川西南靖和1 井茅口组立体酸压技术

林永茂，缪尉杰，刘 林，李永明，邱 玲

（1.中国石化西南油气分公司,四川成都 610041；2.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院,四川德阳 610080）

截至目前，川西南地区已建成多个以龙马溪组为主要产层的大中型页岩气田，威荣、焦石坝和平桥等区块的页岩气过路井在茅口组气测显示良好，部分井中途测试火焰高度可达20 m[1]。根据前期研究对地质情况的认识，茅口组具有良好的油气成藏条件，泥灰岩整体发育，纵向厚度50～110 m、横向展布稳定且连续性好[2]，渝东南地区的大石1 井、焦石1 井、义和1 井以及川西南地区的威页1 井在茅口组均有良好油气发现[3]。为落实茅口组的潜力，部署靖和1 井作为川西南地区首口茅口组专层预探井。该井钻遇茅口组储层厚度近100 m，以Ⅲ类裂缝性-孔隙型储层为主，累计漏失钻井液291 m3。若采用常规酸压改造工艺，则存在钻井液污染程度较高，改造时纵向控制率不足、横向穿透性不够等问题，使压裂后的测试产量、油压迅速下降，无法释放最佳储层能量[4]。

目前，海相地层还是以酸压改造为主[5]，如：对于孔隙型储层，多用“高黏前置液+稠化酸”，进行深度长缝改造[6-8]；对于裂缝性储层，则多用“滑溜水+低黏度酸液”，进行缝网大体积改造[9-11]；对于裂缝性-孔隙型储层，则采用变黏酸[12-13]、变排量[14]和封隔器[15-16]等方式实现分段酸压改造，以兼顾长缝和改造范围，多层次动用厚储层。但目前酸压改造时普遍面临储层温度高、酸岩反应速度快和储层纵横向充分动用难度大等问题，技术手段相对有限。

针对川西南地区浅层海相地层酸压工艺不成熟、储层纵向横向动用不高等问题，笔者分析了茅口组的地质特点，明确了储集空间、地质力学和岩石力学特征，提出采用立体酸压技术。立体酸压基于深层多维度立体改造理念对碳酸盐岩储层进行分层酸压，横向上深穿透扩大平面波及范围，纵向上连接裂缝动用厚储层[17]。为此，以酸岩反应及岩心伤害研究为基础，利用靖和1 井茅口组岩样优选了酸液体系，建立了以溶蚀效果、非均质壁面形态为评价手段的立体酸压纵横向多维度改造试验，并利用全三维酸蚀裂缝扩展模型优化了靖和1 井酸压施工参数。靖和1 井立体酸压实施顺利，为浅层海相地层酸压施工积累了经验。

1 靖和1 井概况

1.1 储层地质概况

靖和1 井的目的层为茅口组，测井解释平均孔隙度2.6%，渗透率0.98 mD，地层压力系数1.61，观察岩心微缝发育程度一般，多数未充填，局部可见网状微缝发育。观察微观薄片可知，靖和1 井钻遇储层岩性以泥质灰岩和泥晶生屑灰岩为主，方解石多为泥晶结构，局部可见腕足硅化和泥晶化现象，同时还存在滑石孔缝为储集空间的情况。

岩石力学分析结果显示，茅口组平均弹性模量17.55 GPa，平均泊松比0.235，平均抗压强度85.83 MPa，平均抗张强度6.59 MPa。因孔、洞、缝相对发育，岩石强度相对差异较大，非均质性较强（相关参数见表1）。另外，最大水平主应力95.2 MPa，最小水平主应力70.6 MPa，水平应力差异系数0.35，岩石脆性指数不高，最大水平主应力方位为北北东72.0°。

表1 靖和1 井茅口组岩石力学参数统计结果Table 1 Statistical results of mechanic parameters of Maokou Formation of Well Jinghe 1

对酸替前后的茅口组岩样进行破坏分析，可得其破坏模式如图1所示。

图1 替酸前后岩样的不同破坏模式Fig.1 Different failure modes of rock samples before and after acid displacement

分析可知，酸替前岩样经三轴压缩后主要呈纯剪切破坏，包括共轭剪切、多缝平行剪切、单缝剪切和Y 形剪切等多种破坏模式；酸替后的岩样，压缩破坏后产生的剪切裂缝数量更多，主要呈两缝或多缝平行剪切破坏，也存在由弱结构面发育引起的Y 形复合破坏模式，具有酸压复杂裂缝改造的可行性。

1.2 储层改造难点及技术需求

1）靖和1 井钻遇的茅口组埋深2 955 m，中部温度110 ℃，酸岩反应速度快，酸液横向有效作用距离短，酸蚀裂缝导流能力有限。

2）目的层属于Ⅲ类低孔低渗裂缝性-孔隙型泥质灰岩储层，近100 m 厚度累计漏失密度1.65 kg/L钻井液291 m3，纵向大跨度受污染，充分控制难度大。

3）岩石脆性较低，水平应力差异系数大，裂缝发育程度一般，酸蚀裂缝复杂性有限，压裂改造体积受限，渝东南地区内同层位酸化改造后产气量普遍不高（见表2）。

表2 渝东南地区茅口组试气效果Table 2 Gas test effect of Maokou Formation in southeastern Chongqing

4）储层纵向跨度大，横向连片发育，常规酸化改造对靖和1 井储层纵横向动用贡献率偏低。渝东南地区茅口组测试差异性也证实，在靖和1 井茅口组采用常规工艺改造存在局限性。因此，需对浅层碳酸盐岩储层立体酸压技术，从深穿透液体、施工参数等方面进行优化，实现平面广度和纵向深度上的立体改造。

2 立体酸压技术及配套措施

立体酸压的技术思路是通过深穿透非均匀溶蚀造高导流缝，满足横向非均质储层动用；通过分段改造及工艺优选，使纵向改造体积增大，演化为裂缝体，实现裂缝性-孔隙型储集空间的立体改造[18]。为在靖和1 井应用立体酸压技术，从深穿透低伤害酸液体系、立体酸压试验和工艺参数优化等方面进行研究，进行了技术提升和措施配套。

2.1 酸液体系优选

碳酸盐岩储层进行酸压改造时，通常选用胶凝酸、转向酸。靖和1 井茅口组酸压改造前，先利用上述2 种酸液，对该井所取岩心进行了旋转圆盘酸岩反应动力学测定及岩心伤害评价试验。试验条件为：转速600 r/min，温度110 ℃。20% 胶凝酸和20%转向酸溶蚀岩心形态分别如图2、图3所示。

图2 20%胶凝酸溶蚀岩心形态Fig.2 Core etching morphology by 20% gelled acid

图3 20%转向酸溶蚀岩心形态Fig.3 Core etching morphology by 20% diverting acid

由图2和图3可知，胶凝酸、转向酸与岩心反应后，岩心溶蚀形态都呈四周凹陷中间凸起形态，但胶凝酸比转向酸相对严重；岩心与转向酸反应后的溶蚀形态主要为平缓波纹，且随着温度升高，溶蚀形态没有明显变化。

同时，定量分析认为，胶凝酸H+传质系数大于转向酸，其H+传质阻力减小，反应速率较快；更高的旋转角速度，即更高的排量，会加速剪切破坏，两者共同作用导致酸岩反应速率提高。根据质量作用定律，对酸岩反应速率和酸液浓度进行线性回归，可得到胶凝酸、转向酸酸岩反应动力学方程[19]（见表3）。由此可知，转向酸缓速效果更佳，而胶凝酸酸岩反应活化能更高。

表3 胶凝酸与转向酸与茅口组岩样的反应动力学方程Table 3 Reaction kinetic equations of gelled acid and diverting acid of cores from Maokou Formation

对比了转向酸残酸与胶凝酸残酸对茅口组微裂缝发育段和基质段岩心的伤害率，结果如图4所示。

图4 转向酸残酸与胶凝酸残酸伤害对比Fig.4 Comparison of damage caused by residual diverting acid and gelled acid

由图4可知：对于微裂缝发育段，胶凝酸残酸的伤害率较低，仅为13.21%；而对于物性更差的基质段，转向酸残酸的伤害率较低，为17.86%。分析认为：转向酸主要依靠pH 值的变化来改变黏度，微裂缝段面容比增加，酸岩反应后体系pH 值升高，转向酸变黏后阻塞通道，而基质段储层胶凝酸残留固相含量较多，对其的伤害较转向酸大。靖和1 井储层整体微缝孔隙发育，胶凝酸反应速度快，非均匀溶蚀效果好，胶凝酸对其的伤害低。

基于上述试验分析，靖和1 井茅口组选用非均匀溶蚀能力强、酸液有效作用距离远的胶凝酸作为酸岩反应液体。

2.2 立体酸压试验

基于厚储层高动用、纵向横向兼顾的立体酸压理念，采用制作的岩样进行了立体酸压试验。岩样制作方法：选择天然露头进行加工，制成底面直径为20.0 cm 的圆柱形岩样3 个，在岩样柱中央钻取一直径为1.0 cm 的柱形孔作为模拟井筒。在与井筒垂直方向上，沿岩样直径钻一直径为0.5 cm 的柱形孔，用来模拟裂缝。试验步骤：按照体积相似准则确定相关试验参数，将岩样放入夹持器加热至110 ℃，恒温2.5 h，然后施加20 MPa 回压；同时，注入压裂液体系预加热至95 ℃，恒温2.5 h；采用ISCO 泵以74 mL/min 的速度注入酸液，岩样1 注入压裂液+胶凝酸，岩样2 交替注入压裂液+胶凝酸，岩样3 注入压裂液+转向酸；注入13.3 L 酸液后，停止试验，进行泄压，并取出岩样；冲洗岩样，然后将其烘干；将岩样剖开后，对酸压效果进行定性及定量分析，结果如图5所示。

图5 立体酸压试验结果Fig.5 Test results of 3D acid fracturing

由图5可以看出：酸液都沿着岩样预制裂缝溶蚀，主缝呈倒置的喇叭口状，表明酸岩反应迅速，越靠近注入口酸蚀越显著。岩样1 和岩样3 的溶蚀形态处于“张裂缝”状态，肉眼观察裂缝壁面形态，可以看出岩样1 较岩样3 起伏更大，非均匀溶蚀效果更好。岩样2 在交替注入条件下的溶蚀距离远，底部几乎贯穿呈喇叭形，左上部分类似于空腔的溶蚀形态，实现了纵向立体改造；同时，横向上溶蚀范围明显扩大，以多点多段裂缝体为特征，裂缝复杂性得到显著提高。

对注入压力变化情况进行了监测，结果见图6。

由图6可知：开始注入时，注入压力主要受黏度影响，随着酸液的不断注入，注入压力受酸蚀效果的影响变得显著；岩样1 中的胶凝酸溶蚀持续进行，由于受20 MPa 回压控制，整体注入压力呈平稳状态；岩样2 由于交替注入，整体压力较高，多轮次溶蚀突破底部后压力陡降至回压，并趋于平稳；岩样3 注入酸液初期缓慢溶蚀，随着转向酸黏度增大，压力陡增，突破裂缝后压力下降形成通道，压力平稳。

图6 注入压力随酸化时间的变化曲线Fig.6 Change curve of injection pressure with acidification time

2.3 施工参数优化

酸液交替注入具有良好的纵向、横向沟通效果。为此，根据立体酸压试验结果，以建立高导流裂缝和实现裂缝体高体积占比为目标，耦合精细粗糙裂缝表面形态及酸压模型，模拟了不同条件下的酸压溶蚀形态，优化了交替级数、排量和液量。在普通酸压基础上，模拟了不同交替级数（通过压裂液酸液的不同交替实现）的酸液溶蚀形态，结果如图7所示。

由图7可知：随着交替级数增加，纵向裂缝中心及顶部底部沟通范围得到显著扩大，横向波及面扩大，整个裂缝体在宽度方向增大，裂缝体得以贯穿整个模型；溶蚀宽度在缝高方向和延伸方向呈非均匀起伏状；3 级交替所得到的裂缝体体积最大，改造体积占比最高。

图7 不同交替级数时的酸液溶蚀岩心形态Fig.7 Etching morphology by acid at different alternating stages

其中，不同交替级数下的导流能力和改造体积占比如图8和图9所示。

图8 不同交替级数下导流能力随闭合压力的变化Fig.8 Variation of conductivity with closure pressure at different alternating stages

图9 不同交替级数下的改造体积占比Fig.9 The proportion of stimulation volume at different alternating stages

由图8和图9可知：在高闭合应力条件下，3 级交替注入酸液的导流能力较2 级交替更高；3 级交替裂缝体的改造体积占比63%，较2 级交替提高14 百分点。

已有研究表明，高排量对于裂缝复杂性和高导流性具有显著影响[20-22]。为明确酸液排量的具体影响情况，模拟了3，5 和7 m3/min 排量下的立体酸压改造效果。模拟结果表明，提高注酸排量，会增强酸液在粗糙裂缝内的湍流效应，增大酸液与岩石碰撞频率，高排量交替注入遇到非均质点时还会出现空腔现象（如图5所示），这对提高改造体积占比和平均有效酸蚀缝宽具有积极作用。

不同注酸排量下的导流能力和改造体积占比如图10和图11所示。

图10 不同注酸排量下导流能力随闭合压力的变化Fig.10 Variation of conductivity with closure pressure under different displacement of acid injection

图11 不同注酸排量下的改造体积占比Fig.11 The proportion of stimulation volume under different displacement of acid injection

从图10和图11可以看出，当注酸排量大于7 m3/min 时，酸蚀裂缝导流能力在高闭合压力下提升有限，排量7 m3/min 时的裂缝改造体积占比较高，为67%。

综合以上分析，高排量和3 级交替的改造效果最佳，形成的裂缝最为复杂。

此外，压裂液和酸液按照2∶1 的体积比进行混合[23]，取混合液，模拟分析酸液规模分别为300，500 和700 m3时的裂缝导流能力和改造体积占比，结果如图12和图13所示。

图12 不同酸液体积下导流能力随闭合压力的变化Fig.12 Variation of conductivity with closure pressure under different acid volume

图13 不同酸液体积下的改造体积占比Fig.13 The proportion of stimulation volume under different acid volume

由图12和图13可知：相同施工排量、交替级数条件下，酸液规模700 m3时的酸液溶蚀量更大，酸岩反应会增大平均有效溶蚀宽度，从而提高非均匀溶蚀能力；整体溶蚀量增加，同样使裂缝体腔体本身扩大，酸压波及程度增加；700 m3规模下的改造体积占比38%，改造体积增量随施工规模增大开始减缓，因此推荐酸液规模700 m3。

3 现场施工

靖和1 井茅口组进行立体酸压施工时，为利于后期开井排液，选用一趟分压管柱，主要由φ88.9 mm油管+φ73.0 mm 油管+3 只Y241 封隔器+3 只水力锚及相关配套工具组成。以漏失段+全烃高值点为压裂滑套出酸口，采用投球方式依次打开各分段，利用封隔器进行硬分层，增大纵向改造范围。同时，采用组合管径管柱，有利于后期排液举升，实现快速测试。按立体酸压模拟优化结果指导施工，茅口组分3 段顺利完成多级交替注入酸液，入地总液量达到2 266 m3，平均每段用液量755 m3，其中压裂液866 m3、胶凝酸1 400 m3、伴注液氮53.3 m3，施工排量5～7 m3/min，施工压力55.5～76.5 MPa。与渝东南茅口组测试实施情况相比，靖和1 井施工排量提高2～4 m3/min，采用3 级交替注入对于裂缝体沟通和溶蚀具有良好的适应性，如图14所示。

图14 靖和 1 井 3 段酸化施工曲线Fig.14 Fracturing curves of three acidification stages in Well Jinghe 1

从图14可以看出：第一段微裂缝张开破裂，泵压处于高位，裂缝整体处于延伸扩展阶段，沟通横向储层；第二段，泵压处于下降趋势，裂缝延伸过程中酸岩反应较好，净压力快速释放，天然裂缝得到激活沟通，兼顾了纵向缝高与裂缝体改造体积的增加；第三段，在排量稳定时泵压陡降，表明储层吸酸陡增，突破近井地带沟通远端储集体，如断层大裂缝等。压裂后评估结果表明，裂缝缝长178 m，缝高85 m，改造体积3.2×106m3。施工结束后放喷求产，油压稳定在7.6 MPa 条件下的天然气产量为12.52×104m3/d。与表2中邻区井相比，采用立体酸压技术的靖和1 井改造体积增大26%，产量提高近50%，验证了技术适应性。

4 结论与建议

1）靖和1 井目的层茅口组属于Ⅲ类低孔低渗裂缝性-孔隙型泥质灰岩储层，厚度大、温度高，钻井过程中存在钻井液漏失的情况。储层进行压裂时，需要采用横向深穿透、远波及和纵向多维度大体积的酸压工艺，才能突破前期改造效率低的难题。

2）基于厚储层高动用、纵向横向兼顾的立体酸压理念，优选了适用于茅口组微裂缝发育层段的低伤害胶凝酸体系，配套3 级交替注入施工工艺，以及大排量施工，形成了靖和1 井茅口组立体酸压技术。

3）靖和1 井茅口组立体酸压效果显著，为多层系立体开发提供了新手段，为川西南地区浅层茅口组、栖霞组和灯影组等的酸压施工提供了思路和指导。

4）建议继续研究立体酸压改造技术，在保证高导流能力酸蚀裂缝的同时，进一步提高裂缝体复杂性和改造体积。