均较低，加砂难度较小，酸压后容易形成具备较高导流能力的复杂裂缝系统[16]。而对于深层裂缝性碳酸盐岩储层，由于储层中部深度大于等于5 000 m，水平主应力差较高（大于等于12 MPa），水力裂缝难以沿天然裂缝转向，形成复杂裂缝网络难度大[17]。较高的地层温度（大于等于120 ℃）限制了酸液有效作用距离，而复杂介质滤失又制约了酸液对水力裂缝的刻蚀。强滤失及高地应力特征使得支撑剂加入难度大，高闭合应力对酸蚀裂缝的有效性也提出了挑战。因此，亟需探索一种适用于深层裂缝性碳酸盐岩储层的安全有效的改造模式。

1.2 “酸压裂缝体”构建思路

深层裂缝性碳酸盐岩储层酸压过程中，由天然裂缝及酸蚀蚓孔带来的酸液滤失难以有效控制，再加上地层温度高，导致酸蚀主缝的长度一般较短。但是，滤失的酸液同时也会溶蚀天然裂缝壁面，从而增加天然裂缝宽度，提高天然裂缝的导流能力。因此，笔者以天然裂缝经酸压改造后形成分支流动通道为突破口，利用分布于主缝两侧的天然裂缝来扩展裂缝体控制范围，则需要放弃使用交联酸、转向酸、纤维酸等降滤失酸液体系，从而使酸蚀后的水力裂缝及天然裂缝组成具有较高渗流能力的树状裂缝体，以实现单缝对储层一定程度上的体积控制。与降滤失造长缝的深度酸压技术相比，储层经过立体酸压改造后，不仅形成了具有一定改造体积的“酸压裂缝体”，还增大了次级流动通道沟通外部天然裂缝的机会（图1）。在此基础上，结合水平井钻遇的储层类型进行布缝优化，从而实现深层碳酸盐岩储层立体动用[4]。

图1 立体酸压段内树状裂缝体展布示意图

2 立体酸压数学模型

2.1 物理模型及假设条件

深层碳酸盐岩储层酸压数值模拟是一个复杂的多场耦合过程。为了实现有效模拟，建立如图2所示的简化物理模型。假设基质岩体为长方体，其长度为L，宽度为W，高度为H，且为各向同性、均质的线弹性介质，最大水平主应力方向平行于基质控制区域长度方向；酸压形成双翼水力裂缝，长度为Lhf，高度为hhf；在水力裂缝两侧垂直、均匀分布多条对称天然裂缝，其高度等于储层厚度，长度为Lnf，施工过程中天然裂缝不发生扩展；酸液为不可压缩牛顿流体，并且在施工排量介于4～8 m3/min条件下，流态为层流；忽略重力对酸液流动、水力裂缝扩展的影响。

图2 酸压物理模型示意图

天然裂缝长度是难以测量获得的几何参数之一，也是影响天然裂缝连通性的重要因素。笔者将相互连通的天然裂缝简化为单条垂直于水力裂缝扩展平面的天然裂缝，进而设置天然裂缝等效长度以定量描述天然裂缝的连通性和控制范围（图3）。

图3 天然裂缝等效长度简化处理示意图

基于前述假设条件，针对水力裂缝和基质岩体分别建立物理模型及相应控制方程，并且在水力裂缝、天然裂缝壁面上对各场进行耦合。笔者采用Simonson等[18]提出的经典拟三维水力裂缝扩展模型进行水力裂缝扩展模拟，该模型为半解析模型，具有稳定、计算量较小的特点，较适合于多场耦合下的水力裂缝扩展描述。此处不再赘述。

2.2 流动控制方程

2.2.1 天然裂缝区域流动控制方程

随着酸液滤失进入天然裂缝，对天然裂缝壁面进行刻蚀，其宽度会发生变化。基于物质平衡原理，天然裂缝区域的流动控制方程式为：

式中y、z表示基质岩体宽度、高度方向上的位置，m；uy、uz表示裂缝中酸液在y、z方向上的流速，m/s，该参数的计算采用立方定律；wnf表示天然裂缝宽度，m；vnf表示天然裂缝中酸液滤失速度，m/s；t表示全局注酸时间，s。

2.2.2 基质区域流动控制方程

采用三维微可压缩渗流方程对基质区域流场进行描述，即

式中ρl表示酸液密度，kg/m3；x表示基质岩体长度方向上的位置，m；Kx、Ky、Kz分别表示基质岩体在x、y、z方向上的渗透率，1012D；μ表示酸液黏度，Pa·s；pm表示孔隙压力，Pa；φ表示基质孔隙度；Ct表示综合压缩系数，Pa－1；ql表示由于裂缝区域内流体滤失产生的质量源项，kg/(m3·s)。

2.2.3 裂缝、基质区域流体交换模型

在酸压过程中，酸液会由水力裂缝或天然裂缝壁面滤失进入基质。基于达西定律，在裂缝扩展的每个时间步，根据水力裂缝及基质岩体内流体压力来计算由水力裂缝壁面向基质的酸液滤失速度，则对应于全局注酸时间步，水力裂缝单元格内酸液累计滤失量计算式为：

式中qlm表示水力裂缝单元格向基质的酸液累计滤失量，m3；hhf表示水力裂缝高度，m；vlm表示由水力裂缝壁面向基质的酸液滤失速度，m/s；tp表示水力裂缝扩展时间，s；Δx表示x方向上的网格长度，m。

根据天然裂缝体积变化量及由天然裂缝壁面滤失进入基质岩体的酸液量，则可以计算得到全局注酸时间步下从水力裂缝流入单条天然裂缝的酸液量，即

式中qlnf表示流入单条天然裂缝的酸液量，m3；hpay表示产层高度，m；Lnf表示天然裂缝等效长度，m。

2.3 热传导控制方程

2.3.1 裂缝区域热传导控制方程

对于酸液在井筒中的流动、传热，笔者采用Eickmeier等[19]建立的模型进行计算，此处不再赘述。水力裂缝/天然裂缝内热传导控制方程为：

式中cl表示酸液比热容，J/(kg·K)；whf表示水力裂缝宽度，m；Thf、Tnf表示水力裂缝、天然裂缝内酸液温度，K；vhf表示水力裂缝中酸液滤失速度，m/s；λl表示酸液导热系数，J/(m·K·s)；ux表示裂缝中酸液在x方向上的流速，m/s；qhf、qnf分别表示水力裂缝、天然裂缝内酸岩反应热源项，J/(m3·s)，其数值采用Guo等[20]提出的酸岩反应热计算方法进行计算，此处不再赘述。

2.3.2 基质区域热传导控制方程

基质岩石为多孔介质，假设基质内流体为单相，并且满足局部热平衡假设条件[21]，即单个基质单元格内酸液温度、岩石骨架温度、基质岩体表观温度相等。则基质岩体表观热传导控制方程为：

式中ρm表示基质岩体表观密度，kg/m3；cm表示基质岩体表观比热容，J/(kg·K)；Tm表示基质岩体表观温度，K；umx、umy、umz分别表示基质岩体内酸液在 x、y、z方向上的流速，m/s；λm表示基质岩体表观导热系数，J/(m·K·s)； qm表示基质岩体热源项，J/(m3·s)。

2.4 酸液传质—反应控制方程

2.4.1 裂缝区域酸液传质—反应控制方程

在获得裂缝区域温度场计算结果后，可以基于Arrhenius方程计算裂缝区域内酸岩反应动力学参数。裂缝区域酸液传质—反应控制方程为：

式中Chf、Cnf表示水力裂缝、天然裂缝内酸液浓度，mol/m3；De表示H+有效扩散系数，m2/s。

2.4.2 裂缝壁面溶蚀宽度计算式

裂缝壁面溶蚀宽度计算式为：

式中β表示酸液对岩石矿物的溶解能力，无量纲；M表示岩石摩尔质量，kg/mol；v表示裂缝中酸液滤失速度，m/s；η表示滤失酸液参与裂缝壁面反应的比例，对于水力裂缝，η取0，对于天然裂缝，η取1；kc表示酸岩反应速度常数，m/s；Cw表示裂缝壁面酸液浓度，mol/m3；ρr表示岩石密度，kg/m3。

2.4.3 酸蚀蚓孔扩展模型

采用Furui等[22]提出的全局蚓孔模型来描述酸压过程中酸蚀蚓孔的扩展。假设单个单元格中酸蚀蚓孔长度相同，则单元格内酸蚀蚓孔扩展速度计算式为：

式中vwh表示酸蚀蚓孔生长速度，m/s；vi,tip表示酸蚀蚓孔尖端酸液平均流速，m/s；NAC表示酸液溶解能力，无因次；PVbt,opt表示最优酸蚀蚓孔突破体积，无因次；vi,opt表示最优注入速度，m/s；γ表示酸蚀蚓孔扩展系数，取值为0.33；Lcore表示酸蚀蚓孔扩展实验岩心长度，m；rwh表示酸蚀蚓孔长度，m。

由于流体在酸蚀蚓孔中的流动能力远大于其在基质中的流动能力，可以假设酸蚀蚓孔中压力降为0，但这样设置会严重影响数值模拟计算的稳定性和精度。因此，根据式（12）、（13）计算酸蚀蚓孔区域基质渗透率，即

式中Kwh表示垂直于水力裂缝壁面方向（y方向）的酸蚀蚓孔区域单元格渗透率，1012D。

当酸蚀蚓孔尖端被包含在单元格中，Kwh计算式：

式中Δytip表示含酸蚀蚓孔尖端的单元格长度，m；rwh,tip表示含酸蚀蚓孔尖端单元格内酸蚀蚓孔长度，m。

3 模型求解及验证

3.1 求解过程

基于建立的立体酸压模型，可以预测酸压结束后水力裂缝及天然裂缝的刻蚀形态及导流能力，进而优化施工参数。该模型的数值求解流程如下：①输入油气藏储层物性参数、酸压施工参数等，并且对模型进行网格划分，在油气藏宽度方向上采用对数网格（在裂缝壁面附近，网格划分较细，而在远端，网格划分则较稀疏）以保证滤失计算的准确性；②每个时间步开始时，基于估算的滤失剖面计算水力裂缝扩展，随后比较计算得到的滤失量与估计滤失量，若不满足计算精度要求则反复迭代计算水力裂缝形态，直至计算收敛；③估计裂缝壁面温度，并以此为边界条件计算裂缝内流体温度；然后，根据流体温度计算进入基质区域的热流通量，并且以此为源项，计算基质区域的温度分布；根据基质区域温度分布计算裂缝壁面温度，并将计算结果与估计的裂缝壁面温度对比，若不满足计算精度要求则反复迭代计算温度场，直至收敛；④基于计算的流场及温度场，计算酸岩反应参数，进而求解酸液传质—反应控制方程，获取水力裂缝及天然裂缝内酸液浓度；⑤基于计算的酸液浓度，更新水力裂缝及天然裂缝宽度，进入下一个时间步的计算，直至完成所有时间步的计算。

3.2 结果验证

由于模拟对象复杂，需要将建立的立体酸压模型划分为相对简单的模型，再分别采用已有的解析解进行验证。针对裂缝扩展模拟计算结果，采用Nordgren[23]提出的PKN模型解析解验证；针对裂缝内流体温度和酸液传质—反应模拟计算结果，采用Terrill[24]及Schechter[25]提出的可渗透平板间温度场、浓度场解析解验证。如图4所示，模型计算结果与解析解计算结果基本吻合，认为所建立的立体酸压模型可靠。

图4 本文模型与解析解模型计算结果对比图

4 立体酸压增产潜力及改造效果影响因素分析

4.1 改造体积的界定

裂缝性碳酸盐岩储层经过立体酸压后，酸液溶蚀后的天然裂缝和水力裂缝形成了树状裂缝系统，从而实现了对储层的小规模体积改造。为了定量化描述立体酸压后的储层改造体积，建立改造体积的计算方法。首先，根据天然裂缝溶蚀宽度，采用立方定律计算立体酸压后天然裂缝渗透率分布，天然裂缝渗透率大于等于100倍基质渗透率的区域则为有效改造区域；将改造后的第1条和最后1条天然裂缝之间的距离设置为改造体积长度，天然裂缝有效改造高度则为改造体积高度，改造体积宽度则根据不同位置天然裂缝的有效改造长度分别取值；将改造体积近似处理为多个梯形体的组合，进而计算“酸压裂缝体”总改造体积（图5）。

图5 “酸压裂缝体”改造体积计算方法示意图

4.2 模型输入参数

基于裂缝性碳酸盐岩储层特征，设置储层基质渗透率为0.1 mD、1.0 mD，同时，为了探索立体酸压在裂缝—孔隙型碳酸盐岩储层的适应性，设置储层基质渗透率为10.0 mD。设置天然裂缝宽度介于50～250 μm、等效长度为25 m；考虑储层微裂缝发育，当天然裂缝宽度为50 μm时，设置天然裂缝密度为3条/m，其余情况下天然裂缝密度为1条/m。注酸排量、注酸量分别为6 m3/min、400 m3。根据Etten等[26]的研究结果，最优酸蚀蚓孔突破体积随基质渗透率降低而降低，而最优注入速度（vi,opt）与基质渗透率的关系不明显。基于该文献研究成果，基质渗透率为10.0 mD、1.0 mD及0.1 mD时，最优酸蚀蚓孔突破体积分别设置为0.048、0.026和0.005，同时，固定vi,opt为2.3×10－4m/s。模型输入参数如表1所示。

表1 模型输入参数统计表

4.3 基质渗透率、天然裂缝几何参数对改造体积的影响

采用所建立的立体酸压模型进行计算，结果如图6、7所示。对于裂缝性储层，在基质渗透率为0.1 mD、天然裂缝宽度为250 μm、天然裂缝密度为1条/m条件下，获得的改造体积最大，为11 331 m3（图6），相应最大改造体积宽度为11.2 m，改造体积长度为72.3 m（图7-i）；对于裂缝—孔隙型储层，在基质渗透率为10.0 mD、天然裂缝宽度为50 μm、天然裂缝密度为3条/m条件下，获得的改造体积最小，仅1 345.5 m3，相应最大改造体积宽度仅1.6m（图7-a）。可以看出，对于裂缝性低渗透碳酸盐岩油气藏，若天然裂缝较宽，经过立体酸压改造后能够形成具有较大改造体积的“酸压裂缝体”，从而获得良好的改造效果；而对于基质渗透率较高的裂缝—孔隙型储层，经过立体酸压难以获得理想的改造体积。

图7 不同基质渗透率、天然裂缝宽度及密度条件下立体酸压后裂缝体展布图

4.3.1 基质渗透率

在基质渗透率等于0.1 mD时，酸蚀蚓孔滤失对水力裂缝的扩展几乎没有影响，酸液在天然裂缝中的滤失是影响水力裂缝扩展的主要因素（图8-a）；随着基质渗透率增至1.0 mD，酸蚀蚓孔滤失对水力裂缝扩展的影响增加，此时酸液在天然裂缝和酸蚀蚓孔中的滤失将共同影响水力裂缝的扩展，但依旧以天然裂缝中的滤失为主要因素（图8-b）；而在裂缝—孔隙型储层中，由于基质渗透率增至10.0 mD，酸液在天然裂缝和酸蚀蚓孔中同时大量滤失，两者对水力裂缝扩展的影响相当，此时水力裂缝扩展长度则最短（图8-c）。

图8 不同基质渗透率下水力裂缝扩展结果对比图

如图7-c、f、i所示，随着基质渗透率增加，“酸压裂缝体”改造体积长度、宽度均快速减小。这是由于基质渗透率较高时，酸蚀蚓孔与天然裂缝中会发生竞争性进酸，酸液总滤失量大幅增加，水力裂缝内酸液浓度下降速度变快，同时影响酸液对天然裂缝的溶蚀效果。如图9所示，由于裂缝—孔隙型储层中酸蚀蚓孔集中发育于水力裂缝入口附近，导致该位置酸液滤失量较大，酸液浓度、刻蚀宽度在水力裂缝入口附近即快速下降；而对于裂缝性储层（基质渗透率小于等于1.0 mD），由于酸蚀蚓孔发育较差，酸液浓度、刻蚀宽度在水力裂缝入口附近的下降幅度明显低于裂缝—孔隙型储层。

图9 不同基质渗透率下水力裂缝内酸液浓度、刻蚀宽度剖面图

4.3.2 天然裂缝初始流动能力

如图7所示，随着天然裂缝宽度增加，“酸压裂缝体”改造体积的宽度增加。这是由于天然裂缝宽度控制着天然裂缝入口处酸液流入速度和沿天然裂缝长度方向的流动压降，而天然裂缝等效长度和基质渗透率决定了从天然裂缝到基质的滤失面积和滤失能力。对于天然裂缝较窄（裂缝宽度为50 μm）、长度较短或裂缝连通性较差的储层，天然裂缝初始流动能力弱，酸液对对天然裂缝的改造程度有限，基本无法实现有效的体积改造（图7-a、d）；而对于天然裂缝较宽（裂缝宽度大于等于150 μm）、裂缝连通性较好的储层，当基质渗透率较低（0.1 mD）时，能够获得较大的改造体积，并且天然裂缝越宽，立体酸压后获得的改造体积越大（图7-g、h、i）。

4.4 注酸量对改造体积的影响

注酸量是酸压设计中的重要参数之一，图10展示了基质渗透率为0.1 mD、天然裂缝宽度为250 μm条件下，“酸压裂缝体”改造体积及单位注酸量变化下改造体积增量（以下简称改造体积增量）随注酸量的变化。可以看出，随着注酸量增大，改造体积逐渐增大，而其增量逐渐降低。在计算条件下，当注酸量超过600 m3后，改造体积增量迅速降至10 m3/m3以下。这是由于单条天然裂缝的进酸量存在极限值，酸液不会持续不断地进入单条天然裂缝，当注酸量超过一定数值以后，酸岩反应将主要发生在主缝中，而主缝也存在着酸液作用距离的极限值，在注酸后期酸液将主要作用于水力裂缝的入口—中部位置。

图10 “酸压裂缝体”改造体积及其增量随注酸量变化曲线图

4.5 无因次产能指数变化特征

为了进一步评价不同储层特征及注酸量影响下立体酸压的增产潜力，采用Ugursal等[27]建立的适用于裂缝性碳酸盐岩储层的产能预测模型，输入经前述立体酸压模型计算的水力裂缝导流能力、酸蚀天然裂缝渗透率，对不同储层特征及注酸量影响下的无因次产能指数进行计算。“酸压裂缝体”改造体积越大，无因次产能指数则越大。如图11所示，在基质渗透率相同的情况下，天然裂缝越宽，无因次产能指数越高；而在裂缝宽度及密度相同的情况下，基质渗透率越低，无因次产能指数越高。可以看出，通过立体酸压形成“酸压裂缝体”，对于天然裂缝发育、低渗透储层中油气井产能的提升效果更显著。如图12所示，注酸量越大，无因次产能指数越大，而其增量逐渐降低。在计算条件下，当注酸量超过600 m3以后趋于平缓，这是由于在注酸后期，虽然“酸压裂缝体”改造体积不能继续增大，但酸蚀主缝的导流能力仍然继续增加。因此，为了获得天然裂缝和水力裂缝的良好改造效果，在立体酸压时需要适当增加注酸量。

图11 不同基质渗透率、天然裂缝宽度及密度影响下“酸压裂缝体”无因次产能指数柱状图

图12 不同注酸量下“酸压裂缝体”无因次产能指数变化曲线图

5 结论

1）储层基质渗透率、天然裂缝初始流动能力是影响立体酸压后“酸压裂缝体”改造体积的主要因素，在基质渗透率较低（小于等于1.0 mD）并且天然裂缝较宽（大于等于150 μm）条件下，采用立体酸压能够获得较大的改造体积。

2）注酸量越大，改造体积越大，无因次产能指数则越大，而后两者的增量逐渐降低；在基质渗透率为0.1 mD，天然裂缝宽度为250 μm条件下，注酸量超过600 m3后，改造体积增量迅速降至10 m3/m3以下，而无因次产能指数增量趋于平缓。

3）在基质渗透率相同的情况下，天然裂缝宽度越大，无因次产能指数越高，而在裂缝宽度及密度相同的条件下，基质渗透率越低，无因次产能指数越高。

4）通过立体酸压形成“酸压裂缝体”，对于裂缝性低渗透碳酸盐岩储层中油气井产能的提升效果更显著；进一步，为了同时获得天然裂缝和水力裂缝的良好改造效果，在立体酸压过程中需要适当增加注酸量。