順北碳酸鹽巖儲層長期酸蝕裂縫導流能力預測方法

李春月，李沁，李德明，吳霞

（1.中國石化西北油田分公司工程技術研究院,烏魯木齊 830011；2.成都理工大學能源學院,成都 610059；3.中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院,四川德陽 618000）

0 引言

順北碳酸鹽巖油氣藏儲層埋藏深（垂深大于7500 m）、溫度高（大于160 ℃）、壓力高（地層壓力系數1.17），儲層增產改造難度大。油井酸壓改造投產后產量遞減速率快，關井壓力恢復速率慢，可能與在長期閉合壓力作用下酸蝕裂縫閉合，導流能力下降有關。因此研究順北儲層長期酸蝕裂縫導流能力變化規律，分析長期酸蝕裂縫導流能力控制因素，可為提高順北儲層酸壓效果提供理論基礎與指導意義。

國內外學者研究長期酸蝕裂縫導流能力方法較多，可以大致分為室內模擬實驗和導流能力預測模型兩大類[1–10]。大多數學者從酸液特征、巖石特征和酸巖反應特征幾個角度考察不同影響因素對酸蝕裂縫導流能力的影響，并且從酸蝕形態和導流能力兩個方面對酸蝕裂縫形成和變化規律進行表征和描述[11–16]。由于儀器設備條件限制，室內模擬實驗開展高溫條件（大于160 ℃）下的長期酸蝕裂縫導流能力研究較少，同時也未形成針對高溫條件下的長期酸蝕裂縫導流能力預測方法。

針對順北高溫高壓碳酸鹽巖儲層長期酸蝕裂縫導流能力進行研究，通過室內實驗獲得不同凍膠酸酸液質量分數、溫度和閉合時間條件下的酸蝕裂縫導流能力。綜合各條件下酸蝕裂縫導流能力關系式，建立了順北碳酸鹽巖儲層長期酸蝕裂縫導流能力預測方法，并進行對比驗證和應用。為高溫高壓碳酸鹽巖儲層酸蝕裂縫導流能力評價技術提供了參考與指導作用。

1 酸蝕裂縫導流能力實驗

1.1 實驗準備

實驗儀器：酸化導流能力測量儀，巖心流動實驗儀

實驗材料：蒸餾水，過硫酸銨，鹽酸

標準鹽水：5%NaCl+3%KCl

凍膠酸：（5%～20%）HCl+2%凍膠酸稠化劑+2%緩蝕劑+1%鐵離子穩定劑+1%破乳劑+1%交聯劑+0.5%過硫酸銨

實驗巖心：塔里木盆地奧陶系鷹山組灰巖巖心，將巖心加工成直徑為25.4 mm，長度為50 mm的小巖心柱樣，沿巖心長度方向劈裂開，模擬人工裂縫形態，測試選取未酸蝕前裂縫導流能力相近的巖心樣品。

1.2 實驗結果

根據酸蝕裂縫導流能力形成機理可知，不同條件下的酸蝕裂縫導流能力值與閉合應力、巖石特征、巖石面上礦物成分分布非均勻性和酸液的反應速率有關。

①將劈裂巖心裝入酸化導流能力測量儀夾持器中，加溫至110 ℃后，用10 mL標準鹽水驅替并飽和1 h，分別用5%、10%、15%、20%高溫凍膠酸200 mL驅替流過巖心裂縫面，測試酸蝕后巖心裂縫在10～60 MPa下的導流能力值。②將劈裂巖心裝入酸化導流能力測量儀夾持器中，分別加溫至70、90、110 ℃后，用10 mL標準鹽水驅替并飽和1 h，再用15%高溫凍膠酸200 mL驅替流過巖心裂縫面，測試酸蝕后巖心裂縫在10～60 MPa下的導流能力值。

圖1和圖2分別展示了不同濃度、溫度下裂縫導流能力隨閉合壓力變化的實驗結果，可以看出，隨著酸液濃度和酸液溫度降低，酸液反應速率下降，酸液對巖石刻蝕能力逐漸變弱，酸蝕后裂縫導流能力逐漸降低。

圖1 不同濃度凍膠酸酸蝕裂縫導流能力

圖2 不同溫度凍膠酸酸蝕裂縫導流能力

低閉合應力下，酸液反應速率是酸蝕裂縫導流能力主控因素，導致不同酸濃度和溫度下的酸蝕裂縫導流能力值差異較大。高閉合應力下，閉合應力、巖石特征和巖面非均勻性是酸蝕裂縫導流能力主控因素，因此不同酸巖反應速率條件下的酸蝕裂縫導流能力差異變小。將劈裂巖心裝入酸化導流能力測量儀夾持器中，加溫至110 ℃后，用10 mL標準鹽水驅替并飽和1 h，分別用5%、10%、15%、20%高溫凍膠酸200 mL驅替流過巖心裂縫面，測試酸蝕后巖心裂縫在10 MPa和60 MPa下的穩定50 h后的導流能力值。

根據巖石基本性質可知，巖石受閉合應力作用下會發生變形，變形量隨著閉合應力作用時間而增加。隨著閉合應力增加，酸蝕裂縫導流能力前期下降速率較快，后期下降幅度變小趨于穩定。分析認為酸蝕裂縫閉合過程中，前期由應力加載導致巖石變形產生導流能力下降，酸蝕裂縫導流能力下降速率與巖石特征和巖面非均勻性有關，后期巖石變形趨于穩定，酸蝕裂縫導流能力也保持穩定。酸蝕后巖石表面力學性質發生較大變化，巖石變形量隨閉合時間延長而增加的現象會更加明顯，導致隨閉合應力作用時間增加，酸蝕后裂縫導流能力逐漸降低，如圖3和圖4所示。對比兩圖可知，兩種閉合應力下隨時間增加酸蝕裂縫導流能力下降速率差異較大，因此閉合應力是影響巖石表面變形的主控因素，是長期酸蝕裂縫導流能力的決定因素。不同酸濃度下酸蝕裂縫導流能力隨時間下降的幅度不同，圖4中兩個酸濃度酸蝕裂縫導流能力下降過程相交是由于酸蝕裂縫面差異性導致，因此酸巖反應速率和巖面非均勻性也是長期酸蝕裂縫導流能力控制因素。

圖3 10 MPa下長期酸蝕裂縫導流能力

圖4 60 MPa下長期酸蝕裂縫導流能力

2 長期酸蝕裂縫導流能力預測方法研究

2.1 預測方法建立

1）建立酸液質量分數與酸蝕裂縫導流能力關系式。統計酸蝕裂縫導流能力與閉合壓力數據，進行線性擬合，可知酸蝕裂縫導流能力與閉合壓力呈指數關系，如圖5所示。

圖5 不同濃度下酸蝕裂縫導流能力與閉合應力關系擬合

分別擬合不同酸濃度下的酸蝕裂縫導流能力與閉合壓力關系，可獲得不同酸濃度下酸蝕裂縫導流能力與閉合壓力的指數關系式以及關系式中a、b值，如表1所示。

表1 不同濃度酸蝕裂縫導流能力與閉合壓力指數關系式統計表

通過對比a、b值與酸液濃度關系可知，a值與酸液質量分數有較好的冪函數關系a=21.568C1.2196，如圖6所示。

圖6 酸蝕裂縫導流能力擬合參數a與濃度關系

b值與酸液質量分數關系不明顯，因此b值可取平均值?0.0735，將a、b值與酸液質量分數關系式代入至指數式中，可獲得酸蝕裂縫導流能力Kwf隨酸濃度C變化規律關系式如下：

2）引入溫度對酸蝕裂縫導流能力影響規律。依據酸液質量分數與酸蝕裂縫導流能力關系獲取方法，同理也可獲得不同溫度下酸蝕裂縫導流能力隨溫度變化規律關系式：

根據酸蝕裂縫導流能力與溫度關系，可推導兩種溫度下酸蝕裂縫導流能力比值，如下式所示。

若Kwf1為 需要求取的Kwf,Kwf2為110 ℃下不同酸液質量分數下的酸蝕裂縫導流能力值，那么可寫成：

簡化獲得酸液質量分數、溫度與酸蝕裂縫導流能力關系式如下:

3）建立長期與短期酸蝕裂縫導流能力關系。前文研究可知，酸蝕裂縫經長時間加載后導流能力值取決于閉合壓力、酸巖反應速率與巖面非均勻性。本文主要研究順北碳酸鹽巖儲層巖石在不同閉合壓力和酸液質量分數條件下長期酸蝕裂縫導流能力，根據不同濃度下長期酸蝕裂縫導流能力變化可知，當閉合壓力加載時間較長時，酸蝕裂縫巖面形變特征不再發生變化，導流能力值逐漸趨于穩定。為描述長期與短期酸蝕裂縫導流能力關系，假設50 h后酸蝕裂縫導流能力保持穩定不變，并引入酸蝕裂縫導流能力保持率這一概念，即加載初期（0 h）時酸蝕裂縫導流能力值與加載50 h后酸蝕裂縫導流能力值之比。如圖7所示酸蝕裂縫導流能力保持率與閉合壓力呈良好的線性關系。

圖7 酸蝕裂縫導流能力保持率與閉合壓力關系

分別擬合獲得不同酸液質量分數下酸蝕裂縫導流能力保持率與閉合壓力線性關系，分別獲得斜率k、截距l與酸液質量分數關系式即。

代入酸蝕裂縫導流能力保持率與閉合壓力線性關系式中可得

4）獲得長期酸蝕裂縫導流能力實驗預測計算式。短期酸蝕裂縫導流能力與酸蝕裂縫導流能力保持率乘積即為長期酸蝕裂縫導流能力值。

綜合酸液質量分數、溫度與酸蝕裂縫導流能力關系式和酸蝕裂縫導流能力保持率與閉合壓力關系式，可建立順北碳酸鹽巖儲層長期酸蝕裂縫導流能力實驗預測計算式為：

2.2 預測方法驗證

為驗證長期酸蝕裂縫導流能力預測計算式，本文設計了兩組對比實驗分別測試不同條件下酸蝕裂縫導流能力實驗結果，并與酸蝕裂縫導流能力預測計算結果進行了對比，結果如表2所示。不同酸濃度條件下酸蝕裂縫導流能力預測值與實驗值相差不大，誤差率在7.93%～10.17%，說明該預測計算方法可獲得較準確的結果，可進行實際應用。

3 長期酸蝕裂縫導流能力分析

3.1 長期酸蝕裂縫導流能力分布特征

通過酸巖反應速率測試實驗可獲得酸濃度在縫長上的分布規律[17–18]，應用長期酸蝕裂縫導流能力預測方法，可預測地層溫度170 ℃時縫長上不同濃度酸液刻蝕所形成的酸蝕裂縫導流能力值，如圖8所示。

圖8 不同時間后酸蝕裂縫導流能力對比

不同閉合時間下酸蝕裂縫導流能力對比可知，隨著閉合應力時間增加，酸蝕裂縫導流能力有明顯下降，且沿著縫長方向上由于裂縫深部低酸濃度刻蝕效果差，導致酸蝕裂縫導流能力下降幅度較縫口要大，這是酸蝕后有效作用距離縮短，裂縫大面積閉合產量大幅下降的重要原因。根據酸蝕縫長上裂縫導流下降幅度可以看出，整個酸蝕縫長上50 h后裂縫導流能力整體下降幅度在50%以上，說明在長時間閉合應力作用下酸蝕裂縫導流能力急劇降低，如圖9所示?？p口處裂縫導流能力下降幅度接近50%，而縫深處裂縫導流能力下降幅度接近90%。裂縫深部上酸蝕裂縫導流能力下降幅度更大，50 m后裂縫導流能力下降幅度在80%以上。說明隨著生產時間增加，酸蝕裂縫有效長度變短，導流能力降低，是深層碳酸鹽巖儲層酸壓改造效果變差的主要原因。

圖9 50 h后酸蝕裂縫長度上導流能力下降幅度

3.2 排量對酸蝕裂縫導流能力影響

不同排量下酸蝕裂縫導流能力對比可知，當排量增加酸蝕縫長逐漸增加，裂縫內各個位置上的酸蝕裂縫導流能力逐漸增加，如圖10所示。

圖10 不同排量下酸蝕裂縫導流能力對比

圖10說明高酸濃度酸液逐漸鋪置于遠井地帶，獲得較高酸蝕裂縫導流能力。但當酸液排量超過6 m3/min后，酸蝕裂縫導流能力提高幅度降低，分析認為隨著酸液流速增加，反應速率由傳質速率控制轉變表面反應速率控制，酸液排量增加酸巖反應速率逐漸穩定，縫長方向上酸濃度差異變化不大，導致酸蝕裂縫導流能力逐漸趨于穩定。因此人工裂縫中酸蝕裂縫導流能力分布規律受酸巖反應速率控制。

3.3 反應速率對酸蝕裂縫導流能力影響

酸巖反應速率是影響酸蝕裂縫長度及導流能力的重要因素。由圖11可以看出，隨著反應速度常數變小，高導流能力裂縫的長度逐漸增加。令反應級數m為1.0029，反應速度常數為1.6691×10?6（mol/L）1?m/s時，導流能力大于10 μm2·cm的酸蝕裂縫長度約為39.3 m。當反應速度常數為1.6691×10?5（mol/L）1?m/s時，導流能力大于10 μm2·cm的酸蝕裂縫長度僅為4.6 m。說明反應速率高時，酸液有效成分主要在縫口消耗，高導流能力裂縫主要集中分布在縫口位置。反應速率低，有利于提高酸蝕有效裂縫長度，并增加遠端與深部裂縫導流能力，提高酸壓改造效果。

圖11 反應速度常數對酸蝕裂縫導流能力影響規律

由圖12可以看出，隨著反應級數變小，高導流能力裂縫的長度逐漸增加。令反應速度常數K為1.6691×10-6（mol/L）1-m/s，當反應級數為1.0029時，導流能力大于10 μm2·cm的酸蝕裂縫長度約為39.3 m。當反應速度常數為0.10029時，導流能力大于10 μm2·cm的酸蝕裂縫長度增加至100.3 m。說明酸濃度對反應速率影響程度越小，酸巖反應速率越慢，越有利于酸液在裂縫內均勻鋪置，提高整條裂縫上導流能力。

圖12 反應級數對酸蝕裂縫導流能力影響規律

4 成果應用

基于上述長期酸蝕裂縫導流能力研究結果，在順北油田進行了現場試驗應用。A井酸壓目的層位為奧陶系一間房組和鷹山組（7362.8～7755.0 m），巖性為灰色、黃灰色泥晶灰巖、含砂屑泥晶灰巖，地層壓力系數1.15，地溫梯度2.05 ℃/100 m，井底壓力87.4 MPa/7748.55 m，井底溫度158.8 ℃/7748.55 m。

利用長期酸蝕裂縫導流能力預測公式計算獲得交聯酸有效作用距離為70 m左右，長期酸蝕裂縫導流能力大于10 μm2·cm的裂縫長度為主要分布于40 m以內，說明長期開采過程中酸蝕裂縫有效長度僅為40 m。

為提高酸蝕裂縫有效長度，采用改造思路如下：①壓裂液+自生酸+交聯酸，高黏壓裂液壓開地層，形成深穿透的水力裂縫，自生酸+交聯酸提升酸蝕裂縫有效長度，提高整條裂縫導流能力；②滑溜水攜暫堵劑激活天然裂縫，并使裂縫轉向，增大改造體積；③交聯酸刻蝕激活的天然裂縫，提高復雜縫內導流能力。

該井酸壓施工過程如圖13，泵注交聯酸680 m3，壓裂液900 m3，滑溜水601.47 m3，共擠入地層總液量：2181.47 m3。加入纖維500 kg，暫堵顆粒160 kg。最高施工壓力122 MPa，最大排量13.25 m3/min，停泵壓降17.5↓12.3 MPa。

圖13 A井酸壓施工曲線圖

壓后評價顯示，A井施工后井周無污染，壓后解釋表皮系數為?2.2，酸壓溝通儲集體與裂縫體積合計為149.07×105m3，說明酸壓效果好。初期生產油壓為30.63 MPa，產液量為239.1 t/d，產油量為237.5 t/d，含水量為0.66%，產氣量為87 162 m3/d，生產3個月后，產油量為137.5 t/d，產氣量為50 300 m3/d，如圖14所示。

圖14 A井生產曲線圖

由圖14可以看出，A井較鄰井增產幅度提高了6～8倍，穩產時間提高了2～4倍，實現了提高酸蝕裂縫導流能力，提高了酸壓增產效果。

5 結論

1.碳酸鹽巖儲層酸蝕裂縫導流能力值與閉合應力、巖石特征、巖石面上礦物成分分布非均勻性和酸液的反應速率有關，低閉合應力下，酸液反應速率是酸蝕裂縫導流能力主控因素。高閉合應力下，閉合應力、巖石特征和巖面非均勻性是酸蝕裂縫導流能力主控因素。

2.閉合應力是影響巖石表面變形的主控因素，是長期酸蝕裂縫導流能力的決定因素。酸巖反應速率和巖面非均勻性也是長期酸蝕裂縫導流能力控制因素。

3.綜合酸液質量分數、溫度與酸蝕裂縫導流能力關系式和酸蝕裂縫導流能力保持率與閉合壓力關系式，建立了順北碳酸鹽巖儲層長期酸蝕裂縫導流能力實驗預測計算式，對比驗證其誤差率在7.93%～10.17%，預測計算結果較準確，可進行實際應用。

4.沿著縫長方向上由于裂縫深部低酸濃度刻蝕效果差，閉合應力長期作用時酸蝕裂縫導流能力下降幅度較縫口要大，導致裂縫大面積閉合產量大幅下降。人工裂縫中長期酸蝕裂縫導流能力分布規律受酸巖反應速率控制，反應速率降低有利于增加高導流能力的裂縫長度，提高整條人工裂縫的導流能力。