郭建春 陈付虎, 苟 波,3 李嘉瑞 王世彬 肖 晖 任冀川

1. “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室g西南石油大学 2.中国石化华北油气分公司3. 西南石油大学博士后科研流动站 4. 重庆科技学院石油与天然气工程学院

0 引言

开展体积酸压的目的是增加酸压裂缝在平面上的复杂性且将酸压改造理念从平面拓展到立体空间，强调酸压裂缝体的概念，既注重酸压裂缝体的复杂形态和流动能力，又关注酸压裂缝体沿井筒方向上的部署（长井段储层分层/分段优化），最终实现油气藏的立体高效开发[1-5]。酸压裂缝体的形态和流动能力控制既是实现立体酸压的核心，也是长井段储层分段的重要依据[5]。已有学者通过开展酸压物理模拟实验，对控制碳酸盐岩酸压裂缝体形态的影响因素进行了研究，主要包含以下两个方面的内容：①天然裂缝、溶洞的展布及地应力差异对水力裂缝扩展的影响[6-8]；②酸液对裂缝扩展的影响[9]。

目前关于酸压施工工程参数（注酸量、注酸排量等）对酸压裂缝体形态和流动能力影响的研究还比较鲜见，在一定程度上影响了酸压施工的有效性。为此，笔者选取鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段露头岩样，针对“滑溜水＋高浓度酸液”酸压工艺，采用岩石力学真三轴耦合系统开展室内物理模拟实验；采用CT扫描技术来表征酸压裂缝体形态及获取裂缝宽度，在此基础上，研究了酸压裂缝体形态控制因素；然后，通过对裂缝系统的渗透率进行测试，研究酸压裂缝体流动能力控制因素。以期为致密碳酸盐岩储层立体酸压的优化设计提供指导。

1 气藏概况

鄂尔多斯盆地大牛地气田下古生界马家沟组马五段碳酸盐岩储层埋深介于2 700～3 500 m，岩性以白云岩为主，储集空间类型多样；储层孔隙度主要介于1%～5%，渗透率主要介于0.01～0.50 mD，并且非均质性强；天然裂缝欠发育，以充填的溶蚀缝为主[10]；单井一般无自然产能，即使开展了常规深度酸压也难以实现气井高产。2014年以来，借鉴立体开发理念，该气藏采用直井分层及水平井分段的复合酸压改造技术，平均单井天然气产能提高52.9%，实现了致密—低渗透碳酸盐岩储层天然气勘探开发技术的突破[11-13]。

2 实验装置、步骤与方案

实验岩心取自大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段露头岩样，该岩样与井下岩样的矿物成分、孔隙度及渗透率较接近（表1），且天然裂缝全为充填的溶蚀缝。将所选岩样加工成长方体岩心（长度、宽度均为50 mm，高度为100 mm），在其中心钻一个长度为21 mm、直径为6 mm的钻孔来代表井眼（图1）。实验液体采用滑溜水和现场使用的质量浓度为25%的胶凝酸体系。

表1 研究区露头、井下岩样矿物成分及物性参数对比表

2.1 实验装置与步骤

实验装置主要包括岩石力学真三轴耦合系统和CT扫描仪。岩石力学真三轴耦合系统主要用于模拟水力压裂破岩和酸液刻蚀水力裂缝的过程，并且在水力压裂破岩后，采用该系统的液测方法，即通过监测岩心入口端、出口端压力的变化和注入流量，由达西公式获取实验岩心渗透率，进而表征岩心在水力压裂和酸液刻蚀前后渗透率的变化。在长方体岩心3个轴向分别加载垂向应力（σv）、最大水平主应力（σH）和最小水平主应力（σh）以模拟地层中的三向应力状态，由岩心端面钻孔依次注入压裂液和酸液来模拟压裂酸化过程。由于岩样致密且天然裂缝被全充填，CT扫描仪获取水力压裂前岩样中天然裂缝的形态难度大[14]，因此将其用于获取水力压裂和水力裂缝酸化后裂缝体3D形态和在岩心不同位置切片（A、B、C）上裂缝的2D形态，从而得到裂缝宽度和条数。

针对前述“滑溜水＋高浓度酸液”酸压工艺的模拟实验主要分为以下两个步骤：①开展水力压裂破岩实验，测试水力压裂后裂缝体的渗透率，并且基于CT扫描进行裂缝体的表征；②开展水力裂缝酸化实验，测试酸化后裂缝体的渗透率，并且基于CT扫描进行酸化后裂缝体的表征。

图1 实验岩心与CT扫描切片位置示意图

2.2 实验方案

根据相似准则，考虑实验装置的承压能力与注液能力，将酸压工程条件下的参数（目标层段地应力、注液排量等）转化为室内物理模拟实验条件下的参数（岩心加载应力、滑溜水及酸液的注入排量、注酸量等）[15-16]。此次实验主要研究注酸排量（qa）、注酸量（Va）两个因素对酸压裂缝体形态与流动能力的影响，而其他参数值固定，如实验室条件下的岩心加载应力σH、σh保持在8.0 MPa、6.0 MPa（对应于目标层段σH、σh分别为 67.5 MPa、51.1 MPa，水平主应力差异系数为0.25），而σv则保持在12.0 MPa，用于造水力裂缝的滑溜水的注入排量保持在20.0 mL/min（对应现场注液排量为10.0 m3/min），至岩样破裂时停止注入，同时酸液质量浓度为25%。此次酸压物理模拟实验总共设计了7组方案，方案参数如表2所示。

表2 酸压物理模拟实验方案参数表

3 酸压裂缝体形态控制因素

3.1 酸液对水力裂缝形态的影响

如图2所示，在相同滑溜水注入排量（20.0 mL/min）、注酸排量（12.0 mL/min）及不同的注酸量（Va）的情况下，酸压后形成的裂缝形态呈树枝形、蛇形、树冠形和“人”字形，说明大牛地气田马五5亚段储层在现有地应力条件下，酸压后能够形成复杂裂缝体。

然后，采用CT扫描仪分别对水力压裂后和酸化后的岩心进行扫描，如图3-a所示，水力压裂后岩心内部的裂缝呈现为“主缝＋分支缝”的复杂形态，将平行于最大水平主应力方向且与模拟井眼距离较近的裂缝视为主缝，由主缝延伸出的裂缝则为分支缝[17]。水力压裂缝从岩心的顶部（靠近注液端）延伸至底部，在岩心内部产生呈“X 形交叉的两条主缝，且其周围产生了多条分支倾斜裂缝。由岩心顶部向底部的3张CT切片（切片A、B、C）图像可知（图3-b～d），水力裂缝扩展方向仍沿最大水平主应力方向，且在主缝附近产生了不同数目的分支缝；岩心顶部（图3-b）、中部（图3-c）、底部（图 3-d）的裂缝条数分别为3条、3条和4条，且裂缝宽度由岩心顶部向底部有不同程度地减小（表3）。

水力压裂后，从岩心顶部向底部，即由切片A至切片C，主缝宽度逐渐变窄，并且分支缝的宽度均小于主缝。酸化后裂缝宽度的变化规律如下：①酸化后，裂缝整体形态与岩心不同位置处的裂缝条数均无明显变化（图3-e～h），但裂缝宽度变化明显（表3），其中主缝宽度变化最明显，同时分支缝宽度均小于主缝，如切片A中的1号与3号裂缝；②在酸化过程中，酸液在分支缝与远端主缝的竞争流动尤为激烈，如切片A中1号裂缝与切片C中4号裂缝，虽然酸化前切片C中4号（主缝）的宽度大于切片A中1号裂缝，但是由于切片A中1号裂缝靠近注液端，因此酸化后其裂缝缝宽改善程度优于切片C中4号裂缝；③靠近注液端的裂缝具有明显的进液优势，尤其是在酸化裂缝中，如酸化后切片A中3号裂缝（主缝）缝宽增加更明显，且井眼有明显的溶蚀扩径现象；④如图3-b、f所示，切片A中1号裂缝与2号裂缝交互切割形成的小网状缝在一定程度上也被酸液溶蚀，进而相互沟通，可见酸化具有疏通水力压裂缝、扩大水力裂缝宽度的作用。

图2 不同Va下酸压后岩心照片

图3 2号岩心水力压裂、酸化后CT扫描照片

表3 2号岩心水力压裂、酸化后裂缝宽度统计表

3.2 注酸量对酸压裂缝体形态的影响

为进一步分析酸液对水力裂缝复杂程度的改善效果，选取4号岩样（其注酸量是2号岩样的两倍）进行CT扫描，以观察水力压裂和酸化后裂缝体的形态。如图4-a～d所示，水力压裂后岩心内部形成了以1号、2号裂缝为主缝的交错裂缝带，复杂裂缝带的形成原因可能与岩心中存在天然裂缝弱面有关；水力压裂后裂缝的形态较为复杂，形成了“T”形缝，且裂缝之间有明显的交错切割现象。

如图4-e～h所示，注酸后裂缝形态和条数没有明显变化，但CT切片上裂缝的颜色明显变深，裂缝宽度明显增大，并且水力裂缝交错切割部分明显被酸液溶蚀贯通。

裂缝宽度的变化有如下规律：①裂缝与井眼的连通性也是影响水力压裂后和酸化后裂缝宽度的关键因素之一，如切片A中1号裂缝（主缝）靠近注液端，但是由于与井眼没有直接连通，因此水力压裂后和酸化后该裂缝的宽度均小于切片B中的3号裂缝和切片C中的2号裂缝；②酸化作用使得裂缝连通性得到明显改善，同时裂缝宽度也明显增大（表4）。

2号与4号岩心水力压裂后裂缝宽度的最大值与平均值接近（表5），并且裂缝复杂程度也较为接近（图3-a～d、图4-a～d）。如图3、4所示，酸化后裂缝复杂程度变化不明显，但是裂缝宽度增大明显，4号岩心在注酸量加倍的情况下，酸化后的平均缝宽、最大缝宽及缝宽增加倍数均超过2号岩心。“滑溜水＋高浓度酸液”酸压工艺中，酸液对增加水力裂缝形态的复杂性贡献有限，酸液主要在水力压裂后形成的裂缝体内流动反应，改善裂缝体的流动能力，大型体积酸压后的微地震监测结果[18]也证实了该结论。

表4 4号岩心水力压裂、酸化后裂缝宽度统计表

3.3 注酸排量对酸压裂缝体形态的影响

酸液对水力裂缝的连通性和裂缝宽度有明显的改善作用，为进一步认识注酸参数对酸压裂缝体形态的影响，开展实验研究了在注酸量一定的情况下，注酸排量对酸压裂缝体形态的影响。在相同滑溜水注入排量（20.0 mL/min）、注酸量 （20.0 mL）条件下，岩石破裂形态均较复杂，分别呈现平行缝（图5-a）、“人”字形缝（图5-b）、“T”形缝（图5-c）和蛇形缝（图2-b）。

表5 不同Va下裂缝宽度统计表

图5 不同qa下酸压后岩心照片

图6-a～d展示了7号岩心在水力压裂后经过CT扫描得到的裂缝三维形态和不同位置CT切片上的裂缝二维展布，可以看出，水力压裂后在7号岩心形成了“主缝＋分支缝”的复杂裂缝网络，其中2号裂缝为主缝，1号、3号裂缝为分支缝，且主缝沿着最大水平主应力方向，分支缝与主缝存在不同角度的相交。如图6-e～h所示，酸化后裂缝条数和形态差异不大，但裂缝宽度有所增加（即裂缝颜色加深），且连通性得到了明显改善，对比图6-c、g，可见酸化后2号、3号、5号裂缝间沟通的渠道增多，裂缝间的连通程度得到明显改善。

由7号岩心水力压裂后、酸化后的裂缝宽度变化（表6）可以看出：①裂缝形态越复杂，水力压裂后形成的主缝与分支缝缝宽差异越小，酸化后主缝与分支缝缝宽差异也不明显，如切片A、B、C中的2号、3号裂缝；②如图6、图5-c所示，均可看出2号、3号裂缝贯穿整个岩心，酸液在各裂缝之间的流动、酸化反应竞争非常激烈，由于水力压裂后切片B中的3号裂缝缝宽占据一定优势，从而使得酸化后切片B中3号裂缝的缝宽均大于其他切片。

如表7所示，2号岩心和7号岩心水力压裂后，7号岩心的最大缝宽和平均缝宽均小于2号岩心，且裂缝复杂程度也低于2号岩心；但注酸排量提升后，经酸溶蚀后7号岩心的最大缝宽和平均缝宽均大于2号岩心，究其原因，虽然在注酸量一定的情况下，注酸排量越大，相应的注酸时间越短（即酸岩反应时间越短），但是，随着注酸排量增大，有利于进一步增加水力裂缝的动态缝宽和改善裂缝之间的连通性，同时也有利于增强酸液对水力裂缝面的非均匀刻蚀[19]。

4 酸压裂缝体流动能力控制因素

图6 7号岩心水力压裂、酸化后CT扫描照片

表6 7号岩心水力压裂、酸化后裂缝宽度统计表

酸压裂缝体的流动能力是影响立体酸压效果的关键因素之一，在此用整个裂缝系统的渗透率来进行表征。在三轴应力条件下（与前述酸压物理模拟实验条件保持一致）采用清水进行水力压裂后、酸化后渗透率的测试。为了表征酸液对裂缝体流动能力的改善程度，定义裂缝体渗透率增加幅度（ζ），即

式中Ka表示酸化后裂缝体渗透率，mD；Kw表示酸化前（水力压裂后）裂缝体渗透率，mD。

4.1 注酸量对酸压裂缝体流动能力的影响

水力压裂后裂缝体渗透率介于5.2～6.6 mD；当注酸量为10 mL时，酸化后裂缝体渗透率反而下降（图7），这可能是由于在注酸量较低的情况下，破碎的基质块滞留在裂缝中，从而降低了裂缝体渗透率；当注酸量为20 mL、30 mL、40 mL时，酸压裂缝体渗透率明显增加，但是注酸量超过30 mL后，裂缝体渗透率增加幅度（ζ）变缓，可见存在着注酸量的合理范围，当注酸量超过该范围时，将发生酸液对裂缝壁面岩石力学强度的过度劣化，从而降低了酸压裂缝壁面凸起支撑点的力学强度，导致其在闭合压力作用下易被破坏，进而减小酸蚀裂缝宽度，降低了裂缝体的流动能力[20]。因此，在进行立体酸压设计时，需要针对特定储层改造对象，确定注酸量的合理范围，进而优化注酸规模，以实现对储层的充分改造。根据实验结果，选取30 mL为合理注酸量，由表2可知对应工程尺度下的注酸强度为12.0 m3/m。

表7 不同qa下裂缝宽度统计表

图7 注酸量对酸压裂缝体渗透率影响曲线图

4.2 注酸排量对酸压裂缝体流动能力的影响

如图8所示，水力压裂后裂缝体渗透率介于3.9～6.1 mD，随注酸排量增大，酸化后裂缝体渗透率增加幅度整体呈上升趋势，当注酸排量超过12 mL/min后，提高排量对裂缝体渗透率增加的有利影响较小。在油气藏进行酸压改造时，为了实现水力裂缝扩缝宽及酸液深穿透，如果不考虑控制裂缝高度，在井口限压条件下应尽量提高注酸排量。根据实验结果，选取12 mL/min为最小合理注酸排量，由表2可知对应工程尺度下的注酸排量应大于等于6.0 m3/min。

图8 注酸排量对酸压裂缝体渗透率影响曲线图

5 结论与建议

1）大牛地气田马五5亚段储层平均水平主应力差异系数为0.25，酸压后能够形成复杂裂缝体。

2）酸液对裂缝条数的影响不明显，其对水力裂缝的溶蚀、疏通作用增加了裂缝宽度，酸蚀缝宽是酸液在水力裂缝主缝与分支缝、靠近注液端的水力裂缝与远端水力裂缝中竞争流动、反应的结果。

3）大牛地气田马五5亚段储层进行酸压改造时的合理注酸强度为12.0 m3/m，注酸排量应大于等于6.0 m3/min。

4）进行立体酸压设计时，需要针对特定储层改造对象，确定注酸量的合理范围及最小合理注酸排量，进而优化注酸规模，以实现对储层的充分改造。