深層碳酸鹽巖儲層改造理念的革新
——立體酸壓技術

郭建春 茍 波,2 秦 楠 趙俊生 伍 林 王坤杰 任冀川

1.“ 油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.西南石油大學博士后科研流動站 3.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦 4.中石化西南石油工程有限公司井下作業(yè)分公司

0 引言

碳酸鹽巖油氣藏在全球油氣資源中占有極其重要的地位，其油氣資源量約占全球油氣資源量的70%，探明可采儲量約占全球油氣探明可采儲量的50%；碳酸鹽巖油氣主產區(qū)分布于中東、北美、中亞等地區(qū)，合計可采儲量占全球碳酸鹽巖油氣藏可采儲量的96.8%[1]。國外碳酸鹽巖油氣藏的規(guī)模通常較大且以孔隙型儲層為主，井間連通性較好，常規(guī)基質酸化或酸壓是其主要的增產手段，工藝對象及技術相對簡單[2-4]。

中國碳酸鹽巖油氣資源豐富，主要分布于塔里木、四川、鄂爾多斯、渤海灣等盆地；據2015年全國油氣資源動態(tài)評價結果，碳酸鹽巖油氣資源量占全國油氣資源總量的27%[5]。近年來，隨著深層油氣勘探開發(fā)理論與技術的不斷創(chuàng)新，先后發(fā)現了安岳、普光、元壩、塔中、龍崗等一批深層海相大型、特大型碳酸鹽巖氣田，已成為天然氣產量貢獻的基石[6]。“十三五”以來，我國碳酸鹽巖油氣藏勘探開發(fā)逐漸邁向超深層（埋深大于6 000 m，如塔里木盆地寒武系肖爾布拉克組輪探1井完鉆井深為8 882 m）、超高溫（溫度超過150 ℃，如四川盆地大塔場構造震旦系燈影組塔探1井井底溫度為212 ℃）、超高壓（井底壓力大于100 MPa，如川西地區(qū)茅口組雙探1井井底壓力為122.9 MPa），已成為深層油氣勘探的熱點和油氣儲量增長的主體，展現了巨大的油氣資源接替潛力。因此，加快深層碳酸鹽巖油氣藏勘探與開發(fā)，對于提升我國油氣自給能力、保障國家能源安全具有重要的意義[7-9]。

酸化壓裂是碳酸鹽巖油氣藏高效開發(fā)不可或缺的手段，與物探、鉆井技術并列成為三大石油工程技術[9]。中國深層海相碳酸鹽巖油氣藏工程地質特征極其復雜，開展以溝通遠距離儲層為目的的傳統(tǒng)深度酸壓，難以獲得油氣井的長期穩(wěn)產。近年來，借鑒頁巖氣、致密油儲層體積壓裂改造的核心技術理念，即通過“打碎”儲層，形成人工裂縫網絡[10-12]，在鄂爾多斯、渤海灣、塔里木等盆地，針對裂縫型碳酸鹽巖儲層，采用大排量與大液量、不同黏度壓裂液與酸液、纖維與顆粒暫堵轉向等方式來激活天然裂縫，形成復雜縫網，進而實現體積酸壓的目標[13-19]。然而，通過理論研究與現場實踐，發(fā)現在深層、超深層海相碳酸鹽巖油氣藏儲層要形成復雜縫網，面臨著兩個瓶頸問題：①雖然碳酸鹽巖儲層發(fā)育天然裂縫、較大溶洞，有利于形成復雜裂縫[20-21]，但是，儲層地應力高又導致復雜縫網的形成難[22]；②現場施工受到深井、超深井作業(yè)技術能力與作業(yè)水平、井口與設備的耐高壓能力以及資金投入過大等客觀條件的限制[12]。

近年來，塔里木盆地縫洞型油藏的開發(fā)實踐表明：以儲集體為研究對象，在研究其空間配置、展布的基礎上，進行立體開發(fā)是實現深層、超深層非均質碳酸鹽巖油藏高效開發(fā)的有效手段[23]。立體改造技術是實現立體開發(fā)的關鍵技術之一，從而實現儲層在平面和縱向上的充分改造；體積酸壓和深度酸壓技術更多關注的是儲層在平面上的改造，而立體酸壓技術是在體積改造技術理念上的拓展與升華[12]。為此，筆者從我國深層海相碳酸鹽巖油氣藏的工程地質特征出發(fā)，揭示了該類儲層酸壓改造的難點；然后，以實現該類油氣藏高效立體開發(fā)為目標，充分借鑒體積酸壓、深度酸壓等技術，將酸壓改造理念從平面拓展到縱向，提出了立體酸壓技術理念，闡明了其技術內涵，并且詳述了立體酸壓所包含的三大關鍵技術，進而提出了下一步發(fā)展方向，以期通過立體酸壓理念的推廣來促進深層、超深層碳酸鹽巖儲層酸化壓裂改造技術的進步。

1 中國海相碳酸鹽巖油氣藏工程地質特征的特殊性

與國外海相碳酸鹽巖油氣藏相比，中國海相碳酸鹽巖油氣藏具有獨特的地質特征[24]，其中與儲層改造密切相關的地質特征表現在以下3個方面。

1.1 儲層地層時代老、埋藏深，總體表現出高溫、高壓特征

國外海相碳酸鹽巖儲層以中生界—新生界為主，埋深主要介于2 000～4 500 m，地層溫度大多數都低于120 ℃，以常溫常壓為主。中國海相碳酸鹽巖地層分布于前新生界、中生界、古生界和元古界，三大海相碳酸鹽巖油氣盆地處于規(guī)模開發(fā)的主力層系均位于古生界；埋深普遍超過5 000 m，地層溫度多數在150 ℃左右，地層壓力也較高（表1），總體具有高溫、高壓的特征[25]。

1.2 儲層類型多、物性差且非均質性極強，屬于典型的低滲透—致密儲層

國外碳酸鹽巖油氣層地層時代較新，未經歷大的構造運動，儲層受到的破壞較小，橫向連片；儲集空間以原生孔隙為主，儲層物性較好，孔隙度介于5%～30%，滲透率介于10～9 000 mD，油氣井產量差異較小，并且產量較穩(wěn)定[4]。

表1 我國主要海相碳酸鹽巖油氣田基本情況表[25-26]

國內海相碳酸鹽巖油氣層地層時代古老，受多期成藏改造的影響，儲層類型多樣，根據儲層成因可以分為以下4種類型：①礁灘型儲層，儲集空間主要為溶蝕孔、洞，受沉積相帶控制；②巖溶儲層，分為灰?guī)r潛山巖溶、白云巖風化殼和內幕巖溶3類，儲層基質差，儲集空間以巖溶縫洞為主，非均質性極強，受成巖作用控制；③復合型儲層，主要是結晶白云巖儲層，儲集空間以晶間孔和晶間溶孔為主，受成巖作用和沉積作用共同控制；④斷裂帶控制的裂縫性儲層，儲層整體分割、局部聯(lián)通[25,27]。已開發(fā)的碳酸鹽巖油氣藏單一成因儲層發(fā)育較少，常見多類型的儲層垂向疊置，呈“多層樓”式分布，不同成因形成的儲層搭配組合，導致儲層非均質性極強，且橫向分布不穩(wěn)定。同時，國內海相碳酸鹽巖油氣藏儲層物性差，孔隙度介于2%～15%，滲透率普遍小于1 mD（表1）。基于儲層儲集空間劃分，將碳酸鹽巖儲層分為孔隙（洞）型、裂縫—孔隙型、縫洞型、裂縫型4類[28]。儲層的儲集空間類型復雜且非均質性強，不同尺度孔、洞、縫的滲流能力差異大。因此常常表現出生產井初期油氣產量較高但穩(wěn)產困難的動態(tài)特征，并且井間產能差異大。

1.3 儲層流體類型及分布復雜

深層海相碳酸鹽巖油氣藏成藏過程的多樣性導致儲集空間展布極其復雜，從而使得儲集空間中的地層流體分布復雜，同時受到復雜壓力系統(tǒng)的影響，導致油氣資源的充分動用難度大、采收率偏低[1]。

2 深層、超深層非均質碳酸鹽巖儲層酸壓技術面臨的挑戰(zhàn)

中國海相碳酸鹽巖儲層物性差、非均質性強，酸壓改造是實現油氣井增產的“臨門一腳”技術，然而，由于深層、超深層碳酸鹽巖儲層嚴苛、復雜的工程地質特性，可簡述為“兩高一強”（高應力、高溫、強非均質性），給酸壓技術的成功實施帶來了巨大挑戰(zhàn)。

2.1 高應力地層壓開、建立施工排量困難，酸壓裂縫易失效

2.1.1 壓開地層、建立施工排量難

由于深層、超深層碳酸鹽巖儲層埋藏深、物性差、地應力高，在鉆完井過程中，儲層長期暴露于高密度鉆井液環(huán)境中，儲層污染程度嚴重，導致地層吸液困難，進而難以破裂形成人工裂縫；同時受井口和設備承壓能力的限制，難以建立較大施工排量，使酸液在儲層中深穿透受到限制。如四川盆地彭州氣田中三疊統(tǒng)雷口坡組PZ113井，該井目的層段深度介于6 294～6 335 m，儲層發(fā)育少量天然裂縫，受密度為1.50 g/cm3鉆井液的長期傷害和高地應力（最小水平主應力為137 MPa）雙重作用，經過6次酸液震蕩試擠，均未壓破儲層；四川盆地川西地區(qū)中泥盆統(tǒng)觀霧山組ST3井目的層段（井深介于7 569.0～7 601.5 m）發(fā)育部分孤立孔縫，最小水平主應力為159.3 MPa，整個酸壓施工過程最大施工排量僅為1.0 m3/min，酸液僅作用于近井筒范圍的儲層，難以實現深穿透。確保壓開地層、建立施工排量是深井、超深井實現有效酸壓改造的第一步。

2.1.2 酸壓裂縫易失效

深層、超深層碳酸鹽巖儲層埋藏深、閉合壓力高，酸壓裂縫導流能力較低，且裂縫容易失效，從而使酸壓后油氣井的產量遞減快，穩(wěn)產困難[29]。

2.2 高溫、超高溫加劇酸液對管柱的腐蝕，加快酸巖反應速率

2.2.1 加劇酸液對管柱腐蝕，影響施工和生產安全

高溫—超高溫（溫度大于150 ℃）、高壓儲層，即使優(yōu)選耐酸性能較好的管材和緩釋效果較好的酸液體系，酸液與地層酸性氣體（CO2、H2S等）在高溫高壓環(huán)境中與管柱接觸仍會加劇管柱腐蝕，容易導致管柱竄漏，影響酸壓施工和生產安全。為降低地層破裂壓力，常采用酸液直接壓開儲層，酸液在井筒中的長期滯留會加劇井筒管柱的腐蝕；若地層長期未壓破，管柱腐蝕問題會更嚴重。如前述PZ113井地層溫度為155 ℃，即使采用了耐160 ℃高溫的酸液體系和優(yōu)良管材，由于地層多次試擠未破，酸液在井筒中的滯留時間達13 h，超過酸液允許滯留時間，導致井筒管柱出現了明顯的腐蝕脫扣現象。

2.2.2 加快酸巖反應速率，縮短酸液穿透距離，影響酸壓效果

我國海相碳酸鹽巖深井、超深井地層溫度普遍大于150 ℃，甚至突破200 ℃，即使采取前置液進行降溫，但降溫范圍主要集中在近井地帶，裂縫深部仍然是高溫環(huán)境，從而加快了酸巖反應速率，實現酸液深穿透難度大。因此對酸液體系耐高溫、緩速性能的要求極其嚴苛。

2.3 強非均質儲層酸壓裂縫形態(tài)預測難，長井段儲層充分動用難度大

2.3.1 酸壓裂縫形態(tài)難以準確預測，實現精準酸壓的工程設計難

酸壓過程實質上是物理、化學作用耦合的復雜過程，包括水力裂縫擴展及酸液刻蝕裂縫（即酸液在水力裂縫和沿水力裂縫壁面的天然裂縫、孔洞持續(xù)流動、反應，并引起裂縫壁面巖石非均勻溶解），在閉合壓力下酸刻蝕裂縫逐漸閉合，形成油氣“高速流動通道”[30]。由于我國海相碳酸鹽巖巖石礦物組成、滲流介質（天然裂縫、溶蝕孔洞）空間分布的強非均質性、隨機性，酸液在不同尺度介質（水力裂縫為101～102m級、天然裂縫為10-2～101m級、儲層基質孔隙為10-3m級）流動反應的復雜性，導致酸壓過程中裂縫形態(tài)的預測難，酸壓工程設計的準確性差。如四川盆地安岳氣田燈影組MX108井酸壓設計縫長為59.7 m，而酸壓后試井解釋獲得的酸蝕縫長僅占設計縫長的43.7%，未達到設計預期目標。

2.3.2 長井段儲層強非均質性導致酸壓裂縫的合理部署難，實現全井段儲層充分改造的難度大，儲量有效動用難度大

長井段儲層的礦物分布、天然裂縫與溶蝕孔洞等儲集空間分布非均質性強，鉆完井過程中工作液對不同位置儲層造成的傷害差異較大，導致全井段吸酸能力差異較大。若采用籠統(tǒng)酸壓，對于直井，若受到水平層理、弱面影響，水力裂縫縱向擴展受限，難以確保全井段儲層的充分改造[31-32]；對于大斜度井、水平井，若裂縫起裂位置不確定，則難以確保有足夠數量的酸壓裂縫來實現儲量的充分動用。沿長井段部署多條酸壓裂縫是實現全井段充分改造的有效手段，但由于儲層物性、含油氣性、應力等方面差異較大，裂縫的合理部署和相應的分段、暫堵轉向措施的選擇都是難題。

3 立體酸壓的技術理念與內涵

近年來，塔里木盆地塔河油田針對縫洞型碳酸鹽巖油藏的開發(fā)，提出了立體開發(fā)技術理念[23]，即基于儲層精細描述技術，在明確儲集體空間配置和儲集體大小的基礎上，以“體”為對象，利用儲層改造技術，最大化提高平面上、縱向上的儲量動用程度，提高單井產量與穩(wěn)產能力，從而實現油藏的高效開發(fā)。可以看出，要實現油氣藏的高效開發(fā)，需要對儲層進行全方位的立體改造。

3.1 立體酸壓技術理念

立體酸壓技術以形成裂縫體為核心，以單井為“媒”，優(yōu)化酸壓裂縫體的部署，充分動用長井段穿越的強非均質儲層，實現不同儲集空間類型儲層在平面上、縱向上的立體改造。

酸壓裂縫體為酸壓后形成的酸蝕體和非酸蝕體共同組成的具有較高導流能力的流動單元。酸蝕體由酸蝕天然裂縫、水力裂縫和蚓孔組成；非酸蝕體由未酸蝕天然裂縫、水力裂縫、填砂裂縫以及相連通的孔隙組成，且與酸蝕體相連通。酸壓裂縫體包含了深度酸壓形成的高導流長裂縫[33]、復合酸壓形成的酸蝕填砂裂縫[34]及體積酸壓形成的復雜裂縫[13-19]，其在全井段的合理部署涉及暫堵轉向酸壓、分層/分段酸壓。

3.2 立體酸壓技術內涵

3.2.1 根據儲層類型，選擇相應的酸液深穿透技術，最大程度溝通縫長方向上的遠井儲集體，實現儲層平面上的充分改造

酸壓改造目的是搭建油氣從基質流向井筒的“高速公路”，對于不同類型的儲層，酸壓后需形成的裂縫形態(tài)也不同（圖1）。孔隙型儲層基質雖具有一定的滲流能力，但由于孔隙連通性較差，酸壓裂縫最大化增加裂縫改造面積的同時，還需要通過酸蝕蚓孔溝通裂縫壁面上的溶蝕孔洞[35-36]；縫洞型儲層由于儲集體空間展布非均質性強，酸壓的主要目標是通過裂縫體最大化地溝通縫洞儲集體，形成高導流主裂縫，當縫洞儲集體不在最大水平主應力方向時，還需結合暫堵轉向技術或靶向酸壓技術溝通縫洞[17-18]；裂縫型儲層基質基本不具備滲流能力，裂縫是主要流動通道，酸壓需要造復雜裂縫，常借助縫內暫堵技術增加裂縫復雜性[13-16]。

3.2.2 形成復雜酸壓裂縫體，保證在高閉合壓力下具有較高導流能力以滿足油氣井的長期生產需求

圖1 不同類型儲層立體改造示意圖

圖2 酸壓裂縫體不同尺度裂縫形態(tài)照片

在酸壓過程中，酸液在水力裂縫、天然裂縫、孔隙中流動、反應，由于巖石礦物組成、流動介質尺度等存在差異使得酸溶蝕后形成不同尺度的酸蝕體（包括酸蝕人工裂縫、天然裂縫、蚓孔等）以及非酸蝕體（包括非酸蝕裂縫、填砂裂縫），圖2展示了四川盆地安岳氣田燈影組碳酸鹽巖儲層從水力裂縫入口到水力裂縫末端，鮮酸（酸液濃度為20%）、余酸（酸液濃度為15%）、殘酸（酸液濃度為2%）對巖樣的差異化溶蝕情況。形成的復雜酸壓裂縫體在各級裂縫及其支撐模式的共同影響下，可以保證高閉合應力下仍然具備較高的導流能力。

3.2.3 在長井段上合理部署酸壓裂縫體，實現儲層在長井段方向上和縱向上的充分改造

合理部署酸壓裂縫體的關鍵是在地質甜點和工程甜點研究的基礎上，建立目標儲層精細地質模型，以最大化提高儲量動用程度為目標，基于不同類型儲層酸壓裂縫體形態(tài)與導流能力，優(yōu)化部署酸壓裂縫體的空間位置和數量，實現全井段的儲層改造。對于直井，針對水平層理及弱面發(fā)育、應力差異較大的儲層，酸壓裂縫體的部署還需考慮酸壓裂縫在縱向上的擴展情況，確保酸壓裂縫體全覆蓋改造目的層，并實現儲集層的縱向動用。對于水平井、大斜度井，通過酸壓裂縫體的合理部署，可以實現全井段的充分改造，但儲層在縱向上的改造效果受制于酸壓裂縫在縱向上的擴展情況。國外在進行多層頁巖儲層的壓裂改造時，縱向上疊置部署水平井，交錯布縫，利用裂縫高度的擴展實現縱向上儲層的充分動用[37]；受鉆井成本的限制，在塔里木盆地縫洞型油藏儲層進行酸壓改造時，基于儲層縫洞體三維精細刻畫，利用直井/大斜度井在不同深度多次側鉆，并進行酸壓改造，實現了縫洞體的有效動用，取得了較好的開發(fā)效果[23]。多井型立體布井＋立體酸壓是厚層碳酸鹽巖儲層立體開發(fā)的發(fā)展方向。

在工程技術上，借助機械轉向技術（封隔器、連續(xù)油管、密封暫堵球）、化學流體轉向技術（轉向酸、交聯(lián)酸、泡沫酸）和固體物質轉向技術（纖維、含蠟玻璃粉、暫堵顆粒、支撐劑等）實現酸壓裂縫體之間的分割。機械轉向技術是確保裂縫體分割最有效的工程技術，稱為“硬分層”技術，但它受井眼尺寸、完井方式、地層溫度、流體性質等條件的影響較大；化學流體轉向技術常與固體物質（纖維、顆粒等）轉向技術結合使用，稱為“軟分層”技術，雖受前述條件的影響較小，但分層效果不確定。

4 立體酸壓的關鍵技術

要在深層、超深層海相碳酸鹽巖儲層獲得立體酸壓改造的成功，必須依靠以下三大關鍵技術：多場多尺度多流體酸液有效作用距離預測技術、酸壓復雜裂縫體流動能力優(yōu)化技術和長井段儲層均勻布酸技術。

4.1 多場多尺度多流體耦合作用下酸液有效作用距離預測技術

4.1.1 多場多尺度多流體全耦合酸壓理論

與水力壓裂不同，酸化壓裂是通過酸液非均勻刻蝕裂縫，并且在活性酸有效作用距離范圍內的裂縫段才會具備有效導流能力。因此能否準確預測酸液有效作用距離是酸壓設計的核心問題。

酸壓本質上是壓裂酸化工作液（包含非反應性壓裂液、酸液）在不同尺度介質中流動時產生的傳熱、傳質過程，它是一個多場多尺度多流體的全耦合過程。因此，酸液有效作用距離的預測極其復雜，其數學模型可以分為3個模塊：水力裂縫形態(tài)構建模塊、酸刻蝕模擬模塊和導流能力計算模塊。我國海相碳酸鹽巖儲層非均質性強，酸壓工藝多樣、復雜，很難用一種數學模型解決所有酸壓模擬問題[30]。

經典酸壓模型主要模擬酸液在主裂縫中的刻蝕，忽略了酸液在天然裂縫、孔隙介質中的溶蝕反應；而立體酸壓技術以酸壓裂縫體為目標，不僅考慮酸液在主裂縫中的刻蝕，還需考慮酸液在天然裂縫、孔隙介質中的溶蝕反應，進而預測酸蝕體的形態(tài)和流動能力。以裂縫型碳酸鹽巖儲層為例，由于我國裂縫型碳酸鹽巖儲層的基質物性普遍較差，形成酸蝕蚓孔的難度較大，忽略酸液、壓裂液在基質孔隙中的濾失，假設天然裂縫與水力裂縫正交，水力/天然裂縫中的運動方程、能量守恒方程、酸巖反應傳質方程、酸蝕縫寬動態(tài)變化方程依次為[38-41]：

式中x、y、z分別表示水力/天然裂縫在各自局部坐標下長、寬、高方向上的坐標，m；w表示水力/天然裂縫寬度，m；μa表示酸液黏度，Pa·s；p表示水力裂縫、天然裂縫內流體壓力，Pa；vl表示酸液從水力/天然裂縫向基質濾失的速度，m/s；t表示注酸時間，s；ρa表示酸液密度，kg/m3；ca表示酸液比熱容，J/(kg·K)；Tf表示水力/天然裂縫內酸液溫度，K；ux、uz分別表示水力/天然裂縫在各自局部坐標下長度、高度方向上的酸液流速，m/s；Γ表示酸液導熱系數，W/(m·K)；qh表示酸巖反應熱，J/(m2·s)；Cf表示水力/天然裂縫內的酸液濃度，mol/m3；kg表示裂縫內酸液傳質系數，m/s；Cw表示裂縫壁面的酸液濃度，mol/m3；β表示酸液對巖石礦物的溶解能力，kg/kg；M表示巖石摩爾質量，kg/mol；η表示濾失酸液參與壁面溶蝕的質量百分比，一般約等于0；R表示酸巖反應速率，mol/(m2·s)；ρr表示巖石密度，kg/m3；φ表示巖石孔隙度。

4.1.2 酸液有效作用距離控制因素

將式（1）～（4）與裂縫擴展方程聯(lián)立求解，可獲取裂縫型碳酸鹽巖儲層的酸蝕裂縫形態(tài)，通過分析認為影響酸液穿透距離的主要因素包括以下4個。

4.1.2.1 復合熱效應

酸壓過程中井筒內發(fā)生的熱傳遞（簡稱井筒傳熱）、裂縫中流動產生的熱交換（簡稱裂縫換熱）及酸巖反應熱等復合熱效應提高了裂縫內酸液的溫度，從而明顯縮短酸液的有效作用距離，加劇酸液在近井裂縫的消耗，形成“大肚子”現象；當忽略井筒傳熱、酸巖反應熱時，由于酸巖反應速率受溫度影響明顯，會形成縫口刻蝕較少、縫中刻蝕較多的“鐘形”刻蝕現象（圖3），圖3中無因次縫長為酸蝕縫長與壓裂縫長的比值，然而，在我國深層—超深、高溫—超高溫地層要形成該現象很困難。

圖3 熱效應對酸蝕縫寬的影響曲線圖

4.1.2.2 酸液體系

酸巖反應動力學參數決定了酸巖反應速率快慢，進而影響酸液有效作用距離。緩速性能優(yōu)良、黏度較高的酸液體系通常易獲得較長的酸蝕有效縫長，有利于酸液深穿透（圖4）。

圖4 酸液體系對酸蝕縫寬的影響曲線圖

4.1.2.3 酸壓工藝

注入非反應性前置液能有效降低裂縫的溫度，從而可以有效提高酸蝕有效縫長（圖5-a），圖5中無因次酸液濃度為裂縫中某位置的平均酸液濃度與初始酸液濃度的比值；同時，提高注酸排量，也有利于酸液深穿透（圖5-b）。因此，“前置液＋大排量注酸”工藝有利于延長高溫儲層中酸液的有效作用距離。

4.1.2.4 天然裂縫

天然裂縫的存在會顯著降低壓裂液、酸液的造縫效率，同時增加酸蝕裂縫的復雜程度，限制了酸液在縫長方向上的對流傳質，縮短了酸液有效作用距離（圖6）。天然裂縫的濾失能力受到天然裂縫密度、寬度、長度和基質滲透率的共同影響。

酸液有效作用距離是以上4個因素耦合作用后產生的結果，對特定地質條件的儲層，各影響因素的作用大小有差異，此時酸壓工藝也就相應存在著差異[42]。

4.1.3 提升酸液有效作用距離的措施

在現有工程技術條件下，為了最大化延長酸液有效作用距離，可采用以下措施[13-19,33-34]。

4.1.3.1 充分挖掘液體性能，優(yōu)化注液階段和液體組合

在造縫階段，采用高黏、耐高溫壓裂液造主縫，有利于降低液體濾失和裂縫溫度，為后續(xù)酸液進入裂縫提供良好的反應環(huán)境；在酸刻蝕階段，采用緩速性能優(yōu)良的高黏酸液或自生酸刻蝕主裂縫；在天然裂縫激活階段，采用滑溜水激活天然裂縫、低黏酸液溶蝕天然裂縫。

圖5 不同前置液量下無因次酸液濃度與無因次縫長關系曲線、酸蝕縫長與注酸排量關系曲線圖

圖6 天然裂縫對酸液有效作用距離的影響結果對比圖

4.1.3.2 優(yōu)化管柱結構、工藝流程，提高注液排量

華北地區(qū)潛山油藏、順北地區(qū)斷控油藏深井、超深井常采用直徑為114 mm的油管淺下至3 500 m左右以確保整個壓裂施工過程的排量提升，最大施工排量大于10 m3/min；在部分破裂壓力異常高的儲層先采用酸液進行預處理，壓破儲層，待排量充分建立起來后再開展主壓裂施工；常選用摩阻系數較低的液體體系以確保施工排量穩(wěn)定。

4.1.3.3 造主縫階段，根據天然裂縫發(fā)育情況，采用一定暫堵措施

造主縫階段選用轉向酸或添加可降解的暫堵顆粒，暫時封堵天然裂縫以確保主裂縫延伸、酸蝕的效果；暫堵劑的選用應根據儲層特征、酸壓工藝和現場施工情況靈活調整。

4.2 酸壓復雜裂縫體導流能力優(yōu)化技術

4.2.1 復雜裂縫體導流能力計算方法

酸壓裂縫體由不同尺度的酸蝕體和非酸蝕體組成，酸壓裂縫體的導流能力是評價酸壓效果的關鍵指標，也是裂縫體優(yōu)化部署的主要依據之一。室內實驗是評價酸壓裂縫體導流能力最直接的手段。筆者將酸壓復雜裂縫體等效為酸蝕主裂縫（含填砂裂縫、酸刻蝕裂縫）、酸蝕分支縫（酸蝕天然裂縫、酸蝕誘導裂縫）及未反應次生裂縫3級（圖7）[43]，圖中ERi表示各級裂縫等效流動阻力，下標i為1-1、1-2、2、3、4。

由水電相似原理，可得復雜裂縫體等效流動阻力ERt計算式為：

各級裂縫等效流動阻力ERi計算式為：

圖7 酸壓復雜裂縫體等效流動示意圖

復雜裂縫體等效長度Lt計算式為：

由式（5）～（7）可得復雜裂縫體等效導流能力：

式中ERt、ERi分別表示復雜裂縫體、各級裂縫等效流動阻力，mPa·s/（D·cm）；μ表示流體黏度,mPa·s；Li表示裂縫長度，m；Dt、Di分別表示復雜裂縫體、各級裂縫導流能力，D·cm；H表示裂縫高度，m。

4.2.2 復雜裂縫體導流能力測試實驗

對于酸蝕裂縫、自支撐裂縫、填砂裂縫，由于形成方式及實驗裝置存在差異，筆者建議分開測試與評價，并按照式（8）計算酸壓裂縫體等效導流能力。采用西南石油大學自主研制的酸壓裂縫導流能力測試系統(tǒng)，可以實現酸蝕裂縫、剪切自支撐裂縫、填砂裂縫的導流能力測試與評價。該系統(tǒng)包括多功能剪切錯位造縫模塊、酸刻蝕模擬模塊、裂縫面3D激光掃描模塊及導流能力測試模塊。

實驗巖樣選取井下巖心，若選擇露頭代替，則需要注意露頭與儲層巖石的礦物組成、物性、天然裂縫、層理等方面是否匹配，以確保所選露頭具有代表性。實驗溫度根據裂縫所處位置的溫度來確定，注液排量按照雷諾數相似準則將工程尺度下的注液排量轉化為實驗尺度下的注液排量[44]。

酸壓主裂縫是連接油氣儲層與井筒的重要通道，因此酸蝕主裂縫導流能力的評價尤其重要。碳酸鹽巖儲層具有強非均質性，因此酸壓形成的酸刻蝕裂縫形態(tài)及導流能力也存在明顯差異。圖8展示了巖石礦物組成的差異對酸刻蝕形態(tài)的影響，M組巖板灰?guī)r與白云巖交錯分布，碳酸鹽巖礦物總含量為98.8%；而F組巖板非酸溶性礦物（黏土、石英、鉀長石）含量為18%，其余為白云巖。在同樣的實驗條件下，酸刻蝕后，M組巖板表面潔凈，且有明顯的酸刻蝕流動通道（圖8-a）；而F組巖板表面覆蓋一定黃色“泥質”物，未見明顯的酸刻蝕流動通道（圖8-b）。圖8中高程表示巖面任意一點的高度。

如圖9所示，酸刻蝕后，M組巖板裂縫的導流能力明顯高于F組，尤其當閉合壓力大于15 MPa后，差異更加明顯；當F組巖板酸蝕裂縫采用40/70目支撐劑來填充時，即使閉合壓力大于30 MPa，裂縫導流能力仍比較穩(wěn)定且明顯高于酸蝕裂縫，可見支撐劑的充填有利于導流能力的長期保持。因此，對于非酸溶性礦物含量較高的儲層，建議酸壓施工時采用大排量（大于8 m3/min），并且加入一定40/70目的陶粒，有利于改善酸壓裂縫導流能力并保持其穩(wěn)定。對于分支裂縫，考慮到酸液在主裂縫中已有部分消耗，因此測試了余酸（酸液濃度為15%）作用后裂縫的導流能力，結果表明F組分支縫在中高閉合壓力下仍然具有一定的導流能力（圖9）。自支撐裂縫（未反應次生裂縫，即已經激活的天然裂縫），即使無明顯的酸刻蝕，但依靠錯位滑移作用，在高閉合壓力下仍具有一定的導流能力（圖10）。由式（8）計算了F組儲層在閉合壓力41.4 MPa時，酸壓裂縫體等效導流能力為20.1 D·cm，若按照常規(guī)雙翼裂縫計算，酸蝕裂縫的等效導流能力為10.3 D·cm，約占前者的一半，表明酸蝕天然裂縫的溝通對酸壓裂縫體的導流能力有明顯貢獻，酸壓復雜裂縫體與常規(guī)雙翼裂縫的導流能力差異明顯。

圖8 巖石礦物組成對酸刻蝕形態(tài)影響結果對比圖

圖9 巖石礦物組成對裂縫導流能力的影響曲線圖

圖10 錯位滑移作用對自支撐裂縫導流能力的影響曲線圖

4.3 水平井/大斜度井長井段儲層精細布酸技術

深層白云巖儲層自生的致密條帶在一定程度上能夠延緩流體的運動速度，影響地層壓力的傳遞[45]；如果致密條帶處于全井段的低破裂壓力區(qū)，酸壓裂縫可能會在致密帶擴展，導致所形成的裂縫對油氣井產量貢獻甚微，因此確定致密條帶為滲流屏障的臨界條件對于酸壓裂縫體的空間部署非常重要。為此，筆者基于儲層地質特征，采用油藏數值模擬方法建立機理模型，在經濟投產期內，分析致密條帶厚度變化對地層壓力波及范圍的影響，當酸壓裂縫中的壓力變化無法通過致密條帶傳遞到儲層遠端時，致密條帶即為“滲流屏障區(qū)”（圖11）。“滲流屏障區(qū)”的確定為酸壓裂縫體的精細分段部署提供了重要依據。

“裸眼封隔器分段”是長水平井分段酸壓廣泛應用的技術手段[46]。采用裸眼封隔器機械分段時，滑套位置均位于各井段破裂壓力最低位置，且靠近段內中部，以利于形成酸壓裂縫體對段內儲層進行充分改造；封隔器則位于致密條帶的中間位置，盡量避免段內出現致密條帶。

對于射孔完井的高溫高壓儲層，當井筒不具備機械封隔的條件時，可采用可溶性暫堵球進行投球暫堵、層間轉向[17]；對于襯管完井的水平井，可以采用可降解纖維或“可降解纖維＋暫堵顆粒”進行暫堵轉向，但該技術主要應用于水平井穿越的儲層物性差異較大時,以改善長井段儲層吸酸剖面，未實現真正意義上的多級酸壓布縫分段[47-48]。

圖11 不同酸壓裂縫體部署方式下儲層壓力場模擬結果對比圖

5 立體酸壓技術的發(fā)展方向

由于我國深層、超深層海相碳酸鹽巖儲層具有“兩高一強”的工程地質特征，要推動立體酸壓技術的發(fā)展，實現氣藏的高效開發(fā)，還需要開展以下4個方面的技術攻關。

5.1 超深儲層破裂壓力預測及降低破裂壓力技術

隨著我國碳酸鹽巖氣藏的勘探開發(fā)邁向超深層，由于儲層埋藏深、地應力高，且長期受高密度泥漿浸泡，常遇到破裂壓力高、難以壓開的難題，該難題的解決既需要實現破裂壓力預測理論的突破，又需要依靠壓裂裝備的創(chuàng)新，為降低破裂壓力提供理論依據和手段。預測該類儲層的破裂壓力需要對在高溫高壓條件下，巖石的力學變形、流體滲流、巖石與流體間的化學反應、熱交換等多場耦合作用下的巖石力學行為進行研究攻關。

5.2 強非均質儲層酸壓裂縫體形態(tài)預測技術

我國深層海相碳酸鹽巖儲層非均質性強，給酸壓裂縫的數值模擬帶來極大挑戰(zhàn)，酸壓模型發(fā)展至今仍僅適用于裂縫型儲層，與實際的儲層地質特征相差甚遠。后續(xù)建議開展以下兩個方面的研究工作：①酸壓裂縫在多尺度非連續(xù)性介質（孔、洞、縫）中的擴展、延伸行為，關注酸壓裂縫在弱面、水平層理、應力差異存在的條件下，在縫高方向上的擴展行為，為厚層、多層儲層直井分層以及直井側鉆等提供依據，實現在儲層縱向上的充分改造；②多場多尺度多流體作用下的精細化酸刻蝕裂縫行為，酸壓模擬物理模型更加接近于儲層地質特征和酸壓工藝條件。

5.3 深度超過7 000 m長井段儲層分段動用技術

目前國內在深度7 000 m以淺碳酸鹽巖儲層分段酸化、酸壓技術已初步成形，并在四川、塔里木盆地推廣應用，但應用于深度超過7 000 m碳酸鹽巖儲層的分段酸壓技術還需攻關。后續(xù)建議開展以下兩個方面的研究工作：①研發(fā)耐高溫高壓、適應復雜作業(yè)條件的機械分段工具，為機械分段提供可靠保障；②研究暫堵轉向機理和研發(fā)耐高溫暫堵材料，為非機械分段提供科學依據和可靠保障。

5.4 耐高溫、緩速、低摩阻系數液體技術

通常采用化學合成方法來增大稠化劑分子量，從而增強酸液耐溫性，并且增大其黏度，但一般情況下酸液增稠后受到的摩擦阻力較高，不利于其在超深井進行大排量泵送。建議研發(fā)新型耐高溫、緩速、低摩阻系數的酸液體系，有利于延長酸液的有效作用距離，實現酸壓裂縫體對遠距離儲集體的有效溝通。