碳酸鹽巖儲層改造深穿透后效體射孔技術在氣田開發(fā)中的應用

夏國勇 彭 浩 倪根生 陳 虎 李成全 鄭云東

中國石油西南油氣田公司開發(fā)事業(yè)部

0 引言

碳酸鹽巖儲層是當前油氣勘探開發(fā)的重點和熱點領域之一，針對碳酸鹽巖儲層的增產改造技術，是碳酸鹽巖油氣藏勘探開發(fā)的關鍵性技術。四川油氣田90%以上的油氣藏都是深層海相碳酸鹽巖油氣藏，其埋藏深、溫度高，儲層增產改造措施歷來以酸化壓裂改造為主。這種儲層增產改造技術在四川油氣田勘探開發(fā)過程中得到廣泛運用，從稀鹽酸、膠凝酸、轉向酸等酸液配伍上的進步，到常規(guī)解堵酸化、深度酸壓、加砂壓裂、酸攜砂立體壓裂和水平井多段酸壓等儲層改造技術的推廣以及常壓、高壓、多級交替注入等改造儲層注酸方式的完善，形成了一系列針對性的深層碳酸鹽巖儲層改造配套技術，包括相應的基礎理論、技術配套方法以及現(xiàn)場應用措施。儲層改造增產技術為碳酸鹽巖儲層的高效開發(fā)提供有力的技術支持。

根據我國碳酸鹽巖儲層改造技術的發(fā)展現(xiàn)狀，以酸壓方式的儲層改造取得了很大的成功，特別是深層碳酸鹽巖儲層改造技術進步，有效地實現(xiàn)了壓開裂縫與天然儲集縫洞系統(tǒng)溝通，獲得了單井的高產穩(wěn)產，滿足了勘探開發(fā)的需求。雖然碳酸鹽巖儲層具有酸蝕性好、酸巖反應速度快的特點，但也具有酸液有效作用時間、有效作用距離短的弊病。目前儲層改造工藝技術體系的針對性和酸壓酸液體系的選擇性，還存在一定的不適應性，加之碳酸鹽巖儲層具有儲集類型多、天然裂縫發(fā)育、基質滲透率一般小于1 mD、儲層非均質性強的特點，使得包括酸濃度、黏度、流速、酸液類型及用量存在不確定性。如何有效地提高和把控酸壓的成功率，提升單井儲層增產能力，就成為石油天然氣開發(fā)工程師一直以來追求的目標。深穿透后效體射孔方法的成功，在酸壓增產措施前實現(xiàn)了儲集體內天然縫洞系統(tǒng)通道多方位溝通的目標，解決了后期酸壓增加溶蝕造縫長度，進一步提升了有效溝通天然裂縫及儲集體的幾率。

1 碳酸鹽巖儲層改造技術的難點和局限

碳酸鹽巖油氣藏高效開發(fā)酸化壓裂是不可或缺的手段，對于深層、超深層碳酸鹽巖儲層改造更是如此，但現(xiàn)有的酸化壓裂技術對儲層的改造是不完善的，因為其本身的工藝技術和地質條件，決定了僅通過酸化壓裂要形成儲層地質體復雜裂縫網絡的難度較大。

深層、超深層碳酸鹽巖儲層巖石結構及成因具有多樣性，除了巖性復雜，其巖石成分差異大，儲層的基質滲透率低。主要儲集空間以溶洞、溶孔和裂隙為主，儲層的分布受多種因素的制約，具有較強的非均質性，表現(xiàn)為縫、洞搭配多變，不同尺度的溶洞、溶孔、裂縫并存，孔喉配合度低。縱向上具有層段性連通性差、通常埋藏深、地溫高、厚度不均勻的特征。

基于碳酸鹽巖儲層特征，主要通過產生的酸蝕裂縫長度及裂縫的導流能力來實現(xiàn)提高油氣井的產量。酸蝕裂縫長度受巖石類型、酸類型及濃度、黏度、地層溫度及酸巖反應速度的影響，因此酸蝕裂縫的規(guī)模有限，也就決定了裂縫的導流能力有限，加上施工工藝及井況條件的不同，造成了儲層酸化效果不盡人意。具體表現(xiàn)為：深層、超深層儲層埋深大、溫度高，酸巖反應速度快，酸蝕能力受限；其次，儲層縫洞發(fā)育不均，在儲層縫洞發(fā)育區(qū)酸液濾失嚴重；儲層致密區(qū)，酸液作用效果差，難以實現(xiàn)規(guī)模性地長、深穿透效果；同時，儲層埋藏深，施工管柱長、摩阻大、井口壓力高，排量提升困難，井底壓力難以達到巖石的破裂壓力，因此直接作用于儲層改造的效果差；加上深井液柱壓力高，殘酸返排困難，易對儲層造成二次污染[1]。

2 后效體射孔技術

在石油天然氣勘探開發(fā)過程中，打開油氣產能通道、實現(xiàn)儲層改造、提升單井增產能力，射孔是常見的技術措施，大約占完井總數(shù)的90%以上。射孔是一種完井措施，它采用專門的射孔工具射穿阻擋油氣層部位的套管、水泥環(huán)并深入油氣層，形成井筒與油氣層的連通孔道[2]。

2.1 射孔技術的演變及特征

打開油氣層，完井作業(yè)射孔技術實現(xiàn)儲層改造是最普遍、最經濟、最有效的完井方式，它不僅可以有效溝通儲集體與井筒，也可以針對有氣頂、有邊（底）水、各儲集體分層之間存在壓力、巖性差異等復雜情況而實施分隔儲層段的分層測試。射孔技術隨著勘探開發(fā)技術的不斷完善，從20世紀40年代的子彈式射孔技術，發(fā)展到如今的后效體射孔技術（圖1），各階段射孔工藝技術特征明了，目前其工藝簡便、射孔效能高、無地層污染、適應性強，對油氣層的解放日趨完善，對儲集體的改造效果顯著。

目前完井常用的聚能射孔技術，具有經濟、高效、工藝成熟的優(yōu)點，但對儲集體的改造有無法避免的缺陷。射孔彈引爆后，產生的高速金屬射流首先穿透射孔槍、套管、水泥環(huán)，剩余能量才能參與到地層造縫的過程，形成油氣滲流通道。整個射孔過程中，高速金屬射流在射穿射孔槍、套管、水泥環(huán)已損失一部分能量，導致能有效利用的能量大大減少，造縫能力急劇降低，對儲集體縫洞溝通渠道減少，對儲層的改造效果降低。同時，聚能射孔工藝會使射孔孔道邊緣產生壓實帶，其內表面還有燒結層，對后期的采收效率有較大的影響（圖2）。研究表明，聚能射孔時的高溫高壓沖擊波使孔眼周圍形成壓實層，壓實層厚度13 mm 左右[3]，壓實層使孔道近周邊地層滲透率降低了70%以上,難以有效地協(xié)調單純射孔穿深與孔徑滲濾性能的提高。

圖2 聚能射孔技術在地層中作用示意圖

2.2 后效體射孔技術的基本原理及特征

目前常用射孔技術普遍存在射孔壓實帶污染、射孔彈能效利用率不高等問題。如何有效解決這些問題成為射孔工藝創(chuàng)新攻關難點，特別是在新井投產過程中，以及對低孔、低滲油氣藏的改造對射孔工藝技術要求更高。后效粒子的發(fā)明開啟了射孔技術新的時代，后效體射孔工藝技術研發(fā)成功，將射孔技術提升為酸壓前的增產技術，具有跨時代意義。通過優(yōu)化射孔工藝，利用初次高速射流引起的渦流場引力將后效的高能粒子拽入到孔道，在粉塵效應作用下產生局部灼熱爆燃，繼而迅速完成整個孔道爆轟爆炸，達到提高射孔穿深，擴容射孔孔道，實現(xiàn)油水井增產增注的目的[4]。

后效體射孔技術應用分倉爆炸技術思路，即把兩個能量釋放點分倉進行處理，分別作用于不同目標靶向，初次靶向是射孔彈能量點，在射開孔道的同時，高速射流引起的漩流場引力將后效裝藥的高能粒子拽入到孔道內[5]。第二靶向是將這些被云霧化的高能粒子在孔道內聚集、碰撞、相互作用，引起局部灼熱點火，迅速完成了爆燃到螺旋爆轟的轉型，達到射穿地層、擴容孔道的目的[6]。其基本原理如圖3所示。

圖3 后效體射孔技術基本原理作用示意圖

3 后效體射孔技術的運用

3.1 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏基本特征

馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏位于云安廠構造主體下盤的潛伏構造，為斷層-背斜型圈閉，最低圈閉線-4 900 m，高點海拔-4 660 m，閉合度240 m，圈閉合面積31.82 km2（圖4）。

云安廠構造帶馮家灣區(qū)塊石炭系底部假整合超覆于志留系風化殼之上，與上覆二疊系呈假整合接觸。按川東地區(qū)石炭系黃龍組三分的標準，黃龍組一段、二段巖性和電性特征與川東地區(qū)其他石炭系氣藏具有相似性和可對比性。地層厚度35.8～62.7 m，儲層的主要儲集巖為白云巖，常見的有泥晶云巖、粉晶云巖和角礫云巖?？紫吨饕粤ｉg（溶）孔、晶間（溶）孔、礫間（內）溶孔為主，次為生物體腔孔、遮蔽孔、鑄?？住Ａ芽p包括構造縫、風化縫、干縮縫及壓溶縫。溶洞有孔隙性溶洞、裂縫性溶洞及礫間孔洞。據氣藏多口井742個巖心資料統(tǒng)計，樣品的煤油法孔隙度0.28%～21.94%，算術平均值為4.63%。滲透率最大39.60 mD，最小值小于0.001 mD，平均0.51 mD，其中滲透率小于0.1 mD的樣品占了46.4%。

圖4 云安廠構造帶馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏頂面構造圖

縱向上，石炭系頂部因黔桂運動遭受剝蝕，馮家灣區(qū)塊缺失石炭系黃龍組三段，黃龍組二段殘余厚度較大，橫向上馮家灣以南大貓坪云安12井石炭系發(fā)育較全，有黃龍組三段；以北三岔坪云安6井石炭系不僅發(fā)育黃龍組三段，同時還沉積下伏石炭系河洲組。在構造區(qū)內云安002-2井區(qū)較薄，在云安002-9井區(qū)較厚，總體變化不大（表1）。

馮家灣區(qū)塊石炭系儲層主要發(fā)育于黃龍組二段的中～中下部，橫向上儲層連續(xù)分布，總厚度9.7～29.1 m，其中位于構造中段的云安002-2井儲層最薄，真厚僅9.7 m，其余井儲層厚度變化不大，真厚在20 m左右。儲層總體以Ⅲ類為主，Ⅰ+Ⅱ儲層占比6.1%～69.7%，平均為28.9%，北段新完鉆的云安002-9井Ⅰ+Ⅱ儲層占比低，僅6.1%（表 2）。

表1 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏各井地層厚度統(tǒng)計表

表2 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏各井儲層參數(shù)表

3.2 馮家灣區(qū)塊云安002-9井石炭系測試情況

2019年6月1日采用后效體射孔技術，對目的層黃龍組井段 5 335.00～5 337.50 m，5 343.00～5 350.50 m，5 353.00～ 5 360.50 m，5 365.00～5 367.50 m，進行了射孔試油。射孔管柱下至井深5 368.13 m，射孔槍型為89型，射孔彈型為DP39HMX25-4XF，孔密為16孔/m，射孔相位為60 ，射孔彈實裝312發(fā)，實爆312發(fā)，爆破率100%。完井管柱下至井深5 347.24 m坐封，酸前未測試天然氣產量。

射孔井段采用濃度20.0%的膠凝酸203.19 m3進行酸化，酸后經分離器、50.8 mm臨界流速流量計裝35 mm孔板放噴測試，油壓20.52～20.70 MPa，套壓14.92～15.12 MPa（封隔器），點火池焰高16.0～18.0 m，呈橘紅色；現(xiàn)場計算氣產量為67.252 104m3/d[7]。

現(xiàn)場施工酸化擠入地層總量203.19 m3（膠凝酸180.04 m3、降阻水1.15 m3、清水22.60 m3）；施工曲線如圖5所示。施工參數(shù)：最高壓力為94.75 MPa，最低為62.00 MPa，一般為83.00～90.00 MPa；最高泵注排量為4.80 m3/min，最低為0.50 m3/min、一般為4.0～4.8 m3/min；最高平衡套壓為41.16 MPa，最低為29.30 MPa，一般為30.00～40.00 MPa(封隔器)[8]。

3.3 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏單井產能對比分析

馮家灣高點完鉆井11口，獲氣井7口，獲測試產量245.02 104m3/d，無阻流量414.65 104m3/d，云安002-7井、云安002-8井為大斜度井無阻流量在100 104m3/d左右。2019年7月新鉆井云安002-9井獲高產氣，測試產量67.25 104m3/d（表3）。

圖5 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏云安002-9井酸化施工曲線圖

表3 馮家灣區(qū)塊石炭系氣藏氣井投產前折算地層壓力統(tǒng)計表[9]

靜態(tài)資料顯示石炭系氣藏具備整體連通性，云安2井為氣藏原始壓力，在云安11井投產后，2006年后完成并投產的井（云安24、002-2、002-7、002-8井）均存在一定的先期壓降，云安002-9井2019年試油測試期間測壓僅48.755 MPa，與氣藏原始地層壓力相比下降14 MPa，表明局部連通性較差，但存在井間干擾[10]。通過2019年全氣藏關井測壓結果可以看出，目前地層壓力呈現(xiàn)南低北高的特征，云安002-2井以南17.28～19.19 MPa，云安002-9井地層壓力48.75 MPa，相差近30 MPa，中部壓降漏斗明顯，氣藏開發(fā)與儲量動用不均衡。

從整個氣藏產能狀況和儲層發(fā)育情況看，除云安002-7井、云安002-8井是大斜度井外，直井產能受構造和儲層發(fā)育程度共同控制（表3）。馮家灣高點以南的井，儲層厚度大，Ⅰ、Ⅱ類儲層發(fā)育，氣井產能和無阻流量較高，云安2井以北的井多以Ⅲ類儲層為主，儲層物性變差，新完成井云安002-9井儲層平均孔隙度僅3.95%，雖然儲層厚度較厚，但II類儲層僅占6.1%，為整個氣藏最低（表2），其測試產量最高，無阻流量與大斜度井處于同一數(shù)量級。

4 后效體射孔技術的運用分析

4.1 后效體射孔技術效果分析及比較

深層碳酸鹽巖儲層常規(guī)酸化改造，局限了儲層酸蝕裂縫的規(guī)模和裂縫導流能力的大小。而通過延長酸蝕縫長來增加泄流面積以提高單井產能是很有限的，只有實現(xiàn)酸蝕裂縫與近井地帶較大規(guī)模的天然裂縫系統(tǒng)的溝通才能獲得高產[11]。如此一來，勢必要加大酸壓規(guī)模，延長施工作業(yè)時間，提高井口安全抗壓等級，增加油套管抗壓強度等，加大了成本預期，減少了效益，難以達到高效開發(fā)的目的。

后效體射孔技術可以有效地解決深層碳酸鹽巖儲層常規(guī)酸化改造的難題，在常規(guī)酸化改造施工前，利用后效射孔技術，增加儲層造縫的能力，排除射孔道殘余固體顆粒，減免了與后期酸化殘余顆粒疊加對儲層吼道傷害，實現(xiàn)儲集體內部的有效溝通，突破儲層流體向井中導流的瓶頸，從而實現(xiàn)深層碳酸鹽巖儲層的高效開發(fā)。

后效體射孔技術利用粉塵爆炸原理，集束的高能粒子在射孔道瞬間燃爆釋放，形成的高溫高壓脈沖能量對孔道內壁具有強烈的破裂效能，橫向沖擊使孔道末端瞬間開裂，側向沖擊使孔壁壓實層（圖2）被瓦解，形成了沿射孔道立體的側向和橫向裂縫（圖6），同時，逆襲反沖作用攜帶出殘余巖屑微粒，解除對射孔道的堵塞（圖6）。

從地面混凝土靶體實驗效果分析可以看出，后效體射孔不僅增加了射孔彈在地層中的穿透能力，也增大了孔道半徑，平均穿深1 187.8 mm，平均孔道半徑11.8 mm，在常規(guī)射孔的基礎上分別增加了22%、19%（表4）。

圖6 后效體射孔技術在射孔道內作用功效示意圖

表4 后效體射孔與常規(guī)射孔混凝土靶體實驗數(shù)據對比表

同時，不論從實驗混凝土靶體（圖7）還是砂巖靶體（圖8）實際孔道效果看，后效體射孔能量作用于地層的侵徹效應顯著。對比顯示，不論是彈孔道形態(tài)還是孔道末端效應，后效體射孔在有效儲層段內形成立體均衡的網狀裂縫間的溝通、滲濾能力明顯提高。常規(guī)孔道內壁光滑，末梢平整光滑、無裂紋，孔道外無銅基粉末分布的印痕，而后效體射孔孔道內壁粗糙，末梢網狀開裂紋明顯，孔道外輻射面有銅基粉末分布的印痕。

圖7 混凝土標準靶體射孔孔道及末梢形態(tài)對比

圖8 砂巖靶體射孔末梢形態(tài)對比圖

4.2 云安002-9井效果分析及比較

碳酸鹽巖儲層一般都具有較高的楊氏模量，在外力作用下，巖石發(fā)生破裂形變較揉皺變形的趨勢更大，更容易產生微裂縫。因此，碳酸鹽巖儲層改造，除酸蝕的改造，同時也利用了酸液液柱對儲層形成壓差的改造。當酸液進入儲層中，隨酸液流量的不斷增加，形成的井底壓力與地層壓力之間的壓差也不斷加大，當壓差產生的應力超過巖石的破裂應力時，就會形成裂縫。

可以用如下關系式表達井底注入流體時的壓力為：

式中piw表示井底壓力；pinj表示地面井口施工壓力；ph表示井中流體的液柱壓力；ppipe表示井中流體在油管內的摩擦阻力，MPa。

云安002-9井地面施工最高壓力94.75 MPa，按照油管下入深度5 347.24 m，酸液密度1.097 g/cm3計算酸液液柱壓力57.53MPa，施工最高泵壓為第一階段高壓擠酸時通過油管的排量2.66～3.00（m3/min）計算出黏度33（MPa s）時油管總的摩擦阻力35.27 MPa。因此，云安002-9井施工時的最高井底壓力為117.01 MPa。

川東地區(qū)前期在做儲氣庫研究時，相國寺石炭系井深2 567.89 m取巖石樣，測試獲取地層破裂壓力梯度2.383（MPa/100 m），地層破裂壓力61.21 MPa；對七里峽構造石炭系井深4 810.52 m取巖石樣，測試獲取地層破裂壓力梯度2.463（MPa/100 m），地層破裂壓力118.49 MPa。由此可見，隨埋藏深度增加，地層的破裂壓力增加，地層越難以壓裂。云安002-9井儲層段大于5 300 m，施工最高壓力94.75 MPa時，最高井底壓力為117.01 MPa難以有效的壓開地層，從施工壓裂酸化曲線圖（圖5），也可以看出酸液造縫直接壓開地層特征不明顯。因此，分析認為，云安002-9井測試效果好與后效射孔技術的應用密切相關。

5 結論

碳酸鹽巖儲層改造是一個難題，酸化壓裂是高效開發(fā)不可或缺的手段，對于深層、超深層碳酸鹽巖儲層改造更是如此，但現(xiàn)有的酸化壓裂技術對儲層的改造是不完善的，僅僅依靠大型酸化也難以對超深層低滲較致密碳酸鹽巖儲層實現(xiàn)實現(xiàn)有效改造。

在酸化施工前利用后效體射孔技術，可以有效增加儲層的造縫能力，同時能夠排除射孔道殘余固體顆粒，減少酸化后固體顆粒對儲層孔隙及吼道的堵塞，為解決深層碳酸鹽巖儲層常規(guī)酸化改造的難題提供了一個值得嘗試的途徑。

在同一構造單元，地層儲集條件和滲濾條件都較差的條件下，對超深層低滲較致密碳酸鹽巖儲層大型酸化配合酸化前期射孔技術，對近井地帶儲層進行先期造縫，能夠有效地提高單井儲層的導流能力，達到增儲上產、高效開發(fā)的目的。