強非均質性碳酸鹽巖氣藏水平井精準分段酸壓技術
——以四川盆地中部高石梯—磨溪震旦系燈四段氣藏為例

2021-05-11 02:20:12張華禮周長林陳偉華肖振華

天然氣工業 2021年4期

樂宏劉飛張華禮周長林陳偉華肖振華

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司工程技術研究院 3.國家能源高含硫氣藏開采研發中心

4.中國石油西南油氣田公司勘探事業部

0 引言

四川盆地中部高石梯—磨溪地區（以下簡稱高磨地區）上震旦統燈影組四段氣藏（以下簡稱燈四段氣藏）天然氣資源豐富，勘探開發潛力大。但生產實踐表明，直井改造后天然氣測試產量差異大，并且平均測試產量僅23.3×104m3/d，不能滿足氣藏高效開發的需求。由于水平井泄流面積大，并且經過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油氣藏高效開發的關鍵技術手段[1-2]。前期開展了水平井分段酸壓先導性試驗，依據鉆井、錄井、測井成果進行分段設計，然后采用相同酸壓工藝進行改造，改造后井均天然氣無阻流量僅87×104m3/d，亟需精細分段、合理布縫及針對性酸壓改造工藝，通過對長井段鉆遇的不同類型儲層進行精準酸壓改造，以實現對該氣藏儲量的有效動用、提升氣藏的開發效益。

經過幾十年的發展，國內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，主要包括暫堵軟分段和機械硬分段[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＋暫堵顆粒的形式實現層間轉向和縫內暫堵，主要用于改善長水平段鉆遇儲層的吸液剖面，但是由于裂縫起裂位置、暫堵位置和暫堵有效性難以準確判斷，不能滿足酸壓改造對精準分段的需求[6-7]。機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，均能實現壓裂改造的精準分段——其中，水力噴射分段工藝利用射流噴射形成的水動力封隔作用實現定點多段壓裂，主要包括不動管柱水力噴射、連續油管拖動水力噴射和常規管柱拖動水力噴射等作業形式，由于作業工序多、施工周期長、施工規模小，該工藝應用受限[8]；橋塞—射孔分段工藝不能連續壓裂作業、施工周期較長，適用于套管完井，在頁巖油氣、致密油氣儲層的壓裂改造中應用廣泛[9]，但不能滿足高磨地區燈四段氣藏裸眼水平井的分段酸壓需求；裸眼封隔器＋滑套分段工藝通過分段工具及管柱一次性入井、逐級投球實現分段壓裂，具有分壓段數多、施工快捷、操作簡單等優勢，是高磨地區燈四段氣藏水平井分段酸壓的主要技術手段[10-11]。

為了實現高磨地區燈四段氣藏儲量的有效動用、提升該氣藏的開發效益，綜合考慮鉆錄井參數、測井解釋參數及井型特征參數，定義儲層改造系數，開展儲層量化評價；綜合考慮儲層改造系數、地應力和井眼條件，形成精細分段方法，并且針對不同類型儲層，形成差異化酸壓改造工藝；在此基礎上，形成了強非均質性碳酸鹽巖儲層水平井精準分段酸壓技術，并且進行了現場應用，以期為同類型碳酸鹽巖氣藏實施酸壓改造提供借鑒。

1 儲層地質特征

高磨地區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；縱向上發育燈四上和燈四下兩個亞段，平面上分為臺緣和臺內兩個區域，儲層物性整體表現為燈四上亞段優于燈四下亞段、臺緣優于臺內；目前，臺緣帶主體區處于開發建產階段，臺內低滲透區處于勘探評價階段。取心、成像測井、數字巖心、鑄體薄片、掃描電鏡等資料的分析結果表明：燈四段白云巖儲層孔隙、溶洞、天然裂縫發育，儲集空間多樣，以次生粒間溶孔、晶間溶孔、中小溶洞為主；儲層類型復雜，根據孔—洞—縫搭配關系，劃分了裂縫—孔洞型、孔洞型和孔隙型3種儲層類型[12]；其中，裂縫—孔洞型、孔洞型兩類優質儲層在高石梯區塊臺緣帶燈四上、燈四下亞段均有發育，在磨溪區塊臺緣帶燈四上亞段發育、燈四下亞段欠發育，在臺內主要分布在燈四上亞段頂部[13]?？傮w而言，優質儲層在縱橫向分散發育、連續性差，具有強非均質性。

高磨地區燈四段儲層交錯疊置發育、跨度大，為了提高優質儲層鉆遇率，并兼顧縱向上燈四上、下亞段儲量的有效動用，大斜度井和水平井是臺緣帶開發井、臺內評價井主要采用的井型[14]。由于井眼軌跡設計主要考慮鉆遇優質縫洞儲集體，兼顧最大水平主應力方向，井眼方位線與最大水平主應力方向的夾角變化大，存在近平行、斜交、近垂直等情況。該區域鉆獲水平井水平段長度主要介于800～1 300 m，最長達1 610 m，水平段鉆錄井顯示存在明顯差異，部分井段發生放空、惡性井漏等情況，說明這些井段鉆遇了縫洞體（表1）。

對強非均質性儲層中長水平井段進行精細分段布縫，優化各段酸壓裂縫參數，優選針對性改造工藝及施工參數，對不同類型儲層進行針對性改造，才能充分動用各儲層段天然氣儲量，提高單井產氣量[15-17]。

2 地質工程一體化精細分段方法

2.1 儲層量化評價

自2011年高石1井在震旦系燈影組獲得重大勘探突破以來，燈四段累計實施62井次的直井酸壓作業，單井測試氣產量差異顯著，臺緣帶43井次平均測試氣產量為31.5×104m3/d，臺內19井次平均測試氣產量僅4.7×104m3/d。為了明確影響酸壓改造效果的主控因素，分析了鉆錄井、測井、壓裂、返排等參數與改造后測試氣產量的相關性，改造后測試氣產量僅與瞬時停泵壓力、返排率等不可控參數呈明顯負對數關系，而與儲層厚度、孔隙度、滲透率等措施前已知參數的相關性較差。為了利用措施前已知參數來指導水平井分段酸壓設計，進行數據標準化處理、Pearson相關性分析和投影重要性分析，相關計算式為：

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

綜合考慮鉆錄井參數、測井解釋參數，篩選出具有明顯相關性的9個地質參數，定義儲層改造系數，并針對直井進行儲層定量評價[11]，即

式中yver表示針對直井的儲層改造系數；H表示標準化儲層厚度；φ表示標準化孔隙度；Sw表示標準化含水飽和度；Hφ表示標準化儲能系數；ΔT表示標準化補償聲波；ρ表示標準化補償密度；RD/S表示標準化深/淺雙側向電阻率比；Vloss表示標準化漏失量；TOG表示標準化氣測全烴值。以上參數均為無量綱參數。

隨著燈四段氣藏由勘探轉向開發，井型也由直井轉變為大斜度井和水平井，針對直井形成的儲層改造系數評價方法出現了不適應性，需要進一步優化、完善。因此，引入水平段長度、井斜角、井眼方位線與最大水平主應力方向夾角等水平井/斜井特征參數，優化儲層改造系數計算方法，即

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

圖1為16口大斜度井/水平井的儲層改造系數與氣井改造后無阻流量的關系曲線，可以看出，兩者存在明顯正相關關系，R2達0.926 5，該參數能夠較準確地評價儲層特征。

圖1 高石梯地區震旦系燈四段儲層改造系數與氣井無阻流量關系圖

2.2 精細分段方法

為了實現強非均質碳酸鹽巖儲層水平井的針對性酸壓改造，需要優化裸眼封隔器坐封位置來實現精細分段，以及綜合考慮地質甜點和工程甜點來優化滑套位置，進而實現合理布縫。根據單井鉆井、錄井、測井解釋成果，計算各儲層段改造系數剖面，結合破裂壓力剖面和井徑剖面，在儲層改造系數低值、破裂壓力高值、井眼規則處設置封隔器進行卡封，將儲層改造系數相近的層段劃為1段，在儲層改造系數高值、破裂壓力低值處設置注酸滑套，以實現酸壓裂縫起裂。同時，綜合考慮單段段長和縫間距，對封隔器坐封位置適當調整，使每條裂縫的導流作用得到充分發揮。

在裸眼完井條件下井周應力分布比較簡單，根據井周應力分布，采用最大張應力準則計算破裂壓力、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裸眼水平段鉆進過程中見1次井漏、5次氣侵、2次氣測異常顯示，水平段趾端漏失302.1 m3鉆井液。測井解釋的儲層厚度為503.8 m，孔隙度為3.1%，滲透率為0.28 mD，含水飽和度為10.8%。綜合考慮儲層改造系數、破裂壓力和井徑剖面（圖2），分6段進行酸壓改造，各改造段參數如表2所示。

表2 GS-X25井各改造段儲層物性參數匯總表

圖2 GS-X25井改造段劃分圖

由于碳酸鹽巖儲層非均質性強，適用于常規均質層狀儲層的氣井產能預測方法誤差大[19]，不能滿足碳酸鹽巖儲層分段酸壓后氣井產能預測的需要。為此，將Petrel建模軟件建立的構造模型進行網格劃分，然后根據測井解釋孔隙度、滲透率、含水飽和度等參數形成儲層物性參數場，對劃分的網格進行物性參數賦值，從而得到可以用于分段酸壓氣井生產動態預測的碳酸鹽巖非均質儲層地質模型。

為了將酸壓人工裂縫植入前述建立的地質模型，需要對地質模型中酸壓裂縫及其周圍區域進行局部網格加密，然后，通過等效滲流原理設置裂縫網格的等效滲透率。在此基礎上，采用Eclipse數值模擬軟件預測均勻分段和精細分段情況下的氣井生產動態。較之均勻分段，精細分段酸壓造縫能夠更充分地動用全井段儲層。采用均勻分段，氣井生產5年的累計產氣量為3.4×108m3，而采用精細分段，氣井生產5年的累計產氣量為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動態預測結果圖

3 差異化改造工藝

3.1 不同品質儲層的改造需求

根據儲層改造系數（y）將高磨地區燈四段氣藏儲層劃分為3類：①優質儲層，y≥1.0；②中等儲層，0.5≤y＜1.0；③低品質儲層，y＜0.5。酸蝕裂縫長度和導流能力是決定酸壓改造效果的兩個重要參數。首先，針對不同品質儲層建立相應地質模型，開展氣井生產動態模擬；然后，基于該數值模擬結果分析酸蝕裂縫長度和導流能力對氣井累計產氣量的影響，從而明確不同品質儲層的改造需求，建立相應酸壓改造工程目標。地質模型中儲層參數如表3所示。

表3 酸壓氣井儲層參數統計表

氣井生產時間為3年。如圖4所示，對于優質儲層，酸蝕裂縫長度大于40 m、裂縫導流能力大于40 D·cm后，隨著酸蝕縫長和導流能力增加，氣井累計產氣量增量上升的趨勢逐漸變緩，單位縫長變化下的累計產氣量增量逐漸降低，并且提升裂縫導流能力對增大氣井累計產氣量效果更顯著；對于中等儲層，酸蝕裂縫長度大于50 m、裂縫導流能力大于30 D·cm后，隨著酸蝕縫長和導流能力增加，氣井累計產氣量增量上升的趨勢逐漸變緩，單位縫長變化下的累計產氣量增量逐漸降低；對于低品質儲層，在裂縫導流能力大于20 D·cm后，隨著酸蝕裂縫導流能力增加，氣井累計產氣量增量上升的趨勢逐漸變緩，單位縫長變化下的累計產氣量增量逐漸降低，而隨著酸蝕縫長增加，氣井累計產氣量增量上升的趨勢一直較明顯，對于該類儲層來說，酸壓改造的重點應該是盡量延長酸蝕縫長。

圖4 氣井累計產氣量增量隨酸蝕裂縫長度和導流能力變化曲線圖

3.2 針對性酸壓改造工藝

影響酸蝕裂縫長度和導流能力的因素較多，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因素，包括地層溫度、儲層巖性、巖石力學性質、閉合應力等；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、施工規模等。通過優化可控參數，采取針對性酸壓改造工藝，可望獲得預期的酸蝕裂縫長度和導流能力[20-22]。

3.2.1 主體酸液體系

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

圖5 酸液性能對比圖

3.2.2 酸壓改造工藝

采用高磨地區燈四段露頭方樣（邊長為300 mm）開展壓裂物理模擬實驗，分別采用凍膠壓裂液和膠凝酸，研究在相同應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力方向延伸；如圖6-a所示，壓裂液激活了部分天然裂縫（藍色虛線框為激活的天然裂縫），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，膠凝酸對天然裂縫的激活能力更強；圖6-c中紅色/藍色箭頭表示酸液流經路徑，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集體。

圖6 高磨地區燈四段露頭巖樣壓裂物理模擬實驗結果照片

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

對于優質儲層，由于天然裂縫和溶蝕孔洞發育，酸液容易濾失，形成酸蝕蚓孔，同時激活并刻蝕天然裂縫，更加加劇了酸液的濾失，導致增加酸蝕縫長的難度大。當酸蝕縫長大于40 m后，提高縫長的效果將不明顯。根據膠凝酸和轉向酸酸巖反應速率計算單一酸液體系酸壓的有效作用距離約為40 m[23]，試井解釋結果顯示膠凝酸酸壓后形成的酸蝕裂縫長度介于18.4～45.3 m，平均為30.9 m[26-28]，說明采用膠凝酸或轉向酸的酸壓工藝能夠滿足優質儲層的改造需求。

對于中等儲層，要求酸蝕裂縫長度大于50 m。酸壓物模實驗結果顯示，高黏度自生酸前置液（紅色熒光示蹤劑）造縫能力強，主體形成沿最大水平主應力方向延伸的酸壓裂縫，自生酸對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，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流能力酸壓裂縫（圖7-b），并且自生酸對酸壓裂縫遠井段又具有一定刻蝕能力，從而增大酸蝕裂縫長度，滿足了中等儲層的改造需求。

圖7 高磨地區燈四段儲層采用自生酸前置液＋膠凝酸酸壓后裂縫形態照片及導流能力測試曲線圖

對于低品質儲層，酸蝕裂縫長度越長，改造效果越好。由于該類儲層溶蝕孔洞、天然裂縫欠發育，酸液作用后不容易形成酸蝕蚓孔[27]，具備深度改造的基礎。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度?；趬毫衍浖?，研究交替注入級數對縫長的影響，如圖8所示，當注入級數介于2～3級時，裂縫長度提升最明顯，采用自生酸前置液＋膠凝酸2～3級交替注入的酸壓工藝能夠滿足低品質儲層的改造需求。

圖8 不同交替注入級數下酸蝕裂縫參數模擬曲線圖

針對優質儲層，雖然前述導流能力測試實驗結果顯示，在約40 MPa閉合應力下，自生酸前置液＋膠凝酸酸壓（含3級交替注入）后裂縫導流能力（介于185.0～215.0 D·cm）明顯高于膠凝酸酸壓后裂縫導流能力（37.2 D·cm）（圖7-b），但是從現場開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結果來看，在儲層改造系數相近（在1.4左右）的情況下，兩種工藝下的氣井測試產量相當，介于101.49×104～108.51×104m3/d （圖9）?？梢钥闯觯瑢τ趦炠|儲層而言，當裂縫導流能力超過40 D·cm后，繼續提升裂縫導流能力的增產效果已不顯著，這與由氣井生產動態模擬得到的結論一致。而針對低品質儲層，以GS19井為例，該井在燈四下亞段（儲層改造系數為0.27）初次改造采用膠凝酸酸壓工藝，根據施工井底壓力，采用FracproPT壓裂設計軟件進行凈壓力擬合，酸蝕裂縫長度為42 m，測試氣產量為0.3×104m3/d，重復改造采用自生酸前置液＋膠凝酸3級交替注入酸壓工藝，凈壓力擬合后的酸蝕裂縫長度為85 m，測試氣產量為2.0×104m3/d，可以看出大幅增加酸蝕裂縫長度有助于提升低品質儲層的深度改造效果。

圖9 采用不同酸壓工藝的優質儲層改造效果對比圖

3.3 施工參數優化

根據所建立的酸壓裂縫擬三維延伸模型[26]，重點考慮酸液在基質、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程度對非均勻刻蝕的影響。

裂縫擬三維延伸模型的連續性方程為：

裂縫壁面由多種礦物組成，酸液對裂縫壁面進行非均勻刻蝕，酸蝕裂縫寬度計算式為：

酸液濾失速度計算式為：

式中q表示注入排量，m3/s；x表示沿縫長坐標位置，m；t表示注入時間，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表示礦物種類數量；i表示礦物種類序號；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生反應的酸液量占比，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。

其余方程與常規擬三維酸壓模型相同，此處不再贅述。通過酸液濾失速度計算式，將裂縫擬三維延伸、壁面蚓孔擴展及裂縫內酸液非均勻流動反應模型進行耦合求解，用于酸壓施工參數的優化。

根據各酸壓段的儲層改造系數，可以獲得對應的酸蝕裂縫長度、導流能力目標值及適宜的酸壓改造工藝；通過模擬計算，得到不同酸液注入排量和規模下的酸蝕裂縫參數，從而優化施工參數。

4 現場應用效果

4.1 應用效果

自2017年以來，在高磨地區燈四段氣藏臺緣帶建產區共有69口井實施了精準分段酸壓，井均無阻流量為127.6×104m3/d，較之氣藏開發初期，提高了46.5%（圖10），單井產量大幅度提升，實現了邊際效益氣藏的高效開發。在該氣藏臺內低滲透區，由于儲層厚度減薄、縫洞發育程度變差、物性變差，采用水平井進行勘探評價，將精準分段酸壓工藝應用于23口井，其中21口井獲高產工業氣流（測試產量介于7.38×104～141.19×104m3/d），整體應用效果顯著，支撐了臺內低滲透區的儲量升級。

圖10 高磨地區燈四段氣藏主體建產區歷年氣井改造效果統計圖

4.2 分段酸壓后改造段產氣貢獻評價

針對高磨地區臺緣帶主體區采用分段酸壓的氣井，根據各改造段產氣剖面測試結果[29]，除MXH34井第1段、第4段以外，各改造段儲層改造系數與折算單段無阻流量呈明顯的線性正相關關系，R2介于0.90～0.99（圖11），針對性的改造工藝能夠充分發揮各改造段的資源潛力。另外，從改造系數的分布來看，總共45段改造段，其中5段為優質儲層，對單井天然氣無阻流量的貢獻率（以下簡稱產氣貢獻率）為28%，32段為中等儲層，產氣貢獻率為63%，8段為低品質儲層，產氣貢獻率為9%。高磨地區燈四段氣藏儲層物性整體呈低孔隙度、低滲透率特征，并且以中等儲層為主，優質儲層和中等儲層是產氣主要貢獻層段。對于臺內低滲透區，由于儲層物性變差，低品質儲層占比增大，需繼續攻關該類儲層改造工藝技術，進一步提高單井氣產量，實現氣藏規模效益開發。