致密碳酸盐岩水平井分段酸压工艺技术*

张永春 何 青 陈付虎 王迁伟

（中国石化华北分公司工程技术研究院）

致密碳酸盐岩水平井分段酸压工艺技术*

张永春 何 青 陈付虎 王迁伟

（中国石化华北分公司工程技术研究院）

针对大牛地气田下古生界低渗致密碳酸盐岩气藏储层非均质性强、微裂缝发育、酸液滤失严重和直井酸压改造难以有效建产等问题，采用水平井裸眼完井、管外封隔分段压裂工具实施分段，并对孔隙型和裂缝－孔隙型储层分别优选低滤失的胶凝酸和黏弹性清洁转向酸或交联酸酸液体系进行分段酸压改造，从而降低了酸压施工风险，取得了显著的酸压增产效果，实现了该气田致密低渗碳酸盐岩气藏的经济有效开发，也为其它致密碳酸盐岩储层水平井的勘探开发提供了借鉴，值得推广应用。但鉴于水平井裸眼井段长、裂缝发育、酸液滤失量大、酸蚀裂缝短等问题，建议结合碳酸盐岩储层特征尝试采用套管固井来实施水平井的多级分段酸压改造。图2表1参5

碳酸盐岩 致密低渗 水平井 分段酸压 多级管外封隔器 转向酸交联酸

0 引言

鄂尔多斯盆地是我国大型叠合含油气盆地之一，也是我国天然气储、产量最大的盆地之一，大牛地气田下古生界奥陶系风化壳碳酸盐岩储气层是鄂尔多斯盆地北部主要的后备气层之一，资源量达650×1012m3。该气田属低孔、低渗气藏，且储层非均质性较强、微裂缝发育，前期采用直井酸压改造未取得理想的效果。随着勘探开发的深入，调整了开发方式，采用了水平井进行开发试验。通过采用裸眼完井、管外封隔分段压裂工具实施分段，并针对孔隙型与裂缝－孔隙型储层分别优选胶凝酸、黏弹性清洁转向酸或交联酸酸液体系进行的酸压改造方式，扩大了改造体积，提高了酸蚀裂缝导流能力，分段酸压增产效果良好。

1 大牛地气田下古生界碳酸盐岩勘探开发现状

大牛地气田下古生界储层岩性以白云岩为主，埋深3000～3600 m，中部深度3300 m左右，地层温度90～120℃，地层压力系数一般为0.83～0.96 MPa／100 m，水平最小主应力方向为NE45°左右，应力梯度＞1.8 MPa／100 m。孔隙度分布范围为0.58%～14%，平均值4.3%，主要分布区间2%～8%，渗透率分布范围为0.0105～5.89 mD，平均值0.46 mD，主要分布区间为0.02～0.64 mD，表明储层为低孔、低渗致密储层。

2011年以前，在大牛地气田针对下古生界碳酸盐岩储层开展了90多井次的直井酸压施工，主要采用了普通酸压、前置酸压、多级交替注入酸压、闭合酸压、多级注入闭合酸压等酸压工艺，酸压后天然气无阻流量最高达5.15×104m3／d，但达到工业气流的井数较少，只有14层次，占总层数的15.6%。总结分析主要存在以下问题：

（1）酸液滤失严重，实现深度酸压困难

储层非均质性较强、微裂缝发育。对马五5储层进行扫描电镜分析，结果为裂缝－孔隙性储层，岩心发育充填、半充填、未充填等各种类型裂缝，导致酸压施工过程中酸液滤失较为严重，酸蚀造缝距离短，酸压改造程度低，改造效果差，实现深度酸压困难。

（2）直井酸压难以建产，需要水平井分段酸压提高单井产量

直井酸压改造解放储层体积有限，难以实现经济有效的建产。需通过水平井来提高储层裂缝钻遇率，并通过多级分段和长距离的酸蚀改造才能获得多条高导流能力的酸蚀裂缝，扩大储层改造体积，增大单井控制的天然气储量和供气范围，从而提高单井产量。

2 水平井分段酸压工艺技术

在借鉴国内外低渗透水平井应用经验和中国石

化华北分公司水平井分段工艺实践经验的基础上，采用相对成熟的水平井改造工艺技术—多级管外封隔器分段酸压工艺进行储层改造。

2.1 分段酸压工艺

（1）水平井分段工艺

水平井多级管外封隔器分段酸压工艺是通过裸眼封隔器和滑套开关实现多段分段酸压，工具和完井管柱一体下入，通过投入大小不同的球，控制各级滑套打开，实现一次改造多段。分段酸压完成后，开井返排残酸液后即可投产（图1）。该工艺工具质量可靠耐酸腐蚀，适应不同的井身结构，滑套打开可靠；采用低密度树脂球，有利于酸压后残酸液的返排，强度和密封性能合格，承压形变小；可大排量泵注施工，提高储层的改造强度［1－2］。采用油管进行泵注施工，具有15段的分级能力。

图1 多级管外封隔分段酸压工艺示意图

（2）酸压施工工艺

由于采用多级管外封隔器进行投球分段，考虑现场施工的可操作性和施工成功率，酸压施工工艺每段都采用简单的普通酸压技术。在分段酸压施工中，既不加砂也不使用前置液，避免了施工中出现泵注压力高、砂堵、投球转层不成功等复杂情况，保证现场分段酸压施工的成功。

（3）助排工艺

大牛地气田下古生界低渗致密碳酸盐岩储藏具有低渗、低压、低丰度的特点，酸压改造后，残酸返排困难，因此采用液氮伴注提高压后返排效果。液氮伴注不仅能起到增能助排的作用，而且能有效降低滤失。对于液氮的伴注方式经过优化采用全程伴注液氮，与酸液的比例为4%～6%。

2.2 储层滤失特征与选择的酸液体系

（1）储层酸液滤失特征

大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层马五段前期的含油气显示及测试成果表明，该气田下古生界奥陶系风化壳自上而下可划分出马五1—马五5五个亚段，储集层主要包括两套含气层系：①基质孔隙性白云岩储层，通过镜下观察，岩石类型以微－粉晶白云岩和粉—细晶白云岩为主的孔隙性白云岩储层，主要包括马五1、马五2和马五4段，储集体主要发育在潮间云坪和潮上云坪沉积相带中；②储层为裂缝－孔隙型的黑色灰岩（灰岩部分白云石化）储层，镜下观察以泥微晶灰岩、粉晶白云石化形成的白云岩或白云岩化灰岩为主的裂缝－孔隙性黑色灰岩储层，储集体主要为潮下沉积相，主要为马五5段。

两种不同类型的储层，其基本储集空间和渗滤通道存在的较大差异，会造成酸液滤失机理的差异，因此针对不同酸液滤失特征的储层，酸液体系的选择也存在一定的差异。

大量室内岩心滤失实验表明，致密孔隙性白云岩岩样，在酸压改造过程中，酸液对岩心壁面的溶蚀以密集型溶蚀为主，酸岩反应难以形成酸蚀蚓孔，酸液的滤失较小，因此，对该层段实施酸压改造时，酸液的滤失不是酸液优选需要重点考虑的问题。而对于裂缝－孔隙性的黑色灰岩储层，若天然裂缝未充填或部分充填，则酸液滤失受天然裂缝的开度、充填程度、酸蚀裂缝的穿透深度以及沟通其它天然裂缝的几率所控制，滤失量相对较大。酸压设计的重点为：减少酸液滤失和降低酸岩反映速率。

（2）酸液体系的选择

根据储层酸液滤失特征研究，对于致密孔隙性白云岩储层宜采用胶凝酸酸液体系。胶凝酸利用胶凝剂的增黏能力，使酸液体系具有较好的抗剪切和耐温度性能，从而降低酸岩反应速度和液体滤失速度，并有效降低泵注摩阻和泵注压力，从而降低施工作业难度，并实现储层的深度酸压改造。

胶凝酸最佳黏度一般在30～50 mPa·s左右，残酸返排黏度一般应在5～10 mPa·s之间，胶凝酸具有一定的降滤失作用，对裂缝发育地层，可造出较长的酸蚀裂缝。且胶凝酸摩阻较小（一般为清水的30%～40%），为提高排量创造了条件。

对于裂缝－孔隙型的黑色灰岩储层而言，宜采用黏弹性清洁转向酸或交联酸体系。黏弹性清洁转向酸是采用表面活性剂材料在酸性环境下实现交联，随着酸液与岩石有效成分的反应，酸液的pH升高，一般pH升高至2～5左右时，出现峰值黏度大约150～300 mPa·s（170 s－1），随着pH的进一步升高，黏度逐渐降低，残酸黏度可以降到10 mPa·s以内。由于该酸液体系没有固相聚合物或最大限度降低了固相聚合物，因此具有较低的储层伤害率。同时随着酸岩

反应的进行和pH值的不断升高，酸液黏度不断增加。由于酸液黏度很高，能有效降低酸液在高渗带的滤失而让新鲜的活性酸转向渗流到低渗带，对低渗带岩石进行溶蚀改造，从而增加酸蚀裂缝长度，实现储层的深度改造。交联酸的初始黏度仅有30 mPa·s，当它进入地层后由于Fe3＋的交联作用使其黏度大幅度提高到约1000 mPa·s，能有效地阻止酸液向孔洞和天然裂缝内滤失，从而转向低渗带，对需要改造的低渗带储层岩石进行酸蚀改造而增大酸蚀作用距离，实现储层的深度改造；在残酸条件下的还原作用又使液体黏度下降而实现高渗带的“解堵”，并有利于残液的顺利返排［3－4］。

3 酸压参数优化

结合鄂尔多斯盆地致密低渗油气藏储层特征以及水平井分段酸压工艺技术特点，形成了水平井分段酸压设计优化原则：①工程地质密切结合，酸压设计要最大限度沟通油气富集区，以水平段钻遇油气为目标，根据三维地震资料、储层地质特征和油气富集区预测成果，结合录井显示、测井解释、邻井物性特征及前期施工分析，确定施工参数，确保施工效果；②通过理论研究和数据分析，以产能最大化为原则，确定水平井酸压段数、水平段长、酸压规模等设计及施工参数。

3.1 酸压裂缝间距与分段数优化

水平井井眼轨迹一般沿最小水平主应力方向延伸，水平段长度一般在1000～1500 m之间。由于水平井裸眼段比较长，为最大限度沟通含气储层、扩大气层渗流体积、提高酸蚀裂缝导流能力、实现高产和稳产，结合水平段长度和数值模拟结果，以裂缝间距80～120 m为原则来确定分段酸压的段数，各段尽可能均匀分布。现场实际应用中，喷砂滑套的位置选择在随钻显示好、气测含量高的水平裸眼段；为了保证封隔器酸压段间的有效密封，封隔器座封位置选择井径变化小、物性较差的水平井段。

3.2 酸压裂缝长度优化

根据储层的地质参数和储层特征，按照碳酸盐岩储层的产能特点，采用水平井分段酸压产能预测软件，计算酸压酸蚀裂缝导流能力为400μm2·m时分段酸压的产能（图2），酸压酸蚀裂缝长度与产能正相关，当酸压酸蚀裂缝长度从50 m增加到150m时，产能增加速率比较明显，若在裂缝长度进一步增加时，产能的增加速率减缓，裂缝酸蚀长度在200 m就可以获得较理想的产能，因此酸压酸蚀裂缝长度控制在150～200 m左右为佳。

图2 水平井单缝压后产能预测

3.3 施工规模与排量优化

根据储层的地质参数和储层特征以及采用酸液体系的不同，欲实现150～200 m缝长，经酸压软件优化，对于胶凝酸体系，单段酸压规模以150～250 m3为宜，采用转向酸和交联酸体系单段酸压规模以120～180 m3为宜。为了延缓酸岩反应速率，遵循在施工压力不超过施工限压的情况下，尽可能提高施工排量，最低要求排量＞5.0 m3／min。

4 水平井分段酸压应用效果

针对下古马五不同储层开展了水平井试验开发，试图通过水平井方式解放储层，提高单井产量。目前下古生界气藏已改造开发5口，酸压改造总体思路为“高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透”。针对不同储层，采用不同酸液体系。均采用预置管柱完井多级管外封隔器分段酸压工艺，从酸压改造效果看（表1），分段酸压效果良好，施工速度快，压后平均单井试气产量6.3×104m3／d，最高PG5井为8.3×104m3／d。与直井改造效果相比增产6倍以上，达到了经济有效建产的目的。

表1 水平井酸压效果统计表

5 认识与结论

（1）针对大牛地气田下古生界低渗、致密碳酸盐岩气藏储层非均质性强、微裂缝发育、酸液滤失严重和直井酸压改造难以有效建产等问题，采用水平井裸眼完井、管外封隔器分段压裂工具实施多段分段，并采用低滤失的胶凝酸和转向酸液体系进行酸压改造，实现了该气田致密低渗碳酸盐岩气藏的经济有效开发。

（2）碳酸盐岩储层在采用预置管柱裸眼完井方式下，由于水平井钻遇裂缝几率高、裸眼段长，且碳酸盐岩存在微裂缝，施工中酸液与储层接触面积大，酸液滤失严重，造成施工时无明显的破裂压力，且随着储层岩性的不同，泵酸压力普遍较直井施工压力低10～20 MPa左右，因此，水平井分段酸压明显降低了施工作业风险。

（3）酸压改造的关键是注入排量，注入排量的高低，决定酸岩反应速率的快慢和酸蚀裂缝形态。若酸压施工排量低，酸液进入地层后立即在近井筒周围与地层发生反应，在井底不能形成足够的净压力［6］，酸蚀裂缝只能在近井筒地带发展，形成酸刻蚀的“大肚子”或“糖葫芦”状的酸蚀裂缝形态，很难达到储层改造设计的目的。

（4）黏弹性清洁转向酸随着酸岩反应的pH值得升高和交联酸与Fe3＋离子的交联，酸液黏度不断升高，从而堵塞高渗带岩石的孔洞与渗流通道，让活性酸液不断转向而流向低渗带，对需要改造的低渗带储层岩石进行酸蚀改造，从而增加酸蚀裂缝长度，实现储层的深度改造；残酸液中黏度的降低还原又能促使高渗带的解堵和有利于残酸液的返排。因此，对裂缝性黑色灰岩储层而言，黏弹性清洁转向酸和交联酸能有效降低酸液的滤失，增加酸蚀裂缝长度，提高酸蚀改造效果。

（5）建议结合碳酸盐岩储层特征尝试采用套管固井分段酸压工艺进行储层酸压改造，避免出现由于水平井裸眼段长、储层裂缝发育、酸液接触面积大，酸液滤失严重，酸蚀裂缝长度短。

1 腾春明，杜泽宏，施凌丽，等.水平井裸眼封隔器多级分段压裂技术在苏75区块的应用［J］.钻采工艺，2012，35（6）：31－33.

2 许建国，王峰，刘长宇，等.水平井滑套分压工艺技术及现场应用［J］.钻采工艺，2008，31（S0）：54－56.

3 何春明，陈红军，赵洪涛，等.VES自转向酸体系流变性能［J］.油气地质与采收率，2010，19（4）：104－107.

4 艾昆，李谦定，袁志平，等.清洁转向酸酸压技术在塔河油田的应用［J］.石油钻采工艺，2008，30（4）：71－74.

5 尚希涛，何顺利，刘广峰，等.水平井分段压裂破裂压力计算［J］.石油钻采工艺，2009，31（2）：96－99.

（修改回稿日期 2013－05－21 编辑 文敏）

国家科技重大专项专题（2011ZX05045－04）“下古生界碳酸盐岩储层改造技术”

张永春，男，1982年出生，工程师；2005年毕业于长江大学石油工程专业，现主要从事油气储层改造研究工作。地址：（450000）郑州市中原区陇海西路199号。电话：13523575119。E－mail：hbjzyc＠126.com