陳力力 劉 飛 楊 建 何小平 陳偉華 付 艷 王 茜 蒙 穎 茍 波

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.中國石油西南油氣田公司開發(fā)事業(yè)部 4.中國石油西南油氣田公司川東北氣礦 5.西南石油大學(xué)

0 引言

四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖天然氣資源量達(dá)14.33×1012m3，占盆地常規(guī)氣資源總量的85%，是實(shí)現(xiàn)四川盆地天然氣效益勘探開發(fā)的主力層系。近年來，隨著勘探開發(fā)向深層超深層挺進(jìn)，在震旦系、寒武系等取得了重大勘探突破，深層超深層碳酸鹽巖氣藏產(chǎn)量已成為盆地天然氣產(chǎn)量的重要基石[1-2]。四川盆地深層超深層海相碳酸鹽巖地層時(shí)代古老，受多期成藏構(gòu)造和埋藏壓實(shí)影響，原生孔隙破壞殆盡，主要發(fā)育毫米—厘米級(jí)溶蝕孔洞和微細(xì)天然裂縫，儲(chǔ)集空間多樣，孔、洞、縫搭配復(fù)雜，整體呈低孔隙度低滲透率特征，單井自然產(chǎn)能低，酸壓改造技術(shù)是提高單井產(chǎn)量、實(shí)現(xiàn)高效勘探開發(fā)的關(guān)鍵[3]，但直井改造后產(chǎn)量低且差異大，難以滿足高效開發(fā)需求，“水平井+分段酸壓”可形成多條人工裂縫，增大縫控范圍，改善油氣滲流條件，已成為深層超深層碳酸鹽巖油氣藏高效開發(fā)的核心技術(shù)[4]。

碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造技術(shù)已歷經(jīng)近80年發(fā)展，國內(nèi)外研發(fā)了常規(guī)酸、膠凝酸、黏彈性表面活性劑自轉(zhuǎn)向酸、地面和地下交聯(lián)酸、固體酸、有機(jī)酸和自生酸等酸液體系，利用上述酸液及其組合發(fā)展了緩速酸酸壓、前置液酸壓、多級(jí)交替注入酸壓、酸攜砂壓裂、酸壓+加砂復(fù)合改造、平衡酸壓、閉合酸化等改造工藝，并利用機(jī)械工具（如連續(xù)油管、水力噴嘴、封隔器、橋塞等）硬分段或可降解材料（球、纖維、顆粒、粉末等）暫堵軟分段工藝實(shí)現(xiàn)長井段分層分段改造[5-8]。對于深層超深層碳酸鹽巖而言，酸壓改造仍面臨高破裂壓力下壓開難、高延伸壓力和高沿程摩阻下施工排量受限、高溫下酸蝕裂縫長度短、高閉合應(yīng)力下導(dǎo)流能力低、低滲透致密儲(chǔ)層縫控范圍小、長井段強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層籠統(tǒng)改造針對性差等難題。以上儲(chǔ)層改造難題在四川盆地深層超深層碳酸鹽巖中表現(xiàn)尤為突出，最高破裂壓力超過230 MPa，地面停泵壓力最高達(dá) 106.5 MPa，水平井最深達(dá) 9 010 m，地層溫度最高達(dá)202.5 ℃，有效閉合應(yīng)力最高接近100 MPa，改造井段最長達(dá) 1 922 m。

近年來，通過創(chuàng)新真三軸酸壓物理模擬、串聯(lián)長巖板“接力”注酸酸壓工藝模擬實(shí)驗(yàn)，明確了酸壓裂縫的起裂、延伸及刻蝕規(guī)律，測試了不同改造工藝的酸蝕裂縫長度范圍，結(jié)合酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)、酸蝕裂縫導(dǎo)流能力等基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，優(yōu)選了不同類型儲(chǔ)層的針對性酸壓工藝；并基于地質(zhì)—工程一體化精細(xì)分段布縫，集成配套裸眼分段工具和暫堵轉(zhuǎn)向材料，形成了裸眼封隔器分段、暫堵轉(zhuǎn)向分段、“機(jī)械封隔+段內(nèi)暫堵”分段等系列深層超深層水平井分段工藝，實(shí)現(xiàn)了長水平井段強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層“一段一策”改造，提高了天然氣資源動(dòng)用程度，增產(chǎn)改造效果顯著，支撐了四川盆地多個(gè)深層超深層碳酸鹽巖氣藏的高效開發(fā)，可為國內(nèi)外同類型碳酸鹽巖氣藏高效改造提供有益借鑒。

1 工程地質(zhì)特征及挑戰(zhàn)

1.1 工程地質(zhì)特征

“十二五”以來，四川盆地在高石梯—磨溪（以下簡稱高磨）地區(qū)震旦系燈影組、磨溪—龍女寺地區(qū)寒武系龍王廟組、雙魚石地區(qū)下二疊統(tǒng)棲霞組等深層超深層碳酸鹽巖勘探開發(fā)中取得突破，通過系統(tǒng)梳理各層系儲(chǔ)層特征（表1），明確水平井分段酸壓的難點(diǎn)及對策。

表1 四川盆地典型深層超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征表

1.2 儲(chǔ)層改造面臨的挑戰(zhàn)

四川盆地深層超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)集空間以次生粒（晶）間（溶）孔、小尺度溶蝕孔洞、微細(xì)天然裂縫為主，孔、洞、縫發(fā)育程度及搭配關(guān)系復(fù)雜，儲(chǔ)層類型多樣，非均質(zhì)性極強(qiáng)，整體低孔隙度低滲透率，局部發(fā)育高滲透層段，單井自然產(chǎn)能較低，大斜度井和水平井是增大天然氣泄流面積，提升產(chǎn)量的重要措施。除磨溪主體區(qū)龍王廟組外，其余區(qū)塊水平井自然產(chǎn)能低，難以滿足高效開發(fā)需求，亟需分段酸壓改造，形成多條人工裂縫，提高單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

由于儲(chǔ)層埋藏深、地層溫度高、地應(yīng)力高、水平應(yīng)力差異大，水平井分段酸壓改造主要面臨以下挑戰(zhàn)：①地層破裂壓力以及延伸壓力高，深井超深井酸壓施工管柱沿程摩阻高，施工排量受限；②地層溫度高（140～180 ℃，TT1井最高達(dá)202.5 ℃），高溫下酸巖反應(yīng)速度快，酸液有效作用距離短；③有效閉合應(yīng)力高（普遍大于40 MPa，蓬萊氣區(qū)最高接近100 MPa），高閉合應(yīng)力下導(dǎo)流能力保持率低；④多類型儲(chǔ)層分散疊置發(fā)育，長水平井段（最長可達(dá)1 922 m）鉆遇儲(chǔ)層類型變化大，破裂壓力差異大，長井段強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層針對性改造難度大。

2 酸壓工藝設(shè)計(jì)

2.1 酸巖反應(yīng)規(guī)律

為了解決高溫下酸巖反應(yīng)速率快、有效酸蝕裂縫長度短的難題，測定了燈四段、龍王廟組、棲霞組、茅口組的酸巖反應(yīng)速率。150 ℃條件下，棲霞組酸巖反應(yīng)速度比龍王廟組、燈四段快3.4～6.7倍，與茅口組相當(dāng)（圖1）。結(jié)合各層位巖石礦物組成（圖2），龍王廟組和燈四段主要為白云石，茅口組主要為方解石，而棲霞組儲(chǔ)層段主要為方解石和白云石，分析認(rèn)為灰質(zhì)含量高是導(dǎo)致棲霞組酸巖反應(yīng)速度快的內(nèi)在因素，這與Taylor等[14-15]的實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。

圖1 溫度對不同層位酸巖反應(yīng)速度的影響圖

圖2 不同層位巖石礦物組成圖

溫度對龍王廟組、燈影組等厚層塊狀白云巖儲(chǔ)層酸巖反應(yīng)速率的影響程度較小，而對棲霞組灰質(zhì)白云巖和茅口組石灰?guī)r儲(chǔ)層的影響較大。針對棲霞組和茅口組儲(chǔ)層酸壓改造，除優(yōu)選耐溫緩速性能好的酸液體系外，還需采用前置液酸壓等降溫的工藝措施來延緩酸巖反應(yīng)速率，進(jìn)一步提高酸蝕縫長。此外，雙魚石地區(qū)棲霞組儲(chǔ)層為薄層灰質(zhì)白云巖，而蓋層、底層和隔層均為石灰?guī)r，還需控制裂縫高度在儲(chǔ)層段內(nèi)延伸，提升酸液對儲(chǔ)層段的改造效率。

2.2 酸壓裂縫起裂、延伸及刻蝕規(guī)律

由于四川盆地深層超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層埋藏深、縫洞尺度小，采用真三軸酸壓物理模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)[16]明確了酸壓裂縫的起裂和延伸規(guī)律，提高酸壓人工裂縫溝通縫洞發(fā)育有利儲(chǔ)集體的概率。

對比了相同條件下壓裂液、膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸的破裂壓力，當(dāng)井筒未鉆遇天然裂縫時(shí)，壓裂液的破裂壓力為21.04 MPa，由于酸巖反應(yīng)引起的巖石力學(xué)損傷，抗張強(qiáng)度降低，膠凝酸和轉(zhuǎn)向酸的破裂壓力僅14.96～15.54 MPa，明顯低于非反應(yīng)性的壓裂液（圖3）；此外，由于不同黏度流體的滲濾性能差異，高黏度壓裂液起壓迅速，低黏度轉(zhuǎn)向酸起壓較緩慢，巖樣破裂時(shí)間存在明顯差異。對于深層超深層碳酸鹽巖，由于地應(yīng)力及破裂壓力高，可通過優(yōu)化試油工藝將酸液替至改造段，利用酸損傷降低地層破裂壓力，確保壓開地層。

圖3 壓裂液與酸液破裂壓力曲線對比圖

在低水平應(yīng)力差（≤10 MPa）下，壓裂液壓開地層溝通部分天然裂縫后，壓裂液沿天然裂縫濾失深度較淺，施工曲線有小幅壓降，大逼近角天然裂縫阻止了一側(cè)水力裂縫的延伸，最終呈非對稱的平面裂縫形態(tài)；酸液壓開地層溝通天然裂縫后，酸液沿優(yōu)勢通道流入天然裂縫，注入壓力急劇降低，限制了酸壓裂縫的進(jìn)一步延伸，最終呈復(fù)雜立體裂縫形態(tài)。對于縫洞發(fā)育儲(chǔ)層，緩速酸酸壓能夠有效激活并刻蝕天然裂縫系統(tǒng)，達(dá)到儲(chǔ)層改造提產(chǎn)的目標(biāo)；而對于縫洞欠發(fā)育儲(chǔ)層，采用前置液酸壓或多級(jí)交替注入酸壓，前置壓裂液能夠造長縫增大溝通縫洞的概率和數(shù)量，主體酸液能夠激活天然裂縫，從而實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層改造提產(chǎn)。

實(shí)驗(yàn)測試了自生酸+膠凝酸前置液酸壓工藝的酸壓裂縫壁面刻蝕形態(tài)，高黏度自生酸壓開地層形成的裂縫較為平直，與凍膠壓裂液相當(dāng)，隨后注入較低黏度的膠凝酸體系，由于黏度差異，膠凝酸在自生酸前置液中指進(jìn)，形成非均勻的刻蝕溝槽。相比于惰性凍壓裂液，自生酸可在高溫下緩慢釋放H+，實(shí)現(xiàn)裂縫尖端刻蝕，增大酸蝕裂縫長度，且采用高黏自生酸與低黏膠凝酸或轉(zhuǎn)向酸的液體組合，黏性指進(jìn)能強(qiáng)化酸液非均勻刻蝕能力，形成刻蝕溝槽，進(jìn)一步提高導(dǎo)流能力。

模型預(yù)測控制的價(jià)值函數(shù)具有靈活性和多樣性,在直接轉(zhuǎn)矩控制中,期望電機(jī)的轉(zhuǎn)矩和磁鏈能夠快速跟隨其給定值[11],所以在模型預(yù)測直接轉(zhuǎn)矩控制中,將磁鏈和轉(zhuǎn)矩的相對偏差作為價(jià)值函數(shù):

在高水平應(yīng)力差（≥15 MPa）下，酸壓裂縫率先沿天然裂縫延伸，隨后轉(zhuǎn)向沿最大水平主應(yīng)力方向延伸，并溝通延伸路徑上的溶洞，距延伸路徑較遠(yuǎn)的溶洞不會(huì)顯著改變酸壓裂縫的延伸軌跡（圖4-a、b）；當(dāng)酸壓裂縫溝通的溶洞體積較大時(shí)，注入壓力急劇降低，抑制了酸壓裂縫的進(jìn)一步延伸，且溝通溶洞一側(cè)的酸壓裂縫延伸會(huì)被抑制，另一側(cè)裂縫延伸更加充分（圖4-c、d）。小洞對酸壓裂縫延伸的影響較小，但大洞會(huì)顯著改變酸壓裂縫的延伸路徑，“井—震”結(jié)合強(qiáng)化對較大溶洞的刻畫和識(shí)別，是針對性酸壓改造溝通縫洞體的基礎(chǔ)和前提。

圖4 預(yù)制裂縫、洞對酸壓裂縫的延伸影響圖

2.3 酸蝕裂縫長度及導(dǎo)流能力

測試了閉合應(yīng)力、注入排量、酸液用量、酸液類型和改造工藝對酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的影響。在低閉合應(yīng)力區(qū)間（5～20 MPa），導(dǎo)流能力隨閉合應(yīng)力增加而急劇降低，在高閉合應(yīng)力區(qū)間（20～50 MPa），導(dǎo)流能力降幅變緩。隨注入排量增加，H+傳質(zhì)速率增加，酸巖反應(yīng)速率加快，但酸巖反應(yīng)速度增加倍數(shù)小于酸液流速增加倍數(shù)，酸液未充分反應(yīng)就流出，排量從25 mL/min增加至100 mL/min，導(dǎo)流能力降低18%；隨規(guī)模的增加，裂縫壁面溶蝕量顯著增大，刻蝕溝槽加深，規(guī)模從0.5 L增加至2.0 L，導(dǎo)流能力增加25倍。在相同參數(shù)下，膠凝酸導(dǎo)流能力比轉(zhuǎn)向酸高2.27倍，前置液酸壓可提高14%，閉合酸化可提高45%（圖5）。對于高閉合應(yīng)力儲(chǔ)層，采用前置液酸壓（或多級(jí)交替注入酸壓）+閉合酸化工藝，增大規(guī)模能大幅提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力。

圖5 不同改造工藝的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力對比圖

但由于API（美國石油協(xié)會(huì)）標(biāo)準(zhǔn)巖板尺寸小，主要表征酸壓裂縫入口處導(dǎo)流能力，對整個(gè)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的代表性差。為此，采用大尺寸巖板測定酸蝕裂縫導(dǎo)流能力，一方面，單巖板代表的裂縫區(qū)域增大，另一方面，采用大尺寸巖板“接力”注酸方式，即“接力”巖板所用酸液為上一塊巖板流出端收集的余酸體系，從而實(shí)現(xiàn)整個(gè)人工裂縫內(nèi)酸液的流動(dòng)反應(yīng)過程模擬。根據(jù)酸液流經(jīng)巖板的濃度消耗，可以預(yù)測酸蝕裂縫有效長度和全縫長的導(dǎo)流能力分布[17]。實(shí)驗(yàn)測試了不同改造工藝的酸蝕裂縫長度范圍（圖6），緩速酸（膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸等）酸壓工藝的酸液有效作用距離在60 m以內(nèi)，與壓后試井解釋裂縫半長相當(dāng)，且由于地層巖石為過量反應(yīng)物，僅通過增大酸液規(guī)模難以實(shí)現(xiàn)裂縫長度的大幅增加；在相同規(guī)模下，前置液酸壓和多級(jí)交替注入酸壓工藝能大幅提高酸蝕裂縫長度，且隨交替級(jí)數(shù)的增多，裂縫長度增加，但當(dāng)交替級(jí)數(shù)超過3級(jí)后，增幅極小，前置液酸壓能夠滿足90 m以內(nèi)縫長的改造需求，2～3級(jí)交替注入能滿足縫長約110 m的改造需求。

圖6 不同改造工藝的酸蝕裂縫長度圖

2.4 精細(xì)分段布縫及差異化酸壓工藝設(shè)計(jì)

四川盆地碳酸鹽巖儲(chǔ)層類型多樣，為了實(shí)現(xiàn)強(qiáng)非均質(zhì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層水平井的針對性酸壓改造，需要綜合考慮地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)，優(yōu)化封隔器坐封位置和滑套注酸位置來實(shí)現(xiàn)精細(xì)分段、合理布縫。

根據(jù)鉆井、錄井、測井成果，計(jì)算各儲(chǔ)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(chǔ)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(jìn)行卡封，將儲(chǔ)層改造系數(shù)相近的層段劃為一段，在儲(chǔ)層改造系數(shù)高值、破裂壓力低值處設(shè)置注酸滑套，以實(shí)現(xiàn)酸壓裂縫起裂[18-22]。同時(shí)，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。

根據(jù)不同改造井段的孔隙度、滲透率和含氣飽和度等物性參數(shù)測井解釋成果，通過壓后產(chǎn)能預(yù)測機(jī)理模型，結(jié)合縫洞發(fā)育程度及距井筒距離，設(shè)立各酸壓改造段對酸蝕裂縫長度和導(dǎo)流能力的需求目標(biāo)，再依據(jù)不同改造工藝的酸蝕裂縫長度范圍優(yōu)選改造工藝和液體體系，實(shí)現(xiàn)差異化和針對性改造?？傮w而言，對于裂縫—孔洞型儲(chǔ)層，采用膠凝酸或轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝，酸液更容易激活并刻蝕天然裂縫，能夠滿足溝通近井縫洞發(fā)育有利儲(chǔ)集體的改造需求。對于溶蝕孔洞型和孔隙型儲(chǔ)層，采用前置液酸壓或交替注入酸壓，前置液推薦自生酸體系，可實(shí)現(xiàn)造長縫和遠(yuǎn)端刻蝕，且可與后續(xù)緩速酸液形成穩(wěn)定的黏性指進(jìn)，進(jìn)一步提升改造效果。對于閉合應(yīng)力高的儲(chǔ)層，采用閉合酸化工藝，可大幅度提高近井裂縫的導(dǎo)流能力。

3 水平井分段酸壓關(guān)鍵技術(shù)

3.1 裸眼封隔器分段酸壓

對于超深井，通過優(yōu)化裸眼封隔器分段管柱結(jié)構(gòu)（圖7），優(yōu)選懸掛封隔器、裸眼封隔器、級(jí)差式壓裂滑套、可取式全通徑/大通徑壓裂滑套等分段工具，保障超深水平井裸眼封隔器分段管柱的順利下入和壓裂通道的順利開啟。懸掛封隔器在下入時(shí)具備旋轉(zhuǎn)功能，即使輕微遇阻也能確保分段管柱下入設(shè)計(jì)深度，第一段裝配壓差滑套、備用投球滑套、循環(huán)球座，若壓差滑套無法開啟，則可投入高分子可溶球打開備用投球滑套，確保壓裂通道的順利開啟。

圖7 超深水平井分段酸壓管柱結(jié)構(gòu)圖

高磨地區(qū)燈四段勘探階段直井壓后井均測試產(chǎn)氣量為 23.3×104m3/d、井均生產(chǎn)產(chǎn)氣量為 5.5×104m3/d；開發(fā)評(píng)價(jià)階段井均測試產(chǎn)量為49.6×104m3/d、井均生產(chǎn)產(chǎn)氣量13.4×104m3/d。為了提高單井產(chǎn)量，開發(fā)井實(shí)施大斜度井和水平井，采用裸眼封隔器分段酸壓工藝，綜合考慮儲(chǔ)層改造系數(shù)、地應(yīng)力和井眼條件精細(xì)分段布縫，根據(jù)各改造井段儲(chǔ)層改造系數(shù)范圍優(yōu)選膠凝酸（或轉(zhuǎn)向酸）酸壓、自生酸前置液酸壓、自生酸前置液+膠凝酸2～3級(jí)交替注入酸壓等差異化改造工藝，充分發(fā)揮各改造段資源潛力，提高長井段強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層中儲(chǔ)量動(dòng)用率，實(shí)現(xiàn)了最長水平段1 922 m、最多分段數(shù)10段、內(nèi)徑76 mm油管最大內(nèi)通徑66.68 mm和最大施工排量10.5 m3/min的大排量分段酸壓改造。累計(jì)應(yīng)用66口井，井均增產(chǎn)4.8倍，井均測試產(chǎn)氣量達(dá)74.6×104m3/d，井均生產(chǎn)產(chǎn)氣量為23.2×104m3/d，強(qiáng)力支撐了震旦系邊際效益氣藏開發(fā)從低效到有效再到高效的轉(zhuǎn)變。

在高磨燈四段應(yīng)用取得成功后，該技術(shù)推廣至川西雙魚石棲霞組超深水平井。SY001-X3井位于雙魚石構(gòu)造，棲霞組為目的層，是一口裸眼封隔器分段酸壓的典型井。其垂深 7 560 m、斜深 8 600 m，采用裸眼完井，裸眼井段介于7 623～8 600 m、段長977 m，儲(chǔ)層厚度430.7 m、孔隙度為3.3%、滲透率為0.32 mD。由于裸眼井段石灰?guī)r隔層與白云巖儲(chǔ)層交互、最小水平主應(yīng)力分布介于116～140 MPa，差異較大，為了有效改造儲(chǔ)層并消除石灰?guī)r隔層的影響，采用裸眼封隔器分8段酸壓改造，放棄改造有出水風(fēng)險(xiǎn)的第1段，以及石灰?guī)r隔層的第3和第8段（表2），改造后測試產(chǎn)氣量達(dá)114.6×104m3/d，刷新了四川盆地水平井機(jī)械分段酸壓作業(yè)井深紀(jì)錄。

表2 SY001-X3井改造工藝及效果統(tǒng)計(jì)表

3.2 暫堵轉(zhuǎn)向分段酸壓

3～4 mm纖維、10/40目顆粒、100目粉末在90 ℃下 12 h 內(nèi)溶解率小于 40%，120 ℃下 8 h 可完全溶解，150 ℃下6 h可完全溶解，其性能滿足四川盆地深層超深層高溫碳酸鹽巖水平井酸壓施工時(shí)暫堵、改造后降解不傷害儲(chǔ)層的需求。

采用高溫高壓三維裂縫堵漏儀系統(tǒng)評(píng)價(jià)了不同濃度及組合的暫堵劑對1～6 mm寬度裂縫的封堵承壓能力，優(yōu)選適合于不同縫口、縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓力需求的暫堵劑組合及濃度。

根據(jù)1/3～2/3架橋原理[23]，10/40目暫堵顆粒能夠在2～3 mm寬度裂縫內(nèi)橋堵，對2～3 mm寬度裂縫的封堵承壓能力最強(qiáng)，而當(dāng)裂縫寬度大于3 mm后，封堵承壓能力急劇降低，承壓能力低于10 MPa（圖8）。為了實(shí)現(xiàn)裂縫的有效封堵，測試了3～4 mm纖維、10/40目顆粒、100目粉末及其組合對4～6 mm寬度裂縫的封堵承壓能力，單一暫堵劑、纖維+10/40目顆粒、纖維+100目粉末封堵承壓能力有限（＜10 MPa），10/40目顆粒+100目粉末的暫堵劑組合能大幅度提升承壓能力（10～14 MPa），3～4 mm纖維+10/40目顆粒+100目粉末的暫堵劑組合能顯著提升封堵承壓能力（18～25 MPa），優(yōu)選出0.5%3～4 mm纖維+1.0%10/40目顆粒+0.5%100目粉末、1.0%3～4 mm纖維+0.5%10/40目顆粒+0.5%100目粉末的暫堵劑組合形式（表3）。

圖8 不同濃度10/40目暫堵顆粒動(dòng)態(tài)封堵承壓能力圖

表3 不同濃度及組合暫堵劑封堵承壓能力實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

SY001-X8井位于雙魚石構(gòu)造，以棲霞組為目的層，該井暫堵轉(zhuǎn)向分段酸壓工藝典型。其垂深7 389.35 m、斜深 8 300 m，打孔篩管完井，改造井段介于 7 515 ～ 8 300 m、跨度 785 m、儲(chǔ)層厚度683.95 m、孔隙度3.9%、滲透率0.61 mD，溶蝕孔洞和高角度天然裂縫發(fā)育。通過產(chǎn)能模擬優(yōu)選3級(jí)暫堵形成4條裂縫，可實(shí)現(xiàn)全井段80%以上的儲(chǔ)層動(dòng)用，全井段破裂壓力差異超過10 MPa，優(yōu)選1.0%3～4 mm纖維+0.5%10/40目顆粒+0.5%100目粉末進(jìn)行暫堵。暫堵前后同排量下各段施工壓力差異明顯，暫堵后均見大幅壓降的破裂顯示，停泵壓力介于24.54～27.57 MPa，改造后測試產(chǎn)氣量達(dá)175.66×104m3/d，天然氣無阻流量達(dá) 510×104m3/d，刷新了區(qū)塊測試產(chǎn)量最高紀(jì)錄。

3.3 “機(jī)械封隔+段內(nèi)暫堵”分段酸壓

借鑒非常規(guī)油氣密切割分段壓裂改造的思路，采用裸眼封隔器實(shí)現(xiàn)長井段機(jī)械分段，在段內(nèi)采用暫堵分段措施，形成了“機(jī)械封隔+段內(nèi)暫堵”分段酸壓工藝，增加裂縫條數(shù)，進(jìn)一步提升改造效果。

相比磨溪地區(qū)龍王廟組主體區(qū)域，龍女寺地區(qū)儲(chǔ)層厚度從42.54 m減薄至21.38 m、孔隙度從4.42%降低至3.56%、滲透率從2.52 mD降低至0.39 mD，低孔隙度低滲透率特征顯著。前期試驗(yàn)?zāi)ハ黧w區(qū)形成的射孔完井“轉(zhuǎn)向酸+暫堵球”、襯管完井“變轉(zhuǎn)向強(qiáng)度轉(zhuǎn)向酸”均勻酸化工藝，改造效果不理想，采用裸眼封隔器分段酸壓改造后產(chǎn)量得到較大幅度提升。在MX021-H2井開展了“機(jī)械封隔+段內(nèi)暫堵”分段酸壓工藝試驗(yàn)（表4），改造后測試獲氣88.81×104m3/d，與同區(qū)地質(zhì)條件相當(dāng)?shù)泥従畬Ρ?，較“轉(zhuǎn)向酸+暫堵球”“變轉(zhuǎn)向強(qiáng)度轉(zhuǎn)向酸”均勻酸化改造后的井均測試產(chǎn)氣量達(dá)23.58×104m3/d，提高了2.8倍，較裸眼封隔器分段改造后的井均測試產(chǎn)氣量55.05×104m3/d提高了61%，提質(zhì)增效顯著。

表4 MX021-H2井改造工藝及效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

1）反應(yīng)性酸液和壓裂液在碳酸鹽巖儲(chǔ)層中形成的裂縫形態(tài)差異較大，酸液更容易激活并沿天然裂縫流動(dòng)反應(yīng)，增加酸壓裂縫復(fù)雜程度，且低黏度液體激活天然裂縫的能力更強(qiáng)。

2）優(yōu)選酸液體系、增大酸壓規(guī)模、酸液指進(jìn)和閉合酸化工藝是提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的主要措施，采用大尺寸巖板“接力”注酸方法實(shí)現(xiàn)了酸蝕裂縫長度、全縫長導(dǎo)流能力分布的測試，對比了不同酸壓工藝的酸蝕縫長范圍。

3）1.0 %3～4 mm 纖維+0.5%10/40目顆粒+0.5%100目粉末能夠有效封堵2～6 mm寬度裂縫，承壓能力介于4.2～24.9 MPa，通過1.0～1.5 m3/min低排量注入暫堵劑降低縫口寬度，顯著提升暫堵劑封堵能力。

4）采用具備旋轉(zhuǎn)功能懸掛封隔器，第一段裝配壓差滑套、備用投球滑套和循環(huán)球座，確保超深水平井裸眼分段管柱的順利下入和壓裂通道順利開啟，刷新了8 600 m超深水平井裸眼封隔器分段酸壓紀(jì)錄。形成了碳酸鹽巖水平井裸眼封隔器分段、暫堵分段、“機(jī)械分段+段內(nèi)暫堵”分段酸壓工藝系列，在四川盆地多個(gè)碳酸鹽巖氣藏進(jìn)行了規(guī)?；瘧?yīng)用，井均增產(chǎn)4.8倍，增產(chǎn)改造效果顯著。