川西南靖和1 井茅口組立體酸壓技術(shù)

林永茂，繆尉杰，劉 林，李永明，邱 玲

（1.中國(guó)石化西南油氣分公司,四川成都 610041；2.中國(guó)石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院,四川德陽(yáng) 610080）

截至目前，川西南地區(qū)已建成多個(gè)以龍馬溪組為主要產(chǎn)層的大中型頁(yè)巖氣田，威榮、焦石壩和平橋等區(qū)塊的頁(yè)巖氣過(guò)路井在茅口組氣測(cè)顯示良好，部分井中途測(cè)試火焰高度可達(dá)20 m[1]。根據(jù)前期研究對(duì)地質(zhì)情況的認(rèn)識(shí)，茅口組具有良好的油氣成藏條件，泥灰?guī)r整體發(fā)育，縱向厚度50～110 m、橫向展布穩(wěn)定且連續(xù)性好[2]，渝東南地區(qū)的大石1 井、焦石1 井、義和1 井以及川西南地區(qū)的威頁(yè)1 井在茅口組均有良好油氣發(fā)現(xiàn)[3]。為落實(shí)茅口組的潛力，部署靖和1 井作為川西南地區(qū)首口茅口組專層預(yù)探井。該井鉆遇茅口組儲(chǔ)層厚度近100 m，以Ⅲ類裂縫性-孔隙型儲(chǔ)層為主，累計(jì)漏失鉆井液291 m3。若采用常規(guī)酸壓改造工藝，則存在鉆井液污染程度較高，改造時(shí)縱向控制率不足、橫向穿透性不夠等問(wèn)題，使壓裂后的測(cè)試產(chǎn)量、油壓迅速下降，無(wú)法釋放最佳儲(chǔ)層能量[4]。

目前，海相地層還是以酸壓改造為主[5]，如：對(duì)于孔隙型儲(chǔ)層，多用“高黏前置液+稠化酸”，進(jìn)行深度長(zhǎng)縫改造[6-8]；對(duì)于裂縫性儲(chǔ)層，則多用“滑溜水+低黏度酸液”，進(jìn)行縫網(wǎng)大體積改造[9-11]；對(duì)于裂縫性-孔隙型儲(chǔ)層，則采用變黏酸[12-13]、變排量[14]和封隔器[15-16]等方式實(shí)現(xiàn)分段酸壓改造，以兼顧長(zhǎng)縫和改造范圍，多層次動(dòng)用厚儲(chǔ)層。但目前酸壓改造時(shí)普遍面臨儲(chǔ)層溫度高、酸巖反應(yīng)速度快和儲(chǔ)層縱橫向充分動(dòng)用難度大等問(wèn)題，技術(shù)手段相對(duì)有限。

針對(duì)川西南地區(qū)淺層海相地層酸壓工藝不成熟、儲(chǔ)層縱向橫向動(dòng)用不高等問(wèn)題，筆者分析了茅口組的地質(zhì)特點(diǎn)，明確了儲(chǔ)集空間、地質(zhì)力學(xué)和巖石力學(xué)特征，提出采用立體酸壓技術(shù)。立體酸壓基于深層多維度立體改造理念對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層進(jìn)行分層酸壓，橫向上深穿透擴(kuò)大平面波及范圍，縱向上連接裂縫動(dòng)用厚儲(chǔ)層[17]。為此，以酸巖反應(yīng)及巖心傷害研究為基礎(chǔ)，利用靖和1 井茅口組巖樣優(yōu)選了酸液體系，建立了以溶蝕效果、非均質(zhì)壁面形態(tài)為評(píng)價(jià)手段的立體酸壓縱橫向多維度改造試驗(yàn)，并利用全三維酸蝕裂縫擴(kuò)展模型優(yōu)化了靖和1 井酸壓施工參數(shù)。靖和1 井立體酸壓實(shí)施順利，為淺層海相地層酸壓施工積累了經(jīng)驗(yàn)。

1 靖和1 井概況

1.1 儲(chǔ)層地質(zhì)概況

靖和1 井的目的層為茅口組，測(cè)井解釋平均孔隙度2.6%，滲透率0.98 mD，地層壓力系數(shù)1.61，觀察巖心微縫發(fā)育程度一般，多數(shù)未充填，局部可見(jiàn)網(wǎng)狀微縫發(fā)育。觀察微觀薄片可知，靖和1 井鉆遇儲(chǔ)層巖性以泥質(zhì)灰?guī)r和泥晶生屑灰?guī)r為主，方解石多為泥晶結(jié)構(gòu)，局部可見(jiàn)腕足硅化和泥晶化現(xiàn)象，同時(shí)還存在滑石孔縫為儲(chǔ)集空間的情況。

巖石力學(xué)分析結(jié)果顯示，茅口組平均彈性模量17.55 GPa，平均泊松比0.235，平均抗壓強(qiáng)度85.83 MPa，平均抗張強(qiáng)度6.59 MPa。因孔、洞、縫相對(duì)發(fā)育，巖石強(qiáng)度相對(duì)差異較大，非均質(zhì)性較強(qiáng)（相關(guān)參數(shù)見(jiàn)表1）。另外，最大水平主應(yīng)力95.2 MPa，最小水平主應(yīng)力70.6 MPa，水平應(yīng)力差異系數(shù)0.35，巖石脆性指數(shù)不高，最大水平主應(yīng)力方位為北北東72.0°。

表1 靖和1 井茅口組巖石力學(xué)參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table 1 Statistical results of mechanic parameters of Maokou Formation of Well Jinghe 1

對(duì)酸替前后的茅口組巖樣進(jìn)行破壞分析，可得其破壞模式如圖1所示。

圖1 替酸前后巖樣的不同破壞模式Fig.1 Different failure modes of rock samples before and after acid displacement

分析可知，酸替前巖樣經(jīng)三軸壓縮后主要呈純剪切破壞，包括共軛剪切、多縫平行剪切、單縫剪切和Y 形剪切等多種破壞模式；酸替后的巖樣，壓縮破壞后產(chǎn)生的剪切裂縫數(shù)量更多，主要呈兩縫或多縫平行剪切破壞，也存在由弱結(jié)構(gòu)面發(fā)育引起的Y 形復(fù)合破壞模式，具有酸壓復(fù)雜裂縫改造的可行性。

1.2 儲(chǔ)層改造難點(diǎn)及技術(shù)需求

1）靖和1 井鉆遇的茅口組埋深2 955 m，中部溫度110 ℃，酸巖反應(yīng)速度快，酸液橫向有效作用距離短，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力有限。

2）目的層屬于Ⅲ類低孔低滲裂縫性-孔隙型泥質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層，近100 m 厚度累計(jì)漏失密度1.65 kg/L鉆井液291 m3，縱向大跨度受污染，充分控制難度大。

3）巖石脆性較低，水平應(yīng)力差異系數(shù)大，裂縫發(fā)育程度一般，酸蝕裂縫復(fù)雜性有限，壓裂改造體積受限，渝東南地區(qū)內(nèi)同層位酸化改造后產(chǎn)氣量普遍不高（見(jiàn)表2）。

表2 渝東南地區(qū)茅口組試氣效果Table 2 Gas test effect of Maokou Formation in southeastern Chongqing

4）儲(chǔ)層縱向跨度大，橫向連片發(fā)育，常規(guī)酸化改造對(duì)靖和1 井儲(chǔ)層縱橫向動(dòng)用貢獻(xiàn)率偏低。渝東南地區(qū)茅口組測(cè)試差異性也證實(shí)，在靖和1 井茅口組采用常規(guī)工藝改造存在局限性。因此，需對(duì)淺層碳酸鹽巖儲(chǔ)層立體酸壓技術(shù)，從深穿透液體、施工參數(shù)等方面進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)平面廣度和縱向深度上的立體改造。

2 立體酸壓技術(shù)及配套措施

立體酸壓的技術(shù)思路是通過(guò)深穿透非均勻溶蝕造高導(dǎo)流縫，滿足橫向非均質(zhì)儲(chǔ)層動(dòng)用；通過(guò)分段改造及工藝優(yōu)選，使縱向改造體積增大，演化為裂縫體，實(shí)現(xiàn)裂縫性-孔隙型儲(chǔ)集空間的立體改造[18]。為在靖和1 井應(yīng)用立體酸壓技術(shù)，從深穿透低傷害酸液體系、立體酸壓試驗(yàn)和工藝參數(shù)優(yōu)化等方面進(jìn)行研究，進(jìn)行了技術(shù)提升和措施配套。

2.1 酸液體系優(yōu)選

碳酸鹽巖儲(chǔ)層進(jìn)行酸壓改造時(shí)，通常選用膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸。靖和1 井茅口組酸壓改造前，先利用上述2 種酸液，對(duì)該井所取巖心進(jìn)行了旋轉(zhuǎn)圓盤酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)測(cè)定及巖心傷害評(píng)價(jià)試驗(yàn)。試驗(yàn)條件為：轉(zhuǎn)速600 r/min，溫度110 ℃。20% 膠凝酸和20%轉(zhuǎn)向酸溶蝕巖心形態(tài)分別如圖2、圖3所示。

圖2 20%膠凝酸溶蝕巖心形態(tài)Fig.2 Core etching morphology by 20% gelled acid

圖3 20%轉(zhuǎn)向酸溶蝕巖心形態(tài)Fig.3 Core etching morphology by 20% diverting acid

由圖2和圖3可知，膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸與巖心反應(yīng)后，巖心溶蝕形態(tài)都呈四周凹陷中間凸起形態(tài)，但膠凝酸比轉(zhuǎn)向酸相對(duì)嚴(yán)重；巖心與轉(zhuǎn)向酸反應(yīng)后的溶蝕形態(tài)主要為平緩波紋，且隨著溫度升高，溶蝕形態(tài)沒(méi)有明顯變化。

同時(shí)，定量分析認(rèn)為，膠凝酸H+傳質(zhì)系數(shù)大于轉(zhuǎn)向酸，其H+傳質(zhì)阻力減小，反應(yīng)速率較快；更高的旋轉(zhuǎn)角速度，即更高的排量，會(huì)加速剪切破壞，兩者共同作用導(dǎo)致酸巖反應(yīng)速率提高。根據(jù)質(zhì)量作用定律，對(duì)酸巖反應(yīng)速率和酸液濃度進(jìn)行線性回歸，可得到膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程[19]（見(jiàn)表3）。由此可知，轉(zhuǎn)向酸緩速效果更佳，而膠凝酸酸巖反應(yīng)活化能更高。

表3 膠凝酸與轉(zhuǎn)向酸與茅口組巖樣的反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程Table 3 Reaction kinetic equations of gelled acid and diverting acid of cores from Maokou Formation

對(duì)比了轉(zhuǎn)向酸殘酸與膠凝酸殘酸對(duì)茅口組微裂縫發(fā)育段和基質(zhì)段巖心的傷害率，結(jié)果如圖4所示。

圖4 轉(zhuǎn)向酸殘酸與膠凝酸殘酸傷害對(duì)比Fig.4 Comparison of damage caused by residual diverting acid and gelled acid

由圖4可知：對(duì)于微裂縫發(fā)育段，膠凝酸殘酸的傷害率較低，僅為13.21%；而對(duì)于物性更差的基質(zhì)段，轉(zhuǎn)向酸殘酸的傷害率較低，為17.86%。分析認(rèn)為：轉(zhuǎn)向酸主要依靠pH 值的變化來(lái)改變黏度，微裂縫段面容比增加，酸巖反應(yīng)后體系pH 值升高，轉(zhuǎn)向酸變黏后阻塞通道，而基質(zhì)段儲(chǔ)層膠凝酸殘留固相含量較多，對(duì)其的傷害較轉(zhuǎn)向酸大。靖和1 井儲(chǔ)層整體微縫孔隙發(fā)育，膠凝酸反應(yīng)速度快，非均勻溶蝕效果好，膠凝酸對(duì)其的傷害低。

基于上述試驗(yàn)分析，靖和1 井茅口組選用非均勻溶蝕能力強(qiáng)、酸液有效作用距離遠(yuǎn)的膠凝酸作為酸巖反應(yīng)液體。

2.2 立體酸壓試驗(yàn)

基于厚儲(chǔ)層高動(dòng)用、縱向橫向兼顧的立體酸壓理念，采用制作的巖樣進(jìn)行了立體酸壓試驗(yàn)。巖樣制作方法：選擇天然露頭進(jìn)行加工，制成底面直徑為20.0 cm 的圓柱形巖樣3 個(gè)，在巖樣柱中央鉆取一直徑為1.0 cm 的柱形孔作為模擬井筒。在與井筒垂直方向上，沿巖樣直徑鉆一直徑為0.5 cm 的柱形孔，用來(lái)模擬裂縫。試驗(yàn)步驟：按照體積相似準(zhǔn)則確定相關(guān)試驗(yàn)參數(shù)，將巖樣放入夾持器加熱至110 ℃，恒溫2.5 h，然后施加20 MPa 回壓；同時(shí)，注入壓裂液體系預(yù)加熱至95 ℃，恒溫2.5 h；采用ISCO 泵以74 mL/min 的速度注入酸液，巖樣1 注入壓裂液+膠凝酸，巖樣2 交替注入壓裂液+膠凝酸，巖樣3 注入壓裂液+轉(zhuǎn)向酸；注入13.3 L 酸液后，停止試驗(yàn)，進(jìn)行泄壓，并取出巖樣；沖洗巖樣，然后將其烘干；將巖樣剖開(kāi)后，對(duì)酸壓效果進(jìn)行定性及定量分析，結(jié)果如圖5所示。

圖5 立體酸壓試驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Test results of 3D acid fracturing

由圖5可以看出：酸液都沿著巖樣預(yù)制裂縫溶蝕，主縫呈倒置的喇叭口狀，表明酸巖反應(yīng)迅速，越靠近注入口酸蝕越顯著。巖樣1 和巖樣3 的溶蝕形態(tài)處于“張裂縫”狀態(tài)，肉眼觀察裂縫壁面形態(tài)，可以看出巖樣1 較巖樣3 起伏更大，非均勻溶蝕效果更好。巖樣2 在交替注入條件下的溶蝕距離遠(yuǎn)，底部幾乎貫穿呈喇叭形，左上部分類似于空腔的溶蝕形態(tài)，實(shí)現(xiàn)了縱向立體改造；同時(shí)，橫向上溶蝕范圍明顯擴(kuò)大，以多點(diǎn)多段裂縫體為特征，裂縫復(fù)雜性得到顯著提高。

對(duì)注入壓力變化情況進(jìn)行了監(jiān)測(cè)，結(jié)果見(jiàn)圖6。

由圖6可知：開(kāi)始注入時(shí)，注入壓力主要受黏度影響，隨著酸液的不斷注入，注入壓力受酸蝕效果的影響變得顯著；巖樣1 中的膠凝酸溶蝕持續(xù)進(jìn)行，由于受20 MPa 回壓控制，整體注入壓力呈平穩(wěn)狀態(tài)；巖樣2 由于交替注入，整體壓力較高，多輪次溶蝕突破底部后壓力陡降至回壓，并趨于平穩(wěn)；巖樣3 注入酸液初期緩慢溶蝕，隨著轉(zhuǎn)向酸黏度增大，壓力陡增，突破裂縫后壓力下降形成通道，壓力平穩(wěn)。

圖6 注入壓力隨酸化時(shí)間的變化曲線Fig.6 Change curve of injection pressure with acidification time

2.3 施工參數(shù)優(yōu)化

酸液交替注入具有良好的縱向、橫向溝通效果。為此，根據(jù)立體酸壓試驗(yàn)結(jié)果，以建立高導(dǎo)流裂縫和實(shí)現(xiàn)裂縫體高體積占比為目標(biāo)，耦合精細(xì)粗糙裂縫表面形態(tài)及酸壓模型，模擬了不同條件下的酸壓溶蝕形態(tài)，優(yōu)化了交替級(jí)數(shù)、排量和液量。在普通酸壓基礎(chǔ)上，模擬了不同交替級(jí)數(shù)（通過(guò)壓裂液酸液的不同交替實(shí)現(xiàn)）的酸液溶蝕形態(tài)，結(jié)果如圖7所示。

由圖7可知：隨著交替級(jí)數(shù)增加，縱向裂縫中心及頂部底部溝通范圍得到顯著擴(kuò)大，橫向波及面擴(kuò)大，整個(gè)裂縫體在寬度方向增大，裂縫體得以貫穿整個(gè)模型；溶蝕寬度在縫高方向和延伸方向呈非均勻起伏狀；3 級(jí)交替所得到的裂縫體體積最大，改造體積占比最高。

圖7 不同交替級(jí)數(shù)時(shí)的酸液溶蝕巖心形態(tài)Fig.7 Etching morphology by acid at different alternating stages

其中，不同交替級(jí)數(shù)下的導(dǎo)流能力和改造體積占比如圖8和圖9所示。

圖8 不同交替級(jí)數(shù)下導(dǎo)流能力隨閉合壓力的變化Fig.8 Variation of conductivity with closure pressure at different alternating stages

圖9 不同交替級(jí)數(shù)下的改造體積占比Fig.9 The proportion of stimulation volume at different alternating stages

由圖8和圖9可知：在高閉合應(yīng)力條件下，3 級(jí)交替注入酸液的導(dǎo)流能力較2 級(jí)交替更高；3 級(jí)交替裂縫體的改造體積占比63%，較2 級(jí)交替提高14 百分點(diǎn)。

已有研究表明，高排量對(duì)于裂縫復(fù)雜性和高導(dǎo)流性具有顯著影響[20-22]。為明確酸液排量的具體影響情況，模擬了3，5 和7 m3/min 排量下的立體酸壓改造效果。模擬結(jié)果表明，提高注酸排量，會(huì)增強(qiáng)酸液在粗糙裂縫內(nèi)的湍流效應(yīng)，增大酸液與巖石碰撞頻率，高排量交替注入遇到非均質(zhì)點(diǎn)時(shí)還會(huì)出現(xiàn)空腔現(xiàn)象（如圖5所示），這對(duì)提高改造體積占比和平均有效酸蝕縫寬具有積極作用。

不同注酸排量下的導(dǎo)流能力和改造體積占比如圖10和圖11所示。

圖10 不同注酸排量下導(dǎo)流能力隨閉合壓力的變化Fig.10 Variation of conductivity with closure pressure under different displacement of acid injection

圖11 不同注酸排量下的改造體積占比Fig.11 The proportion of stimulation volume under different displacement of acid injection

從圖10和圖11可以看出，當(dāng)注酸排量大于7 m3/min 時(shí)，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力在高閉合壓力下提升有限，排量7 m3/min 時(shí)的裂縫改造體積占比較高，為67%。

綜合以上分析，高排量和3 級(jí)交替的改造效果最佳，形成的裂縫最為復(fù)雜。

此外，壓裂液和酸液按照2∶1 的體積比進(jìn)行混合[23]，取混合液，模擬分析酸液規(guī)模分別為300，500 和700 m3時(shí)的裂縫導(dǎo)流能力和改造體積占比，結(jié)果如圖12和圖13所示。

圖12 不同酸液體積下導(dǎo)流能力隨閉合壓力的變化Fig.12 Variation of conductivity with closure pressure under different acid volume

圖13 不同酸液體積下的改造體積占比Fig.13 The proportion of stimulation volume under different acid volume

由圖12和圖13可知：相同施工排量、交替級(jí)數(shù)條件下，酸液規(guī)模700 m3時(shí)的酸液溶蝕量更大，酸巖反應(yīng)會(huì)增大平均有效溶蝕寬度，從而提高非均勻溶蝕能力；整體溶蝕量增加，同樣使裂縫體腔體本身擴(kuò)大，酸壓波及程度增加；700 m3規(guī)模下的改造體積占比38%，改造體積增量隨施工規(guī)模增大開(kāi)始減緩，因此推薦酸液規(guī)模700 m3。

3 現(xiàn)場(chǎng)施工

靖和1 井茅口組進(jìn)行立體酸壓施工時(shí)，為利于后期開(kāi)井排液，選用一趟分壓管柱，主要由φ88.9 mm油管+φ73.0 mm 油管+3 只Y241 封隔器+3 只水力錨及相關(guān)配套工具組成。以漏失段+全烴高值點(diǎn)為壓裂滑套出酸口，采用投球方式依次打開(kāi)各分段，利用封隔器進(jìn)行硬分層，增大縱向改造范圍。同時(shí)，采用組合管徑管柱，有利于后期排液舉升，實(shí)現(xiàn)快速測(cè)試。按立體酸壓模擬優(yōu)化結(jié)果指導(dǎo)施工，茅口組分3 段順利完成多級(jí)交替注入酸液，入地總液量達(dá)到2 266 m3，平均每段用液量755 m3，其中壓裂液866 m3、膠凝酸1 400 m3、伴注液氮53.3 m3，施工排量5～7 m3/min，施工壓力55.5～76.5 MPa。與渝東南茅口組測(cè)試實(shí)施情況相比，靖和1 井施工排量提高2～4 m3/min，采用3 級(jí)交替注入對(duì)于裂縫體溝通和溶蝕具有良好的適應(yīng)性，如圖14所示。

圖14 靖和 1 井 3 段酸化施工曲線Fig.14 Fracturing curves of three acidification stages in Well Jinghe 1

從圖14可以看出：第一段微裂縫張開(kāi)破裂，泵壓處于高位，裂縫整體處于延伸擴(kuò)展階段，溝通橫向儲(chǔ)層；第二段，泵壓處于下降趨勢(shì)，裂縫延伸過(guò)程中酸巖反應(yīng)較好，凈壓力快速釋放，天然裂縫得到激活溝通，兼顧了縱向縫高與裂縫體改造體積的增加；第三段，在排量穩(wěn)定時(shí)泵壓陡降，表明儲(chǔ)層吸酸陡增，突破近井地帶溝通遠(yuǎn)端儲(chǔ)集體，如斷層大裂縫等。壓裂后評(píng)估結(jié)果表明，裂縫縫長(zhǎng)178 m，縫高85 m，改造體積3.2×106m3。施工結(jié)束后放噴求產(chǎn)，油壓穩(wěn)定在7.6 MPa 條件下的天然氣產(chǎn)量為12.52×104m3/d。與表2中鄰區(qū)井相比，采用立體酸壓技術(shù)的靖和1 井改造體積增大26%，產(chǎn)量提高近50%，驗(yàn)證了技術(shù)適應(yīng)性。

4 結(jié)論與建議

1）靖和1 井目的層茅口組屬于Ⅲ類低孔低滲裂縫性-孔隙型泥質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層，厚度大、溫度高，鉆井過(guò)程中存在鉆井液漏失的情況。儲(chǔ)層進(jìn)行壓裂時(shí)，需要采用橫向深穿透、遠(yuǎn)波及和縱向多維度大體積的酸壓工藝，才能突破前期改造效率低的難題。

2）基于厚儲(chǔ)層高動(dòng)用、縱向橫向兼顧的立體酸壓理念，優(yōu)選了適用于茅口組微裂縫發(fā)育層段的低傷害膠凝酸體系，配套3 級(jí)交替注入施工工藝，以及大排量施工，形成了靖和1 井茅口組立體酸壓技術(shù)。

3）靖和1 井茅口組立體酸壓效果顯著，為多層系立體開(kāi)發(fā)提供了新手段，為川西南地區(qū)淺層茅口組、棲霞組和燈影組等的酸壓施工提供了思路和指導(dǎo)。

4）建議繼續(xù)研究立體酸壓改造技術(shù)，在保證高導(dǎo)流能力酸蝕裂縫的同時(shí)，進(jìn)一步提高裂縫體復(fù)雜性和改造體積。