深层致密砂岩气藏复合转向体积酸压技术

刘 举， 罗志锋， 袁学芳， 赵立强， 范文同， 高俞佳

(1中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院 2西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室 3中国石油塔里木油田分公司塔中油气开发部)

体积压裂改造技术是指在形成一条或者多条主裂缝的同时,通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体、转向材料、转向技术等的应用,实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行渗流的有效储集体“打碎”，形成三维立体裂缝网络[1]。国外Barnett页岩气、Bakken和Eagle Ford致密油[2]、国内龙马溪组页岩气[3]、芦草沟组致密油[4]等，常采用滑溜水压裂液迫使水力诱导裂缝/天然裂缝发生张性、剪切、错断和滑移形成复杂网络裂缝，随后采用滑溜水、线性胶或交联压裂液携带低浓度支撑剂，建立网络裂缝导流能力，实现体积压裂改造。

库车地区克深、大北等气田的岩石脆性指数、天然裂缝发育程度和现今地应力机制均有利于实现体积压裂，但超高水平地应力差(>20 MPa)并不利于形成复杂网络裂缝。前期大物模实验、纤维转向体积加砂压裂先导性试验和微地震监测结果均表明在超深、超高水平应力差的裂缝性储层可形成复杂网络裂缝[5]。体积压裂形成的裂缝为张剪并存的复合型裂缝，赵顺超[6]等采用试验手段论证了裂缝性致密砂岩储层水力和酸岩反应共同作用下可获得一定裂缝导流能力。塔里木油田不断探索、研究和实践，形成了缝网体积酸压技术。即通过前置酸液体系溶解水力激活的天然裂缝，利用含氟酸液体系解除钻完井液伤害及刻蚀裂缝壁面，获得较高的导流能力，同时辅以暂堵转向，形成复杂立体缝网，实现纵横向充分改造。

一、储层基本特征及对改造的要求

库车山前气藏位于中国西北塔里木盆地北部，主要产层为白垩系巴什基奇克组(K1bs)，储层埋深为5 300～7 000 m，储层厚度为50～300 m，基质物性差(孔隙度1.5%～7.5%，平均7.3%；渗透率0.01～0.1 mD，平均0.08 mD)，地层温度150℃～180℃，储层压力90～140 MPa,钻井液漏失严重。

地球化学和地质力学研究表明,岩石脆性指数分别为83.4%(由岩石矿物组成计算)和54.8%(由岩石力学参数计算)；储层现今地应力为走滑断层机制(SH>Sv>Sh)，最小水平主应力梯度约为2.15 MPa/100 m，垂向应力梯度约为2.43 MPa/100 m，最大水平主应力梯度约为2.5～2.75 MPa/100 m；水平主应力差在20～35 MPa之间。岩石脆性指数、天然裂缝发育程度和现今地应力机制均有利于实现体积压裂，但超高的水平地应力差并不利于形成复杂网络裂缝。韩秀玲[7]等采用天然裂缝激活临界应力GMI准则论证了随地层孔隙压力的增加，剪切滑移的天然裂缝数目增多，可形成具有一定复杂程度的网络裂缝，赵顺超[6]等通过室内试验研究了剪切滑移裂缝的酸岩刻蚀形态和裂缝导流能力，论证了体积酸压改造的可行性。

油藏改造体积是决定体积压裂改造效果的重要设计参数[8]。基于储层认识，库车山前裂缝性致密砂岩储层力求沟通较多的天然裂缝，同时构建复杂缝网多级导流能力。另外，对于该类巨厚储层，还应采用分层压裂手段，尽可能提高储层纵向改造动用程度，最大化油藏改造体积。

二、体积酸压技术理念及实现过程

1. 天然裂缝激活机制

体积酸压过程中，随着孔隙压力的增加，天然裂缝易发生剪切错动或张性破坏而激活，有利于形成复杂网络裂缝。其中当裂缝面受到的剪应力大于抗剪强度时，天然裂缝发展为剪切缝，发展为剪切缝的力学条件为[9]：

τn≥τo+(σn-pf)tan(φf)pf<σn

(1)

式中：τn—天然裂缝面的剪应力，MPa；τo—天然裂缝的内聚力，MPa；σn—天然裂缝面上的正应力；pf—水力裂缝中的流体压力，MPa；φf—内摩擦角°。

当缝内流体压力大于天然裂缝面所受法向压力，天然裂缝张性破坏，形成张性缝，力学条件为：

pf≥σn

(2)

最大水平主应力和最小水平主应力分别为σH和σh，天然裂缝面上的正应力和剪应力表示为：

(3)

采用上述模型，结合库车山前地质力学及工程参数特征，计算获取天然裂缝激活的净压力大小及其随力缝夹角的变化规律(图1)。天然裂缝剪切破坏所需要的净压力随力缝夹角的增加先减小而后增加，而天然裂缝张性破坏所需的净压力随着力缝夹角的增加而增加。天然裂缝张性激活所需要的净压力总是随着主应力差的增加而增加，而剪切激活所需净压力在夹角小于50°时是随着主应力差的增加而减小，在50°之后随着主应力差的增加而增加。

图1 天然裂缝被激活所需的最小净压力随夹角的变化

2. 酸液解堵及刻蚀裂缝获得网络裂缝导流能力

库车山前储层裂缝发育但高钙质充填，加之钻井液大量漏失，造成自然产能低[10]。通过过滤现场钻井液制成滤饼，并在水浴90℃条件下，对其进行酸溶实验，实验结果显示，5%HCOOH+7%SA302+0.5%HF体系溶蚀率为23.2%，5%HCOOH+13%SA302+0.5%HF体系溶蚀率为24.9%，10%HCl+2%HF体系溶蚀率为28.3%，而8%HCOOH+2%HCl体系的溶蚀率为18.2%。

水力作用使天然裂缝张性或剪性激活后，采用酸液刻蚀裂缝壁面，改善裂缝导流能力，确保裂缝闭合后仍具有一定导流能力[11-12]。由于天然裂缝为钙质全充填或半充填，采用盐酸前置体系溶解碳酸盐岩矿物，随后采用含氟酸液体系刻蚀裂缝壁面，获得导流能力。

图2 不同闭合压力下的导流能力

采用巴西法将岩心沿充填缝剖开(表征水力作用激活)，随后在1 MPa围压和120℃下顺序过基液(3% NH4Cl)，测定低闭合压力下水力裂缝导流能力，过前置酸(9% HCl+3% HCOOH)、主体酸(9% HCl+3% HCOOH+2% HF)刻蚀酸蚀裂缝，最后改变闭合压力测定酸蚀裂缝导流能力，酸液体系刻蚀非钙质充填粗糙剪切滑移裂缝，如图2所示，酸刻蚀后导流能力提高1.2～1.5倍，高闭合压力下保持较好，导流能力达到500～1 500 mD·cm，通过处理前后裂缝形态对比。与碳酸盐岩酸压相比，砂岩酸压酸蚀裂缝导流能力低很多，小1～2个数量级，仅仅依靠酸液溶蚀作用很难建立有效的渗流通道，因此为了弥补酸蚀裂缝导流能力的不足，有必要增加裂缝的复杂性，扩大渗流面积，达到体积改造的目的。

3. 体积酸压技术实现过程

(1)根据天然裂缝走向与最大水平主应力方向之间的匹配关系，选择适宜黏度的前置压裂液，在造长缝时尽可能沟通天然裂缝，形成复杂网络裂缝。

(2)采用小粒径暂堵剂，进入裂缝网络并在裂缝窄处桥堵，提高裂缝内流体压力，使之前未激活的天然发生张性或剪性破裂，增加平面上网络裂缝的复杂程度，增大油藏改造体积。

(3)采用适合储层的酸液体系溶解张性或剪性开启的天然裂缝内碳酸盐岩充填矿物和钻完井伤害物，并有效刻蚀裂缝壁面，形成网络裂缝导流能力。

(4)由于储层埋藏较深，机械分层压裂工具不能安全、有效的使用，采用暂堵剂封堵已压开层段裂缝入口，迫使压裂液进入未压开层段，实现纵向上的体积改造，最大化油藏改造体积。

三、暂堵转向提高油藏改造体积

1. 纵向转层和缝内转向机理

鉴于储层巨厚，且存在应力分层现象，在施工之前对储层分级，选择地应力相近的小层为同一级，级与级之间的应力差值不宜过大，并选择每一级中裂缝发育段射孔，裂缝首先在应力最小、最易破裂的小层中产生，通过泵注不同粒径组合的纤维球暂堵裂缝入口和分簇射孔孔眼，迫使井筒内压力上升，压裂液转向至未压开层段。纵向转层条件是井底压力变化Δpf大于或等于层间应力差ΔSh[13-14]。

当井底压力变化大于层间应力差时，裂缝沿下一级分簇孔眼起裂，从而实现纵向转层，提高储层在纵向上的改造程度。缝内转向包括两种情况：①主裂缝壁面破裂形成分支缝；②激活沟通储层内天然裂缝，形成复杂裂缝网络。

2. 纵向转层和缝内转向效果

分“纵向转层阶段”和“纵向转层+缝内转向阶段”两阶段探索了体积酸压工艺在库车低孔裂缝性气藏的适用性。不同粒径组合的纵向转层和缝内转向效果见表1。6 mm+3～4 mm纤维球与1 mm纤维球或纤维颗粒的组合方式纵向转层效果最优，而6 mm纤维球、3～4 mm纤维球+纤维颗粒的组合方式纵向转层效果一般，说明既封堵射孔孔眼又封堵缝口的效果比单独封堵一个位置效果更好。1 mm纤维球单独使用或与纤维颗粒(或纤维丝)组合使用均具有一定的缝内转向效果，而单独使用纤维颗粒进行缝内转向则无明显压力显示，说明纤维颗粒粒径过小，不能在裂缝内窄处实现桥堵；1 mm纤维球桥堵后，纤维丝比纤维颗粒的封堵能力更强。

表1 不同粒径组合的纵向转层和缝内转向效果

四、现场应用实例

A井改造井段为6 745～6 900 m，有效厚度为113.5 m,钻井液漏失636.18 m3。成像测试在改造段共识别天然裂缝90条，多为充填或半充填裂缝，裂缝密度为0.59条/m，裂缝走向主要为近东西向。基于前文提到体积酸压工艺的技术理念，根据最小主应力剖面、天然裂缝发育程度及方位、岩石可压性指数等将整个改造井段划分为三级改造，前置液采用低黏体系造复杂裂缝网络；酸液均采用缓速酸体系(9%HCl+3%HCOOH和9%HCl+3%HCOOH+2%HF)溶解天然裂缝内的钙质充填矿物、钻完井伤害物，并刻蚀裂缝壁面形成网络裂缝导流能力；为提高改造程度,第一级采用1 mm纤维球25 kg+纤维颗粒25 kg进行缝内转向，第二级采用1 mm纤维球20 kg进行缝内转向；第一、二级间采用6 mm+3～4 mm+1 mm纤维球封堵第一级缝口和射孔孔眼实现纵向转层，第二、三级间采用6 mm纤维球封堵第二级射孔孔眼实现纵向转层。如图3所示,暂堵剂进入地层时两级纵向转层压力分别升高9.3 MPa和2.5 MPa，纵向转层效果较好，第二级缝内转向压力升高2.5 MPa，具有一定的缝内转向效果。

图3 A井体积酸压施工曲线

本文中统计了先后18井次的“纵向转层”体积酸压、“纵向转层+缝内转向”体积酸压及纤维转向加砂压裂改造前后无阻流量。“纵向转层”体积酸压改造前平均无阻流量为75.3×104m3/d，改造后平均无阻排量为302.3×104m3/d，平均增产4.02倍；“缝内转向+纵向转层”体积酸压改造前平均无阻流量为52.4×104m3/d，改造后平均无阻排量为423.3×104m3/d，平均增产8.07倍；纤维转向加砂压裂改造前平均无阻流量为56.3×104m3/d，改造后平均无阻排量为279.5×104m3/d，平均增产4.96倍，且体积酸压后的无阻流量与纤维转向体积加砂压裂相当，说明体积酸压增产改造效果显著。实施了纵向转层和缝内转向工艺的改造效果优于仅进行纵向转层的体积酸压工艺。

五、 结论与认识

(1)天然裂缝发育及多被碳酸盐岩全充填或半充填，以及天然裂缝随孔隙压力的增加而错动激活使库车山前气藏具备体积酸压的物质基础。

(2)酸液体系可以充分溶解水力作用激活天然裂缝内的钙质充填矿物，含氟酸液体系可有效刻蚀裂缝壁面，形成较高导流能力的复杂裂缝网络。

(3)多粒径可降解纤维球和纤维颗粒组合可有效封堵已压开层段裂缝入口和射孔孔眼，实现巨厚储层纵向转层体积酸压。

(4)体积酸压在库车低孔裂缝性砂岩储层增产改造效果显著，且实施了纵向转层和缝内转向工艺的改造效果优于仅进行纵向转层的体积酸压工艺。