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(shù)研究院 3.國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心

4.中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部

0 引言

四川盆地中部高石梯—磨溪地區(qū)（以下簡稱高磨地區(qū)）上震旦統(tǒng)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(fā)潛力大。但生產(chǎn)實踐表明，直井改造后天然氣測試產(chǎn)量差異大，并且平均測試產(chǎn)量僅23.3×104m3/d，不能滿足氣藏高效開發(fā)的需求。由于水平井泄流面積大，并且經(jīng)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(guī)油氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)手段[1-2]。前期開展了水平井分段酸壓先導(dǎo)性試驗，依據(jù)鉆井、錄井、測井成果進行分段設(shè)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(xì)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(zhǔn)酸壓改造，以實現(xiàn)對該氣藏儲量的有效動用、提升氣藏的開發(fā)效益。

經(jīng)過幾十年的發(fā)展，國內(nèi)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(shù)，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(xiàn)層間轉(zhuǎn)向和縫內(nèi)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(zhǔn)確判斷，不能滿足酸壓改造對精準(zhǔn)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(xiàn)壓裂改造的精準(zhǔn)分段——其中，水力噴射分段工藝?yán)蒙淞鲊娚湫纬傻乃畡恿Ψ飧糇饔脤崿F(xiàn)定點多段壓裂，主要包括不動管柱水力噴射、連續(xù)油管拖動水力噴射和常規(guī)管柱拖動水力噴射等作業(yè)形式，由于作業(yè)工序多、施工周期長、施工規(guī)模小，該工藝應(yīng)用受限[8]；橋塞—射孔分段工藝不能連續(xù)壓裂作業(yè)、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(yīng)用廣泛[9]，但不能滿足高磨地區(qū)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?qū)崿F(xiàn)分段壓裂，具有分壓段數(shù)多、施工快捷、操作簡單等優(yōu)勢，是高磨地區(qū)燈四段氣藏水平井分段酸壓的主要技術(shù)手段[10-11]。

為了實現(xiàn)高磨地區(qū)燈四段氣藏儲量的有效動用、提升該氣藏的開發(fā)效益，綜合考慮鉆錄井參數(shù)、測井解釋參數(shù)及井型特征參數(shù)，定義儲層改造系數(shù)，開展儲層量化評價；綜合考慮儲層改造系數(shù)、地應(yīng)力和井眼條件，形成精細(xì)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(chǔ)上，形成了強非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲層水平井精準(zhǔn)分段酸壓技術(shù)，并且進行了現(xiàn)場應(yīng)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(zhì)特征

高磨地區(qū)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(fā)育燈四上和燈四下兩個亞段，平面上分為臺緣和臺內(nèi)兩個區(qū)域，儲層物性整體表現(xiàn)為燈四上亞段優(yōu)于燈四下亞段、臺緣優(yōu)于臺內(nèi)；目前，臺緣帶主體區(qū)處于開發(fā)建產(chǎn)階段，臺內(nèi)低滲透區(qū)處于勘探評價階段。取心、成像測井、數(shù)字巖心、鑄體薄片、掃描電鏡等資料的分析結(jié)果表明：燈四段白云巖儲層孔隙、溶洞、天然裂縫發(fā)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(fù)雜，根據(jù)孔—洞—縫搭配關(guān)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(yōu)質(zhì)儲層在高石梯區(qū)塊臺緣帶燈四上、燈四下亞段均有發(fā)育，在磨溪區(qū)塊臺緣帶燈四上亞段發(fā)育、燈四下亞段欠發(fā)育，在臺內(nèi)主要分布在燈四上亞段頂部[13]?？傮w而言，優(yōu)質(zhì)儲層在縱橫向分散發(fā)育、連續(xù)性差，具有強非均質(zhì)性。

高磨地區(qū)燈四段儲層交錯疊置發(fā)育、跨度大，為了提高優(yōu)質(zhì)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(fā)井、臺內(nèi)評價井主要采用的井型[14]。由于井眼軌跡設(shè)計主要考慮鉆遇優(yōu)質(zhì)縫洞儲集體，兼顧最大水平主應(yīng)力方向，井眼方位線與最大水平主應(yīng)力方向的夾角變化大，存在近平行、斜交、近垂直等情況。該區(qū)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(fā)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(zhì)性儲層中長水平井段進行精細(xì)分段布縫，優(yōu)化各段酸壓裂縫參數(shù)，優(yōu)選針對性改造工藝及施工參數(shù)，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(chǎn)氣量[15-17]。

2 地質(zhì)工程一體化精細(xì)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(yè)，單井測試氣產(chǎn)量差異顯著，臺緣帶43井次平均測試氣產(chǎn)量為31.5×104m3/d，臺內(nèi)19井次平均測試氣產(chǎn)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(shù)與改造后測試氣產(chǎn)量的相關(guān)性，改造后測試氣產(chǎn)量僅與瞬時停泵壓力、返排率等不可控參數(shù)呈明顯負(fù)對數(shù)關(guān)系，而與儲層厚度、孔隙度、滲透率等措施前已知參數(shù)的相關(guān)性較差。為了利用措施前已知參數(shù)來指導(dǎo)水平井分段酸壓設(shè)計，進行數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化處理、Pearson相關(guān)性分析和投影重要性分析，相關(guān)計算式為：

式中X表示標(biāo)準(zhǔn)化自變量；下標(biāo)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(shù)；n表示樣本數(shù)；r表示Pearson相關(guān)系數(shù)；表示標(biāo)準(zhǔn)化自變量平均值；Y表示標(biāo)準(zhǔn)化因變量；表示標(biāo)準(zhǔn)化因變量平均值；Ivip表示投影重要性指標(biāo)；t表示主成分；h表示主成分個數(shù)；Rd(Y,t1,t2, …,th)表示Y和所有主成分的相關(guān)系數(shù)，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(guān)系數(shù)，表征tk對Y的解釋能力。

綜合考慮鉆錄井參數(shù)、測井解釋參數(shù)，篩選出具有明顯相關(guān)性的9個地質(zhì)參數(shù)，定義儲層改造系數(shù)，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(shù)；H表示標(biāo)準(zhǔn)化儲層厚度；φ表示標(biāo)準(zhǔn)化孔隙度；Sw表示標(biāo)準(zhǔn)化含水飽和度；Hφ表示標(biāo)準(zhǔn)化儲能系數(shù)；ΔT表示標(biāo)準(zhǔn)化補償聲波；ρ表示標(biāo)準(zhǔn)化補償密度；RD/S表示標(biāo)準(zhǔn)化深/淺雙側(cè)向電阻率比；Vloss表示標(biāo)準(zhǔn)化漏失量；TOG表示標(biāo)準(zhǔn)化氣測全烴值。以上參數(shù)均為無量綱參數(shù)。

隨著燈四段氣藏由勘探轉(zhuǎn)向開發(fā)，井型也由直井轉(zhuǎn)變?yōu)榇笮倍染退骄?，針對直井形成的儲層改造系?shù)評價方法出現(xiàn)了不適應(yīng)性，需要進一步優(yōu)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(yīng)力方向夾角等水平井/斜井特征參數(shù)，優(yōu)化儲層改造系數(shù)計算方法，即

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

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

圖1 高石梯地區(qū)震旦系燈四段儲層改造系數(shù)與氣井無阻流量關(guān)系圖

2.2 精細(xì)分段方法

為了實現(xiàn)強非均質(zhì)碳酸鹽巖儲層水平井的針對性酸壓改造，需要優(yōu)化裸眼封隔器坐封位置來實現(xiàn)精細(xì)分段，以及綜合考慮地質(zhì)甜點和工程甜點來優(yōu)化滑套位置，進而實現(xiàn)合理布縫。根據(jù)單井鉆井、錄井、測井解釋成果，計算各儲層段改造系數(shù)剖面，結(jié)合破裂壓力剖面和井徑剖面，在儲層改造系數(shù)低值、破裂壓力高值、井眼規(guī)則處設(shè)置封隔器進行卡封，將儲層改造系數(shù)相近的層段劃為1段，在儲層改造系數(shù)高值、破裂壓力低值處設(shè)置注酸滑套，以實現(xiàn)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(dāng)調(diào)整，使每條裂縫的導(dǎo)流作用得到充分發(fā)揮。

在裸眼完井條件下井周應(yīng)力分布比較簡單，根據(jù)井周應(yīng)力分布，采用最大張應(yīng)力準(zhǔn)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(shù)、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(shù)如表2所示。

表2 GS-X25井各改造段儲層物性參數(shù)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(zhì)性強，適用于常規(guī)均質(zhì)層狀儲層的氣井產(chǎn)能預(yù)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(chǎn)能預(yù)測的需要。為此，將Petrel建模軟件建立的構(gòu)造模型進行網(wǎng)格劃分，然后根據(jù)測井解釋孔隙度、滲透率、含水飽和度等參數(shù)形成儲層物性參數(shù)場，對劃分的網(wǎng)格進行物性參數(shù)賦值，從而得到可以用于分段酸壓氣井生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測的碳酸鹽巖非均質(zhì)儲層地質(zhì)模型。

為了將酸壓人工裂縫植入前述建立的地質(zhì)模型，需要對地質(zhì)模型中酸壓裂縫及其周圍區(qū)域進行局部網(wǎng)格加密，然后，通過等效滲流原理設(shè)置裂縫網(wǎng)格的等效滲透率。在此基礎(chǔ)上，采用Eclipse數(shù)值模擬軟件預(yù)測均勻分段和精細(xì)分段情況下的氣井生產(chǎn)動態(tài)。較之均勻分段，精細(xì)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(chǎn)5年的累計產(chǎn)氣量為3.4×108m3，而采用精細(xì)分段，氣井生產(chǎn)5年的累計產(chǎn)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(chǎn)動態(tài)預(yù)測結(jié)果圖

3 差異化改造工藝

3.1 不同品質(zhì)儲層的改造需求

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

表3 酸壓氣井儲層參數(shù)統(tǒng)計表

氣井生產(chǎn)時間為3年。如圖4所示，對于優(yōu)質(zhì)儲層，酸蝕裂縫長度大于40 m、裂縫導(dǎo)流能力大于40 D·cm后，隨著酸蝕縫長和導(dǎo)流能力增加，氣井累計產(chǎn)氣量增量上升的趨勢逐漸變緩，單位縫長變化下的累計產(chǎn)氣量增量逐漸降低，并且提升裂縫導(dǎo)流能力對增大氣井累計產(chǎn)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(dǎo)流能力大于30 D·cm后，隨著酸蝕縫長和導(dǎo)流能力增加，氣井累計產(chǎn)氣量增量上升的趨勢逐漸變緩，單位縫長變化下的累計產(chǎn)氣量增量逐漸降低；對于低品質(zhì)儲層，在裂縫導(dǎo)流能力大于20 D·cm后，隨著酸蝕裂縫導(dǎo)流能力增加，氣井累計產(chǎn)氣量增量上升的趨勢逐漸變緩，單位縫長變化下的累計產(chǎn)氣量增量逐漸降低，而隨著酸蝕縫長增加，氣井累計產(chǎn)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(yīng)該是盡量延長酸蝕縫長。

圖4 氣井累計產(chǎn)氣量增量隨酸蝕裂縫長度和導(dǎo)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(dǎo)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(zhì)因素，包括地層溫度、儲層巖性、巖石力學(xué)性質(zhì)、閉合應(yīng)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(guī)模等。通過優(yōu)化可控參數(shù)，采取針對性酸壓改造工藝，可望獲得預(yù)期的酸蝕裂縫長度和導(dǎo)流能力[20-22]。

3.2.1 主體酸液體系

高磨地區(qū)震旦系燈四段儲層埋藏深、地層溫度高、閉合應(yīng)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(wěn)定性，以及酸巖反應(yīng)后裂縫壁面的刻蝕形態(tài)和裂縫導(dǎo)流能力等。膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸、交聯(lián)酸的酸巖反應(yīng)速率依次降低（圖5-a），其中膠凝酸和轉(zhuǎn)向酸與巖石反應(yīng)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(lián)酸破膠不徹底會對儲層產(chǎn)生傷害；在高閉合應(yīng)力下，膠凝酸刻蝕巖石后比轉(zhuǎn)向酸刻蝕巖石后獲得的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力更高（圖5-b）；膠凝酸的降阻率能達到60%～70%，而轉(zhuǎn)向酸的降阻率在50%左右，膠凝酸的降阻效果明顯優(yōu)于轉(zhuǎn)向酸[11,14,23-24]（圖5-c）；發(fā)生酸巖反應(yīng)后，轉(zhuǎn)向酸將稠化、變黏，由此可以促進酸液分流轉(zhuǎn)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(yōu)選膠凝酸、轉(zhuǎn)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(qū)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(yīng)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(yīng)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(yīng)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(jīng)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(chǎn)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(qū)燈四段露頭巖樣壓裂物理模擬實驗結(jié)果照片

由于天然氣黏度低、滲流阻力小，對酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的要求遠(yuǎn)低于原油，如圖4所示，不同類型儲層對裂縫導(dǎo)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(yīng)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(yīng)力介于30～50 MPa，在該閉合應(yīng)力下，膠凝酸酸蝕裂縫導(dǎo)流能力高于30 D·cm（圖5-b），基本能夠滿足該區(qū)燈四段氣藏儲層酸壓后對裂縫導(dǎo)流能力的需求。

對于優(yōu)質(zhì)儲層，由于天然裂縫和溶蝕孔洞發(fā)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(dǎo)致增加酸蝕縫長的難度大。當(dāng)酸蝕縫長大于40 m后，提高縫長的效果將不明顯。根據(jù)膠凝酸和轉(zhuǎn)向酸酸巖反應(yīng)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(jié)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(zhuǎn)向酸的酸壓工藝能夠滿足優(yōu)質(zhì)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(jié)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(yīng)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(dǎo)流能力酸壓裂縫（圖7-b），并且自生酸對酸壓裂縫遠(yuǎn)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(qū)燈四段儲層采用自生酸前置液＋膠凝酸酸壓后裂縫形態(tài)照片及導(dǎo)流能力測試曲線圖

對于低品質(zhì)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(fā)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(chǔ)。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芯拷惶孀⑷爰墧?shù)對縫長的影響，如圖8所示，當(dāng)注入級數(shù)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(zhì)儲層的改造需求。

圖8 不同交替注入級數(shù)下酸蝕裂縫參數(shù)模擬曲線圖

針對優(yōu)質(zhì)儲層，雖然前述導(dǎo)流能力測試實驗結(jié)果顯示，在約40 MPa閉合應(yīng)力下，自生酸前置液＋膠凝酸酸壓（含3級交替注入）后裂縫導(dǎo)流能力（介于185.0～215.0 D·cm）明顯高于膠凝酸酸壓后裂縫導(dǎo)流能力（37.2 D·cm）（圖7-b），但是從現(xiàn)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(jié)果來看，在儲層改造系數(shù)相近（在1.4左右）的情況下，兩種工藝下的氣井測試產(chǎn)量相當(dāng)，介于101.49×104～108.51×104m3/d （圖9）。可以看出，對于優(yōu)質(zhì)儲層而言，當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力超過40 D·cm后，繼續(xù)提升裂縫導(dǎo)流能力的增產(chǎn)效果已不顯著，這與由氣井生產(chǎn)動態(tài)模擬得到的結(jié)論一致。而針對低品質(zhì)儲層，以GS19井為例，該井在燈四下亞段（儲層改造系數(shù)為0.27）初次改造采用膠凝酸酸壓工藝，根據(jù)施工井底壓力，采用FracproPT壓裂設(shè)計軟件進行凈壓力擬合，酸蝕裂縫長度為42 m，測試氣產(chǎn)量為0.3×104m3/d，重復(fù)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(chǎn)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(zhì)儲層的深度改造效果。

圖9 采用不同酸壓工藝的優(yōu)質(zhì)儲層改造效果對比圖

3.3 施工參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)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(zhì)、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(zhì)程度對非均勻刻蝕的影響。

裂縫擬三維延伸模型的連續(xù)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(biāo)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(shù)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(fā)生反應(yīng)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(yīng)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(guī)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(nèi)酸液非均勻流動反應(yīng)模型進行耦合求解，用于酸壓施工參數(shù)的優(yōu)化。

根據(jù)各酸壓段的儲層改造系數(shù)，可以獲得對應(yīng)的酸蝕裂縫長度、導(dǎo)流能力目標(biāo)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(guī)模下的酸蝕裂縫參數(shù)，從而優(yōu)化施工參數(shù)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

4.1 應(yīng)用效果

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

圖10 高磨地區(qū)燈四段氣藏主體建產(chǎn)區(qū)歷年氣井改造效果統(tǒng)計圖

4.2 分段酸壓后改造段產(chǎn)氣貢獻評價

針對高磨地區(qū)臺緣帶主體區(qū)采用分段酸壓的氣井，根據(jù)各改造段產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果[29]，除MXH34井第1段、第4段以外，各改造段儲層改造系數(shù)與折算單段無阻流量呈明顯的線性正相關(guān)關(guān)系，R2介于0.90～0.99（圖11），針對性的改造工藝能夠充分發(fā)揮各改造段的資源潛力。另外，從改造系數(shù)的分布來看，總共45段改造段，其中5段為優(yōu)質(zhì)儲層，對單井天然氣無阻流量的貢獻率（以下簡稱產(chǎn)氣貢獻率）為28%，32段為中等儲層，產(chǎn)氣貢獻率為63%，8段為低品質(zhì)儲層，產(chǎn)氣貢獻率為9%。高磨地區(qū)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(yōu)質(zhì)儲層和中等儲層是產(chǎn)氣主要貢獻層段。對于臺內(nèi)低滲透區(qū)，由于儲層物性變差，低品質(zhì)儲層占比增大，需繼續(xù)攻關(guān)該類儲層改造工藝技術(shù)，進一步提高單井氣產(chǎn)量，實現(xiàn)氣藏規(guī)模效益開發(fā)。

圖11 高磨地區(qū)燈四段氣藏臺緣帶主體區(qū)水平井各段改造系數(shù)與折算單段無阻流量關(guān)系曲線圖

5 結(jié)論

1）儲層改造系數(shù)（y）能夠較準(zhǔn)確地評價儲層特征。若y≥1.0，為優(yōu)質(zhì)儲層；若0.5≤y＜1.0，為中等儲層；若y＜0.5，為低品質(zhì)儲層。

2）形成了綜合考慮儲層改造系數(shù)、地應(yīng)力和井眼條件影響的酸壓精細(xì)分段方法，對不同類型儲層段實施針對性改造措施，充分發(fā)揮長水平井段各改造段的資源潛力，提高強非均質(zhì)儲層中天然氣儲量動用率。

3）針對不同類型儲層，適用的酸壓工藝也不同。對于優(yōu)質(zhì)儲層，宜采用膠凝酸或轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝；對于中等儲層，宜采用自生酸前置液酸壓工藝；對于低品質(zhì)儲層，宜采用自生酸前置液＋膠凝酸2～3級交替注入的酸壓工藝。

4）高磨地區(qū)燈四段氣藏臺緣帶建產(chǎn)區(qū)69口井實施了精準(zhǔn)分段酸壓，井均天然氣無阻流量為127.6×104m3/d，較之氣藏開發(fā)初期，提高了46.5%，單井產(chǎn)量大幅度提升，實現(xiàn)了邊際效益氣藏的高效開發(fā)。