致密碳酸鹽巖儲層復(fù)合縫網(wǎng)酸壓技術(shù)研究及礦場實踐
——以大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層為例

儲銘匯

中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院

致密碳酸鹽巖儲層復(fù)合縫網(wǎng)酸壓技術(shù)研究及礦場實踐
——以大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層為例

儲銘匯

中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院

大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層為低孔、低滲致密儲層，儲層豐度低，天然裂縫發(fā)育，常規(guī)酸壓技術(shù)改造體積有限，水平井投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。針對這些問題，分析了大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層巖石脆性指數(shù)特征，開展了復(fù)合縫網(wǎng)酸壓技術(shù)研究，采用“大排量前置液造縫+大規(guī)模膠凝酸縫網(wǎng)酸壓+后置支撐劑保持裂縫導(dǎo)流能力”的設(shè)計思路，將水力加砂壓裂與膠凝酸酸壓復(fù)合，并優(yōu)選復(fù)合縫網(wǎng)酸壓線性膠前置液體系、膠凝酸體系及組合支撐劑體系，優(yōu)化復(fù)合縫網(wǎng)酸壓施工排量、施工液體用量比例及支撐劑用量等施工參數(shù)。礦場實踐表明，該技術(shù)對大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖致密儲層具有較好的適用性和顯著的改造效果，對大牛地氣田下古生界氣藏的大規(guī)模建產(chǎn)意義重大。

大牛地氣田；碳酸鹽巖儲層；縫網(wǎng)；酸壓；膠凝酸體系；施工參數(shù)優(yōu)化

大牛地氣田位于陜西省榆林市與內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市交界地區(qū)，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的東北部。大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏儲量豐富，目前以水平井開發(fā)為主，開發(fā)層位有馬五1、馬五2、馬五4、馬五5碳酸鹽巖儲層，其中馬五5儲層天然氣地質(zhì)儲量占大牛地氣田下古生界總地質(zhì)儲量的58.9%，如何實現(xiàn)馬五5碳酸鹽巖儲層有效開發(fā)將對大牛地氣田的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要。

大牛地氣田下古生界馬五5儲層埋深3 000～3 600 m，中部深度3 300 m左右，地層壓力梯度0.82～0.91 MPa/100 m，孔隙度主要分布范圍為2%～10%，平均值5.56%；滲透率主要分布范圍為0.03～1.0 mD，平均值0.18 mD，為典型的低壓、低孔、低滲致密儲層，酸化壓裂是有效動用這類儲層的主要改造措施。大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖儲層先后試驗了常規(guī)酸壓、多級注入酸壓、閉合酸壓、前置液酸壓等工藝，取得了一定的改造效果［1］，但由于酸蝕縫長較短，且儲層基質(zhì)向裂縫供氣能力較差，僅靠單一的壓裂主縫很難取得預(yù)期的增產(chǎn)效果［2］，酸壓整體改造效果較差，并且壓后產(chǎn)量遞減較快。為此開展了復(fù)合縫網(wǎng)酸壓改造技術(shù)研究，將水力加砂壓裂與膠凝酸酸壓進(jìn)行復(fù)合［3］，試驗大規(guī)模復(fù)合縫網(wǎng)酸壓理念，為探索性開發(fā)大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖氣藏開辟新的途徑。

1 儲層改造難點(diǎn)

Reservoir stimulation difficulty

（1）大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層整體表現(xiàn)為低孔低滲致密儲層，改造難度大，且氣藏儲層豐度大多小于0.4×108m3/km2，處于較低水平，單井控制資源量有限。從前期酸壓改造的水平井生產(chǎn)情況來看，后期產(chǎn)量遞減較快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

（2）目前下古生界馬五5儲層水平井開發(fā)均采用裸眼預(yù)置管柱完井方式，水平井裸眼段跨距大，酸液與儲層接觸面積大，井筒附近酸液濾失嚴(yán)重，常規(guī)酸壓難以形成較高井底凈壓力，酸蝕裂縫延伸有限［4］，難以實現(xiàn)大范圍改造。

針對以上問題，在大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層開展大規(guī)模復(fù)合縫網(wǎng)酸壓工藝試驗，提高酸壓改造體積，有效動用地層儲量。

2 工藝原理及特點(diǎn)

Technological principle and characteristic

（1）大排量前置液造縫。采用大排量注入前置液造縫，形成一定長度的主裂縫。同時大排量泵注有助于提高裂縫高度，擴(kuò)大縱向改造體積，實現(xiàn)馬五5大厚度碳酸鹽巖儲層充分改造。

（2）主體膠凝酸酸壓。大規(guī)模注入高黏膠凝酸，對裂縫壁面進(jìn)行非均勻刻蝕，同時溶蝕天然裂縫中的充填物，連通天然裂縫，形成更大的滲流區(qū)域。

（3）攜砂交聯(lián)液支撐裂縫。注入低濃度瓜膠攜砂液，充填主裂縫，確保主裂縫在長時間內(nèi)保持較高的導(dǎo)流能力，提高復(fù)合縫網(wǎng)酸壓水平井的穩(wěn)產(chǎn)能力。

3 復(fù)合縫網(wǎng)酸壓的有利條件評價

Favorable condition for composite fracturenetwork acid fracturing

（1）天然裂縫發(fā)育情況。天然裂縫發(fā)育是形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫的前提條件［5］。大牛地氣田下古生界馬五5儲層天然裂縫密度在0.9～6.3條/m（圖1），天然裂縫較發(fā)育。研究表明［6］，天然裂縫的開啟所需要的凈壓力較巖石基質(zhì)破裂壓力低50%，天然裂縫系統(tǒng)會更容易先于基巖開啟，人工裂縫與天然裂縫的存在能夠增加復(fù)雜裂縫的可能性。

圖1 馬五5碳酸鹽巖儲層巖心基質(zhì)電鏡掃描照片F(xiàn)ig.1 SEM picture of core matrix of Mawu5carbonate reservoir

（2）巖石力學(xué)特征。大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層彈性模量27～32 GPa，泊松比0.20～0.24，屬于中高彈性模量、中低泊松比。泊松比越低裂縫越容易起裂［7］，并且儲層天然裂縫發(fā)育，這種巖石力學(xué)特征組合，在壓裂過程中容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)。

（3）巖石礦物組成及脆性評價。儲層巖性具有顯著的脆性特征是實現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂改造的物質(zhì)基礎(chǔ)［8-9］。大牛地氣田下古生界馬五5儲層石英含量較低，僅占總礦物含量的0.6%～1.1%，但方解石的含量占到了98%以上，而方解石具有較好的脆性，富含脆性礦物的儲層有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)。

目前采用測井曲線法來評價巖石脆性更貼近實際值。通過巖石力學(xué)參數(shù)計算軟件對大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖氣藏的測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行計算，結(jié)果見圖2。

圖2 大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏測井資料分析結(jié)果Fig.2 Analysis result of logging data of Lower Paleozoic carbonate gas reservoir in Daniudi gasfield

Rickman在總結(jié)體積壓裂時，提出利用動態(tài)彈性模量與泊松比來評價巖石脆性指數(shù)，并且指出當(dāng)巖石脆性指數(shù)大于0.4時，巖石是脆性的，脆性指數(shù)大于0.6時，巖石脆性指數(shù)很強(qiáng)［7］。該方法已被Jin等確認(rèn)［10］。其計算公式為

式中，Emin與Emax分別是最小和最大動態(tài)彈性模量；σmin與σmax分別是最小和最大泊松比；E與σ分別是儲層不同深度處巖石的動態(tài)彈性模量和泊松比。

利用測井曲線計算得到動態(tài)彈性模量及泊松比，通過式（1）計算得到大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層巖石脆性指數(shù)很高，大部分超過0.4，有少部分層位巖石脆性指數(shù)超過0.6，說明儲層巖石大部分是脆性的，少部分顯示為強(qiáng)脆性特征，在壓裂時易于形成縫網(wǎng)。

4 工作液及支撐劑體系優(yōu)化

Optimization of working fluid system and proppant system

4.1 復(fù)合縫網(wǎng)酸壓工作液體系優(yōu)選

Optimization of working fluid system for composite fracture-network acid fracturing

4.1.1 前置液體系 對于天然裂縫發(fā)育儲層，形成縫網(wǎng)重點(diǎn)在于先形成具有一定縫長的主裂縫，而后采取措施提升縫內(nèi)凈壓力，使得天然裂縫或儲層弱面張開［11］。為了充分改造儲層，采用一定黏度前置液造縫，降低前置液在裂縫中摩阻損失，提高裂縫前端凈壓力，以形成一定縫長的主裂縫。若黏度太低，由于馬五5段天然微裂縫發(fā)育，前置液進(jìn)入地層后濾失增加，難以在裂縫壁面形成濾餅，不能有效延緩后期稠化酸注入階段的酸巖反應(yīng)［12］。筆者對比了高分子減阻劑、低分子減阻劑及線性膠在不同稠化劑加量下液體黏度和減阻性能，優(yōu)化推薦采用增稠性能和減阻性能均較好的線性膠體系。室內(nèi)對不同濃度線性膠在70℃下使用六速旋轉(zhuǎn)黏度計170 s-1剪切，結(jié)果顯示線性膠耐溫耐剪切性能較好（見圖3），隨著稠化劑瓜膠濃度的增加，線性膠黏度也逐漸增大，瓜膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%時，線性膠溶液黏度穩(wěn)定在11 mPa·s，符合現(xiàn)場施工要求，因此最終優(yōu)選0.15%線性膠作為前置液。

4.1.2 膠凝酸體系 大規(guī)模注入高黏度膠凝酸溶蝕裂縫壁面，延伸裂縫。前期室內(nèi)實驗表明，當(dāng)鹽酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)從20%提高到25%時，馬五5儲層巖心溶蝕率提高較明顯。馬五5儲層部分天然裂縫為充填裂縫，為了充分溶蝕裂縫充填物，溝通天然裂縫，膠凝酸體系選用25%鹽酸進(jìn)行配制。

以25%鹽酸與不同濃度的稠化劑配制成膠凝酸在不同溫度下使用六速旋轉(zhuǎn)黏度計170 s-1剪切測試耐溫耐剪切性能，隨著時間延長，膠凝酸黏度逐漸減小，在10 min左右黏度趨于穩(wěn)定，表明膠凝酸耐溫耐剪切性能較好（如圖4）。從圖5中不同稠化劑濃度膠凝酸剪切穩(wěn)定后的黏度可以看出，隨著稠化劑濃度增大，膠凝酸黏度不斷增加，且稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.55%增加至0.6%時，膠凝酸黏度增加明顯，在25℃、90℃、120℃下分別增加了5.58 mPa·s、5.93 mPa·s、9.00 mPa·s。在90℃下（馬五5儲層平均地層溫度在90℃左右），稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.5%后，膠凝酸黏度均在35 mPa·s以上。

圖3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)瓜膠的線性膠耐溫耐剪切性能Fig.3 Temperature and shearing resistance of linear gel in guar with different mass fractions

圖4 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)稠化劑的膠凝酸耐溫耐剪切性能Fig.4 Temperature and shearing resistance of gelled acid in thickening agent with different mass fractions

圖5 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)稠化劑的膠凝酸剪切測試穩(wěn)定后黏度Fig.5 Viscosity of thickening agent with different mass fractions after the stabilization of temperature and shearing resistance testing on gelled acid

馬五5碳酸鹽巖儲層以灰?guī)r為主，部分灰?guī)r白云化為云質(zhì)灰?guī)r。膠凝酸對灰?guī)r的溶蝕率比白云巖高，但隨著膠凝酸稠化劑濃度增加，膠凝酸對巖心的溶蝕率降低。同時，室內(nèi)實驗表明膠凝酸稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.55%時，膠凝酸緩蝕速率能在較長時間保持在85%以上，使膠凝酸能進(jìn)入更遠(yuǎn)的地層刻蝕裂縫。因此綜合考慮膠凝酸稠化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)化在0.55%～0.6%之間。

4.1.3 攜砂液體系 大牛地氣田下古生界馬五5儲層巖石彈性模量高，壓裂形成的裂縫寬度相對較小，導(dǎo)致難以形成較高的鋪砂濃度。為了降低施工風(fēng)險，優(yōu)化采用低砂比攜砂液施工，結(jié)合前期現(xiàn)場施工經(jīng)驗以及室內(nèi)實驗評價，采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的瓜膠壓裂液作為攜砂液即可滿足攜砂要求。

4.2 復(fù)合縫網(wǎng)酸壓支撐劑體系優(yōu)選

Optimization of proppant system for composite fracture-network acid fracturing

針對大牛地氣田下古生界馬五5儲層天然裂縫發(fā)育的特征，前置液階段伴注70/140目粉陶封堵微裂縫，降低濾失。攜砂液階段采用40/70目陶粒支撐主裂縫，在攜砂液末尾階段尾追30/50目陶粒，支撐近井筒地帶裂縫，提高近井筒裂縫導(dǎo)流能力，最終形成大粒徑在縫口、小粒徑在縫端的組合鋪砂方式。

大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層閉合壓力通常在50 MPa左右，較高的閉合壓力會增加大粒徑支撐劑的破碎率，因此增加小粒徑支撐劑的比例會降低高閉合壓力下支撐劑的破碎率［13-14］，并且組合支撐劑的長期導(dǎo)流能力下降速度比單一大粒徑支撐劑更小，結(jié)合不同粒徑支撐劑組合長期導(dǎo)流能力實驗結(jié)果［15-16］，最終支撐劑組合比例優(yōu)化為70/140目∶40/70目∶30/50目=1∶7∶2。

5 施工參數(shù)優(yōu)化

Construction parameter optimization

5.1 施工排量優(yōu)化

Discharge capacity optimization

室內(nèi)Fracpro模擬計算結(jié)果表明，裂縫縫長及縫高均隨施工排量的提高而增加，當(dāng)排量達(dá)到8 m3/ min后，縫長增加幅度變小，而縫高隨排量的提高仍然呈線性變化，因此為更有效增加人工裂縫縫長，設(shè)計施工排量不宜低于8 m3/min。

室內(nèi)實驗還表明，酸巖的反應(yīng)速度隨酸液流速增大而加快。在酸液流速較低時，對反應(yīng)速度影響不大；當(dāng)流速較高時，由于酸液液流的攪拌作用，離子的強(qiáng)迫對流作用大大加強(qiáng)，H+的傳質(zhì)速度顯著增大，從而致使反應(yīng)速度顯著加快［17］。但是，酸巖反應(yīng)速率增加的幅度小于酸液流速增加的幅度時［18］，酸液來不及與巖石完全反應(yīng)，會沿著裂縫進(jìn)入地層深處，因此提高注酸排量可以增加活性較高的膠凝酸深入地層的距離，有利于實現(xiàn)深度酸壓。

5.2 施工液體用量比例優(yōu)化

Operational liquid dosage optimization

通過壓裂模擬軟件模擬前置液與酸液量在不同比值下裂縫長度的變化，結(jié)果顯示，當(dāng)前置液的比例逐漸提高時，裂縫長度增加較快，當(dāng)介于0.75～0.9之間時為最優(yōu)比例，當(dāng)超過0.9時，裂縫的長度增加不明顯（圖6）。因此推薦的前置液量與酸液量比例為0.75～0.9之間。

圖6 前置液與酸液量比值模擬Fig.6 Simulation on the volume ratio of prepad fluid and acid

5.3 支撐劑用量優(yōu)化

Proppant volume optimization

對大牛地氣田D井馬五5碳酸鹽巖儲層巖板做不同鋪砂濃度下裂縫導(dǎo)流能力測試，當(dāng)儲層閉合壓力低于20 MPa時，低鋪砂濃度的支撐劑能夠提供較高的導(dǎo)流能力，當(dāng)儲層閉合壓力大于20 MPa以后，低鋪砂濃度的支撐劑隨著閉合壓力的升高，導(dǎo)流能力下降較快。鋪砂濃度大于3 kg/m3時，支撐劑的導(dǎo)流能力下降得較慢，綜合考慮馬五5儲層壓裂形成裂縫縫寬較窄，優(yōu)化復(fù)合縫網(wǎng)酸壓的支撐劑鋪砂濃度為4 kg/m2左右，此時閉合壓力50 MPa情況下導(dǎo)流能力為33 D·cm左右，符合優(yōu)化設(shè)計要求。

6 現(xiàn)場應(yīng)用

Field application

復(fù)合縫網(wǎng)酸壓技術(shù)在大牛地氣田現(xiàn)場應(yīng)用8口井，壓后平均產(chǎn)氣量提高1.2倍以上，取得了較好的效果。以水平井D-3井為例進(jìn)行分析。該水平井鉆遇目的層下古生界馬五5碳酸鹽巖氣層厚度32 m，巖性以灰黑色灰?guī)r、灰黑色含云灰?guī)r為主。導(dǎo)眼段鉆遇目的氣層平均孔隙度2.86%，平均滲透率0.15 mD，為低孔、低滲致密氣層。采用三級井身結(jié)構(gòu)，完鉆井深4 177.0 m，水平段長1 000 m。水平段采用裸眼預(yù)置管外封隔器完井。

結(jié)合水平段鉆遇顯示情況，分8段采用投球滑套分段壓裂進(jìn)行改造。設(shè)計8段總用液量4 792.3 m3，單段平均前置液量194.5 m3，攜砂液量150.3 m3，膠凝酸量233 m3，加砂量24.8 m3，前置液量與膠凝酸量之比為0.83，符合優(yōu)化設(shè)計的要求。前置液階段設(shè)計施工排量5～10 m3/min，施工時排量視施工壓力的變化逐漸提高，膠凝酸注入階段及攜砂液階段施工排量8 m3/min以上，在井口壓力不超過限壓的情況下盡量提高排量，提高酸壓改造體積。

以D-3井第2段施工為例，施工曲線見圖7。第2段滑套打開后開始注入線性膠前置液，施工排量逐漸提高，當(dāng)施工排量提高到10 m3/min時，分別以3%、5%的砂比階梯式加入70/140目粉陶段塞，此時施工壓力基本保持穩(wěn)定。前置液階段結(jié)束后開始注入主體膠凝酸，根據(jù)現(xiàn)場泵注車組條件及施工壓力情況，施工排量保持在10 m3/min左右，持續(xù)大排量向地層泵入膠凝酸刻蝕裂縫，施工曲線顯示膠凝酸泵入階段施工壓力逐漸降低，由59.9 MPa降至56.2 MPa。膠凝酸進(jìn)入地層，逐漸進(jìn)入分支裂縫和天然微裂縫，溶蝕天然裂縫充填物，進(jìn)一步疏通復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)，提高了地層進(jìn)液能力，施工壓力降低。膠凝酸酸壓結(jié)束后泵注一個井筒容積的隔離液，再進(jìn)入攜砂液泵注階段，保持10 m3/min大排量不變，按照設(shè)計要求階梯注入40/70目陶粒，攜砂液最后階段尾追30/50目陶粒。施工過程中全程伴注液氮，以提高壓裂施工結(jié)束后入井液的返排能力。

圖7 D-3井第2段壓裂施工曲線Fig.7 Fracturing operation curve of the second section in Well D-3

D-3井壓裂結(jié)束關(guān)井30 min后開井放噴排液，放噴排液第2 d即見氣，試氣第15 d油壓16.8 MPa，產(chǎn)氣量29 286 m3/d，采用一點(diǎn)法求得無阻流量為294096 m3/d，與鄰近同層位采用常規(guī)酸壓工藝改造的3口水平井相比，D-3井無阻流量為鄰井平均無阻流量的3.3倍（見表2），礦場先導(dǎo)試驗結(jié)果初步顯示復(fù)合縫網(wǎng)酸壓工藝對大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層改造具有較好的適用性和成效。

7 結(jié)論

Conclusions

（1）大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖儲層天然裂縫發(fā)育，巖石彈性模量高、泊松比低，且?guī)r石礦物組分中方解石含量較高，巖石脆性指數(shù)計算表明儲層巖石大部分為脆性，少部分為強(qiáng)脆性，滿足形成復(fù)雜縫網(wǎng)的改造條件，壓裂過程中容易形成網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)。

表2 D-3井與同層位3口鄰井施工效果對比Table 2 Fracturing effect comparison of the same horizon between Well D-3 and its three neighboring wells

（2）復(fù)合縫網(wǎng)酸壓技術(shù)采用“前置液造縫+主體膠凝酸酸壓+后置支撐劑支撐裂縫”的設(shè)計思路，應(yīng)用于大牛地氣田下古生界馬五5儲層水平井分段壓裂改造，改造后無阻流量為鄰近同層位水平井平均無阻流量的3.3倍，表明該技術(shù)對大牛地氣田下古生界馬五5儲層具有較好的適用性。

（3）在泵注車組和施工管柱承壓范圍內(nèi)，建議應(yīng)盡可能提高酸液的注入排量，使酸液沿主裂縫進(jìn)入更遠(yuǎn)的儲層，同時酸液溶蝕天然裂縫，使主裂縫與天然裂縫有效溝通，形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)，進(jìn)一步提高復(fù)合縫網(wǎng)酸壓改造體積。

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（修改稿收到日期 2017-02-25）

〔編輯 朱 偉〕

Study on composite fracture-network acid fracturing technology for tight carbonate reservoirs and its field application: a case study on Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi Gasfield

CHU Minghui
Research Institute of Petroleum Engineering Technology,SINOPEC Huabei Oil and Gas Company,Zhengzhou450006,He’nan,China

In Daniudi gasfield,the Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic is a low-porosity and low-permeability tight reservoir with low reservoir abundance and developed natural fractures.When conventional acid fracturing is applied in this reservoir,the stimulated volume is limited.The production after the commissioning of horizontal well declines fast and production stabilization is of high difficulty.To solve these problems,rock brittleness index characteristics of Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi gasfield were analyzed.Composite fracture-network acid fracturing technology was studied.The design concept of “create fracture by using large-displacement prepad fluid + perform large-scale acid fracturing of fracture network by using gelled acid + keep fracture conductivity by using post proppant” was adopted.Hydraulic sand fracturing was combined with gelled acid fracturing.Lineargel prepad fluid system,gelled acid system and composite proppant system were selected for composite fracture-network acid fracturing.And the construction parameters of composite fracture-network acid fracturing were optimized,including discharge capacity,operationalliquid dosage and proppant volume.This technology was actually applied to Mawu5tight carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi gasfield.And it is better applicable to this reservoir and its stimulation effect is remarkable.This technology is of great significance to the large-scale productivity construction of Lower Paleozoic gas reservoirs in Daniudi gasfield.

Daniudi gasfield;carbonate reservoir;fracture network;acid fracturing;gelled acid system;construction parameter optimization

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：A

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10.13639/j.odpt.2017.02.020

: CHU Minghui.Study on composite fracture-network acid fracturing technology for tight carbonate reservoirs and its field application: a case study on Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi gasfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(2): 237-243.

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（編號：2016ZX05048）；中國石油化工股份有限公司科技開發(fā)部項目“大牛地氣田下古生界水平井深度酸壓關(guān)鍵技術(shù)”（編號：P15168-1）。

儲銘匯（1988-），西安石油大學(xué)石油與天然氣工程專業(yè)碩士畢業(yè)，主要從事低滲透油氣藏儲層改造技術(shù)研究及現(xiàn)場應(yīng)用工作，工程師。通訊地址：（450006）河南省鄭州市隴海西路199號。E-mail：chu_100200@163.com