潮坪相碳酸鹽巖酸壓改造油井壓力動態特征

史文洋 姚約東 石志良 程時清 秦佳正 高敏

1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室；2.中國石化石油勘探開發研究院；3.中國石油長慶油田分公司第四采油廠

以川西雷口坡組氣藏為代表的潮坪海相碳酸鹽巖儲層，發育天然微裂縫和溶蝕泡狀孔洞。儲層中的天然裂縫、溶蝕孔洞對儲層物性有一定的改善作用，而位于非縫洞發育地帶的油氣井自然建產能力差，需要采取酸化壓裂增產措施［1-2］。酸化壓裂技術能夠破裂基質巖塊、誘發壓裂縫網，酸液刻蝕裂縫和溶蝕孔洞、溝通儲層天然裂縫系統，是目前碳酸鹽巖類儲層重要的增產措施［3］。

針對碳酸鹽巖儲層縫洞滲流特征如何表征的問題，國內外學者做了相關研究工作。Barenblatt 等［4］(1960)、Clossma 等［5］(1975)提出了雙重介質、三重介質的概念，Warren 等［6］(1963)提出了經典的Warren-Root 雙重介質擬穩態竄流模型。Abdassah等［7］(1986)、AI-Ghamdi 等［8］(1996)分別研究了三孔單滲、雙滲的三重介質滲流問題。自此，多重介質類儲層滲流問題的研究方法和體系基本建立和形成，我國學者將該方法體系進一步發展和完善。

程時清等［9］(1997)、姚軍等［10］(2004，2005)先后建立了考慮有效井徑、變井儲以及超完善井的三重介質油藏試井模型。楊堅等［11］(2005)、陳方方等［12］(2008)在復合儲層的基礎上依次建立了三重介質兩區復合、三孔介質與雙孔介質徑向復合油藏滲流模型。蔡明金等［13］(2014)針對塔里木大型洞穴型碳酸鹽巖油氣藏，建立了洞穴型碳酸鹽巖試井模型。李建明等［14］(2017)將三重介質試井模型在塔東碳酸鹽巖氣藏中進行了應用，證明了三重介質試井模型在復雜碳酸鹽巖油氣藏試井評價中具有廣泛的適用性。史文洋等［15］(2018)建立了考慮裂縫應力敏感和低速非達西滲流的裂縫型低滲透碳酸鹽巖復合模型。Zhang 等［16］(2011)、馬奎前等［17］(2017)應用橢圓流理論先后建立了三重介質均質、復合模型。Xu 等［18］(2015)、Zhang 等［19］(2017)根據壓裂縫的微地震監測結果，基于橢圓流理論和SRV 概念，建立了橢圓SRV 復合模型，并分別將其應用到致密油氣藏多級壓裂井和頁巖氣藏壓裂井的不穩定壓力和產量分析方面。

目前還沒有針對潮坪相碳酸鹽巖酸壓改造井壓力動態特征的研究，根據川西潮坪相碳酸鹽巖儲層酸壓改造井壓力恢復測試結果未顯示明顯的酸壓裂縫特征的現實，基于酸壓有效改造的概念，建立潮坪相碳酸鹽巖酸壓改造復合模型。該模型能較好地擬合潮坪相碳酸鹽巖酸壓井的壓力恢復測試數據，克服了目前商業試井軟件對這類井解釋參數異常的問題，證明了酸壓有效改造區假設的可行性，為酸壓改善程度、酸壓受效范圍的判斷識別等效果評價工作提供了新思路。

1 模型的建立

1.1 物理模型

酸壓改造后的儲層物理模型如圖1 所示，基本假設為：①儲層等厚、各向同性，內區為酸壓改造區，外區為酸壓未改造區；②內區范圍為rc，外區邊界為re，儲層外邊界為無限大邊界；③內區滲透率為k1，孔隙度為 φ1，儲層綜合壓縮系數為Ct1；④外區為三重介質，基巖(m)、天然裂縫(f)、溶蝕孔洞(v)，滲透率分別為kj，孔隙度分別為 φj，儲層綜合壓縮系數分別為Ctj(j=m，v，f)；⑤儲層充滿單相微可壓縮流體，流體流動滿足達西定律，內外區流體黏度均為μ；⑥開井前內區壓力p1、外區壓力pj(j=m，v，f)均等于原始地層壓力p0；⑦井筒半徑為rw，井筒儲集系數為C，表皮因數為S；⑧油井以恒定產量q投產，井底流壓為pw；⑨忽略毛管力、溫度和重力對滲流的影響。

圖1 潮坪相碳酸鹽巖酸壓改造物理模型Fig.1 Physical model for the carbonate reservoir of tidal flat facies reconstructed by acid fracturing

1.2 數學模型

定義無量綱距離為

無量綱時間為

無量綱井筒儲集系數為

無量綱壓力為

定義無量綱參數彈性儲容比為

竄流系數為

內外區流度比為

內外區分散比為

式中，rc為內區范圍半徑，m；re為外區邊界范圍半徑，m；rw為井徑，m；k為未改造儲層的滲透率，10-3μm2；t為生產時間，h；μ為流體黏度，mPa · s；k1為內區滲透率，10-3μm2； φ1為內區孔隙度，%；Ct1為內區儲層綜合壓縮系數，MPa-1；C為井筒儲集系數，MPa/m3；kj為外區滲透率，10-3μm2； φj為外區孔隙度，%；Ctj為外區儲層綜合壓縮系數，MPa-1；hj為外區儲藏厚度，m，其中j=m, f, v；p0為原始地層壓力，MPa；p1為改造區壓力，MPa；pf，pv，pm為未改造區壓力，MPa；pw為井底壓力，MPa；h為儲層厚度，m；q為油井恒定產量，m3/d；B為流體地層體積系數，m3/m3；a為形狀因子，m-2。

物理模型所對應滲流問題的無量綱控制方程為

滲流問題的無量綱初始條件及邊界條件為

1.3 模型求解

對以上無量綱滲流問題進行Laplace 變換，可以得到拉氏空間中兩區所滿足的數學模型為

其中

式中，z為實空間無量綱時間tD變換后的拉氏空間變量。

內外區滲流控制方程均為Bessel 方程，通解為

式中，A、B為待求未知系數；I0為 0 階第一類修正Bessel 函數；K0為 0 階第二類修正 Bessel 函數。

根據內邊界、復合界面、外邊界條件聯立得到關于通解中系數A和B的方程組為

式中，a11=σ1I1(σ1)；a12=-σ1K1(σ1)；a21=I0(rcDσ1)；a22=K0(rcDσ1)；a23=-I0(rcDσ2)；a24=-K0(rcDσ2)；a31=Mcσ1I1(rcDσ1)；a32=-Mcσ1K1(rcDσ1)；a33=-σ2I1(rcDσ2)；a34=σ2K1(rcDσ2)；a43=I0(reDσ2)；a44=K0(reDσ2)；I1為 1 階第一類修正 Bessel 函數；K1為 1 階第二類修正 Bessel 函數。

解四元一次線性方程組可得系數A、B，代入內邊界條件得到拉氏空間下的無量綱井底壓力解為

根據 Van Everdingen 和 Hurst 研究結果，考慮表皮和井筒儲集效應的無量綱井底壓力解為［20］

復雜滲流模型的滲流問題一般先通過Laplace變換求得拉氏空間解，然后進行數值反演得到實空間解。這里通過Stehfest 數值積分算法對拉氏空間無量綱井底壓力pwD進行反演。實空間下雙對數坐標下的無量綱井底壓力導數為

2 模型驗證

為驗證模型正確性，將研究的模型與文獻［16］的三重介質均質儲層試井模型進行對比。令Mc=Fc=1，其他參數取文獻［16］中數值，此時研究的模型退化為文獻［16］中的模型。如圖2 所示，兩模型結果一致，驗證了研究的模型的正確性。

圖2 模型驗證Fig.2 Verification of the proposed model

3 壓力動態特征分析

3.1 典型圖版和流動階段

潮坪相碳酸鹽巖酸壓改造儲層存在10 個流動階段，如圖3 所示：①井筒續流，②表皮過渡流，③內區徑向流，④內外區過渡流，⑤外區第一徑向流，⑥外區第一竄流階段，⑦外區第二徑向流，⑧外區第二竄流，⑨外區總徑向流，⑩邊界控制流。其中，CD=100，S=3，rcD=700，Mc=5，Fc=1，λv=1×10-8，λf=1×10-10，ωv=ωf=0.2，reD=3×105。

圖3 潮坪相碳酸鹽巖酸壓油井動態壓力典型曲線Fig.3 Typical dynamic pressure curve of oil well in the carbonate reservoir of tidal flat facies reconstructed by acid fracturing

3.2 參數敏感性分析

(1)竄流系數。λ用來描述基質和孔洞內儲集流體作為源項向滲流通道竄流的難易程度［21］。如圖4、5 所示，竄流系數決定孔洞、基質向裂縫發生擬穩態竄流的時間，在壓力導數曲線上表現為“V”形谷出現的早晚。竄流系數越大，越容易發生竄流，“V”形谷出現越早。圖4 中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=Fc=1，λm=5×10-14，ωv=ωf=0.2。圖5 中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=Fc=1，λv=5×10-11，ωv=ωf=0.2。

(2)彈性儲容比。彈性儲容比ω用來表征壓降過程中縫洞內儲集流體體積變化所占總儲集流體體積變化的比例，儲容比越小，表示縫或洞依靠彈性膨脹貢獻流體的能力越小。如圖6、7 所示，彈性儲容比決定竄流程度的大小，在壓力導致曲線上表現為竄流階段“V”形的谷深和谷寬。圖6 顯示溶蝕孔洞向裂縫竄流對基質向裂縫竄流沒有影響，表明孔洞竄流和基質向裂縫竄流是相互獨立的，這與模型假設的基質不與孔洞發生流體交換一致。圖6 中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=Fc=1，λv=5×10-11，λf=5×10-14，ωf=0.2。圖7 中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=Fc=1，λv=5×10-11，λf=5×10-14，ωv=0.2。

圖4 孔洞竄流系數對動態壓力曲線的影響Fig.4 Effect of vug interporosity flow coefficient on dynamic pressure curve

圖5 基質竄流系數對動態壓力曲線的影響Fig.5 Effect of matrix interporosity flow coefficient on dynamic pressure curve

圖6 孔洞彈性儲容比對動態壓力曲線的影響Fig.6 Effect of vug elastic storativity ratio on dynamic pressure curve

圖7 裂縫彈性儲容比對動態壓力曲線的影響Fig.7 Effect of fracture elastic storativity ratio on dynamic pressure curve

圖8 是裂縫儲容比(圖7)對竄流階段“V”形谷特征影響的放大圖。當裂縫彈性儲容比減少時，第一“V”形谷加深、谷心左移，第二“V”形谷加深、谷心不變，第一“V”形谷變化幅度要大于第二“V”形谷變化幅度。圖8 表明裂縫作為滲流通道，其儲容性的變化直接影響與之相連通的基質和孔洞的竄流，且更容易影響孔洞向裂縫的竄流。圖8中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=Fc=1，λv=5×10-11，λf=5×10-14，ωv=0.2。

圖8 裂縫彈性儲容比對第一、二竄流階段的影響Fig.8 Effect of fracture elastic storativity ratio on the first and the second crossflow stage

(3)儲層流道改善程度。儲層流道改善程度是改造區流動能力相比于原儲層提高的倍數，用改造區流度與未改造區的流度比Mc表示。儲層流道改造程度越大，說明儲層改造后流動條件越好，流道改造程度決定外區整體徑向流水平線特征值。如圖9 所示，Mc＞1，酸壓為改善作用，外區物性相對內區變差，壓力導數上升到0.5Mc；Mc＜1，外區物性相對變好，壓力導數下降到0.5Mc；Mc=1，內外區流度相同，外區滲流徑向流出現0.5 水平線。流道改造程度為1 時，并不能消除過渡流的出現，這一點在儲集改造程度敏感性方面討論。圖9 中CD=100，S=3，rcD=700，Fc=1，λv=5×10-11，λf=5×10-14，ωv=ωf=0.2。

圖9 流道改造比對動態壓力曲線的影響Fig.9 Effect of flow channel reconstruction on dynamic pressure curve

(4)儲層儲集改造程度。儲層儲集改造程度是儲層改造后儲集能力相對原儲層儲集能力提高的倍數，用內外區分散比Fc表示。儲層儲集改造程度是決定過渡流曲線形態特征的主要影響參數，不同于縫、洞和基質的彈性儲容比，它是表征內區和外區整體儲集能力的相對大小。如圖10 所示，儲集改造程度增大，過渡流段曲線峰值增大并且右移。圖10中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=1，λv=5×10-11，λf=5×10-14，ωv=ωf=0.2。

圖10 儲集改造比對動態壓力曲線的影響Fig.10 Effect of reservoir reconstruction ratio on dynamic pressure curve

不同于均質儲層的復合模型，在Mc=1 時，模型并無“Fc＞1，過渡段曲線形態為峰狀；Fc＜1，過渡段曲線形態為谷狀”的分界特征。如圖11 所示，當Mc=1 時，Fc=0.2 為該組參數取值下的過渡流曲線形態質變臨界值。令Fc=ζ為曲線形態劃分的臨界值，則ζ是一個與模型及參數組取值有關的變量。圖11 中CD=100，S=3，rcD=700，Mc=1，λv=5×10-11，λf=5×10-14，ωv=ωf=0.2。

圖11 過渡流曲線形態質變的Fc 臨界值Fig.11 Critical Fc corresponding to the morphological qualitative change in the curve of transition flow

(5)酸壓改造范圍。改造半徑決定過渡段流出現的時間，改造半徑越大，過渡流出現的時間越晚，如圖12 所示。酸壓改造范圍與酸壓監測縫長配合可以定性判斷酸壓縫與天然裂縫的溝通程度以及酸壓縫的導流能力。改造范圍大于監測裂縫半長，說明酸壓縫進行了有效的溝通，使得泄流面積為一個半徑比壓裂縫長更大的圓形區域；改造半徑約等于監測縫半長，說明溝通程度很小且酸壓縫導流能力較高；改造半徑小于監測裂縫半長，說明酸壓縫導流能力較低或存在酸壓裂縫部分閉合現象［22］。圖12中CD=100，S=3，Mc=3，Fc=1，λv=5×10-11，λf= 5×10-14，ωv=ωf=0.2。

圖12 酸壓范圍對動態壓力曲線的影響Fig.12 Effect of acid fracturing range on dynamic pressure curve

4 實例分析

川西坳陷一口預探直井Y 井，產層中深6 217 m，壓力 65.84 MPa，溫度 143.3 ℃，壓力系數 1.09。Y井采用射孔完井后進行酸化壓裂改造作業，經過4 個工作制度的系統測試后開始關井壓力恢復試井，井底測點壓力從42.31 MPa 恢復到64.66 MPa。采用試井軟件Saphir 進行解釋，解釋為變井儲無限導流裂縫徑向復合無限大模型，解釋結果見表1。

Saphir 解釋的裂縫半長與監測裂縫半長較為接近，但解釋參數中分散比異常大；流度比遠小于1說明酸壓改造使得改造區流動受到抑制，這與解釋的負表皮結果相矛盾。采用考慮酸壓有效改造區的兩區徑向復合模型進行擬合分析，擬合效果如圖13所示。

研究模型解釋的酸壓改造范圍(50.92 m)略大于Saphir 解釋的裂縫半長(43.4 m)，說明酸壓裂縫與天然裂縫發生了一定的溝通。改造后的儲層流動性提高了40 多倍，酸壓改造區等效滲透率約為6.34×10-3μm2，改造區表皮為負值，整體表明酸壓改造較為充分。

表1 Saphir 和本文模型解釋參數Table 1 Interpretation parameters of Saphir and proposed model

圖13 Y 井壓力恢復數據擬合結果Fig.13 Fitting result of pressure buildup data of Well Y

5 結論

(1)在考慮酸壓縫與天然縫溝通的基礎上，建立了潮坪相碳酸鹽巖油井動態壓力模型，識別了酸壓改造油井的10 個流動階段。發現酸壓改造儲層與未改造儲層之間存在明顯的過渡流，且過渡流段壓力導數曲線凹凸分界線的臨界值是一個與酸壓改造程度相關的變量，不存在“內外區流動性和儲集性相同，過渡流段消失”現象。

(2)酸壓改造程度和范圍共同決定內外區過渡流，改造程度由儲層流道改善程度和儲層儲集改造程度共同表示。流道改造程度決定外區徑向流的水平線特征，儲集改造程度決定過渡流段曲線的凹凸性，改造范圍決定過渡流段出現的時間。新模型解釋的川西潮坪相碳酸鹽巖儲層酸壓改造井的酸壓參數較合理，同時證明了酸壓有效改造區假設的可行性。研究結果對酸壓效果評價、后期重復酸壓方案設計等具有指導意義。