鄂尔多斯盆地大牛地气田碳酸盐岩储层差异化分段酸压技术及其应用

李凌川

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五段天然气资源丰富，勘探开发潜力巨大［1-5］。2011年之前采用直井开发方式，马家沟组多个层位获得工业气流，但平均测试产量仅0.62×104m3/d，无法满足气藏高效开发的需求。2012年以后借助水平井开发方式，采用分段酸压技术进行改造，平均测试产量2.72×104m3/d，取得了致密低渗透碳酸盐岩储层产能的突破［6-8］。但碳酸盐岩储层非均质性强，长水平段采用单一酸压技术针对性不强，不同水平井压裂后产量差异大，低产井比例高，不能满足该类气藏经济有效开发的需求，亟需针对不同类型碳酸盐岩储层特征，优化对应的酸压技术进行差异化精准改造，以进一步提高单井产量和气藏开发效益。

近年来，国内外逐渐认识到碳酸盐岩储层因其储集空间类型复杂且非均质性强，笼统酸压难以确保全井段不同类型储层的均衡改造，“水平井+分段酸压”逐渐成为致密低渗碳酸盐岩气藏高效开发的主流技术手段［9-13］。目前关于水平井分段酸压的研究主要聚焦于分段工艺、工具、方法等方面，根据各段岩性、物性、电性等参数进行精细化分层分段和差异化施工参数设计，分段完成后仍采用单一酸压技术进行改造，针对不同类型储层的酸压技术对策及施工参数的研究较少［14-17］。为实现大牛地气田马五段天然气储量的有效动用，进一步提升该类气藏的开发效益，本文针对不同类型储层特征及改造难点，开展目的层储层类型划分，优化酸压施工关键参数，形成水平井差异化分段酸压技术，并进行了现场应用。研究成果可为碳酸盐岩储层气藏的高效酸压改造提供借鉴。

1 储层类型及改造难点

大牛地气田奥陶系马家沟组上段自上而下可划分为马五1—马五55个亚段，其中马五5亚段发育一套稳定的厚层状深灰色—灰黑色灰岩、灰云岩以及白云岩，地层横向发育稳定，厚度24.0～30.0 m，平均26.8 m。主要储集空间为裂缝、溶蚀扩大孔和晶间溶孔，少量发育溶洞、缝洞。孔隙度1%～8%，渗透率0.01×10-3～1×10-3μm2，总体表现为低孔致密特低渗特征。马五5亚段为表生期古岩溶，储层展布受断裂、古地貌、沉积微相控制，结合钻、测、录井以及压裂等资料，岩溶储层可划分为洞穴型、裂缝-孔洞型、孔隙型3大类。

1.1 洞穴型

该类储集空间少量发育，比例约1.5%。钻遇后发生失返性漏失，井眼明显扩径，深侧向电阻率30～200 Ω·m，声波时差大于220 μs/m，气测全烃大于90%，电成像测井上表现为深黑色洞状或层状特征，压裂无明显破裂压力，施工曲线为低压平直型。该类储集体以独立分布的缝洞为主，分布具有不确定性和不均匀性，连通性差，基质致密储渗能力差。酸压改造以沟通缝洞发育带为原则，根据缝洞规模和钻遇位置采用相应的工艺技术，实现深穿透酸压沟通远端缝洞储集体。

1.2 裂缝—孔洞型

该类储集空间主要为裂缝、溶蚀扩大孔和晶间溶孔，比例约58.5%。钻井无漏失、无溢流，井眼略有扩径，深侧向电阻率50～1 000 Ω·m，声波时差168～220 μs/m，气测全烃10%～90%，电成像测井上表现为裂缝沟通暗色溶蚀孔洞形成的复合储集空间，压裂施工压力沟通裂缝—溶蚀孔洞响应明显，表现为陡降或缓降型。储集岩的储渗性能较好，但酸压改造面临酸液滤失大、裂缝形态单一、改造体积偏小等问题。酸压改造应当充分利用天然裂缝，借鉴体积压裂模式提高裂缝复杂程度，形成主缝+支缝的双级裂缝系统，达到最大程度动用储量的目标。

1.3 孔隙型

主要为潮下泥晶灰岩经渗透回流白云石化作用形成的微晶白云岩的晶间孔隙，比例约40%。钻井无漏失、无溢流，井眼无扩径，深侧向电阻率100～2 500 Ω·m，声波时差160～168 μs/m，气测全烃小于10%，成像测井上表现为高阻亮色灰质成分增多，压裂施工曲线以高压平直型为主。该类储层以基质孔隙为主要的储集空间和渗流通道，裂缝发育程度低，储层物性差，渗流阻力大，酸蚀裂缝在高闭合压力下导流能力下降快，压后产量偏低。酸压改造应以提高酸蚀裂缝导流能力为目标，改善渗流通道，减小渗流阻力。

2 酸压工艺技术优化

2.1 多级注入闭合酸压技术

针对洞穴型储层特征和酸压改造难点，为实现深穿透酸压更大概率沟通远端缝洞储集体、最大程度提高井周储量动用程度的目标，提出了多级注入闭合酸压技术。通过压裂液与酸液多次交替注入，对地层多次降温并形成滤饼，使后一次注入的酸液比前一次滤失速度明显降低，以延缓酸岩反应速度，增大酸蚀裂缝长度，最后注入闭合酸提高近井地带的储层导流能力。

2.1.1 多级注入液体优选

根据不同液体体系多级交替注入导流能力实验结果（图1）表明，在低闭合压力情况下，交联液+胶凝酸初期导流能力较高，但随着闭合压力的增大，4种液体体系的导流能力均出现快速下降，当闭合压力大于35 MPa后，线性胶+胶凝酸与交联液+胶凝酸导流能力基本相当。鉴于马五5储层闭合应力为55～60 MPa，考虑利用低黏液体的强穿透性能沟通天然裂缝，优选多级交替注入液体采用线性胶+胶凝酸体系。

图1 不同液体体系多级注入导流能力Fig.1 Multi-stage injection conductivity of different fluid systems

2.1.2 注入级数和比例优化

采用酸压模拟软件，假设注入总液量不变，模拟酸液与压裂液体积比例为1.1、1.2、1.3、1.4，注入级数为2、3、4的酸蚀裂缝长度，模拟结果如图2所示。由图2中可以看出，当注入级数由2变为3时，酸蚀裂缝长度大幅增加，当注入级数超过3后，酸蚀裂缝长度明显变短；随着酸液和压裂液比例的增大，酸蚀缝长变短，当比例为1.2、1.3时酸蚀缝长相对较长。这是由于前置压裂液过少，酸液快速突破压裂液滤膜后与储层岩石迅速反应，导致酸蚀缝长过短。综合考虑现场施工难度，优化多级交替注入级数为2—3，酸液和压裂液体积比例为1.2～1.3。

图2 不同酸液与压裂液体积比例下酸蚀缝长随注入级数的变化Fig.2 Variation of acid etching fracture length with injection stages under different acid and fracturing fluid

2.2 变黏度酸多级注入酸压技术

针对裂缝-孔洞型储层，增加酸蚀裂缝复杂程度扩大改造体积，增强裂缝非均匀刻蚀程度提高导流能力，是该类储层酸压改造的关键。借鉴页岩气体积压裂研究成果［18-20］，低黏度滑溜水与高黏度的交联液相比，虽然造缝效率较低、滤失较大，但形成的裂缝复杂程度更高。而针对裂缝-孔洞型储层，潜在发育的许多微小裂缝和溶蚀孔洞，则可以利用低黏液体的高滤失，改造更小尺度的天然裂缝及孔洞，由此提出了变黏度酸多级注入酸压技术。其技术思路为：采用高低黏度酸交替注入，利用黏性指进效应和高低黏酸反应速率差异，增强裂缝非均匀刻蚀效果，提高裂缝导流能力；同时低黏酸液有利于改造更小尺度的天然裂缝和溶蚀孔洞，促使裂缝复杂程度的提高和改造体积的扩大。

2.2.1 酸液黏度优化

为研究不同酸液黏度对酸蚀裂缝形态的影响，实验设计了45、6 mPa·s 2种不同黏度的胶凝酸，并采用CT扫描仪对酸化后的岩心进行扫描，结果如图3所示。由图3（a）可以看出，酸化后裂缝缝宽明显增加，且井眼有明显的溶蚀扩径现象，但裂缝仍然保持沿着主应力方向延伸，未见明显扩展现象，主裂缝周边更小尺度的裂缝并未开启，酸液未进行刻蚀。由图3（b）可以看出，酸化后裂缝缝宽增加更明显，井眼有明显的溶蚀扩径现象，同时酸液进入了部分细微裂缝，刻蚀出了新的裂缝，裂缝形态明显更加复杂。由此可见，低黏酸液更有利于改造更小尺度的天然裂缝和溶蚀孔洞。

图3 不同黏度酸液酸压后岩心CT扫描照片Fig.3 Core CT scans after acid fracturing with different viscosity acids

2.2.2 酸液黏度比优化

高黏液体和低黏液体之间的黏度差异，对指进程度的强弱起到决定性的作用。根据现场常用酸液体系的黏度范围，分别模拟不同黏度差异的条件下，低黏液体在高黏液体中的流动特征，结果如图4所示。从图4可以看出，黏度比越大，指进现象越显著，越有利于产生非均匀刻蚀。结合目前现场采用加注不同比例的胶凝剂调节胶凝酸黏度，同时考虑过低浓度的胶凝酸摩阻较大，优化高低黏酸液的黏度比为5～10。

图4 不同黏度比下酸液分布形态Fig.4 Acid distribution at different viscosity ratios

2.2.3 注入排量优化

假设高低黏酸的黏度比恒定为5，分别模拟注入排量为3、5、7 m3/min时的流动状态，结果见图5。由图5中可以看出，随着注酸排量增加，指进程度呈现出递增的趋势，说明酸液指进程度是与注酸排量正相关的，即注酸排量越大，酸液指进越严重。在现场实施过程中，注入低黏酸液时，应在设备条件满足的条件下尽量提高施工排量至7 m3/min以上。

图5 不同注入排量下的酸液分布形态Fig.5 Acid distribution under different injection volumes

2.3 多级注入加砂酸压技术

孔隙型储层裂缝发育程度低，常规酸压后白云质矿物溶蚀较均匀，裂缝非均匀刻蚀程度低，随着闭合应力增大导流能力快速下降，自支撑不能满足要求。针对以上问题，形成多级注入加砂酸压技术，将深穿透机理与加砂压裂制造高导流裂缝原理相结合，通过压裂液和胶凝酸的多级注入，降低酸岩反应速度，促进裂缝向前延伸；后期通过压裂液携带支撑剂进入地层，保证了裂缝的长期高导流能力。

2.3.1 孔隙型储层加砂必要性

选取马五5段孔隙型储层岩板进行单独注酸和加砂裂缝导流能力测试实验（图6），由图6可以看出，单独注酸时，随着闭合压力的提高，导流能力迅速降低，直至降低为0。因此，孔隙型储层单纯依靠酸刻蚀的自支撑导流能力不足，不能满足储层高效改造的需要。

图6 单独注酸与加砂后裂缝导流能力随闭合压力的变化Fig.6 Variation of fracture conductivity with closure pressure after acid injection and after alternate

采用二级交替注入加砂，注液（压裂液、酸液）排量40 mL/min，注液时间90 min，温度70℃；加砂导流测试中铺砂浓度5 kg/m3，40/70目陶粒，实验结果见图6。采用二级交替注入，溶蚀量降低，压裂液起到了延缓酸岩反应速度的作用。加砂导流能力在50 MPa下能保持20 μm2·cm以上，相比不加砂有明显的提高。

2.3.2 裂缝参数优化

选取马五5段孔隙型储层具有代表性的地质参数，进行多级注入加砂酸压气井的单井数值模拟，选择缝长、导流能力作为主要的设计变量，计算酸压井的压裂后初期日产量，从而对人工裂缝参数进行优化，结果如图7所示。由图7中可以看出，对于马五5孔隙型储层，酸蚀裂缝半长由90 m增加至120 m，初期日产量有大幅上升，缝长大于120 m后，上升幅度减缓；导流能力从10 μm2·cm增加至30 μm2·cm，初期日产量增加幅度最大。因此优化马五5孔隙型储层酸蚀裂缝半长大于120 m，导流能力大于30 μm2·cm。

图7 孔隙型储层酸蚀裂缝半长、导流能力与初期日产量的关系Fig.7 Relationship of acid etched fracture half-length and conductivity vs.initial daily production in porous reservoir

3 应用效果

2020年，对大48井区马五5段的11口井开展了水平井差异化分段酸压工艺技术应用，施工成功率100%，压裂后最高测试产量7.33×104m3/d，平均测试产量4.47×104m3/d，相比前期产量提升了64.3%，取得了较好的增产效果。

以X-FP15井为例，该井水平段长度1 000 m，水平段钻遇洞穴型、裂缝-孔洞型、孔隙型3种类型的储层。为实现不同类型碳酸盐岩储层的精准改造，进行了“一段一策”的差异化酸压参数设计，施工参数见表1。从表1中可以看出，不同类型储层在相同施工排量下的泵注压力和停泵压力具有很好的对应性，说明该井非均质储层分段较为合理。孔隙型储层泵注压力和停泵压力相对较高，反映地层致密物性较差，而裂缝-孔洞型及洞穴型储层施工压力和停泵压力相对偏低，则反映出地层裂缝、溶蚀孔洞发育较好。

表1 X-FP15井马五5段酸压施工参数Table 1 Acid fracturing operation parameters of Ma55 sub-member of Well XP-FP15

4 结论

（1）大牛地气田马五5亚段碳酸盐岩储层主要分为洞穴型、裂缝-孔洞型、孔隙型3大类，不同类型储层所适用的酸压技术不同，洞穴型储层宜采用多级注入闭合酸压技术，裂缝-孔洞型储层宜采用变黏度酸多级注入酸压技术，孔隙型储层宜采用多级注入加砂酸压技术。

（2）多级注入闭合酸压采用线性胶+胶凝酸按2—3级交替注入，酸液与压裂液体积比例为1.2～1.3；变黏度酸多级注入酸压高低黏酸液的黏度比为5～10，施工排量7 m3/min以上；多级注入加砂酸压酸蚀裂缝半长应大于120 m，导流能力大于30 μm2·cm。

（3）差异化分段酸压技术现场应用11口水平井，平均测试产量4.47×104m3/d，相比前期提升64.3%，增产效果显著，具有良好的推广价值。