蔣廷學(xué)， 周 珺， 賈文峰， 周林波

（1.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

國(guó)外（如中東地區(qū)）碳酸鹽巖儲(chǔ)層埋深大多小于4 000.00 m，儲(chǔ)層溫度為70～120 ℃；對(duì)于井深大于5 000.00 m的油氣井，采用基質(zhì)酸化工藝或常規(guī)酸壓工藝即可提高單井產(chǎn)量。我國(guó)碳酸鹽巖油氣藏類型豐富，油藏條件卻非常復(fù)雜（儲(chǔ)層溫度普遍為120～160 ℃、井深大多為4 000.00～7 000.00 m），主要用深度酸壓工藝（多級(jí)交替注入、多級(jí)交替注入閉合酸壓、清潔酸酸壓）進(jìn)行儲(chǔ)層改造。其中，位于塔里木盆地的順北油氣田，其碳酸鹽巖儲(chǔ)層具有超深（≥7 300.00 m）、高溫（≥160 ℃）和高破裂壓力（0.019 MPa/m）等特點(diǎn)[1-4]，導(dǎo)致儲(chǔ)層酸壓改造難度極大，主要表現(xiàn)為：1）井筒沿程摩阻大，井口施工壓力高，注入排量低，導(dǎo)致造縫及裂縫延伸能力弱；2）地應(yīng)力高，塑性特征強(qiáng)，裂縫起裂延伸難度大，且初期裂縫導(dǎo)流能力低、遞減快；3）儲(chǔ)層溫度高，酸巖反應(yīng)速度快，導(dǎo)致酸蝕縫短；4）儲(chǔ)層巖石楊氏模量大，造縫寬度小，面容比大，酸巖反應(yīng)速度進(jìn)一步加快，酸蝕縫長(zhǎng)度進(jìn)一步縮短。上述問(wèn)題導(dǎo)致儲(chǔ)層酸壓改造后產(chǎn)量低且遞減快，難以經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)[5-7]。

為提高順北油氣田超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層改造效果，筆者提出了深穿透酸壓技術(shù)思路，研制開(kāi)發(fā)了耐160 ℃高溫的清潔酸液，進(jìn)行了非均勻刻蝕酸壓工藝參數(shù)優(yōu)化，初步形成了超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓技術(shù)，并在順北油氣田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)5井次，均取得了良好的儲(chǔ)層酸壓改造效果。

1 深穿透酸壓技術(shù)思路

超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓技術(shù)需要解決2個(gè)問(wèn)題：1）如何大幅度提高有效酸蝕縫長(zhǎng)；2）如何大幅度提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力。沒(méi)有導(dǎo)流能力的酸蝕長(zhǎng)縫和沒(méi)有酸蝕長(zhǎng)縫的導(dǎo)流能力都是沒(méi)有意義的，因此二者缺一不可。在現(xiàn)有施工條件下，提高有效酸蝕縫長(zhǎng)的主要途徑是研制和應(yīng)用抗高溫清潔酸，通過(guò)注入常溫的耐高溫壓裂液與地層接觸后發(fā)生熱交換降低裂縫內(nèi)的溫度，從而降低抗高溫清潔酸的酸巖反應(yīng)速率，增大酸液的有效作用距離[8-9]；而提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的主要措施是交替注入高黏酸液與低黏酸液，利用黏度差形成的黏滯指進(jìn)效應(yīng)，大幅度提升酸液對(duì)儲(chǔ)層巖石的非均勻刻蝕效果[10-14]。

所謂非均勻刻蝕，是指注入不同類型的壓裂液和酸液，利用液體之間的黏度差，降低局部的過(guò)度溶蝕，形成差異化刻蝕，從而提高酸液有效作用距離和高壓下裂縫導(dǎo)流能力的保持效果。非均勻刻蝕中的酸液有多種黏度，高黏度酸液的濾失量小，在造縫初期有利于縫長(zhǎng)和縫寬的增加。但隨著裂縫增長(zhǎng)速度變慢，在高黏度酸液之后注入的低黏度酸液可以更加充分地進(jìn)入各種尺度的天然裂縫中，溶蝕并擴(kuò)展天然裂縫，擴(kuò)大了酸壓改造的范圍。交替注入的不同黏度酸液形成了指進(jìn)現(xiàn)象，提高了酸液在儲(chǔ)層內(nèi)的非均勻程度。裂縫內(nèi)高黏度酸液的酸巖反應(yīng)速度慢，低黏度酸液的酸巖反應(yīng)速度快，低黏度酸液分布不均勻有利于加深局部的刻蝕程度，提高裂縫面在高閉合應(yīng)力下的支撐效果，以及酸蝕裂縫的支撐效果和導(dǎo)流能力。

2 抗高溫清潔酸的研制

清潔酸具有良好的耐溫、緩速和刻蝕性能，是碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸壓時(shí)最常用的緩速酸液。塔河油田所用清潔酸耐溫140 ℃，不能完全滿足順北油氣田超深、超高溫儲(chǔ)層的酸壓需求[15]。現(xiàn)有其他清潔酸在室溫下長(zhǎng)時(shí)間放置會(huì)出現(xiàn)弱交聯(lián)現(xiàn)象，無(wú)法滿足高溫深井泵注要求；同時(shí)在高溫下存在酸巖反應(yīng)快、酸蝕作用距離短、高溫緩蝕不足和剪切變碎或析出等問(wèn)題[16]。因此，研制了滿足順北油氣田超深、超高溫儲(chǔ)層酸壓要求的清潔酸。

2.1 清潔酸的研制思路

通過(guò)引入陽(yáng)離子疏水締合單體和磺酸基耐溫單體，合成了締合耐溫清潔酸用稠化劑，分子結(jié)構(gòu)如圖1所示。利用有機(jī)鋯交聯(lián)形成物理締合和配位交聯(lián)雙重作用的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，形成耐溫、耐剪切和高溫穩(wěn)定的清潔酸凍膠結(jié)構(gòu)。

圖1 酸用稠化劑分子結(jié)構(gòu)Fig.1 Molecular structure of acid thickener

高溫下，常規(guī)緩蝕劑與清潔酸稠化劑的配伍性差，導(dǎo)致酸液基液長(zhǎng)時(shí)間放置存在增黏和高溫析出現(xiàn)象，影響酸液的腐蝕和緩速性能。為此，研制了醛胺酮類高溫緩蝕劑和高溫增效劑，以減少緩蝕劑中游離的有機(jī)醛數(shù)量，防止室溫和高溫下緩蝕劑與稠化劑發(fā)生交聯(lián)作用，從而解決酸液基液的增黏和高溫析出分層問(wèn)題。

2.2 酸用稠化劑的合成

量取一定量的蒸餾水，按照一定的摩爾比加入AM、AMPS和C16DMAAB，用氫氧化鈉調(diào)節(jié)pH值至12.0左右，然后冷卻至室溫，通氮?dú)?，加入一定量的過(guò)硫酸銨和亞硫酸氫鈉引發(fā)聚合反應(yīng)（在室溫密閉環(huán)境下反應(yīng)）。對(duì)反應(yīng)得到的膠塊造粒，烘干并粉碎，得到的聚合物粉末即為酸用稠化劑。

2.3 高溫緩蝕劑的合成

在配有回流冷凝器、溫度計(jì)、電熱套和攪拌裝置的三口燒瓶中加入一定量的芳香胺和無(wú)水乙醇，攪拌并滴加20%的鹽酸調(diào)整pH值為2.0左右，然后按一定比例加入甲醛和芳香酮，加熱至一定溫度，回流反應(yīng)。冷卻并加入一定量的分散劑，然后再攪拌冷卻至室溫，即得到醛胺酮縮合物。由“醛胺酮縮合物+丙炔醇+脂肪醇聚氧乙烯醚+甲酸+甲醇”形成高溫緩蝕劑的主劑，在140 ℃以上溫度條件下使用時(shí)需要加入碘化鉀作為增效劑。

2.4 清潔酸的配方及主要性能

利用合成的酸用稠化劑和緩蝕劑，優(yōu)化形成了清潔酸體系，其配方為：20.00%HCl+1.00%稠化劑+1.00%交聯(lián)劑+3.00%緩蝕劑+1.00%破乳劑+0.05%高溫增效劑。該清潔酸不加交聯(lián)劑時(shí)的基液黏度為50～60 mPa·s，現(xiàn)場(chǎng)放置10 d后基液黏度依然穩(wěn)定，不影響交聯(lián)和泵注；在15%～20%鹽酸條件下，酸液體系交聯(lián)時(shí)間在0.5～5.0 min可調(diào)，在160 ℃溫度下以剪切速率170 s-1剪切1 h后黏度達(dá)到100 mPa·s，性能良好；在20%鹽酸條件下，在140 ℃溫度下的動(dòng)態(tài)腐蝕速率為44.307 2 g/（m2·h），鋼片表面無(wú)點(diǎn)蝕和坑蝕，表面平整，符合石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》（SY/T 5405—1996）中的一級(jí)指標(biāo)。

室內(nèi)評(píng)價(jià)發(fā)現(xiàn)，該清潔酸經(jīng)高溫剪切以后的交聯(lián)狀態(tài)良好，無(wú)剪切變碎、脫酸現(xiàn)象；加熱控制釋放鋯離子緩慢交聯(lián)，最高黏度達(dá)到500 mPa·s；有機(jī)氯檢測(cè)結(jié)果為278 mg/L，符合現(xiàn)場(chǎng)施工要求；酸液經(jīng)過(guò)酸巖反應(yīng)后自動(dòng)破膠，破膠液黏度小于10 mPa·s。由此可見(jiàn)，該清潔酸具有良好的配伍性、耐溫耐剪切性和耐腐蝕性，可以滿足順北油氣田超深超高溫儲(chǔ)層酸壓對(duì)清潔酸的要求。

3 酸液非均勻刻蝕導(dǎo)流能力試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)樣品

超深井取心非常困難，因此采用塔里木盆地奧陶系灰?guī)r露頭制作試驗(yàn)巖樣。巖樣制作方法：將灰?guī)r露頭切割后，按酸蝕裂縫導(dǎo)流儀的API標(biāo)準(zhǔn)加工成長(zhǎng)度為17.7 cm、寬度為3.8 cm的巖板，其兩端加工成半圓形。

3.2 試驗(yàn)方法

采用研制的抗高溫清潔酸，測(cè)試巖板被不同酸液酸蝕后的裂縫導(dǎo)流能力。酸液濃度為20%，試驗(yàn)溫度為140 ℃，圍壓為20 MPa，酸液流量為25 mL/min。準(zhǔn)備3組巖板，在同樣條件下，分別僅注入清潔酸、僅注入膠凝酸和先注入清潔酸再注入膠凝酸進(jìn)行試驗(yàn)。酸蝕后采用三維形貌儀對(duì)裂縫表面的形態(tài)進(jìn)行表征，并測(cè)試了閉合應(yīng)力為20～90 MPa時(shí)3種注酸方式下裂縫的導(dǎo)流能力。

3.3 試驗(yàn)結(jié)果

3種注酸方式下，被酸液酸蝕后巖板裂縫的導(dǎo)流能力對(duì)比曲線如圖2所示。

圖2 3種注酸方式下的裂縫導(dǎo)流能力對(duì)比Fig.2 Comparison on the conductivities of fractures under three acid injection modes

從圖2可以看出，閉合應(yīng)力對(duì)酸蝕后裂縫導(dǎo)流能力的影響較大：當(dāng)閉合應(yīng)力小于50 MPa時(shí)，膠凝酸酸蝕后的裂縫初始導(dǎo)流能力要高于清潔酸，但隨著閉合應(yīng)力的增大，膠凝酸酸蝕后的裂縫導(dǎo)流能力快速下降，可見(jiàn)其抗壓能力不強(qiáng)；閉合應(yīng)力增大至60 MPa時(shí)，用“清潔酸+膠凝酸”酸蝕后的裂縫導(dǎo)流能力比僅用清潔酸高37%，是僅用膠凝酸的10倍以上。可見(jiàn)，采用“清潔酸+膠凝酸”的注酸方式，即交替注入2種不同黏度的酸液可以強(qiáng)化刻蝕面的非均勻程度，在高閉合應(yīng)力下具有更高的裂縫導(dǎo)流能力。

計(jì)算了閉合應(yīng)力為50 MPa、不同注酸方式下酸蝕裂縫導(dǎo)流能力與有效縫長(zhǎng)的關(guān)系，結(jié)果如圖3所示。

從圖3可以看出：在超深、高溫條件下，僅注入膠凝酸時(shí)縫口的導(dǎo)流能力較高，但有效縫長(zhǎng)僅為65.00 m左右；僅注入清潔酸時(shí)的裂縫初始導(dǎo)流能力較低，有效縫長(zhǎng)增加到86.00 m左右；采用“清潔酸+膠凝酸”的組合注入模式時(shí)，不僅酸蝕裂縫導(dǎo)流能力有較大幅度提高，有效縫長(zhǎng)也增加到127.00 m，能夠達(dá)到深穿透改造的效果。

圖3 不同注酸方式下的酸蝕有效縫長(zhǎng)對(duì)比曲線Fig.3 Comparison curves of the effective length of acid etched fractures under different acid injection modes

4 酸液非均勻驅(qū)替流動(dòng)機(jī)理研究

4.1 裂縫內(nèi)酸液流動(dòng)模型

酸液在裂縫內(nèi)的非均勻分布是由于不同液體之間的界面張力及黏度差異造成的。在不同黏度的2種液體流動(dòng)過(guò)程中，液體之間的界面張力使流體在局部產(chǎn)生剪切變形等現(xiàn)象。酸壓前常用壓裂液造縫，酸壓時(shí)已經(jīng)具有了一定規(guī)模的裂縫通道。因此，不同黏度酸液在裂縫中的流動(dòng)可以看作是平板內(nèi)的流動(dòng)，可采用Navier-Stokes方程描述酸液的流動(dòng)狀態(tài)：

式中：ρ為流體密度，kg/m3；t 為時(shí)間，s；u為流體速度，m/s；p 為壓力，MPa；μ為流體黏度，mPa·s；g為重力加速度，m/s2；f為表面張力，mN/m。

4.2 非均勻驅(qū)替參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)前人的研究成果[7,10,12]，不同液體之間的黏度差異對(duì)液體驅(qū)替的流動(dòng)形態(tài)有較大的影響。因此，利用有限元法分別模擬計(jì)算了液體黏度比為1∶1、2∶1、5∶1、10∶1和10∶1（液體分2次注入）時(shí)裂縫內(nèi)的流動(dòng)過(guò)程，得到了以不同黏度比液體驅(qū)替時(shí)裂縫內(nèi)酸液的分布情況，如圖4所示。

圖4 用不同黏度比液體驅(qū)替時(shí)裂縫內(nèi)酸液的分布情況Fig.4 Distribution of acid fluid when displaced with fluids at different viscosity ratios

從圖4可以看出，隨著2種液體黏度比增大，酸液在裂縫中非均勻分布的特征更明顯，這種非均勻分布使酸液對(duì)巖石的非均勻刻蝕程度加強(qiáng)，有利于酸蝕后裂縫導(dǎo)流能力的提高及保持。

為了量化表征指進(jìn)產(chǎn)生的酸液分布的非均勻程度，采用非均勻系數(shù)對(duì)其進(jìn)行描述。非均勻系數(shù)是指進(jìn)前緣到達(dá)出口時(shí)，注入流體未波及面積占通道總面積的比例（圖4中紅色區(qū)域與藍(lán)色區(qū)域面積之比），計(jì)算結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同黏度比下裂縫中酸液的非均勻程度Fig.5 Non-uniformity of acid fluid in fractures at different viscosity ratios

從圖5可以看出，隨著黏度比的增加，酸液分布的非均勻系數(shù)提高幅度明顯增加。常規(guī)膠凝酸在高溫下的黏度約為15 mPa·s，壓裂液和清潔酸剪切后黏度為50～60 mPa·s，黏度比達(dá)到4倍以上，可在超深高溫條件下形成有效的非均勻刻蝕。當(dāng)黏度比為10∶1時(shí)，若采用分2次注入的方式，則可以進(jìn)一步提高酸液的非均勻系數(shù)，非均勻系數(shù)由28.2%提高到了37.6%。

5 非均勻刻蝕酸壓工藝參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)順北油氣田前期酸壓施工實(shí)踐，施工液體用量一般為600～900 m3，先注入壓裂液再注入酸液，施工排量為6～8 m3/min。采用正交設(shè)計(jì)方法，利用全三維壓裂酸化設(shè)計(jì)與分析軟件Gohfer模擬裂縫擴(kuò)展情況，以排量6 m3/min注入200 m3前置壓裂液形成主裂縫，再分別以排量比2∶1、1∶1和1∶2注入高黏酸液（黏度為60 mPa·s）和低黏酸液（黏度為15 mPa·s），高黏酸液和低黏酸液的液量比分別為1∶1、1∶2、1∶3、2∶1和3∶1，分析了不同施工方式及施工參數(shù)對(duì)酸液在裂縫內(nèi)非均勻分布程度的影響。

5.1 注入速度優(yōu)化

根據(jù)4.2節(jié)的研究結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際酸液體系的特征，選取黏度比為4∶1的2種酸液，其液量比為1∶1，模擬不同注入排量比下酸液的非均勻分布程度，結(jié)果如圖6所示（圖6中顏色代表酸液的濃度，濃度越高顏色越深）。

圖6 高黏度和低黏度酸液排量比對(duì)裂縫中酸液分布的影響Fig.6 Effect of the flowrate ratio of high/low viscosity acid fluids on the distribution of acid in fractures

從圖6可以看出，當(dāng)后置低黏度酸液頂替排量大于前置高黏度酸液排量時(shí)，酸液在裂縫中的分布更分散，并且酸蝕裂縫的延伸長(zhǎng)度也更長(zhǎng)。這表明，后置低黏度酸液的頂替排量越高，低黏度酸液的波及范圍越大，更容易產(chǎn)生非均勻刻蝕。產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因，可能是后置低黏度酸液的排量差異加劇了2種酸液的界面效應(yīng)，促使指進(jìn)現(xiàn)象提前出現(xiàn)，并且程度更為劇烈。在現(xiàn)場(chǎng)施工中，應(yīng)控制不同類型酸液之間的注入排量差，盡量將后置頂替酸液的排量提高至施工允許的最大排量。

5.2 注入規(guī)模優(yōu)化

當(dāng)黏度比為4∶1，高、低黏度酸液排量比為1∶2時(shí)，分別模擬計(jì)算前置高黏度酸液量與低黏度酸液量之比為1∶1、1∶2、1∶3、2∶1、3∶1時(shí)的酸蝕裂縫特征及酸液分布情況，結(jié)果見(jiàn)圖7。

從圖7可以看出，每級(jí)注入的酸液量遞減，有利于酸液在裂縫中的非均勻分布。遞減幅度越大，酸液的分布越分散，酸蝕裂縫長(zhǎng)度越長(zhǎng)。結(jié)合5.1節(jié)的計(jì)算結(jié)果，在現(xiàn)場(chǎng)施工中，應(yīng)先以一定排量注入大規(guī)模高黏度酸液，再將小規(guī)模低黏度酸液大排量注入，進(jìn)一步提高酸液的非均勻刻蝕效果。

5.3 注入方式優(yōu)選

圖8所示為“高黏度壓裂液+低黏度酸液”與“高黏度酸液+低黏度酸液”二級(jí)注入模式下的縫寬和導(dǎo)流能力，圖9所示為“高黏度壓裂液+低黏度酸液”與“高黏度酸液+低黏度酸液”二級(jí)注入模式下的縫長(zhǎng)和縫高。

圖7 高、低黏度酸液液量比對(duì)裂縫中酸液分布情況的影響Fig.7 Effect of the displacement volumes of high/low viscosity acid fluids on the distribution of acid in fractures

圖8 “壓裂液+酸液”與“酸液+酸液”二級(jí)注入模式下的縫寬和導(dǎo)流能力Fig.8 Fracture width and conductivity under the secondary injection modes of “acid + fracturing fluid” and“acid + acid”

從圖8、圖9可以看出，采用“高黏度酸液+低黏度酸液”二級(jí)注入時(shí)，縫高、縫寬略大于“酸液+壓裂液”兩級(jí)注入時(shí)的裂縫參數(shù)，導(dǎo)流能力是其5～6倍，但縫長(zhǎng)要短一些，約為“酸液+壓裂液”注入的70%～80%。分析認(rèn)為，這是因?yàn)樗嵋河昧吭黾樱岣吡藥r石的溶解量和酸巖反應(yīng)速度，從而大幅提高了導(dǎo)流能力。

圖9 “壓裂液+酸液”與“酸液+酸液”二級(jí)注入模式下的縫長(zhǎng)和縫高Fig.9 Fracture length and height under the secondary injection modes of “acid + fracturing fluid” and “acid +acid”

根據(jù)模擬結(jié)果，在實(shí)際施工時(shí)，考慮施工成本和儲(chǔ)層特征，可以選擇不同的液體注入方式。若需要溝通遠(yuǎn)處的縫洞體，則考慮“酸液+壓裂液”交替注入方式，以提高酸蝕裂縫長(zhǎng)度；若儲(chǔ)層物性較好，則考慮交替注入不同黏度酸液的方式，以溝通更多天然裂縫，擴(kuò)大酸液改造范圍，提高裂縫導(dǎo)流能力。

6 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

順北油氣田超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)5井次，均獲得了較好的儲(chǔ)層改造效果。儲(chǔ)層參數(shù)及酸壓效果見(jiàn)表1。其中，X1井在162 ℃溫度條件下有效酸蝕縫長(zhǎng)為143.70 m，有效溝通了井周的縫洞區(qū)，初期產(chǎn)油量達(dá)到了121.6 t/d。

表1 順北油氣田超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓技術(shù)試驗(yàn)效果Table 1 Experimental results of deep penetration acid-fracturing technology in ultra-deep carbonate reservoirs of the Shunbei Oil and Gas Field

順北油氣田X1井酸壓層段7 568.46～8 121.00 m為奧陶系一間房組和鷹山組，地層巖性為黃灰色泥晶灰?guī)r、含砂屑泥晶灰?guī)r、泥晶砂屑灰?guī)r。井底溫度162 ℃，采用耐溫160 ℃的清潔酸液體系，將壓裂液和滑溜水加重至1.1 kg/L。該井裸眼段長(zhǎng)552.54 m，綜合分析漏失、常規(guī)測(cè)井和成像測(cè)井資料，發(fā)現(xiàn)有2個(gè)良好顯示段：第1段為7 786.50～7 795.50 m井段，測(cè)井解釋為Ⅰ類儲(chǔ)層，成像顯示有溶洞特征，溶洞內(nèi)有一定的充填；第2段為7 944.00～7 985.00 m井段，測(cè)井解釋為Ⅱ類、Ⅲ類儲(chǔ)層，成像顯示低角度裂縫發(fā)育，夾雜誘導(dǎo)縫，分析認(rèn)為，可能是裂縫孔洞型儲(chǔ)層。

X1井于2018年3月進(jìn)行酸壓施工，采用“壓裂液+高黏度酸液+低黏度酸液”三級(jí)注入方式，注入40 m3滑溜水+176 m3壓裂液+135 m3高黏度清潔酸+100 m3低黏度酸液+150 m3壓裂液+100 m3高黏度清潔酸+80 m3低黏度酸液+224 m3壓裂液+125 m3高黏度清潔酸+110 m3低黏度酸液+125 m3滑溜水，共注入液體1 365 m3，最高泵壓94.4 MPa，最大排量6.8 m3/min，停泵后壓力由28.9 MPa下降至26.5 MPa。

根據(jù)實(shí)際酸壓施工曲線，對(duì)X1井的酸蝕裂縫擴(kuò)展情況進(jìn)行了模擬和G函數(shù)分析，結(jié)果如圖10所示（圖10（a）中，顏色代表酸液的濃度，濃度越高顏色越深；圖10（b）中：ISIP為瞬時(shí)停泵壓力，MPa；1A、1B為經(jīng)過(guò)瞬時(shí)停泵壓力所在點(diǎn)的一條壓降隨時(shí)間變化曲線上的2個(gè)點(diǎn)；2A、2B為壓降隨時(shí)間變化的平方曲線上的2個(gè)點(diǎn)；1A1B和2A2B這2條直線的交點(diǎn)為裂縫閉合點(diǎn)；TC表示裂縫閉合時(shí)間）。

圖10 X1井酸壓后裂縫擴(kuò)展情況模擬及G函數(shù)分析結(jié)果Fig.10 Simulation of fracture propagation after acid fracturing and the results of G function analysis in Well X1

從圖10可以看出，酸液在裂縫中呈現(xiàn)出較為明顯的非均勻分布特征，達(dá)到了預(yù)期的非均勻刻蝕效果。酸蝕后有效縫長(zhǎng)143.70 m，裂縫遠(yuǎn)端的酸濃度也較高，說(shuō)明具有較好的導(dǎo)流能力。G函數(shù)曲線是時(shí)間與井底壓力的導(dǎo)數(shù)曲線，從G函數(shù)曲線可以看出：初始有一定波動(dòng)，但波動(dòng)幅度較小，且G值小于1，表明溝通天然裂縫效果不大；隨著酸液的繼續(xù)注入，G函數(shù)曲線開(kāi)始大幅波動(dòng)，出現(xiàn)3個(gè)峰值，G值也逐漸升高，表明交替注入酸液過(guò)程中形成了多個(gè)分支裂縫，并且溝通了一部分天然裂縫。酸壓后，該井初期產(chǎn)量達(dá)到了121.6 t/d，是改造前的6倍以上，增產(chǎn)效果明顯。

7 結(jié)論與建議

1）針對(duì)順北油氣田超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化壓裂后裂縫長(zhǎng)度短、導(dǎo)流能力遞減快等問(wèn)題，研制了抗高溫清潔酸，進(jìn)行了酸液非均勻刻蝕導(dǎo)流能力試驗(yàn)，研究了酸液非均勻驅(qū)替流動(dòng)機(jī)理，進(jìn)行了非均勻刻蝕酸壓工藝參數(shù)優(yōu)化，形成了適合該儲(chǔ)層的深穿透酸壓技術(shù)。

2）順北油氣田超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓技術(shù)的核心是：“高黏度酸液+低黏度酸液”的注入模式優(yōu)化，不同黏度酸液的黏滯指進(jìn)效應(yīng)的有效形成，不同黏度酸液注入?yún)?shù)優(yōu)化及控制。

3）建議加強(qiáng)對(duì)非均勻酸巖刻蝕裂縫長(zhǎng)期導(dǎo)流能力及主控因素的分析研究，并進(jìn)一步研究有效延長(zhǎng)超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓有效增產(chǎn)周期的方法和技術(shù)。