大牛地气田奥陶系风化壳暂堵体积酸压技术探索

摘 要：大牛地气田下古生界奥陶系风化壳气藏经过几年的评价和先导试验，采用复合加砂体积酸压工艺取得了较好的效果，但仍面临高产稳产难的问题。参考国内外非常规气藏体积改造的设计理念，对风化壳储层体积缝网形成的可行性进行了分析，从储层脆性，天然裂缝发育条件，水平两向主应力差异三个角度分析了体积改造的优势和局限性。数值模拟研究表明，体积裂缝的形成可大幅提高单井产量和累计产量，但较大的水平应力差大大限制了复杂裂缝的形成，为了降低该影响，可采用缝内暂堵+段间暂堵，配套低粘度滑溜水与加砂酸压工艺，尽可能的激活天然裂缝这一有利因素，增大改造体积和裂缝导流能力。文中介绍了两种截然不同的的暂堵体积压裂设计思路，并基于压后曲线对暂堵效果进行了分析，为鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳储层获得更好的增产效果提供技术储备。

关键词：缝内暂堵;段内暂堵;体积酸压;致密碳酸盐岩;鄂尔多斯盆地

0 引言

中国非常规天然气储量丰富，主要集中在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地与四川盆地。随着美国非常规天然气勘探开发取得重大突破，国内借鉴其技术思路与改造手段也取得了较好的效果。中石化华北油气分公司已对致密碳酸盐岩油气藏进行了体积酸压先导试验，用大排量、大液量的复合加砂工艺创建具有一定导流能力的复杂酸蚀裂缝网络，部分井体积酸压改造效果明显。本文以大牛地气田下古生界奥陶系风化壳气藏为研究对象，运用力学实验、扫描电镜、数值模拟等手段，对缝网形成的可行性进行了分析。利用缝内暂堵的手段，提高缝内净压力，促使更多的天然裂缝开启、改造，达到增大改造体积的目的。采用了暂堵体积酸压与纯水力体积压裂两种技术路线，完成2口水平井的现场试验，为鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳储层获得更好的增产效果提供技术储备和优化依据。

1 暂堵体积酸压（压裂）增产机理研究

1.1 暂堵酸压增产原理

段间暂堵是在段内多簇射孔完井或裸眼完井条件下，通过对裂缝缝口的暂堵，实现单段内多条裂缝的形成与延伸。缝内暂堵原理则通过暂堵裂缝端部或中部，限制裂缝延伸提高缝内净压力，促进裂缝转向形成复杂缝，从而提高改造体积。

1.2 大物模实验结果

段间暂堵实验：均质水泥岩心，先泵入压裂液，再泵入颗粒+纤维的压裂液，裸眼井段长2cm。封堵缝口后，裂缝方向发生了偏转。

缝内暂堵实验：天然露头岩心，先泵入压裂液，再泵入混有纤维0.7%（1mm）的压裂液，裸眼井段长5cm。加入纤维暂堵后，改造到的天然裂缝大幅增加。由大物模实验可知，增加暂堵后会改变裂缝走向，缝内暂堵可增加裂缝复杂程度。

1.3 复杂缝网数值模拟结果

根据风化壳马五5储层数据，采用CMG软件建立含天然裂缝的双孔/双渗碳酸盐储层压裂模型。模型正中间第三层布置一口生产井，在整个水平段全部射孔模拟裸眼完井。

方案1為常规的主缝分段压裂，方案2增加了2级裂缝，方案3增加了2级和3级裂缝，模拟结果表明，增加复杂性的裂缝系统，改善渗流明显，能够使累计产量提高2-3倍。

2 缝网形成的可行性分析

页岩储层体积压裂改造的经验表明，岩石脆性特征、天然裂缝发育状况、地层水平主应力差等储层地质条件决定着体积改造能否形成复杂裂缝网络。仅用岩石脆性来表征储层的可压裂性并不完全准确，为了克服这一缺陷，Altindag等提出用岩石的断裂韧性与岩石脆性指数一起来评价储层的可压裂性，且应用效果较好。因此，笔者采用岩石矿物脆性、力学脆性、应力应变曲线综合分析评价储层的可压裂性，同时，从储层天然裂缝发育状况、地层水平主应力差2个方面分别来分析致密碳酸盐岩气藏实施体积酸压的可行性。

2.1 风化壳储层脆性及可压性

2.1.1 矿物脆性指数

最初在评价页岩脆性时只将石英看做是脆性矿物，但经长期观察白云石含量增加会导致页岩脆性提高，方解石也具有相似规律。根据全岩定量分析结果所示，大牛地奥陶系风化壳储层以白云石和方解石为主，粘土含量较低，从矿物成分的角度看具有良好的脆性。

2.1.2 力学脆性指数

单纯通过矿物含量评价脆性指数并不可靠，Rickman等人介绍过岩石物理性质在改造设计优化中的应用，提出了用杨氏模量和泊松比来计算岩石脆性指数的方法，杨氏模量越高、泊松比越低，岩石的脆性越强，在压裂过程中越容易形成复杂的裂缝，并认为脆性指数B>40时，岩石是脆性的;脆性指数B>60时，岩石脆性很强。本文采用该方法进行计算，大部分风化壳储层的脆性指数范围在0.4-0.5间，属于多缝到缝网的过度区域，力学脆性指数较好。

2.2 水平两向应力差异

马五5段水平应力差19.6MPa，应力差异系数0.37，应力差异系数与应力差的绝对值均比较大。通过裂缝监测得到的裂缝形态趋于单一，仅形成了极少量的分支缝，裂缝并未发生较大的转向。相比barnet页岩复杂程度相差较远，不利于形成复杂缝网。

为克服这一不利因素，采用缝内暂堵工艺，在裂缝长度达到优化要求后，封堵裂缝端部，限制裂缝延伸，从而提高缝内净压力，开启天然裂缝。

2.3 天然裂缝发育情况

综合来看，发育天然裂缝是大牛地奥陶系风化壳储层实施体积酸压的核心因素。马五5储层较厚，同时天然裂缝较发育，最适合进行暂堵体积酸压;马五1+2层因储层较薄适应性一般，但仍然可以利用其发育的天然裂缝增加裂缝的复杂性。

3 体积改造设计思路

针对大牛地储层地质特征，提出了以“复杂缝、深穿透、高导流”为主体的扩大酸压改造体积的增产思路。利用缝内暂堵工艺提高缝内净压力，段间暂堵在机械封隔的基础上进一步缩短段间距;利用低粘滑溜水提高穿透力;提高加酸排量增加非均匀刻蚀，组合粒径支撑剂提高导流能力，交替注入提高酸液效率，各项技术组合以增加改造体积为目的。

DPF-2X3井与DPF-2X5井的改造思路都是以增加改造体积为目的，但采取了两种极端的实现手段，前者选择了用酸改造天然裂缝，同时采用缝内暂堵工艺，后者则基本沿用页岩气的设计工艺，完全依靠滑溜水与小粒径支撑剂改善天然裂缝的导流能力，同时采用了缝内暂堵+段间暂堵的复合工艺。

3.1 缝内暂堵体积酸压设计思路（以DPF-2X3为例）

3.1.1 整体设计思路

①采用了主缝--交替注酸改造支缝--交联液加砂的三阶段泵注程序，前置液造缝降温降低酸岩反应速率，增加主裂缝缝长;酸蚀阶段缝内暂堵--缝内转向提高酸液效率和裂缝复杂性;②采用可钻桥塞分段工艺，大排量大液量进行施工，施工参数--提高净压力，根据数值模拟结果选取较优的施工参数;③对酸压溶蚀段进行多段塞（脉冲）式低浓度加砂支撑裂缝。

3.1.2 针对性设计优化

①针对难破裂的灰色含灰云岩及灰色灰云岩段：采用前置酸预处理降低近井筒破裂压力;针对高泥质含量段裂缝较窄的现象采用多级段塞打磨裂缝壁面，同时前置液造缝形成一定长度的裂缝，再利用酸液及暂堵剂暂堵工艺形成复杂裂缝;②针对灰色灰云岩及灰色含灰云岩储层段：采用多级注入工艺提高有效裂缝长度，再利用支撑剂充填裂缝提高裂缝导流能力;③针对灰色白云岩储层段：增加砂比。

3.2 复合暂堵体积压裂设计思路（以DPF-2X5为例）

3.2.1 整体设计思路

①设计采用体积缝网压裂理念充分改造储层：胶液造主缝--滑溜水沟通支缝--加砂的三阶段泵注程序;②选择可钻桥塞+多簇射孔工艺，根据应力分布优选多簇（8段16簇）射孔段，采用大排量施工;③在前置液阶段采用高粘低伤害压裂液（全悬浮压裂液）造主缝、低粘液体（滑溜水）造支缝，携砂液阶段采用组合粒径支撑剂有效充填不同尺度裂缝。最终形成“鱼骨”状高导流裂缝网络体系，最大程度提高压裂改造体积。

3.2.2 “一段一策”针对性设计优化

①针对全烃显示高的层段采用缝内暂堵（暂堵剂）+缝口暂堵（暂堵球）工艺;②对显示相对较差的层段采用缝内暂堵工艺促使裂缝转向。

4 缝内暂堵与段间暂堵效果评估

4.1 缝内暂堵效果

DPF-2X3井酸液之间采用了纤维+暂堵剂复合暂堵转向工艺，施工中采用人工方式在混砂车上添加暂堵材料。当暂堵材料达到地层并进入裂缝后，是施工压裂急剧上升，暂堵压力达到20MPa以上，暂堵后出现压力突降的现象，判断可能为缝高失控，或为压开新缝，后期的延伸压力改变明显，但从滤失特征的变化来看，压降斜率仅有微弱的变化，复杂程度提高有限。由于施工限压，暂堵后造成施工困难，降低了后续暂堵剂加注速度，封堵压力在4-8MPa左右，暂堵后延伸压力明显出现下降，认为天然裂缝得到了一定的开启。

4.2 段间暂堵效果

DPF-2X5井采用了暂堵球进行段间暂堵，暂堵颗粒进行缝内暂堵。段间暂堵效果较差，暂堵后压力上升不明显，暂堵效果较差，未能起到增加复杂裂缝的作用。

5 结论

①大牛地奥陶系风化壳储层岩石脆性较好，但水平两向主应力差异系数和应力差绝对值都极大的限制了复杂裂缝的形成，因马五5和马五1+2储层发育天然裂缝，对储层的渗透率改善较明显，通过暂堵酸压提高缝内净压力，让更多天然裂缝开启并加以改造是形成体积缝网的关键因素，该工艺选井时一定要选择天然裂缝发育的区域和压裂段;②通过储层厚度和天然裂缝发育程度来看，大牛地风化壳储层马五5段更为适合暂堵体积压裂，马五1+2储层也可利用暂堵提高裂缝复杂程度，但缝高延伸过大会导致无效改造体积较大;③暂堵颗粒+暂堵纤维的组合式暂堵效果最好，现场试验暂堵压力能够达到20MPa以上，而用暂堵球进行段间暂堵的效果较差;④地质显示较差，风化壳剥蚀严重是造成DPF-2X3、DPF-2X5低效的原因之一，另外回插管柱封隔器的压力限制导致了暂堵后，净压力无法得到大幅度的提升，裂缝复杂程度未达到理想状态，完井方式需进一步优化。

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作者简介：

李嘉瑞（1987- ），男，陕西渭南人，硕士研究生，助理研究员，现从事储层改造及测试技术研究工作。