延长气田碳酸盐岩气藏压裂工艺优化研究

段国英，白胜伟，续静

延长气田碳酸盐岩气藏压裂工艺优化研究

段国英，白胜伟，续静

（陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司， 陕西 延安 716000）

延长气田马家沟组碳酸盐岩气藏具有较大的勘探开发前景，酸化压裂将有效地提高单井产量，对气藏的有效开发具有重要作用。从马家沟组储层基本特征着手，开展了酸化压裂工艺的酸蚀裂缝导流能力评价及复杂压裂裂缝的可行性研究，从稠化剂浓度、液氮用量、闭合酸用量、顶替液量等方面优化了酸化压裂设计，形成一套适合马家沟组储层的酸化压裂工艺体系。

酸化压裂；储层改造；碳酸盐岩；马家沟组；延长气田

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为典型的碳酸盐岩风化壳储层，长庆油田已进行了多年的勘探开发。近年来，延长气田加大了对马家沟组气藏的勘探开发力度，在数百口井进行了酸压试气作业，取得了一系列应用成果，储层改造效果得到了较好的改善，酸压改造工艺水平也不断提高[1-3]。然而，目前的改造试气效果仍较难满足商业开采要求，优化酸化压裂工艺，仍是目前急需解决的问题。

1 储层基本特征

马家沟组是鄂尔多斯盆地重要的碳酸盐岩储层，其中主力碳酸盐产层为发育于马五段顶部的风化壳储层。马家沟组地层厚度一般为80～120 m，结合区域构造、沉积特征及岩性组合等，可将马五段细分成10个产气层，对应10个亚段，在绝大部分区域，主力产气层以马五13、马五12、马五14、马五22和马五41a为主[4-6]。其划分依据主要有以下几个方面：

1）奥陶系顶面（TC）：声速曲线对这个层面的反映很明显，为典型的速度界面，该顶面是地质时代界面，也是物理界面。

2）马五2底界面（T014）：该界面上下地层岩性存在较大差异，分别为纯白云岩段和石膏云岩、泥质白云岩段，声速曲线差异大（速度上高下低），为典型的物性界面，在地震剖面上显示出中弱-中强的反射波。

3）马五13底界面（T012）：该界面特征与T014具有相似特征，上下地层岩性分别为纯白云岩段和含泥质灰云岩、泥岩，其界面特征在常规地震剖面上差异性较小，但反演剖面特征明显，是研究区重要的标志层。

马家沟组岩性主要为白云岩、云质膏岩、膏岩夹云质泥岩和泥晶灰岩。有效储层的岩心主要为灰岩和白云岩。根据岩心实验分析，研究区储层孔隙度、渗透率普遍较低，孔隙度多数低于4%，大部分集中在2%～3%之间；渗透率普遍较低，大部分低于0.1 mD，主要集中在0.001～0.1 mD之间，部分岩心由于存在明显微裂缝或裂纹，渗透率较高，可达100 mD以上，微裂缝对渗透率贡献较大。

2 碳酸盐岩气藏压裂工艺研究

2.1 酸蚀裂缝导流能力评价

选取马家沟组储层岩心进行了4组酸蚀裂缝导流能力实验，首先制备满足实验要求的岩板，然后进行酸液驱替实验（一般采用盐酸），酸液驱替中两岩板距离7 mm，酸、岩接触时间40～80 min，酸蚀完毕后取出岩心，观测岩板表面刻蚀形状，测量岩板质量变化，再后来进行导流能力测试，测试中有效闭合应力10～50 MPa。

根据实验结果可知：研究区储层具有较强的非均质性，实验后裂缝具有明显的腐蚀痕迹，且表面较粗糙，反应后岩板的质量损失大小和酸、岩接触时间为明显的正相关关系，鉴于岩板的属性存在明显差异性，因此损失质量和酸、岩接触时间并非明显的线性关系[7]。如图1所示，时间不同，两块岩板质量损失不同，40、60及80 min的接触时间，对应的质量损失分别为19、27和45 g。在不同闭合应力下，各组岩板导流能力具有如下特征（图1）：闭合应力和导流能力在半对数坐标下为近似的直线，导流能力受闭合应力的影响较大，若闭合应力较低，导流能力可达上千D·cm，裂缝表面变形较小。酸、岩接触时间影响岩容量，从而影响导流能力，40 MPa闭合应力下，40 min接触时间下的导流能力只有10 D·cm；60 min接触时间下的导流能力约20 D·cm，80 min接触时间下导流能力约27 D·cm，40 min接触时间稍短，裂缝中部酸岩接触时间达到近60 min可保证较高导流能力。闭合应力45～50 MPa下，导流能力曲线有点弯曲，当闭合应力达到一定值，表面变形达到极限，岩板甚至压碎，之后的导流能力随闭合应力下降变慢，导流能力测试后的岩板照片显示部分压碎。

图1 酸蚀裂缝导流能力随酸岩接触时间和随闭合应力变化

2.2 形成复杂压裂裂缝的可行性研究

采用数值模拟分析了复杂裂缝的控制因素，并开展目标储层产生复杂裂缝的可行性研究。模拟结果表明[8-10]：当人工裂缝和天然裂缝夹角较小时，人工裂缝在较高的水平应力差下就能发生转向，当夹角较大时，在较低的水平应力差小才能发生转向，如15°夹角时，应力差5 MPa以下发生转向；30°夹角时，应力差3 MPa以下发生转向；而30°夹角时，应力差1 MPa以下发生转向（图2）。

目标储层水平主应力差较大，高于5 MPa，抗张强度较大，人为生成复杂裂缝网络条件较弱。但是，通过提高对天然裂缝的改造作用或人工裂缝连通更多天然裂缝，可增加井筒与储层接触面积，从而提高产能。从施工角度讲，可通过暂堵天然裂缝，提高施工净压力，开启更多天然裂缝，实现对更多天然裂缝的改造；通过降低酸岩反应速度、降滤，实现深穿透裂缝，增加连通天然裂缝的概率。

3 酸压工艺优化设计

1）工艺选择

将储层划分为三类：优、中、差，对于“优”类储层，选择可降解颗粒暂堵转向酸压工艺；对于“中”类储层，选择转向酸暂堵转向酸压工艺；对于“差”类储层，采用低伤害、深穿透酸压工艺。

2）稠化剂浓度

稠化剂用量影响酸液黏度和破胶，温度也影响黏度和破胶，目标各井储层温度各异，因此基于温度确定液体稠化剂浓度[8]。稠化酸基本配方为：20% HCl+（0.4%～1%）BZC-1稠化剂（粉剂）+1% BZH高温缓蚀剂+1% BZJ铁离子稳定剂+0.5% MJZ助排剂+（0.5%～2%）BF529防膨剂。对于120 ℃地层，BZC-1稠化剂加量为0.7%；地层温度110 ℃，BZC-1稠化剂加量为0.6%，地层温度100 ℃ 为0.5%，地层温度80 ℃为0.4%。

3）酸液用量、排量

基于射孔间的距离确定分压还是合压。如射孔间距大于10 m，或间隔5～10 m良好泥岩隔层，选择分压；分压时，如中间无良好隔层，应控制排量（低于3 m3·min-1），避免压穿两层。如射孔间距小于10 m，且中间无良好泥岩隔层，选择合压，为同时压开两层，用较高排量，高于3 m3·min-1。

基于储层厚度、隔层条件，确定酸液用量和排量[11-12]。对于裂缝延伸高度较大的储层，如缝高25 m左右，酸液用量约270 m3，酸液排量3～3.5 m3·min-1；如用转向酸暂堵酸压工艺，三段稠化酸间隔两段转向酸，每段酸液约50 m3；如采用颗粒暂堵剂转向酸压工艺，稠化酸中间间隔两段暂堵剂。对于裂缝高度15 m左右，酸液用量180 m3，排量约2.5 m3·min-1；如用转向酸暂堵酸压工艺，两段稠化酸间隔一段转向酸，每段酸液量约60 m3；如采用可降解颗粒暂堵酸压工艺，稠化酸中间间隔一段暂堵剂[9]。

4）液氮用量

施工时，液氮用于降低酸液温度，从而降低酸、岩反应速度；返排时，液氮体积膨胀，增加地层能量，提高返排。对于“优”和“中类”储层，液氮用量推荐400 L·min-1。对于“差”类储层，采用低伤害、深穿透酸压工艺，不使用任何转向剂，仅使用稠化酸，为、提高返排、降低酸岩反应速度，提高液氮用量至500 L·min-1。

5）闭合酸用量

基于裂缝延伸高度确定闭合酸用量，闭合酸用量推荐约1 m3·m-1裂缝高度，裂缝高度10多米时，闭合酸15 m3左右；裂缝高度25 m左右，闭合酸25～30 m3。为使裂缝闭合，在地面泵入闭合酸时，尽管井筒中还充满稠化酸，降低排量至1～1.5 m3·min-1，使裂缝慢慢闭合，当闭合酸到达缝口时，裂缝闭合，闭合酸在裂缝闭合条件下进入裂缝，刻蚀裂缝表面，增加近井地带酸蚀裂缝导流能力。

6）顶替液量

顶替液量以将井筒中的酸液顶入裂缝中为准，顶替液量直接由地层深度和注酸管柱决定，被顶替的液体为闭合酸，为保证顶替时裂缝闭合，顶替排量约1 m3·min-1。两层分压时，第一层顶替液用稠化酸，当第二次压裂时，进入地层的是稠化酸而不是活性水，第二层压裂顶替液为活性水。

7）防膨剂用量

基于改造层段黏土矿物含量确定是否添加防膨剂，如改造层段为较纯碳酸盐岩，不添加防膨剂，否则添加防膨剂，推荐BF529防膨剂，加量为0.5%～2%。

8）现场配液要求

现场配液是施工质量控制的重要环节，配液时，先将酸液用水稀释，添加各种添加剂，再加入稠化剂，稠化剂需要15～20 min溶胀时间，稠化剂添加要均匀，慢慢添加，防止发生鱼眼，要多次倒罐循环，直到稠化剂完全溶胀于酸液中，万一出现分层现象，上层漂浮的稠化剂不要泵入地层。

4 结 论

1）马家沟组马五段是鄂尔多斯盆地重要的碳酸盐岩储层，储层岩性主要为白云岩、云质膏岩、膏岩夹云质泥岩和泥晶灰岩。

2）基于酸蚀裂缝导流能力评价和形成复杂压裂裂缝的可行性研究，明确了酸化压裂的关键参数，为酸化压裂设计优化提供指导作用。分别从工艺选择、稠化剂浓度、酸液用量和排量、闭合酸用量、顶替液量、防膨剂用量以及现场配液要求优化了研究区酸化压裂工艺。

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Optimization of Fracturing Technology for Carbonate Gas Reservoir in Yanchang Gas Field

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(Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd. Oil and Gas Exploration Company, Yan’an Shaanxi 716000, China)

Majiagou formation carbonate gas reservoir in Yanchang gas field has a great prospect of exploration and development. Acid fracturing will effectively improve the well production and play an important role in the effective development of gas reservoirs. Based on the basic characteristics of the Majiagou formation reservoir, the evaluation of acid fracture conductivity and the feasibility study of complex fracture were carried out. The acid fracturing design was optimized from the concentration of thickener, the amount of liquid nitrogen, the amount of closed acid and displacement fluid. A set of acid fracturing process system suitable for the Majiagou formation reservoir was formed.

Acid fracturing; Reservoir reconstruction; Carbonate rock; Majiagou formation; Yanchang gas field

2021-05-11

段国英（1986-），女，工程师，河北省邢台市人，2009年毕业于西南石油大学资源勘查工程专业，研究方向：油气田开发技术。

TE 357.2

A

1004-0935（2021）11-1688-04