储铭汇

中石化华北油气分公司石油工程技术研究院

致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践
——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例

储铭汇

中石化华北油气分公司石油工程技术研究院

大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层，储层丰度低，天然裂缝发育，常规酸压技术改造体积有限，水平井投产后产量递减快，稳产难度大。针对这些问题，分析了大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层岩石脆性指数特征，开展了复合缝网酸压技术研究，采用“大排量前置液造缝+大规模胶凝酸缝网酸压+后置支撑剂保持裂缝导流能力”的设计思路，将水力加砂压裂与胶凝酸酸压复合，并优选复合缝网酸压线性胶前置液体系、胶凝酸体系及组合支撑剂体系，优化复合缝网酸压施工排量、施工液体用量比例及支撑剂用量等施工参数。矿场实践表明，该技术对大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩致密储层具有较好的适用性和显著的改造效果，对大牛地气田下古生界气藏的大规模建产意义重大。

大牛地气田；碳酸盐岩储层；缝网；酸压；胶凝酸体系；施工参数优化

大牛地气田位于陕西省榆林市与内蒙古自治区鄂尔多斯市交界地区，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东北部。大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏储量丰富，目前以水平井开发为主，开发层位有马五1、马五2、马五4、马五5碳酸盐岩储层，其中马五5储层天然气地质储量占大牛地气田下古生界总地质储量的58.9%，如何实现马五5碳酸盐岩储层有效开发将对大牛地气田的高产稳产至关重要。

大牛地气田下古生界马五5储层埋深3 000～3 600 m，中部深度3 300 m左右，地层压力梯度0.82～0.91 MPa/100 m，孔隙度主要分布范围为2%～10%，平均值5.56%；渗透率主要分布范围为0.03～1.0 mD，平均值0.18 mD，为典型的低压、低孔、低渗致密储层，酸化压裂是有效动用这类储层的主要改造措施。大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层先后试验了常规酸压、多级注入酸压、闭合酸压、前置液酸压等工艺，取得了一定的改造效果［1］，但由于酸蚀缝长较短，且储层基质向裂缝供气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果［2］，酸压整体改造效果较差，并且压后产量递减较快。为此开展了复合缝网酸压改造技术研究，将水力加砂压裂与胶凝酸酸压进行复合［3］，试验大规模复合缝网酸压理念，为探索性开发大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩气藏开辟新的途径。

1 储层改造难点

Reservoir stimulation difficulty

（1）大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层整体表现为低孔低渗致密储层，改造难度大，且气藏储层丰度大多小于0.4×108m3/km2，处于较低水平，单井控制资源量有限。从前期酸压改造的水平井生产情况来看，后期产量递减较快，稳产难度大。

（2）目前下古生界马五5储层水平井开发均采用裸眼预置管柱完井方式，水平井裸眼段跨距大，酸液与储层接触面积大，井筒附近酸液滤失严重，常规酸压难以形成较高井底净压力，酸蚀裂缝延伸有限［4］，难以实现大范围改造。

针对以上问题，在大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层开展大规模复合缝网酸压工艺试验，提高酸压改造体积，有效动用地层储量。

2 工艺原理及特点

Technological principle and characteristic

（1）大排量前置液造缝。采用大排量注入前置液造缝，形成一定长度的主裂缝。同时大排量泵注有助于提高裂缝高度，扩大纵向改造体积，实现马五5大厚度碳酸盐岩储层充分改造。

（2）主体胶凝酸酸压。大规模注入高黏胶凝酸，对裂缝壁面进行非均匀刻蚀，同时溶蚀天然裂缝中的充填物，连通天然裂缝，形成更大的渗流区域。

（3）携砂交联液支撑裂缝。注入低浓度瓜胶携砂液，充填主裂缝，确保主裂缝在长时间内保持较高的导流能力，提高复合缝网酸压水平井的稳产能力。

3 复合缝网酸压的有利条件评价

Favorable condition for composite fracturenetwork acid fracturing

（1）天然裂缝发育情况。天然裂缝发育是形成复杂网络裂缝的前提条件［5］。大牛地气田下古生界马五5储层天然裂缝密度在0.9～6.3条/m（图1），天然裂缝较发育。研究表明［6］，天然裂缝的开启所需要的净压力较岩石基质破裂压力低50%，天然裂缝系统会更容易先于基岩开启，人工裂缝与天然裂缝的存在能够增加复杂裂缝的可能性。

图1 马五5碳酸盐岩储层岩心基质电镜扫描照片Fig.1 SEM picture of core matrix of Mawu5carbonate reservoir

（2）岩石力学特征。大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层弹性模量27～32 GPa，泊松比0.20～0.24，属于中高弹性模量、中低泊松比。泊松比越低裂缝越容易起裂［7］，并且储层天然裂缝发育，这种岩石力学特征组合，在压裂过程中容易形成复杂缝网系统。

（3）岩石矿物组成及脆性评价。储层岩性具有显著的脆性特征是实现缝网压裂改造的物质基础［8-9］。大牛地气田下古生界马五5储层石英含量较低，仅占总矿物含量的0.6%～1.1%，但方解石的含量占到了98%以上，而方解石具有较好的脆性，富含脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网。

目前采用测井曲线法来评价岩石脆性更贴近实际值。通过岩石力学参数计算软件对大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩气藏的测井数据进行计算，结果见图2。

图2 大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏测井资料分析结果Fig.2 Analysis result of logging data of Lower Paleozoic carbonate gas reservoir in Daniudi gasfield

Rickman在总结体积压裂时，提出利用动态弹性模量与泊松比来评价岩石脆性指数，并且指出当岩石脆性指数大于0.4时，岩石是脆性的，脆性指数大于0.6时，岩石脆性指数很强［7］。该方法已被Jin等确认［10］。其计算公式为

式中，Emin与Emax分别是最小和最大动态弹性模量；σmin与σmax分别是最小和最大泊松比；E与σ分别是储层不同深度处岩石的动态弹性模量和泊松比。

利用测井曲线计算得到动态弹性模量及泊松比，通过式（1）计算得到大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层岩石脆性指数很高，大部分超过0.4，有少部分层位岩石脆性指数超过0.6，说明储层岩石大部分是脆性的，少部分显示为强脆性特征，在压裂时易于形成缝网。

4 工作液及支撑剂体系优化

Optimization of working fluid system and proppant system

4.1 复合缝网酸压工作液体系优选

Optimization of working fluid system for composite fracture-network acid fracturing

4.1.1 前置液体系 对于天然裂缝发育储层，形成缝网重点在于先形成具有一定缝长的主裂缝，而后采取措施提升缝内净压力，使得天然裂缝或储层弱面张开［11］。为了充分改造储层，采用一定黏度前置液造缝，降低前置液在裂缝中摩阻损失，提高裂缝前端净压力，以形成一定缝长的主裂缝。若黏度太低，由于马五5段天然微裂缝发育，前置液进入地层后滤失增加，难以在裂缝壁面形成滤饼，不能有效延缓后期稠化酸注入阶段的酸岩反应［12］。笔者对比了高分子减阻剂、低分子减阻剂及线性胶在不同稠化剂加量下液体黏度和减阻性能，优化推荐采用增稠性能和减阻性能均较好的线性胶体系。室内对不同浓度线性胶在70℃下使用六速旋转黏度计170 s-1剪切，结果显示线性胶耐温耐剪切性能较好（见图3），随着稠化剂瓜胶浓度的增加，线性胶黏度也逐渐增大，瓜胶质量分数为0.15%时，线性胶溶液黏度稳定在11 mPa·s，符合现场施工要求，因此最终优选0.15%线性胶作为前置液。

4.1.2 胶凝酸体系 大规模注入高黏度胶凝酸溶蚀裂缝壁面，延伸裂缝。前期室内实验表明，当盐酸质量分数从20%提高到25%时，马五5储层岩心溶蚀率提高较明显。马五5储层部分天然裂缝为充填裂缝，为了充分溶蚀裂缝充填物，沟通天然裂缝，胶凝酸体系选用25%盐酸进行配制。

以25%盐酸与不同浓度的稠化剂配制成胶凝酸在不同温度下使用六速旋转黏度计170 s-1剪切测试耐温耐剪切性能，随着时间延长，胶凝酸黏度逐渐减小，在10 min左右黏度趋于稳定，表明胶凝酸耐温耐剪切性能较好（如图4）。从图5中不同稠化剂浓度胶凝酸剪切稳定后的黏度可以看出，随着稠化剂浓度增大，胶凝酸黏度不断增加，且稠化剂质量分数由0.55%增加至0.6%时，胶凝酸黏度增加明显，在25℃、90℃、120℃下分别增加了5.58 mPa·s、5.93 mPa·s、9.00 mPa·s。在90℃下（马五5储层平均地层温度在90℃左右），稠化剂质量分数超过0.5%后，胶凝酸黏度均在35 mPa·s以上。

图3 不同质量分数瓜胶的线性胶耐温耐剪切性能Fig.3 Temperature and shearing resistance of linear gel in guar with different mass fractions

图4 不同质量分数稠化剂的胶凝酸耐温耐剪切性能Fig.4 Temperature and shearing resistance of gelled acid in thickening agent with different mass fractions

图5 不同质量分数稠化剂的胶凝酸剪切测试稳定后黏度Fig.5 Viscosity of thickening agent with different mass fractions after the stabilization of temperature and shearing resistance testing on gelled acid

马五5碳酸盐岩储层以灰岩为主，部分灰岩白云化为云质灰岩。胶凝酸对灰岩的溶蚀率比白云岩高，但随着胶凝酸稠化剂浓度增加，胶凝酸对岩心的溶蚀率降低。同时，室内实验表明胶凝酸稠化剂质量分数大于0.55%时，胶凝酸缓蚀速率能在较长时间保持在85%以上，使胶凝酸能进入更远的地层刻蚀裂缝。因此综合考虑胶凝酸稠化剂质量分数优化在0.55%～0.6%之间。

4.1.3 携砂液体系 大牛地气田下古生界马五5储层岩石弹性模量高，压裂形成的裂缝宽度相对较小，导致难以形成较高的铺砂浓度。为了降低施工风险，优化采用低砂比携砂液施工，结合前期现场施工经验以及室内实验评价，采用质量分数0.3%的瓜胶压裂液作为携砂液即可满足携砂要求。

4.2 复合缝网酸压支撑剂体系优选

Optimization of proppant system for composite fracture-network acid fracturing

针对大牛地气田下古生界马五5储层天然裂缝发育的特征，前置液阶段伴注70/140目粉陶封堵微裂缝，降低滤失。携砂液阶段采用40/70目陶粒支撑主裂缝，在携砂液末尾阶段尾追30/50目陶粒，支撑近井筒地带裂缝，提高近井筒裂缝导流能力，最终形成大粒径在缝口、小粒径在缝端的组合铺砂方式。

大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层闭合压力通常在50 MPa左右，较高的闭合压力会增加大粒径支撑剂的破碎率，因此增加小粒径支撑剂的比例会降低高闭合压力下支撑剂的破碎率［13-14］，并且组合支撑剂的长期导流能力下降速度比单一大粒径支撑剂更小，结合不同粒径支撑剂组合长期导流能力实验结果［15-16］，最终支撑剂组合比例优化为70/140目∶40/70目∶30/50目=1∶7∶2。

5 施工参数优化

Construction parameter optimization

5.1 施工排量优化

Discharge capacity optimization

室内Fracpro模拟计算结果表明，裂缝缝长及缝高均随施工排量的提高而增加，当排量达到8 m3/ min后，缝长增加幅度变小，而缝高随排量的提高仍然呈线性变化，因此为更有效增加人工裂缝缝长，设计施工排量不宜低于8 m3/min。

室内实验还表明，酸岩的反应速度随酸液流速增大而加快。在酸液流速较低时，对反应速度影响不大；当流速较高时，由于酸液液流的搅拌作用，离子的强迫对流作用大大加强，H+的传质速度显著增大，从而致使反应速度显著加快［17］。但是，酸岩反应速率增加的幅度小于酸液流速增加的幅度时［18］，酸液来不及与岩石完全反应，会沿着裂缝进入地层深处，因此提高注酸排量可以增加活性较高的胶凝酸深入地层的距离，有利于实现深度酸压。

5.2 施工液体用量比例优化

Operational liquid dosage optimization

通过压裂模拟软件模拟前置液与酸液量在不同比值下裂缝长度的变化，结果显示，当前置液的比例逐渐提高时，裂缝长度增加较快，当介于0.75～0.9之间时为最优比例，当超过0.9时，裂缝的长度增加不明显（图6）。因此推荐的前置液量与酸液量比例为0.75～0.9之间。

图6 前置液与酸液量比值模拟Fig.6 Simulation on the volume ratio of prepad fluid and acid

5.3 支撑剂用量优化

Proppant volume optimization

对大牛地气田D井马五5碳酸盐岩储层岩板做不同铺砂浓度下裂缝导流能力测试，当储层闭合压力低于20 MPa时，低铺砂浓度的支撑剂能够提供较高的导流能力，当储层闭合压力大于20 MPa以后，低铺砂浓度的支撑剂随着闭合压力的升高，导流能力下降较快。铺砂浓度大于3 kg/m3时，支撑剂的导流能力下降得较慢，综合考虑马五5储层压裂形成裂缝缝宽较窄，优化复合缝网酸压的支撑剂铺砂浓度为4 kg/m2左右，此时闭合压力50 MPa情况下导流能力为33 D·cm左右，符合优化设计要求。

6 现场应用

Field application

复合缝网酸压技术在大牛地气田现场应用8口井，压后平均产气量提高1.2倍以上，取得了较好的效果。以水平井D-3井为例进行分析。该水平井钻遇目的层下古生界马五5碳酸盐岩气层厚度32 m，岩性以灰黑色灰岩、灰黑色含云灰岩为主。导眼段钻遇目的气层平均孔隙度2.86%，平均渗透率0.15 mD，为低孔、低渗致密气层。采用三级井身结构，完钻井深4 177.0 m，水平段长1 000 m。水平段采用裸眼预置管外封隔器完井。

结合水平段钻遇显示情况，分8段采用投球滑套分段压裂进行改造。设计8段总用液量4 792.3 m3，单段平均前置液量194.5 m3，携砂液量150.3 m3，胶凝酸量233 m3，加砂量24.8 m3，前置液量与胶凝酸量之比为0.83，符合优化设计的要求。前置液阶段设计施工排量5～10 m3/min，施工时排量视施工压力的变化逐渐提高，胶凝酸注入阶段及携砂液阶段施工排量8 m3/min以上，在井口压力不超过限压的情况下尽量提高排量，提高酸压改造体积。

以D-3井第2段施工为例，施工曲线见图7。第2段滑套打开后开始注入线性胶前置液，施工排量逐渐提高，当施工排量提高到10 m3/min时，分别以3%、5%的砂比阶梯式加入70/140目粉陶段塞，此时施工压力基本保持稳定。前置液阶段结束后开始注入主体胶凝酸，根据现场泵注车组条件及施工压力情况，施工排量保持在10 m3/min左右，持续大排量向地层泵入胶凝酸刻蚀裂缝，施工曲线显示胶凝酸泵入阶段施工压力逐渐降低，由59.9 MPa降至56.2 MPa。胶凝酸进入地层，逐渐进入分支裂缝和天然微裂缝，溶蚀天然裂缝充填物，进一步疏通复杂网络裂缝系统，提高了地层进液能力，施工压力降低。胶凝酸酸压结束后泵注一个井筒容积的隔离液，再进入携砂液泵注阶段，保持10 m3/min大排量不变，按照设计要求阶梯注入40/70目陶粒，携砂液最后阶段尾追30/50目陶粒。施工过程中全程伴注液氮，以提高压裂施工结束后入井液的返排能力。

图7 D-3井第2段压裂施工曲线Fig.7 Fracturing operation curve of the second section in Well D-3

D-3井压裂结束关井30 min后开井放喷排液，放喷排液第2 d即见气，试气第15 d油压16.8 MPa，产气量29 286 m3/d，采用一点法求得无阻流量为294096 m3/d，与邻近同层位采用常规酸压工艺改造的3口水平井相比，D-3井无阻流量为邻井平均无阻流量的3.3倍（见表2），矿场先导试验结果初步显示复合缝网酸压工艺对大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层改造具有较好的适用性和成效。

7 结论

Conclusions

（1）大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层天然裂缝发育，岩石弹性模量高、泊松比低，且岩石矿物组分中方解石含量较高，岩石脆性指数计算表明储层岩石大部分为脆性，少部分为强脆性，满足形成复杂缝网的改造条件，压裂过程中容易形成网络裂缝系统。

表2 D-3井与同层位3口邻井施工效果对比Table 2 Fracturing effect comparison of the same horizon between Well D-3 and its three neighboring wells

（2）复合缝网酸压技术采用“前置液造缝+主体胶凝酸酸压+后置支撑剂支撑裂缝”的设计思路，应用于大牛地气田下古生界马五5储层水平井分段压裂改造，改造后无阻流量为邻近同层位水平井平均无阻流量的3.3倍，表明该技术对大牛地气田下古生界马五5储层具有较好的适用性。

（3）在泵注车组和施工管柱承压范围内，建议应尽可能提高酸液的注入排量，使酸液沿主裂缝进入更远的储层，同时酸液溶蚀天然裂缝，使主裂缝与天然裂缝有效沟通，形成以主裂缝为主干的纵横交错的复杂网络裂缝系统，进一步提高复合缝网酸压改造体积。

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（修改稿收到日期 2017-02-25）

〔编辑 朱 伟〕

Study on composite fracture-network acid fracturing technology for tight carbonate reservoirs and its field application: a case study on Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi Gasfield

CHU Minghui
Research Institute of Petroleum Engineering Technology,SINOPEC Huabei Oil and Gas Company,Zhengzhou450006,He’nan,China

In Daniudi gasfield,the Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic is a low-porosity and low-permeability tight reservoir with low reservoir abundance and developed natural fractures.When conventional acid fracturing is applied in this reservoir,the stimulated volume is limited.The production after the commissioning of horizontal well declines fast and production stabilization is of high difficulty.To solve these problems,rock brittleness index characteristics of Mawu5carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi gasfield were analyzed.Composite fracture-network acid fracturing technology was studied.The design concept of “create fracture by using large-displacement prepad fluid + perform large-scale acid fracturing of fracture network by using gelled acid + keep fracture conductivity by using post proppant” was adopted.Hydraulic sand fracturing was combined with gelled acid fracturing.Lineargel prepad fluid system,gelled acid system and composite proppant system were selected for composite fracture-network acid fracturing.And the construction parameters of composite fracture-network acid fracturing were optimized,including discharge capacity,operationalliquid dosage and proppant volume.This technology was actually applied to Mawu5tight carbonate reservoir of Lower Paleozoic in Daniudi gasfield.And it is better applicable to this reservoir and its stimulation effect is remarkable.This technology is of great significance to the large-scale productivity construction of Lower Paleozoic gas reservoirs in Daniudi gasfield.

Daniudi gasfield;carbonate reservoir;fracture network;acid fracturing;gelled acid system;construction parameter optimization

储铭汇.致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例［J］.石油钻采工艺，2017，39（2）：237-243.

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国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”（编号：2016ZX05048）；中国石油化工股份有限公司科技开发部项目“大牛地气田下古生界水平井深度酸压关键技术”（编号：P15168-1）。

储铭汇（1988-），西安石油大学石油与天然气工程专业硕士毕业，主要从事低渗透油气藏储层改造技术研究及现场应用工作，工程师。通讯地址：（450006）河南省郑州市陇海西路199号。E-mail：chu_100200@163.com