碳酸鹽巖儲層改造深穿透后效體射孔技術在氣田開發中的應用

夏國勇 彭 浩 倪根生 陳 虎 李成全 鄭云東

中國石油西南油氣田公司開發事業部

0 引言

碳酸鹽巖儲層是當前油氣勘探開發的重點和熱點領域之一，針對碳酸鹽巖儲層的增產改造技術，是碳酸鹽巖油氣藏勘探開發的關鍵性技術。四川油氣田90%以上的油氣藏都是深層海相碳酸鹽巖油氣藏，其埋藏深、溫度高，儲層增產改造措施歷來以酸化壓裂改造為主。這種儲層增產改造技術在四川油氣田勘探開發過程中得到廣泛運用，從稀鹽酸、膠凝酸、轉向酸等酸液配伍上的進步，到常規解堵酸化、深度酸壓、加砂壓裂、酸攜砂立體壓裂和水平井多段酸壓等儲層改造技術的推廣以及常壓、高壓、多級交替注入等改造儲層注酸方式的完善，形成了一系列針對性的深層碳酸鹽巖儲層改造配套技術，包括相應的基礎理論、技術配套方法以及現場應用措施。儲層改造增產技術為碳酸鹽巖儲層的高效開發提供有力的技術支持。

根據我國碳酸鹽巖儲層改造技術的發展現狀，以酸壓方式的儲層改造取得了很大的成功，特別是深層碳酸鹽巖儲層改造技術進步，有效地實現了壓開裂縫與天然儲集縫洞系統溝通，獲得了單井的高產穩產，滿足了勘探開發的需求。雖然碳酸鹽巖儲層具有酸蝕性好、酸巖反應速度快的特點，但也具有酸液有效作用時間、有效作用距離短的弊病。目前儲層改造工藝技術體系的針對性和酸壓酸液體系的選擇性，還存在一定的不適應性，加之碳酸鹽巖儲層具有儲集類型多、天然裂縫發育、基質滲透率一般小于1 mD、儲層非均質性強的特點，使得包括酸濃度、黏度、流速、酸液類型及用量存在不確定性。如何有效地提高和把控酸壓的成功率，提升單井儲層增產能力，就成為石油天然氣開發工程師一直以來追求的目標。深穿透后效體射孔方法的成功，在酸壓增產措施前實現了儲集體內天然縫洞系統通道多方位溝通的目標，解決了后期酸壓增加溶蝕造縫長度，進一步提升了有效溝通天然裂縫及儲集體的幾率。

1 碳酸鹽巖儲層改造技術的難點和局限

碳酸鹽巖油氣藏高效開發酸化壓裂是不可或缺的手段，對于深層、超深層碳酸鹽巖儲層改造更是如此，但現有的酸化壓裂技術對儲層的改造是不完善的，因為其本身的工藝技術和地質條件，決定了僅通過酸化壓裂要形成儲層地質體復雜裂縫網絡的難度較大。

深層、超深層碳酸鹽巖儲層巖石結構及成因具有多樣性，除了巖性復雜，其巖石成分差異大，儲層的基質滲透率低。主要儲集空間以溶洞、溶孔和裂隙為主，儲層的分布受多種因素的制約，具有較強的非均質性，表現為縫、洞搭配多變，不同尺度的溶洞、溶孔、裂縫并存，孔喉配合度低?？v向上具有層段性連通性差、通常埋藏深、地溫高、厚度不均勻的特征。

基于碳酸鹽巖儲層特征，主要通過產生的酸蝕裂縫長度及裂縫的導流能力來實現提高油氣井的產量。酸蝕裂縫長度受巖石類型、酸類型及濃度、黏度、地層溫度及酸巖反應速度的影響，因此酸蝕裂縫的規模有限，也就決定了裂縫的導流能力有限，加上施工工藝及井況條件的不同，造成了儲層酸化效果不盡人意。具體表現為：深層、超深層儲層埋深大、溫度高，酸巖反應速度快，酸蝕能力受限；其次，儲層縫洞發育不均，在儲層縫洞發育區酸液濾失嚴重；儲層致密區，酸液作用效果差，難以實現規模性地長、深穿透效果；同時，儲層埋藏深，施工管柱長、摩阻大、井口壓力高，排量提升困難，井底壓力難以達到巖石的破裂壓力，因此直接作用于儲層改造的效果差；加上深井液柱壓力高，殘酸返排困難，易對儲層造成二次污染[1]。

2 后效體射孔技術

在石油天然氣勘探開發過程中，打開油氣產能通道、實現儲層改造、提升單井增產能力，射孔是常見的技術措施，大約占完井總數的90%以上。射孔是一種完井措施，它采用專門的射孔工具射穿阻擋油氣層部位的套管、水泥環并深入油氣層，形成井筒與油氣層的連通孔道[2]。

2.1 射孔技術的演變及特征

打開油氣層，完井作業射孔技術實現儲層改造是最普遍、最經濟、最有效的完井方式，它不僅可以有效溝通儲集體與井筒，也可以針對有氣頂、有邊（底）水、各儲集體分層之間存在壓力、巖性差異等復雜情況而實施分隔儲層段的分層測試。射孔技術隨著勘探開發技術的不斷完善，從20世紀40年代的子彈式射孔技術，發展到如今的后效體射孔技術（圖1），各階段射孔工藝技術特征明了，目前其工藝簡便、射孔效能高、無地層污染、適應性強，對油氣層的解放日趨完善，對儲集體的改造效果顯著。

目前完井常用的聚能射孔技術，具有經濟、高效、工藝成熟的優點，但對儲集體的改造有無法避免的缺陷。射孔彈引爆后，產生的高速金屬射流首先穿透射孔槍、套管、水泥環，剩余能量才能參與到地層造縫的過程，形成油氣滲流通道。整個射孔過程中，高速金屬射流在射穿射孔槍、套管、水泥環已損失一部分能量，導致能有效利用的能量大大減少，造縫能力急劇降低，對儲集體縫洞溝通渠道減少，對儲層的改造效果降低。同時，聚能射孔工藝會使射孔孔道邊緣產生壓實帶，其內表面還有燒結層，對后期的采收效率有較大的影響（圖2）。研究表明，聚能射孔時的高溫高壓沖擊波使孔眼周圍形成壓實層，壓實層厚度13 mm 左右[3]，壓實層使孔道近周邊地層滲透率降低了70%以上,難以有效地協調單純射孔穿深與孔徑滲濾性能的提高。

圖2 聚能射孔技術在地層中作用示意圖

2.2 后效體射孔技術的基本原理及特征

目前常用射孔技術普遍存在射孔壓實帶污染、射孔彈能效利用率不高等問題。如何有效解決這些問題成為射孔工藝創新攻關難點，特別是在新井投產過程中，以及對低孔、低滲油氣藏的改造對射孔工藝技術要求更高。后效粒子的發明開啟了射孔技術新的時代，后效體射孔工藝技術研發成功，將射孔技術提升為酸壓前的增產技術，具有跨時代意義。通過優化射孔工藝，利用初次高速射流引起的渦流場引力將后效的高能粒子拽入到孔道，在粉塵效應作用下產生局部灼熱爆燃，繼而迅速完成整個孔道爆轟爆炸，達到提高射孔穿深，擴容射孔孔道，實現油水井增產增注的目的[4]。

后效體射孔技術應用分倉爆炸技術思路，即把兩個能量釋放點分倉進行處理，分別作用于不同目標靶向，初次靶向是射孔彈能量點，在射開孔道的同時，高速射流引起的漩流場引力將后效裝藥的高能粒子拽入到孔道內[5]。第二靶向是將這些被云霧化的高能粒子在孔道內聚集、碰撞、相互作用，引起局部灼熱點火，迅速完成了爆燃到螺旋爆轟的轉型，達到射穿地層、擴容孔道的目的[6]。其基本原理如圖3所示。

圖3 后效體射孔技術基本原理作用示意圖

3 后效體射孔技術的運用

3.1 馮家灣區塊石炭系氣藏基本特征

馮家灣區塊石炭系氣藏位于云安廠構造主體下盤的潛伏構造，為斷層-背斜型圈閉，最低圈閉線-4 900 m，高點海拔-4 660 m，閉合度240 m，圈閉合面積31.82 km2（圖4）。

云安廠構造帶馮家灣區塊石炭系底部假整合超覆于志留系風化殼之上，與上覆二疊系呈假整合接觸。按川東地區石炭系黃龍組三分的標準，黃龍組一段、二段巖性和電性特征與川東地區其他石炭系氣藏具有相似性和可對比性。地層厚度35.8～62.7 m，儲層的主要儲集巖為白云巖，常見的有泥晶云巖、粉晶云巖和角礫云巖?？紫吨饕粤ｉg（溶）孔、晶間（溶）孔、礫間（內）溶孔為主，次為生物體腔孔、遮蔽孔、鑄?？?。裂縫包括構造縫、風化縫、干縮縫及壓溶縫。溶洞有孔隙性溶洞、裂縫性溶洞及礫間孔洞。據氣藏多口井742個巖心資料統計，樣品的煤油法孔隙度0.28%～21.94%，算術平均值為4.63%。滲透率最大39.60 mD，最小值小于0.001 mD，平均0.51 mD，其中滲透率小于0.1 mD的樣品占了46.4%。

圖4 云安廠構造帶馮家灣區塊石炭系氣藏頂面構造圖

縱向上，石炭系頂部因黔桂運動遭受剝蝕，馮家灣區塊缺失石炭系黃龍組三段，黃龍組二段殘余厚度較大，橫向上馮家灣以南大貓坪云安12井石炭系發育較全，有黃龍組三段；以北三岔坪云安6井石炭系不僅發育黃龍組三段，同時還沉積下伏石炭系河洲組。在構造區內云安002-2井區較薄，在云安002-9井區較厚，總體變化不大（表1）。

馮家灣區塊石炭系儲層主要發育于黃龍組二段的中～中下部，橫向上儲層連續分布，總厚度9.7～29.1 m，其中位于構造中段的云安002-2井儲層最薄，真厚僅9.7 m，其余井儲層厚度變化不大，真厚在20 m左右。儲層總體以Ⅲ類為主，Ⅰ+Ⅱ儲層占比6.1%～69.7%，平均為28.9%，北段新完鉆的云安002-9井Ⅰ+Ⅱ儲層占比低，僅6.1%（表 2）。

表1 馮家灣區塊石炭系氣藏各井地層厚度統計表

表2 馮家灣區塊石炭系氣藏各井儲層參數表

3.2 馮家灣區塊云安002-9井石炭系測試情況

2019年6月1日采用后效體射孔技術，對目的層黃龍組井段 5 335.00～5 337.50 m，5 343.00～5 350.50 m，5 353.00～ 5 360.50 m，5 365.00～5 367.50 m，進行了射孔試油。射孔管柱下至井深5 368.13 m，射孔槍型為89型，射孔彈型為DP39HMX25-4XF，孔密為16孔/m，射孔相位為60 ，射孔彈實裝312發，實爆312發，爆破率100%。完井管柱下至井深5 347.24 m坐封，酸前未測試天然氣產量。

射孔井段采用濃度20.0%的膠凝酸203.19 m3進行酸化，酸后經分離器、50.8 mm臨界流速流量計裝35 mm孔板放噴測試，油壓20.52～20.70 MPa，套壓14.92～15.12 MPa（封隔器），點火池焰高16.0～18.0 m，呈橘紅色；現場計算氣產量為67.252 104m3/d[7]。

現場施工酸化擠入地層總量203.19 m3（膠凝酸180.04 m3、降阻水1.15 m3、清水22.60 m3）；施工曲線如圖5所示。施工參數：最高壓力為94.75 MPa，最低為62.00 MPa，一般為83.00～90.00 MPa；最高泵注排量為4.80 m3/min，最低為0.50 m3/min、一般為4.0～4.8 m3/min；最高平衡套壓為41.16 MPa，最低為29.30 MPa，一般為30.00～40.00 MPa(封隔器)[8]。

3.3 馮家灣區塊石炭系氣藏單井產能對比分析

馮家灣高點完鉆井11口，獲氣井7口，獲測試產量245.02 104m3/d，無阻流量414.65 104m3/d，云安002-7井、云安002-8井為大斜度井無阻流量在100 104m3/d左右。2019年7月新鉆井云安002-9井獲高產氣，測試產量67.25 104m3/d（表3）。

圖5 馮家灣區塊石炭系氣藏云安002-9井酸化施工曲線圖

表3 馮家灣區塊石炭系氣藏氣井投產前折算地層壓力統計表[9]

靜態資料顯示石炭系氣藏具備整體連通性，云安2井為氣藏原始壓力，在云安11井投產后，2006年后完成并投產的井（云安24、002-2、002-7、002-8井）均存在一定的先期壓降，云安002-9井2019年試油測試期間測壓僅48.755 MPa，與氣藏原始地層壓力相比下降14 MPa，表明局部連通性較差，但存在井間干擾[10]。通過2019年全氣藏關井測壓結果可以看出，目前地層壓力呈現南低北高的特征，云安002-2井以南17.28～19.19 MPa，云安002-9井地層壓力48.75 MPa，相差近30 MPa，中部壓降漏斗明顯，氣藏開發與儲量動用不均衡。

從整個氣藏產能狀況和儲層發育情況看，除云安002-7井、云安002-8井是大斜度井外，直井產能受構造和儲層發育程度共同控制（表3）。馮家灣高點以南的井，儲層厚度大，Ⅰ、Ⅱ類儲層發育，氣井產能和無阻流量較高，云安2井以北的井多以Ⅲ類儲層為主，儲層物性變差，新完成井云安002-9井儲層平均孔隙度僅3.95%，雖然儲層厚度較厚，但II類儲層僅占6.1%，為整個氣藏最低（表2），其測試產量最高，無阻流量與大斜度井處于同一數量級。

4 后效體射孔技術的運用分析

4.1 后效體射孔技術效果分析及比較

深層碳酸鹽巖儲層常規酸化改造，局限了儲層酸蝕裂縫的規模和裂縫導流能力的大小。而通過延長酸蝕縫長來增加泄流面積以提高單井產能是很有限的，只有實現酸蝕裂縫與近井地帶較大規模的天然裂縫系統的溝通才能獲得高產[11]。如此一來，勢必要加大酸壓規模，延長施工作業時間，提高井口安全抗壓等級，增加油套管抗壓強度等，加大了成本預期，減少了效益，難以達到高效開發的目的。

后效體射孔技術可以有效地解決深層碳酸鹽巖儲層常規酸化改造的難題，在常規酸化改造施工前，利用后效射孔技術，增加儲層造縫的能力，排除射孔道殘余固體顆粒，減免了與后期酸化殘余顆粒疊加對儲層吼道傷害，實現儲集體內部的有效溝通，突破儲層流體向井中導流的瓶頸，從而實現深層碳酸鹽巖儲層的高效開發。

后效體射孔技術利用粉塵爆炸原理，集束的高能粒子在射孔道瞬間燃爆釋放，形成的高溫高壓脈沖能量對孔道內壁具有強烈的破裂效能，橫向沖擊使孔道末端瞬間開裂，側向沖擊使孔壁壓實層（圖2）被瓦解，形成了沿射孔道立體的側向和橫向裂縫（圖6），同時，逆襲反沖作用攜帶出殘余巖屑微粒，解除對射孔道的堵塞（圖6）。

從地面混凝土靶體實驗效果分析可以看出，后效體射孔不僅增加了射孔彈在地層中的穿透能力，也增大了孔道半徑，平均穿深1 187.8 mm，平均孔道半徑11.8 mm，在常規射孔的基礎上分別增加了22%、19%（表4）。

圖6 后效體射孔技術在射孔道內作用功效示意圖

表4 后效體射孔與常規射孔混凝土靶體實驗數據對比表

同時，不論從實驗混凝土靶體（圖7）還是砂巖靶體（圖8）實際孔道效果看，后效體射孔能量作用于地層的侵徹效應顯著。對比顯示，不論是彈孔道形態還是孔道末端效應，后效體射孔在有效儲層段內形成立體均衡的網狀裂縫間的溝通、滲濾能力明顯提高。常規孔道內壁光滑，末梢平整光滑、無裂紋，孔道外無銅基粉末分布的印痕，而后效體射孔孔道內壁粗糙，末梢網狀開裂紋明顯，孔道外輻射面有銅基粉末分布的印痕。

圖7 混凝土標準靶體射孔孔道及末梢形態對比

圖8 砂巖靶體射孔末梢形態對比圖

4.2 云安002-9井效果分析及比較

碳酸鹽巖儲層一般都具有較高的楊氏模量，在外力作用下，巖石發生破裂形變較揉皺變形的趨勢更大，更容易產生微裂縫。因此，碳酸鹽巖儲層改造，除酸蝕的改造，同時也利用了酸液液柱對儲層形成壓差的改造。當酸液進入儲層中，隨酸液流量的不斷增加，形成的井底壓力與地層壓力之間的壓差也不斷加大，當壓差產生的應力超過巖石的破裂應力時，就會形成裂縫。

可以用如下關系式表達井底注入流體時的壓力為：

式中piw表示井底壓力；pinj表示地面井口施工壓力；ph表示井中流體的液柱壓力；ppipe表示井中流體在油管內的摩擦阻力，MPa。

云安002-9井地面施工最高壓力94.75 MPa，按照油管下入深度5 347.24 m，酸液密度1.097 g/cm3計算酸液液柱壓力57.53MPa，施工最高泵壓為第一階段高壓擠酸時通過油管的排量2.66～3.00（m3/min）計算出黏度33（MPa s）時油管總的摩擦阻力35.27 MPa。因此，云安002-9井施工時的最高井底壓力為117.01 MPa。

川東地區前期在做儲氣庫研究時，相國寺石炭系井深2 567.89 m取巖石樣，測試獲取地層破裂壓力梯度2.383（MPa/100 m），地層破裂壓力61.21 MPa；對七里峽構造石炭系井深4 810.52 m取巖石樣，測試獲取地層破裂壓力梯度2.463（MPa/100 m），地層破裂壓力118.49 MPa。由此可見，隨埋藏深度增加，地層的破裂壓力增加，地層越難以壓裂。云安002-9井儲層段大于5 300 m，施工最高壓力94.75 MPa時，最高井底壓力為117.01 MPa難以有效的壓開地層，從施工壓裂酸化曲線圖（圖5），也可以看出酸液造縫直接壓開地層特征不明顯。因此，分析認為，云安002-9井測試效果好與后效射孔技術的應用密切相關。

5 結論

碳酸鹽巖儲層改造是一個難題，酸化壓裂是高效開發不可或缺的手段，對于深層、超深層碳酸鹽巖儲層改造更是如此，但現有的酸化壓裂技術對儲層的改造是不完善的，僅僅依靠大型酸化也難以對超深層低滲較致密碳酸鹽巖儲層實現實現有效改造。

在酸化施工前利用后效體射孔技術，可以有效增加儲層的造縫能力，同時能夠排除射孔道殘余固體顆粒，減少酸化后固體顆粒對儲層孔隙及吼道的堵塞，為解決深層碳酸鹽巖儲層常規酸化改造的難題提供了一個值得嘗試的途徑。

在同一構造單元，地層儲集條件和滲濾條件都較差的條件下，對超深層低滲較致密碳酸鹽巖儲層大型酸化配合酸化前期射孔技術，對近井地帶儲層進行先期造縫，能夠有效地提高單井儲層的導流能力，達到增儲上產、高效開發的目的。