強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏水平井精準(zhǔn)分段酸壓技術(shù)
——以四川盆地中部高石梯—磨溪震旦系燈四段氣藏為例

樂(lè) 宏 劉 飛 張華禮 周長(zhǎng)林 陳偉華 肖振華

1.中國(guó)石油西南油氣田公司 2.中國(guó)石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院 3.國(guó)家能源高含硫氣藏開(kāi)采研發(fā)中心

4.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部

0 引言

四川盆地中部高石梯—磨溪地區(qū)（以下簡(jiǎn)稱高磨地區(qū)）上震旦統(tǒng)燈影組四段氣藏（以下簡(jiǎn)稱燈四段氣藏）天然氣資源豐富，勘探開(kāi)發(fā)潛力大。但生產(chǎn)實(shí)踐表明，直井改造后天然氣測(cè)試產(chǎn)量差異大，并且平均測(cè)試產(chǎn)量?jī)H23.3×104m3/d，不能滿足氣藏高效開(kāi)發(fā)的需求。由于水平井泄流面積大，并且經(jīng)過(guò)分段壓裂后沿水平段能夠形成多條人工裂縫，可以大幅度地改善油氣滲流條件，因而“水平井＋分段壓裂”成為低滲透及非常規(guī)油氣藏高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)手段[1-2]。前期開(kāi)展了水平井分段酸壓先導(dǎo)性試驗(yàn)，依據(jù)鉆井、錄井、測(cè)井成果進(jìn)行分段設(shè)計(jì)，然后采用相同酸壓工藝進(jìn)行改造，改造后井均天然氣無(wú)阻流量?jī)H87×104m3/d，亟需精細(xì)分段、合理布縫及針對(duì)性酸壓改造工藝，通過(guò)對(duì)長(zhǎng)井段鉆遇的不同類型儲(chǔ)層進(jìn)行精準(zhǔn)酸壓改造，以實(shí)現(xiàn)對(duì)該氣藏儲(chǔ)量的有效動(dòng)用、提升氣藏的開(kāi)發(fā)效益。

經(jīng)過(guò)幾十年的發(fā)展，國(guó)內(nèi)外已形成了一系列適用于不同完井方式的水平井分段壓裂技術(shù)，主要包括暫堵軟分段和機(jī)械硬分段[3-5]。暫堵軟分段采用可溶性暫堵球、可降解纖維、可降解纖維＋暫堵顆粒的形式實(shí)現(xiàn)層間轉(zhuǎn)向和縫內(nèi)暫堵，主要用于改善長(zhǎng)水平段鉆遇儲(chǔ)層的吸液剖面，但是由于裂縫起裂位置、暫堵位置和暫堵有效性難以準(zhǔn)確判斷，不能滿足酸壓改造對(duì)精準(zhǔn)分段的需求[6-7]。機(jī)械硬分段包括水力噴射分段、封隔器分段和橋塞—射孔分段工藝，均能實(shí)現(xiàn)壓裂改造的精準(zhǔn)分段——其中，水力噴射分段工藝?yán)蒙淞鲊娚湫纬傻乃畡?dòng)力封隔作用實(shí)現(xiàn)定點(diǎn)多段壓裂，主要包括不動(dòng)管柱水力噴射、連續(xù)油管拖動(dòng)水力噴射和常規(guī)管柱拖動(dòng)水力噴射等作業(yè)形式，由于作業(yè)工序多、施工周期長(zhǎng)、施工規(guī)模小，該工藝應(yīng)用受限[8]；橋塞—射孔分段工藝不能連續(xù)壓裂作業(yè)、施工周期較長(zhǎng)，適用于套管完井，在頁(yè)巖油氣、致密油氣儲(chǔ)層的壓裂改造中應(yīng)用廣泛[9]，但不能滿足高磨地區(qū)燈四段氣藏裸眼水平井的分段酸壓需求；裸眼封隔器＋滑套分段工藝通過(guò)分段工具及管柱一次性入井、逐級(jí)投球?qū)崿F(xiàn)分段壓裂，具有分壓段數(shù)多、施工快捷、操作簡(jiǎn)單等優(yōu)勢(shì)，是高磨地區(qū)燈四段氣藏水平井分段酸壓的主要技術(shù)手段[10-11]。

為了實(shí)現(xiàn)高磨地區(qū)燈四段氣藏儲(chǔ)量的有效動(dòng)用、提升該氣藏的開(kāi)發(fā)效益，綜合考慮鉆錄井參數(shù)、測(cè)井解釋參數(shù)及井型特征參數(shù)，定義儲(chǔ)層改造系數(shù)，開(kāi)展儲(chǔ)層量化評(píng)價(jià)；綜合考慮儲(chǔ)層改造系數(shù)、地應(yīng)力和井眼條件，形成精細(xì)分段方法，并且針對(duì)不同類型儲(chǔ)層，形成差異化酸壓改造工藝；在此基礎(chǔ)上，形成了強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層水平井精準(zhǔn)分段酸壓技術(shù)，并且進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，以期為同類型碳酸鹽巖氣藏實(shí)施酸壓改造提供借鑒。

1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

高磨地區(qū)燈四段氣藏具有埋藏深（介于5 000～5 500 m）、地層溫度高（介于148.7～158.9 ℃）、低孔低滲透（平均孔隙度為3.87%，平均滲透率為0.51 mD）的特征；縱向上發(fā)育燈四上和燈四下兩個(gè)亞段，平面上分為臺(tái)緣和臺(tái)內(nèi)兩個(gè)區(qū)域，儲(chǔ)層物性整體表現(xiàn)為燈四上亞段優(yōu)于燈四下亞段、臺(tái)緣優(yōu)于臺(tái)內(nèi)；目前，臺(tái)緣帶主體區(qū)處于開(kāi)發(fā)建產(chǎn)階段，臺(tái)內(nèi)低滲透區(qū)處于勘探評(píng)價(jià)階段。取心、成像測(cè)井、數(shù)字巖心、鑄體薄片、掃描電鏡等資料的分析結(jié)果表明：燈四段白云巖儲(chǔ)層孔隙、溶洞、天然裂縫發(fā)育，儲(chǔ)集空間多樣，以次生粒間溶孔、晶間溶孔、中小溶洞為主；儲(chǔ)層類型復(fù)雜，根據(jù)孔—洞—縫搭配關(guān)系，劃分了裂縫—孔洞型、孔洞型和孔隙型3種儲(chǔ)層類型[12]；其中，裂縫—孔洞型、孔洞型兩類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層在高石梯區(qū)塊臺(tái)緣帶燈四上、燈四下亞段均有發(fā)育，在磨溪區(qū)塊臺(tái)緣帶燈四上亞段發(fā)育、燈四下亞段欠發(fā)育，在臺(tái)內(nèi)主要分布在燈四上亞段頂部[13]?？傮w而言，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層在縱橫向分散發(fā)育、連續(xù)性差，具有強(qiáng)非均質(zhì)性。

高磨地區(qū)燈四段儲(chǔ)層交錯(cuò)疊置發(fā)育、跨度大，為了提高優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率，并兼顧縱向上燈四上、下亞段儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，大斜度井和水平井是臺(tái)緣帶開(kāi)發(fā)井、臺(tái)內(nèi)評(píng)價(jià)井主要采用的井型[14]。由于井眼軌跡設(shè)計(jì)主要考慮鉆遇優(yōu)質(zhì)縫洞儲(chǔ)集體，兼顧最大水平主應(yīng)力方向，井眼方位線與最大水平主應(yīng)力方向的夾角變化大，存在近平行、斜交、近垂直等情況。該區(qū)域鉆獲水平井水平段長(zhǎng)度主要介于800～1 300 m，最長(zhǎng)達(dá)1 610 m，水平段鉆錄井顯示存在明顯差異，部分井段發(fā)生放空、惡性井漏等情況，說(shuō)明這些井段鉆遇了縫洞體（表1）。

對(duì)強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層中長(zhǎng)水平井段進(jìn)行精細(xì)分段布縫，優(yōu)化各段酸壓裂縫參數(shù)，優(yōu)選針對(duì)性改造工藝及施工參數(shù)，對(duì)不同類型儲(chǔ)層進(jìn)行針對(duì)性改造，才能充分動(dòng)用各儲(chǔ)層段天然氣儲(chǔ)量，提高單井產(chǎn)氣量[15-17]。

2 地質(zhì)工程一體化精細(xì)分段方法

2.1 儲(chǔ)層量化評(píng)價(jià)

自2011年高石1井在震旦系燈影組獲得重大勘探突破以來(lái)，燈四段累計(jì)實(shí)施62井次的直井酸壓作業(yè)，單井測(cè)試氣產(chǎn)量差異顯著，臺(tái)緣帶43井次平均測(cè)試氣產(chǎn)量為31.5×104m3/d，臺(tái)內(nèi)19井次平均測(cè)試氣產(chǎn)量?jī)H4.7×104m3/d。為了明確影響酸壓改造效果的主控因素，分析了鉆錄井、測(cè)井、壓裂、返排等參數(shù)與改造后測(cè)試氣產(chǎn)量的相關(guān)性，改造后測(cè)試氣產(chǎn)量?jī)H與瞬時(shí)停泵壓力、返排率等不可控參數(shù)呈明顯負(fù)對(duì)數(shù)關(guān)系，而與儲(chǔ)層厚度、孔隙度、滲透率等措施前已知參數(shù)的相關(guān)性較差。為了利用措施前已知參數(shù)來(lái)指導(dǎo)水平井分段酸壓設(shè)計(jì)，進(jìn)行數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化處理、Pearson相關(guān)性分析和投影重要性分析，相關(guān)計(jì)算式為：

式中X表示標(biāo)準(zhǔn)化自變量；下標(biāo)j表示自變量序號(hào)，j=1, 2, …,m；k表示樣本序號(hào)，k=1, 2, …,n；x表示自變量；表示自變量平均值；m表示自變量個(gè)數(shù)；n表示樣本數(shù)；r表示Pearson相關(guān)系數(shù)；表示標(biāo)準(zhǔn)化自變量平均值；Y表示標(biāo)準(zhǔn)化因變量；表示標(biāo)準(zhǔn)化因變量平均值；Ivip表示投影重要性指標(biāo)；t表示主成分；h表示主成分個(gè)數(shù)；Rd(Y,t1,t2, …,th)表示Y和所有主成分的相關(guān)系數(shù)，表征所有主成分對(duì)Y的解釋能力；Rd(Y,tk)表示Y和單個(gè)主成分（tk）的相關(guān)系數(shù)，表征tk對(duì)Y的解釋能力。

綜合考慮鉆錄井參數(shù)、測(cè)井解釋參數(shù)，篩選出具有明顯相關(guān)性的9個(gè)地質(zhì)參數(shù)，定義儲(chǔ)層改造系數(shù)，并針對(duì)直井進(jìn)行儲(chǔ)層定量評(píng)價(jià)[11]，即

式中yver表示針對(duì)直井的儲(chǔ)層改造系數(shù)；H表示標(biāo)準(zhǔn)化儲(chǔ)層厚度；φ表示標(biāo)準(zhǔn)化孔隙度；Sw表示標(biāo)準(zhǔn)化含水飽和度；Hφ表示標(biāo)準(zhǔn)化儲(chǔ)能系數(shù)；ΔT表示標(biāo)準(zhǔn)化補(bǔ)償聲波；ρ表示標(biāo)準(zhǔn)化補(bǔ)償密度；RD/S表示標(biāo)準(zhǔn)化深/淺雙側(cè)向電阻率比；Vloss表示標(biāo)準(zhǔn)化漏失量；TOG表示標(biāo)準(zhǔn)化氣測(cè)全烴值。以上參數(shù)均為無(wú)量綱參數(shù)。

隨著燈四段氣藏由勘探轉(zhuǎn)向開(kāi)發(fā)，井型也由直井轉(zhuǎn)變?yōu)榇笮倍染退骄?，針?duì)直井形成的儲(chǔ)層改造系數(shù)評(píng)價(jià)方法出現(xiàn)了不適應(yīng)性，需要進(jìn)一步優(yōu)化、完善。因此，引入水平段長(zhǎng)度、井斜角、井眼方位線與最大水平主應(yīng)力方向夾角等水平井/斜井特征參數(shù)，優(yōu)化儲(chǔ)層改造系數(shù)計(jì)算方法，即

式中yhor表示大斜度井/水平井儲(chǔ)層改造系數(shù)；K表示標(biāo)準(zhǔn)化滲透率；KH表示標(biāo)準(zhǔn)化地層系數(shù)；RI+II表示標(biāo)準(zhǔn)化的Ⅰ+Ⅱ類儲(chǔ)層占比；θAZI表示標(biāo)準(zhǔn)化井眼方位線與最大水平主應(yīng)力方向夾角；θDEV表示標(biāo)準(zhǔn)化井斜角。以上參數(shù)均為無(wú)量綱參數(shù)。

圖1為16口大斜度井/水平井的儲(chǔ)層改造系數(shù)與氣井改造后無(wú)阻流量的關(guān)系曲線，可以看出，兩者存在明顯正相關(guān)關(guān)系，R2達(dá)0.926 5，該參數(shù)能夠較準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)儲(chǔ)層特征。

圖1 高石梯地區(qū)震旦系燈四段儲(chǔ)層改造系數(shù)與氣井無(wú)阻流量關(guān)系圖

2.2 精細(xì)分段方法

為了實(shí)現(xiàn)強(qiáng)非均質(zhì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層水平井的針對(duì)性酸壓改造，需要優(yōu)化裸眼封隔器坐封位置來(lái)實(shí)現(xiàn)精細(xì)分段，以及綜合考慮地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)來(lái)優(yōu)化滑套位置，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)合理布縫。根據(jù)單井鉆井、錄井、測(cè)井解釋成果，計(jì)算各儲(chǔ)層段改造系數(shù)剖面，結(jié)合破裂壓力剖面和井徑剖面，在儲(chǔ)層改造系數(shù)低值、破裂壓力高值、井眼規(guī)則處設(shè)置封隔器進(jìn)行卡封，將儲(chǔ)層改造系數(shù)相近的層段劃為1段，在儲(chǔ)層改造系數(shù)高值、破裂壓力低值處設(shè)置注酸滑套，以實(shí)現(xiàn)酸壓裂縫起裂。同時(shí)，綜合考慮單段段長(zhǎng)和縫間距，對(duì)封隔器坐封位置適當(dāng)調(diào)整，使每條裂縫的導(dǎo)流作用得到充分發(fā)揮。

在裸眼完井條件下井周應(yīng)力分布比較簡(jiǎn)單，根據(jù)井周應(yīng)力分布，采用最大張應(yīng)力準(zhǔn)則計(jì)算破裂壓力、起裂位置和起裂角度[18]。以GS-X25井為例，該井在井深5 199～6 243 m裸眼水平段鉆進(jìn)過(guò)程中見(jiàn)1次井漏、5次氣侵、2次氣測(cè)異常顯示，水平段趾端漏失302.1 m3鉆井液。測(cè)井解釋的儲(chǔ)層厚度為503.8 m，孔隙度為3.1%，滲透率為0.28 mD，含水飽和度為10.8%。綜合考慮儲(chǔ)層改造系數(shù)、破裂壓力和井徑剖面（圖2），分6段進(jìn)行酸壓改造，各改造段參數(shù)如表2所示。

表2 GS-X25井各改造段儲(chǔ)層物性參數(shù)匯總表

圖2 GS-X25井改造段劃分圖

由于碳酸鹽巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，適用于常規(guī)均質(zhì)層狀儲(chǔ)層的氣井產(chǎn)能預(yù)測(cè)方法誤差大[19]，不能滿足碳酸鹽巖儲(chǔ)層分段酸壓后氣井產(chǎn)能預(yù)測(cè)的需要。為此，將Petrel建模軟件建立的構(gòu)造模型進(jìn)行網(wǎng)格劃分，然后根據(jù)測(cè)井解釋孔隙度、滲透率、含水飽和度等參數(shù)形成儲(chǔ)層物性參數(shù)場(chǎng)，對(duì)劃分的網(wǎng)格進(jìn)行物性參數(shù)賦值，從而得到可以用于分段酸壓氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)的碳酸鹽巖非均質(zhì)儲(chǔ)層地質(zhì)模型。

為了將酸壓人工裂縫植入前述建立的地質(zhì)模型，需要對(duì)地質(zhì)模型中酸壓裂縫及其周圍區(qū)域進(jìn)行局部網(wǎng)格加密，然后，通過(guò)等效滲流原理設(shè)置裂縫網(wǎng)格的等效滲透率。在此基礎(chǔ)上，采用Eclipse數(shù)值模擬軟件預(yù)測(cè)均勻分段和精細(xì)分段情況下的氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。較之均勻分段，精細(xì)分段酸壓造縫能夠更充分地動(dòng)用全井段儲(chǔ)層。采用均勻分段，氣井生產(chǎn)5年的累計(jì)產(chǎn)氣量為3.4×108m3，而采用精細(xì)分段，氣井生產(chǎn)5年的累計(jì)產(chǎn)氣量為5.6×108m3，后者是前者的1.65倍（圖3）。

圖3 不同分段方式下氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)結(jié)果圖

3 差異化改造工藝

3.1 不同品質(zhì)儲(chǔ)層的改造需求

根據(jù)儲(chǔ)層改造系數(shù)（y）將高磨地區(qū)燈四段氣藏儲(chǔ)層劃分為3類：①優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，y≥1.0；②中等儲(chǔ)層，0.5≤y＜1.0；③低品質(zhì)儲(chǔ)層，y＜0.5。酸蝕裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力是決定酸壓改造效果的兩個(gè)重要參數(shù)。首先，針對(duì)不同品質(zhì)儲(chǔ)層建立相應(yīng)地質(zhì)模型，開(kāi)展氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模擬；然后，基于該數(shù)值模擬結(jié)果分析酸蝕裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力對(duì)氣井累計(jì)產(chǎn)氣量的影響，從而明確不同品質(zhì)儲(chǔ)層的改造需求，建立相應(yīng)酸壓改造工程目標(biāo)。地質(zhì)模型中儲(chǔ)層參數(shù)如表3所示。

表3 酸壓氣井儲(chǔ)層參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

氣井生產(chǎn)時(shí)間為3年。如圖4所示，對(duì)于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，酸蝕裂縫長(zhǎng)度大于40 m、裂縫導(dǎo)流能力大于40 D·cm后，隨著酸蝕縫長(zhǎng)和導(dǎo)流能力增加，氣井累計(jì)產(chǎn)氣量增量上升的趨勢(shì)逐漸變緩，單位縫長(zhǎng)變化下的累計(jì)產(chǎn)氣量增量逐漸降低，并且提升裂縫導(dǎo)流能力對(duì)增大氣井累計(jì)產(chǎn)氣量效果更顯著；對(duì)于中等儲(chǔ)層，酸蝕裂縫長(zhǎng)度大于50 m、裂縫導(dǎo)流能力大于30 D·cm后，隨著酸蝕縫長(zhǎng)和導(dǎo)流能力增加，氣井累計(jì)產(chǎn)氣量增量上升的趨勢(shì)逐漸變緩，單位縫長(zhǎng)變化下的累計(jì)產(chǎn)氣量增量逐漸降低；對(duì)于低品質(zhì)儲(chǔ)層，在裂縫導(dǎo)流能力大于20 D·cm后，隨著酸蝕裂縫導(dǎo)流能力增加，氣井累計(jì)產(chǎn)氣量增量上升的趨勢(shì)逐漸變緩，單位縫長(zhǎng)變化下的累計(jì)產(chǎn)氣量增量逐漸降低，而隨著酸蝕縫長(zhǎng)增加，氣井累計(jì)產(chǎn)氣量增量上升的趨勢(shì)一直較明顯，對(duì)于該類儲(chǔ)層來(lái)說(shuō)，酸壓改造的重點(diǎn)應(yīng)該是盡量延長(zhǎng)酸蝕縫長(zhǎng)。

圖4 氣井累計(jì)產(chǎn)氣量增量隨酸蝕裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力變化曲線圖

3.2 針對(duì)性酸壓改造工藝

影響酸蝕裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力的因素較多，可以分為不可控因素和可控因素兩大類。不可控因素主要是地質(zhì)因素，包括地層溫度、儲(chǔ)層巖性、巖石力學(xué)性質(zhì)、閉合應(yīng)力等；可控因素主要是工程因素，包括酸液體系、改造工藝、施工排量、施工規(guī)模等。通過(guò)優(yōu)化可控參數(shù)，采取針對(duì)性酸壓改造工藝，可望獲得預(yù)期的酸蝕裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力[20-22]。

3.2.1 主體酸液體系

高磨地區(qū)震旦系燈四段儲(chǔ)層埋藏深、地層溫度高、閉合應(yīng)力高，酸液體系的選擇需要綜合考慮酸液的緩蝕性、緩速性、降阻性和高溫穩(wěn)定性，以及酸巖反應(yīng)后裂縫壁面的刻蝕形態(tài)和裂縫導(dǎo)流能力等。膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸、交聯(lián)酸的酸巖反應(yīng)速率依次降低（圖5-a），其中膠凝酸和轉(zhuǎn)向酸與巖石反應(yīng)后能夠在巖石表面形成刻蝕溝槽，大幅提升儲(chǔ)層的滲透性，交聯(lián)酸破膠不徹底會(huì)對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生傷害；在高閉合應(yīng)力下，膠凝酸刻蝕巖石后比轉(zhuǎn)向酸刻蝕巖石后獲得的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力更高（圖5-b）；膠凝酸的降阻率能達(dá)到60%～70%，而轉(zhuǎn)向酸的降阻率在50%左右，膠凝酸的降阻效果明顯優(yōu)于轉(zhuǎn)向酸[11,14,23-24]（圖5-c）；發(fā)生酸巖反應(yīng)后，轉(zhuǎn)向酸將稠化、變黏，由此可以促進(jìn)酸液分流轉(zhuǎn)向、長(zhǎng)井段均勻布酸，同時(shí)可以抑制酸蝕蚓孔擴(kuò)展，降低酸液濾失，增加酸蝕縫長(zhǎng)[25]。因此，優(yōu)選膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸作為主體酸液體系。

圖5 酸液性能對(duì)比圖

3.2.2 酸壓改造工藝

采用高磨地區(qū)燈四段露頭方樣（邊長(zhǎng)為300 mm）開(kāi)展壓裂物理模擬實(shí)驗(yàn)，分別采用凍膠壓裂液和膠凝酸，研究在相同應(yīng)力及注入排量下壓裂裂縫的延伸情況。如圖6所示，在燈四段地應(yīng)力條件下，壓裂改造后形成垂直的人工裂縫，并且該裂縫沿最大水平主應(yīng)力方向延伸；如圖6-a所示，壓裂液激活了部分天然裂縫（藍(lán)色虛線框?yàn)榧せ畹奶烊涣芽p），并且侵入天然裂縫的深度淺，僅在與人工裂縫相交的位置附近有壓裂液存在；如圖6-b所示，膠凝酸對(duì)天然裂縫的激活能力更強(qiáng)；圖6-c中紅色/藍(lán)色箭頭表示酸液流經(jīng)路徑，可以看出膠凝酸侵入天然裂縫的范圍廣，在裂縫壁面產(chǎn)生明顯的刻蝕溝槽，酸壓改造范圍更大，有利于溝通縫洞型儲(chǔ)集體。

圖6 高磨地區(qū)燈四段露頭巖樣壓裂物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果照片

由于天然氣黏度低、滲流阻力小，對(duì)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的要求遠(yuǎn)低于原油，如圖4所示，不同類型儲(chǔ)層對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的需求介于20～40 D·cm。震旦系燈四段儲(chǔ)層最小水平主應(yīng)力約90 MPa，地層壓力為57 MPa，以井底流壓40 MPa計(jì)算，有效閉合應(yīng)力介于30～50 MPa，在該閉合應(yīng)力下，膠凝酸酸蝕裂縫導(dǎo)流能力高于30 D·cm（圖5-b），基本能夠滿足該區(qū)燈四段氣藏儲(chǔ)層酸壓后對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的需求。

對(duì)于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，由于天然裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育，酸液容易濾失，形成酸蝕蚓孔，同時(shí)激活并刻蝕天然裂縫，更加加劇了酸液的濾失，導(dǎo)致增加酸蝕縫長(zhǎng)的難度大。當(dāng)酸蝕縫長(zhǎng)大于40 m后，提高縫長(zhǎng)的效果將不明顯。根據(jù)膠凝酸和轉(zhuǎn)向酸酸巖反應(yīng)速率計(jì)算單一酸液體系酸壓的有效作用距離約為40 m[23]，試井解釋結(jié)果顯示膠凝酸酸壓后形成的酸蝕裂縫長(zhǎng)度介于18.4～45.3 m，平均為30.9 m[26-28]，說(shuō)明采用膠凝酸或轉(zhuǎn)向酸的酸壓工藝能夠滿足優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的改造需求。

對(duì)于中等儲(chǔ)層，要求酸蝕裂縫長(zhǎng)度大于50 m。酸壓物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，高黏度自生酸前置液（紅色熒光示蹤劑）造縫能力強(qiáng)，主體形成沿最大水平主應(yīng)力方向延伸的酸壓裂縫，自生酸對(duì)深部裂縫壁面有一定刻蝕作用；較低黏度膠凝酸（綠色熒光示蹤劑）在較高黏度的自生酸前置液中形成黏性指進(jìn)，裂縫壁面顏色呈紅綠相間，在裂縫表面形成凹凸不平的刻蝕溝槽（圖7-a）。自生酸前置液＋膠凝酸酸壓工藝能在近井段形成高導(dǎo)流能力酸壓裂縫（圖7-b），并且自生酸對(duì)酸壓裂縫遠(yuǎn)井段又具有一定刻蝕能力，從而增大酸蝕裂縫長(zhǎng)度，滿足了中等儲(chǔ)層的改造需求。

圖7 高磨地區(qū)燈四段儲(chǔ)層采用自生酸前置液＋膠凝酸酸壓后裂縫形態(tài)照片及導(dǎo)流能力測(cè)試曲線圖

對(duì)于低品質(zhì)儲(chǔ)層，酸蝕裂縫長(zhǎng)度越長(zhǎng)，改造效果越好。由于該類儲(chǔ)層溶蝕孔洞、天然裂縫欠發(fā)育，酸液作用后不容易形成酸蝕蚓孔[27]，具備深度改造的基礎(chǔ)。利用自生酸前置液的降溫、造縫、降濾、緩速作用，能夠大幅增加酸蝕裂縫長(zhǎng)度。基于壓裂軟件，研究交替注入級(jí)數(shù)對(duì)縫長(zhǎng)的影響，如圖8所示，當(dāng)注入級(jí)數(shù)介于2～3級(jí)時(shí)，裂縫長(zhǎng)度提升最明顯，采用自生酸前置液＋膠凝酸2～3級(jí)交替注入的酸壓工藝能夠滿足低品質(zhì)儲(chǔ)層的改造需求。

圖8 不同交替注入級(jí)數(shù)下酸蝕裂縫參數(shù)模擬曲線圖

針對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，雖然前述導(dǎo)流能力測(cè)試實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，在約40 MPa閉合應(yīng)力下，自生酸前置液＋膠凝酸酸壓（含3級(jí)交替注入）后裂縫導(dǎo)流能力（介于185.0～215.0 D·cm）明顯高于膠凝酸酸壓后裂縫導(dǎo)流能力（37.2 D·cm）（圖7-b），但是從現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)展的膠凝酸酸壓和自生酸前置液＋膠凝酸酸壓兩種工藝試驗(yàn)結(jié)果來(lái)看，在儲(chǔ)層改造系數(shù)相近（在1.4左右）的情況下，兩種工藝下的氣井測(cè)試產(chǎn)量相當(dāng)，介于101.49×104～108.51×104m3/d （圖9）?？梢钥闯?，對(duì)于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層而言，當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力超過(guò)40 D·cm后，繼續(xù)提升裂縫導(dǎo)流能力的增產(chǎn)效果已不顯著，這與由氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模擬得到的結(jié)論一致。而針對(duì)低品質(zhì)儲(chǔ)層，以GS19井為例，該井在燈四下亞段（儲(chǔ)層改造系數(shù)為0.27）初次改造采用膠凝酸酸壓工藝，根據(jù)施工井底壓力，采用FracproPT壓裂設(shè)計(jì)軟件進(jìn)行凈壓力擬合，酸蝕裂縫長(zhǎng)度為42 m，測(cè)試氣產(chǎn)量為0.3×104m3/d，重復(fù)改造采用自生酸前置液＋膠凝酸3級(jí)交替注入酸壓工藝，凈壓力擬合后的酸蝕裂縫長(zhǎng)度為85 m，測(cè)試氣產(chǎn)量為2.0×104m3/d，可以看出大幅增加酸蝕裂縫長(zhǎng)度有助于提升低品質(zhì)儲(chǔ)層的深度改造效果。

圖9 采用不同酸壓工藝的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層改造效果對(duì)比圖

3.3 施工參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)所建立的酸壓裂縫擬三維延伸模型[26]，重點(diǎn)考慮酸液在基質(zhì)、酸蝕蚓孔和天然裂縫的濾失，以及裂縫壁面巖礦組成的非均質(zhì)程度對(duì)非均勻刻蝕的影響。

裂縫擬三維延伸模型的連續(xù)性方程為：

裂縫壁面由多種礦物組成，酸液對(duì)裂縫壁面進(jìn)行非均勻刻蝕，酸蝕裂縫寬度計(jì)算式為：

酸液濾失速度計(jì)算式為：

式中q表示注入排量，m3/s；x表示沿縫長(zhǎng)坐標(biāo)位置，m；t表示注入時(shí)間，s；hf表示裂縫高度，m；vleak表示酸液濾失速度，m/s；A表示裂縫橫截面積，m2；wa表示酸蝕裂縫寬度，m；m表示礦物種類數(shù)量；i表示礦物種類序號(hào)；β表示酸液溶解能力，kg/kmol；ρr表示巖石礦物密度，kg/m3；φr表示孔隙度；η表示濾失酸液中與裂縫壁面巖石發(fā)生反應(yīng)的酸液量占比，η≈0；Cf、Cw分別表示裂縫壁面處和溶液中酸液濃度，kmol/m3；R表示酸巖反應(yīng)速率，kmol/(m2·s)；Kr表示滲透率，1012D；μ表示酸液黏度，Pa·s；p表示壓力，Pa。

其余方程與常規(guī)擬三維酸壓模型相同，此處不再贅述。通過(guò)酸液濾失速度計(jì)算式，將裂縫擬三維延伸、壁面蚓孔擴(kuò)展及裂縫內(nèi)酸液非均勻流動(dòng)反應(yīng)模型進(jìn)行耦合求解，用于酸壓施工參數(shù)的優(yōu)化。

根據(jù)各酸壓段的儲(chǔ)層改造系數(shù)，可以獲得對(duì)應(yīng)的酸蝕裂縫長(zhǎng)度、導(dǎo)流能力目標(biāo)值及適宜的酸壓改造工藝；通過(guò)模擬計(jì)算，得到不同酸液注入排量和規(guī)模下的酸蝕裂縫參數(shù)，從而優(yōu)化施工參數(shù)。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

4.1 應(yīng)用效果

自2017年以來(lái)，在高磨地區(qū)燈四段氣藏臺(tái)緣帶建產(chǎn)區(qū)共有69口井實(shí)施了精準(zhǔn)分段酸壓，井均無(wú)阻流量為127.6×104m3/d，較之氣藏開(kāi)發(fā)初期，提高了46.5%（圖10），單井產(chǎn)量大幅度提升，實(shí)現(xiàn)了邊際效益氣藏的高效開(kāi)發(fā)。在該氣藏臺(tái)內(nèi)低滲透區(qū)，由于儲(chǔ)層厚度減薄、縫洞發(fā)育程度變差、物性變差，采用水平井進(jìn)行勘探評(píng)價(jià)，將精準(zhǔn)分段酸壓工藝應(yīng)用于23口井，其中21口井獲高產(chǎn)工業(yè)氣流（測(cè)試產(chǎn)量介于7.38×104～141.19×104m3/d），整體應(yīng)用效果顯著，支撐了臺(tái)內(nèi)低滲透區(qū)的儲(chǔ)量升級(jí)。

圖10 高磨地區(qū)燈四段氣藏主體建產(chǎn)區(qū)歷年氣井改造效果統(tǒng)計(jì)圖

4.2 分段酸壓后改造段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)評(píng)價(jià)

針對(duì)高磨地區(qū)臺(tái)緣帶主體區(qū)采用分段酸壓的氣井，根據(jù)各改造段產(chǎn)氣剖面測(cè)試結(jié)果[29]，除MXH34井第1段、第4段以外，各改造段儲(chǔ)層改造系數(shù)與折算單段無(wú)阻流量呈明顯的線性正相關(guān)關(guān)系，R2介于0.90～0.99（圖11），針對(duì)性的改造工藝能夠充分發(fā)揮各改造段的資源潛力。另外，從改造系數(shù)的分布來(lái)看，總共45段改造段，其中5段為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，對(duì)單井天然氣無(wú)阻流量的貢獻(xiàn)率（以下簡(jiǎn)稱產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率）為28%，32段為中等儲(chǔ)層，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率為63%，8段為低品質(zhì)儲(chǔ)層，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率為9%。高磨地區(qū)燈四段氣藏儲(chǔ)層物性整體呈低孔隙度、低滲透率特征，并且以中等儲(chǔ)層為主，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層和中等儲(chǔ)層是產(chǎn)氣主要貢獻(xiàn)層段。對(duì)于臺(tái)內(nèi)低滲透區(qū)，由于儲(chǔ)層物性變差，低品質(zhì)儲(chǔ)層占比增大，需繼續(xù)攻關(guān)該類儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)，進(jìn)一步提高單井氣產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)氣藏規(guī)模效益開(kāi)發(fā)。

圖11 高磨地區(qū)燈四段氣藏臺(tái)緣帶主體區(qū)水平井各段改造系數(shù)與折算單段無(wú)阻流量關(guān)系曲線圖

5 結(jié)論

1）儲(chǔ)層改造系數(shù)（y）能夠較準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)儲(chǔ)層特征。若y≥1.0，為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層；若0.5≤y＜1.0，為中等儲(chǔ)層；若y＜0.5，為低品質(zhì)儲(chǔ)層。

2）形成了綜合考慮儲(chǔ)層改造系數(shù)、地應(yīng)力和井眼條件影響的酸壓精細(xì)分段方法，對(duì)不同類型儲(chǔ)層段實(shí)施針對(duì)性改造措施，充分發(fā)揮長(zhǎng)水平井段各改造段的資源潛力，提高強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層中天然氣儲(chǔ)量動(dòng)用率。

3）針對(duì)不同類型儲(chǔ)層，適用的酸壓工藝也不同。對(duì)于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，宜采用膠凝酸或轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝；對(duì)于中等儲(chǔ)層，宜采用自生酸前置液酸壓工藝；對(duì)于低品質(zhì)儲(chǔ)層，宜采用自生酸前置液＋膠凝酸2～3級(jí)交替注入的酸壓工藝。

4）高磨地區(qū)燈四段氣藏臺(tái)緣帶建產(chǎn)區(qū)69口井實(shí)施了精準(zhǔn)分段酸壓，井均天然氣無(wú)阻流量為127.6×104m3/d，較之氣藏開(kāi)發(fā)初期，提高了46.5%，單井產(chǎn)量大幅度提升，實(shí)現(xiàn)了邊際效益氣藏的高效開(kāi)發(fā)。