1、水平井分段酸壓工藝在大牛地氣田的應用王群來（中石化華北石油局井下作業(yè)公司）摘要：伴隨著大牛地氣田勘探開發(fā)力度的加大，2012年，華北局、分公司在牛地氣田開展了水平井酸壓工藝應用研究，篩選了酸酸壓工藝、地面交聯(lián)酸酸壓工藝及膠凝酸酸壓工藝進行研究，結(jié)合前期酸壓研究的成果，在高產(chǎn)區(qū)塊的馬五1、馬五5主力氣層進行了5口井水平井試驗，取得較好的改造效果。本論文就這三種酸壓工藝的特點進行了簡述，結(jié)合現(xiàn)場應用遇到的問題及改造效果進行分析，為今后大牛地氣田的水平井分段酸壓改造提供重要的施工依據(jù)。關鍵詞：馬五層 酸壓工藝 轉(zhuǎn)向酸 交聯(lián)酸 膠凝酸 水平井壓裂1 前 言鄂爾多斯盆地古生界具有多層次含氣和發(fā)育多種類型

2、天然氣藏的特點，具備形成大型、特大型氣田的基本條件。上古生界海陸過渡相、陸相含煤巖系和下古生界海相碳酸鹽巖系是主要的含氣領域。下古生界的勘探主要集中在奧陶系風化殼，已發(fā)現(xiàn)的中部氣田是受古構(gòu)造、巖相古地理及巖溶古地貌制約的地層巖性復合圈閉的隱蔽氣藏，氣藏的分布與奧陶系頂部風化殼密切相關，探明的天然氣儲量均分布在古巖溶最發(fā)育的奧陶系頂部3070米范圍內(nèi)。下古生界資源量650億方，截止目前為止，奧陶系風化殼馬五1、2段提交控制儲量43.78億方，馬五1、2 、4、5段提交預測儲量315.1億方。盆地奧陶系馬五段氣層物性在橫向上和縱向上均較具明顯的非均質(zhì)性，總體表現(xiàn)為在低滲透背景，局部具有中、高滲透區(qū)

3、域，層間差異明顯。塔巴廟地區(qū)位于盆地東北部，區(qū)內(nèi)奧陶系巖石類型眾多，儲層物性明顯受巖性控制，灰?guī)r類、膏巖類孔隙度平均值0.48%1.4%，滲透率（0.070.569）×10-3mm2，不能作為有效儲層；含泥（膏、灰）云巖等非云質(zhì)組分較多的巖類，孔隙度平均值0.85%1.17%，滲透率（0.140.34）×10-3mm2，為物性較差的儲層；云巖類孔隙度平均值3.0%10.23%，滲透率（1.3216.29）×10-3mm2，為較好的儲層。據(jù)大牛地氣田馬五巖芯分析的資料統(tǒng)計表明，馬五儲層孔隙度主要分布在14之間，最大值為14.0%，最小值為0.2%，孔隙度平均值為2.

4、76%；滲透率主要分布在0.010.48×10-3mm2之間，最大值為176×10-3mm2，最小值為0.005×10-3mm2，平均滲透率小于0.5×10-3mm2。從表1-4的測井資料數(shù)據(jù)來看，孔隙度平均值為4.42%；平均滲透率0.55×10-3mm2。近年，伴隨著勘探開發(fā)力度的加大，大牛地氣田上古界的動用儲量迅速增大，尋找資源更替形勢緊迫；為此，對下古界酸壓工藝及產(chǎn)層選擇上進行了一系列的研究，取得了一定成效，勘探出了D12-36、大98、D66-52等一批高產(chǎn)井，找到了D12、D66、D61等高產(chǎn)區(qū)塊。根據(jù)大牛地氣田實際情況及水平井酸壓

5、工藝的優(yōu)點，局、分公司領導勇于創(chuàng)新、積極引進新的酸壓工藝及水平井酸壓技術，根據(jù)馬五層不同層位巖性的不同，針對馬五1、馬五5主力氣層開展水平井酸壓研究。目前在大牛地氣田進行了4口水平井分段酸壓技術研究，取得了較好效果。本論文就大牛地氣田水平井分段酸壓所采用的轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝、地面交聯(lián)酸酸壓工藝及膠凝酸酸壓工藝各自的工藝特點、施工中遇到的問題及改造效果進行探討，為今后大牛地氣田的水平井分段酸壓改造提供重要的施工依據(jù)。二、大牛地氣田酸化壓裂現(xiàn)狀目前，大牛地工區(qū)塊共進行了90余口常規(guī)井的酸壓研究及5口水平井的酸壓應用，在酸壓工藝上形成了以稠化酸酸壓工藝、多級注入酸壓工藝、多級注入加砂酸壓為主的三大酸壓工

6、藝，同時，試驗了轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝、地面交聯(lián)酸酸壓工藝。在直井酸壓方面，分別在D12、D61、D66區(qū)塊進行了7、14、22口井的酸壓研究，取得了較好的成果，在其余區(qū)塊共進行了46口井的試驗，找出了部分高產(chǎn)井。在取得了上述成果的基礎上，開展了水平井酸壓工藝研究，目前已改造5口井，統(tǒng)計出來產(chǎn)能的4口井中，均獲得較好的改造效果，尤其是PG3井，獲得了10.7773萬方/天的無阻流量，為大牛地工區(qū)目前馬五層產(chǎn)能最高的井。在巖性方面，主要開展了灰色白云巖、灰黑色灰?guī)r的研究，也取得了較好的效果。三、水平井酸壓工藝及應用效果分析2.1 轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝2.1.1 轉(zhuǎn)向酸作用機理在大牛地氣田，通過采用上述三種常見

7、的酸壓工藝，取得了一定效果，但這些工藝也存在一些不足；采用的稠化劑都含有聚合物成分，在酸液注入過程中可能在巖石壁面形成部分聚合物濾餅，這樣一方面可以降低酸巖反應速率，同時，降低酸液的濾失速率，但另一方面可能在巖心壁面形成堵塞，降低儲層的滲透率，進而影響酸化壓裂改造的效果。而轉(zhuǎn)向酸可以有效地克服這一難題，采用的是粘彈性表面活性劑，既能較好地解決酸液自轉(zhuǎn)向問題，又能有效減少對儲層的傷害，提高酸壓效果。轉(zhuǎn)向酸壓工藝具有三大優(yōu)點，基礎配方性能優(yōu)異均衡；主要體現(xiàn)在緩速性能、緩蝕能力、表面張力、界面張力、鮮酸粘度及殘酸粘度均能達到要求的標準；轉(zhuǎn)向性能好，轉(zhuǎn)向可靠率高，轉(zhuǎn)向效果好；對儲層傷害低，添加劑殘留低

8、、殘酸粘度低、殘酸傷害低。圖2-1 15%空白鹽酸多巖心流動實驗國外針對轉(zhuǎn)向酸和普通酸工藝特點進行了研究，圖2-1是國外不同酸液轉(zhuǎn)向效果對比-多巖性流動試驗。圖2-1是在65.5下，15%空白鹽酸多巖心流動實驗結(jié)果，酸液只穿透了3塊巖心（滲透率差2：1）中的1塊高滲透率巖心，另2塊巖心僅穿過10%，壓降極微且不持續(xù)。圖2-2 15%VES轉(zhuǎn)向酸多巖心流動實驗圖2-2是在65.5下，15%VES轉(zhuǎn)向酸多巖心流動實驗結(jié)果，酸液不僅穿透了3塊巖心（滲透率差1.5：1）中的1塊，另2塊巖心也穿過60%，壓降大且持續(xù)性好。圖2-3 15%VES轉(zhuǎn)向酸多巖心流動實驗圖2-3是在65.5下，15%VES轉(zhuǎn)向

9、酸多巖心流動實驗結(jié)果，酸液不僅穿透了3塊巖心（滲透率差3：1）中的1塊，另2塊巖心也穿過40-50%，壓降大且持續(xù)性好。這些實驗也驗證了轉(zhuǎn)向酸的轉(zhuǎn)向性好，改造有效率高，但這種酸存在一個較大缺點，成本較高。2.1.2 實例說明-以PG2井為例設計思路：PG2井水平段總長度為1000m；鉆遇具有全烴顯示的總長度為185m，占水平段總長度的18.5%，巖性為灰黑色灰?guī)r，分九段進行壓裂改造。PG2井改造思路，根據(jù)PG2井儲層的地質(zhì)特征和研究討論結(jié)果，本次酸壓改造總體把握“高排量、降阻、緩速、降濾、大規(guī)模、深穿透”的設計思路，采取的技術措施如下：（1）根據(jù)各酸壓段儲層的差異，有針對性地選擇酸壓工藝以及酸

10、液體系，在鉆錄儲層無顯示層段，采用深度酸壓改造思路，在鉆錄儲層顯示較好層段，考慮在深度改造儲層的同時，兼顧均勻改造的思路。（2）針對儲層致密，且存在污染的問題，采用前置酸預處理以解除堵塞，增加地層吸液能力，同時降低儲層破裂壓力。（3）針對儲層裂縫發(fā)育、酸液濾失量大的問題，選用具有良好降濾失性能的酸液體系，同時泵注N2也能起到一定的降低酸液濾失的效果。（4）針對酸壓改造用酸量大，且地層壓力較低的問題，采用泵注N2的方式增加殘酸的返排能力，同時盡量縮短關井時間，以充分利用酸巖反應形成CO2的自身能量。本井儲層段的改造思路和施工規(guī)模分為兩類，對于物性顯示差的儲層，采用深度酸壓改造，突破井筒區(qū)域的致密

11、帶，盡量溝通井筒周圍裂縫系統(tǒng)，以獲得好的改造效果。根據(jù)轉(zhuǎn)向酸排量4.0m3/min的摩阻模擬計算結(jié)果，對物性顯示差儲層施工規(guī)模采用轉(zhuǎn)向酸A180m3。模擬結(jié)果見表2-1。表2-1 PG2井物性差段模擬計算結(jié)果方案轉(zhuǎn)向酸A（m3）動態(tài)縫長(m)酸蝕縫長(m)導流能力（D.cm）一12083.96119.02二15098.66628.13三180106.37331.79四200111.27437.69圖2-4 180 m3酸壓模擬對于儲層條件較好的重點改造層段，在深度酸壓的同時，盡量溝通天然裂縫系統(tǒng)，采用不同類型酸液交替注入的方式并采用大排量施工。根據(jù)注酸排量5.0m3/min的摩阻模擬計算結(jié)果，

12、對儲層條件較好的重點改造層段施工規(guī)模采用轉(zhuǎn)向酸A 100m3 +轉(zhuǎn)向酸B180 m3。模擬計算見表2-2。 表2-2 PG2井物性較好段模擬計算結(jié)果方案轉(zhuǎn)向酸A（m3）轉(zhuǎn)向酸B（m3）動態(tài)縫長(m)酸蝕縫長(m)導流能力（D.cm）一8015097.36826.34二100180108.48035.84三120200115.58237.015圖2-5 轉(zhuǎn)向酸A100 m3+轉(zhuǎn)向酸B 180 m3酸壓模擬2.1.2.1施工分析(1)2012年6月1日，對該井進行了試壓，試壓90MPa，5min不刺不漏，試壓合格。6月2日8：42分開始施工，19：05結(jié)束。施工中，最大施工排量8.84 m3/mi

13、n，施工過程整體順利。 (2) 本次施工入地層總酸量2236.4m3，轉(zhuǎn)向酸A用量1302m3，轉(zhuǎn)向酸B用量934.4m3，液氮總用量110m3，施工壓力15.4-74.7MPa。 (3) 本井是大牛地氣田第一口進行酸壓的水平井，同時，以前酸壓排量偏低，未找出大牛地工區(qū)適合的酸壓排量；因此，第一段施工中，根據(jù)壓力變化，不斷提升排量，最大排量7.2方，最高壓力74.7 MPa，設備供液正常，能達到設計要求的排量。(4)第三段施工完畢投球后，排量2.0m3/min時，頂替B酸30m3時,打滑套壓力不明顯，停泵人工再次投球，注入B酸液25m3開滑套依然不明顯，按設計提排量繼續(xù)施工。第四段也遇到該情況

14、，采用同樣方法,同時，由于第四段和鄰井D12-8井相距較近，減小了施工規(guī)模。表明滑套打不開的情況在酸壓井同樣比較常見。（5）施工中，轉(zhuǎn)向酸仍存在上下分層的情況，導致后期進行將排量處理，保證了施工順利。各段壓裂施工曲線見圖2-6。圖2-6 各段壓裂施工曲線圖2.1.2.1認識與建議（1）在施工工藝上，轉(zhuǎn)向酸壓工藝應用比較成功，施工壓力在15.4-74.7MPa之間，最大排量7.2 m3，施工過程順利，壓后獲得了4.9657×104m3/d的無阻流量。（2）從PG2井第三段、第四段滑套打落不明顯可以看出，水平井分段壓裂中，滑套打落不明顯的現(xiàn)象是比較常見的，解決方法和上古界水平井一樣，球到

15、位，過頂5-10方后，仍然看不到滑套打開顯示，需要投入備用球進行驗證，若仍無滑套打落顯示，可能是工具問題，可以認為滑套已經(jīng)打開，直接對該段進行施工。（3）酸液性能較差，由于目前的酸罐缺少攪拌裝置，配制出來的酸液存在上下分層現(xiàn)象，而且上層粘度過高，導致施工后期排量達不到要求，雖然通過改良設備、改進配酸工藝取得了一定效果，但仍無法完全解決該問題。同時，現(xiàn)場配酸，安全隱患過大，配制速度慢。建議建立配酸站，以便保證酸液性能。（4）返排分析：壓后前期放噴詳情見表2-3 。表2-3 PG2井放噴排液實時數(shù)據(jù)日期pH值油壓(MPa)氯根(g/L)氣產(chǎn)量(104m3/d)返排量（m3）6月2日1-414.7-

16、6.980-200/216月3日4-66.9-4.2-4.6-9.8-5.2200-2751.13608411.26月4日65.8-4.7-7.9-7.0250-2751.67922668.26月5日67.0-6.2-7.2-6.9-8.0250-3002.73629822.26月6日68.0-7.2-8.4-8.1-8.4-8.12754.76829939.26月7日68.1-7.8-7.9-7.4275-3005.529691035.26月8日67.4-6.9-7.1-7.03005.849891110.86月9日67.0-6.3-6.6-6.13005.858631160.96月10日6

17、6.1-5.83005.622941205.66月11日65.8-5.0-5.6-5.13005.264112346月12日67.6-4.8-5.13005.387651257.26月13日65.1-4.6-4.73004.559041275.66月14日64.7-4.4-4.6-4.43004.385941288.6從表2-3數(shù)據(jù)可以看出，pH值在2天便達到了6，接近中性，6月2日20：20分-6月3日8：00分，pH值從1升到4，已達到殘酸臨界濃度，表明酸液已經(jīng)反應完全，需盡快排出。油壓總體呈下降-上升-下降趨勢，這在求產(chǎn)過程也比較常見，但求產(chǎn)時的油壓整體偏低，預示地層產(chǎn)氣量有限。氣產(chǎn)量先

18、上升后下降，而油嘴大小不變，與正常的水平井氣產(chǎn)量變化不一致，這與酸壓后溝通天然裂縫、溶蝕洞等有關，小的天然裂縫里面儲氣量有限，穩(wěn)產(chǎn)時間短，前期氣體快速放出，產(chǎn)能較高，后期產(chǎn)能降低，PG2井目前產(chǎn)氣量2.7727×104m3/d；這一點在PG1井也得到了驗證，PG1井放噴前期，氣產(chǎn)量7.52719×104m3/d，放噴后期氣產(chǎn)量逐漸下降，無阻流量為1.19348×104m3/d。（5）求產(chǎn)前更換管柱時，地層漏失嚴重，漏失壓井液406m3，明顯高于上古界，表明馬五層酸壓后效果明顯，溝通了地層天然裂縫，從而造成地層濾失量比較大，這也驗證了馬五層返排率不高與地層天然裂縫發(fā)

19、育相關。2.2 地面交聯(lián)酸酸壓工藝2.2.1 地面交聯(lián)酸作用機理地面交聯(lián)酸是指交聯(lián)發(fā)生在地面或井筒內(nèi)，具有一定的延遲交聯(lián)的作用的新型交聯(lián)酸體系。地面交聯(lián)酸是在地下交聯(lián)酸基礎上發(fā)展起來的。酸性交聯(lián)劑使酸液中的高分子稠化劑被交聯(lián)成網(wǎng)絡狀分子鏈，使酸液體系增大粘度。特有的低的摩阻系數(shù)，有利于降低泵注壓力，降低酸壓對地面施工設備的要求。地面交聯(lián)酸擁有較為全面的優(yōu)良性能，特別是交聯(lián)時間和交聯(lián)程度可以控制和預見，適應不同泵注技術的需求。交聯(lián)酸體系交聯(lián)后黏度峰值可以達到200-300mPa.s以上，在60-70黏度在100mPa.s以上，即使在90、170S-1剪切1小時，黏度一般會大于50mPa.s，具有

20、很好的降低反應速度和濾失能力，非常適合造長縫的需要。交聯(lián)酸體系可以在井筒注入時延遲交聯(lián)，延遲時間大約在0.5-1.0min左右，這樣可以有效地提高注入的可操作性，交聯(lián)劑加入方便，具有很好的操作性。價格與稠化酸基本相近。2.2.2 實例說明-以PG1井為例2.2.2.1 PG1井設計思路PG1井位于D61區(qū)塊，該區(qū)塊前期酸壓改造相對較好，水平段總長度為1500m；鉆遇具有全烴顯示的總長度為60m，占水平段總長度的4%，物性較差；巖性為灰黑色灰?guī)r，分13段進行酸壓改造。改造思路：根據(jù)軟件模擬結(jié)果，酸蝕裂縫長度在200m就可以獲得較理想的產(chǎn)能；同時，結(jié)合水平段長度及全烴顯示結(jié)果，結(jié)合水平井多縫壓裂產(chǎn)

21、能的預測，設計壓裂13條縫，見圖2-7。該設計思路要求酸液具有低固相、高粘度、緩速性能好、摩阻低等特點，交聯(lián)酸能滿足這些要求，因此，優(yōu)選交聯(lián)酸體系。圖2-7 PG1水平井單縫壓后產(chǎn)能預測2.2.2.2 PG1井施工分析（1）2012年6月24日，HB-YL203壓裂隊對PG1井進行了酸壓改造，試壓90MPa，試壓合格，8：05開始試壓，19：25施工結(jié)束；入地層交聯(lián)酸2610.5m3，入地層普通酸77.9m3，入地層液氮量165.2m3，最大施工排量8.1 m3/min，施工壓力18.9-44.6MP；該井為大牛地氣田馬五層酸壓分段最多的第一口水平井分段酸壓井。（2）在第3段和第7段施工中，均

22、出現(xiàn)滑套打落不明顯的情況，投入備用球后仍無明顯變化，經(jīng)請示，對這兩段進行了正常施工。（3）第四段和第五段施工壓裂明顯偏高，第四段滑套打開后壓力未立刻恢復，而是緩慢下落，原因可能在于滑套問完全打開，在流體持續(xù)沖擊下，逐漸完全打開。第五段滑套打開現(xiàn)象雖然很明顯，但壓力和第四段一樣，均高于前面三段的正常施工壓力，因此可以判斷壓力偏高是由于地層因素引起的，裂縫起裂不規(guī)律，迂曲摩阻偏大；同時，由于地層存在不均質(zhì)性，造成這兩段地層應力偏高，進而造成施工壓力偏高。（4）考慮到前幾段施工壓力不高，在第十段嘗試提升排量，最大排量8.1 m3/min，最高壓力35.2MPa，表明目前混砂車的供酸能力可以達到8.1

23、 m3/min，驗證了設備的供酸能力。但是，由于目前配制出來的酸液整體性能不佳，上下分層且粘度不均勻，尤其是是酸壓后期，酸液供應跟不上，必須進行降排量作業(yè)，因此，為保證施工順利，建議施工排量選取7.0 m3/min左右。2.2.2.3 認識與建議（1）PG1井酸壓后獲得了1.19348×104m3/d的無阻流量，改造效果不理想，并沒有達到預期7.7-10.3×104m3/d左右的產(chǎn)能，原因在于PG1井雖然水平段較長-1500米，酸壓段數(shù)最多-13段，但是，由于PG1井水平段僅有60m全烴顯示，占水平段總長度的4%，含氣飽和度較低且儲層有效厚度薄，物性較差，這是產(chǎn)能不理想的一

24、大因素；因此，建議在鉆井時，要更具含氣顯示來調(diào)整鉆井軌跡，減少對物性較差的儲層進行改造。（2）返排過程中，為更好了解馬五層情況，求產(chǎn)后，關井進行了壓力恢復測試，但由于排液不徹底，返排率只有48.1%，最終由于井筒積水導致油壓為零，氣井對水比較敏感，因此當排量不徹底，尤其是地層持續(xù)產(chǎn)液時，不建議進行關井作業(yè)，同時，一旦油壓過低時，建議直接開井暢放， 避免井被壓死后采取氣舉及抽汲作業(yè)，既浪費大量人力物力，也影響了后期產(chǎn)能，該井后期無產(chǎn)能。（3）該井在求產(chǎn)過程中，僅第二天在污水罐口及放噴口硫化氫氣體檢測儀檢測硫化氫含量0-18ppm，放噴口周圍10米、20米、50米硫化氫含量為0ppm。在后面的求產(chǎn)

25、過程中，均未檢測到硫化氫，表明馬五層含有少量硫化氫，但不影響開采。（4）該井在求產(chǎn)初期氣產(chǎn)量高達7.52719×104m3/d，隨后持續(xù)下降，最終僅獲得1.19348×104m3/d的無阻流量，這與上古界水平井后期產(chǎn)能逐漸增加恰恰相反，原因可能在于酸壓后溝通了地層天然裂縫，但未實現(xiàn)遠距離溝通，當這部分氣量排出后，產(chǎn)能逐漸下降，該現(xiàn)象證明了馬五層存在天然裂縫，也從側(cè)面反映了交聯(lián)酸酸壓工藝未能更好實現(xiàn)地層的深穿透。（5）本次施工中，由于采用的是41/2油管,施工最大壓力44.6MPa；因此，建議今后水平酸壓施工中，采用 41/2油管做壓裂管柱時，宜選用700型井口。2.3 膠凝

26、酸酸壓工藝2.3.1 膠凝酸作用機理膠凝酸是一種高分子溶液，屬于親液溶膠，具有很高的粘度。稠化酸是用稠化劑提高酸的粘度，酸的粘度提高，減慢了H+向巖石表面的擴散速度，使酸的消耗速率降低，從而降低流體濾失，延緩酸巖反應，增加裂縫寬度，提高滲透率。膠凝酸的優(yōu)點：有效的控制濾失，改善流體效率；增加裂縫寬度，從而提高酸穿透距離；能在高的泵速下保持層流，比紊流穿透更深的距離；酸化產(chǎn)生的微粒及不溶性淤泥能很好的懸浮于具有一定粘度的酸溶液中，使它們能更有效的被清除掉。國外BJ公司研制出了系列膠凝酸，Dowell公司研制出DSGA膠凝劑，Halliburton公司研制出SGA-HT系列膠凝劑。國內(nèi)中國石油勘探

27、開發(fā)科學研究院、四川石油管理局天然氣研究院、井下工作處等單位也進行了膠凝酸配方研究和現(xiàn)場應用，已經(jīng)研究出適用于中、高溫井（60120）壓裂酸化的油井用膠凝酸配方和氣井用膠凝酸配方及一系列配套技術，并在注入工藝方面成功地采用了前置液+膠凝酸、前置液+膠凝酸+常規(guī)酸等技術。對碳酸巖鹽地層進行了基質(zhì)酸化和壓裂酸化施工實踐，經(jīng)長慶油田、遼河油田、四川油田百余井次現(xiàn)場施工表明，膠凝酸明顯地減緩了酸巖反應速度，增大了酸化作用半徑，延伸了裂縫長度，有效地解除了井筒中水鎖、乳堵以及其他堵塞，溝通油氣通道，提高壓裂酸化改造效果。2.3.2現(xiàn)場應用2.3.2.1 PG5井酸壓改造技術路線根據(jù)PG5井儲層的地質(zhì)特征

28、和研究討論結(jié)果，本次酸壓改造總體把握“高排量、大規(guī)模、緩速、降濾、深穿透”的設計思路，采取的技術措施如下：（1）儲層巖性以灰云巖、灰質(zhì)云巖為主，天然裂縫較為發(fā)育，但從取心情況看，多為充填縫、隱式縫，宜采用前置酸壓+閉合酸壓，結(jié)合水平井多級分段酸壓的施工特點，應采用高粘度緩速酸體系酸壓+閉合酸壓工藝，保證各段的縫長，同時保證裂縫導流能力。（2）根據(jù)各酸壓段儲層的差異，有針對性地選擇酸壓工藝以及酸液體系，在鉆錄儲層無顯示層段，采用深度酸壓改造思路；在鉆錄儲層顯示較好層段，考慮適度酸壓改造方式。(3)由于水平井各段儲層物性存在一定的差異，優(yōu)化具有一定緩速性能的膠凝酸體系，并采用閉合酸壓工藝改善近井裂

29、縫導流能力。（4）針對儲層致密，且存在污染的問題，采用前置酸預處理以解除堵塞，增加地層吸液能力，同時降低儲層破裂壓力。（5）針對儲層裂縫發(fā)育、酸液濾失量大的問題，選用具有良好降濾失性能的酸液體系，同時泵注N2也能起到一定的降低酸液濾失的效果。（6）針對酸壓改造用酸量大，且地層壓力較低的問題，采用泵注N2的方式增加殘酸的返排能力，同時盡量縮短關井時間，以充分利用酸巖反應形成CO2的自身能量。2.3.2.2 施工分析圖2-8 PG5井施工曲線（1）2012年9月18日，對該井進行了試壓，試壓80MPa，5min不刺不漏，試壓合格。施工中，最大施工排量8.1 m3/min，施工過程整體順利。共用膠凝

30、酸2462.4方，普通酸168方，施工時間799分鐘，各段壓裂施工曲線見圖2-8（2）本井分八段進行酸壓改造，但是僅有第二段和第七段有滑套打開顯示，雖然投入備用球，仍無顯示，同樣的工具馬五層滑套打不開的幾率明顯高于上古界水平井，原因可能在于酸對工具性能有一定的影響。（3）對滑套打開不明顯的幾段進行酸壓改造時，各段壓力變化并不一致，表明滑套已經(jīng)打開，不是在對同一段進行酸壓改造，也驗證了滑套打落不明顯可能是工具的問題。(4)由于酸液性能不佳，出現(xiàn)分層且上下粘度不均勻，造成第一段施工中排量波動很大，這主要是酸液粘稠度不均一造成流量計顯示的波動，實際排量并未發(fā)生變化。2.3.2.2.3認識與建議（1）

31、找出工區(qū)酸壓的最大排量。第一段改造時，為了試驗出酸壓設計的最大排量是否合適，以便后期調(diào)整設計排量，前期最大排量提升到8.1m3/min，此時壓力高達52MPa，而工區(qū)目前常用的700型井口，能耐壓70 MPa，可以滿足目前工區(qū)施工需要；（2）由于目前配置的酸液不夠均勻，在8.1m3/min的排量下，混砂車的供液比較困難，這主要是粘稠度過大造成的，只有改善現(xiàn)場的配酸質(zhì)量，才能解決該問題。從第六段施工可以看出，當排量達到8.1m3/min時，混砂車基本可以滿足排量要求，但是，一旦供應的酸液粘度變大（酸罐液面較低時，由于配酸液不均勻，上下分層，會造成的剩余上層酸液粘度過大），此時，混砂車便不能保證8

32、 m3/min的施工排量，只能進行降排量作業(yè)。而在整個施工過程中，排量為7.2 m3/min時，混砂車供液正常，因此，建議大牛地工區(qū)酸壓的施工排量為7m3/min，最大排量不超過8 m3/min，以便保證施工的順利和設計執(zhí)行的一致性。其次，酸壓過程中，前期供液能力相對比較充足，后期由于酸液粘稠度過大，同時上液管線過長，液面低，液面自壓能力減小，造成最后一段不得不進行降排量作業(yè)，以便保證施工正常進行。（3）PG5井水平段總長度為1100m；鉆遇具有全烴顯示的總長度為261m，占水平段總長度的23.73%，巖性為灰色白云巖，含氣飽和度較高且有效厚度比較大，地層物性好，壓后獲得了7.3623萬方/天

33、的無阻流量，改造效果比較理想。（4）膠凝酸酸壓工藝在大牛地氣田應用了3口井，目前已求產(chǎn)的三口井均獲得了高產(chǎn)，尤其是PG3井，獲得10.777萬方/天的無阻流量，這與膠凝酸酸壓工藝優(yōu)良的酸蝕效果直接相關。（5）PG5井壓后返排率為64.06%，PG3井壓后返排率為62.19%，兩者產(chǎn)能都比較高，但返排率均不高，從側(cè)面驗證碳酸鹽儲層儲層返排率一般不高。四、水平井分段酸壓工藝的認識及建議伴隨著大牛地氣田水平井工業(yè)化進程的推動，水平井壓裂獲得了良好的改造效果，華北局、分公司也加大了對下古界馬五層水平井開發(fā)研究，目前求產(chǎn)的四口井均獲得了較好的改造效果，優(yōu)化并形成適合大牛地氣田的馬五層水平井完井方案及分段

34、酸壓壓裂改造工藝技術體系顯得極其重要，本論文通過對目前三種酸液體系的對比，找出更適合大牛地氣田馬五層的酸壓工藝，為今后馬五層的酸壓改造提供借鑒依據(jù)。1、對于同一種巖性，灰黑色灰?guī)r，共開發(fā)了PG1、PG2、PG3三口水平井，分別采用了交聯(lián)酸酸壓工藝、轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝和膠凝酸酸壓工藝；從產(chǎn)能上看，膠凝酸酸壓工藝取得了最好的改造效果，獲得了10.777萬方/天的無阻流量，交聯(lián)酸酸壓工藝獲得的產(chǎn)能最低，無阻流量只有1.19348×104m3/d；從地層物性和測井解釋上對比， PG1井水平段全烴顯示段最短，只有60米，測井解釋較差，PG1井水平段全烴顯示段185米，測井解釋較好，PG3井水平段全烴顯示段519.5米，測井解釋最好，因此，在改造效果上，目前三種酸壓工藝均獲得了較好的改造效果，但從經(jīng)濟成本來看，膠凝酸酸壓工藝和交聯(lián)酸酸壓工藝成本相當，均遠低于轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝，但交聯(lián)酸酸壓工藝由于用了兩種酸，配酸工藝及施工工藝相對復雜。三種酸壓工各有自己的優(yōu)缺點，具體使用效果有待在后期應用中進行評價。對于灰色白云巖，共開發(fā)了PG4、PG5兩口井，分別采用膠凝酸酸壓工藝及膠凝酸加砂酸壓工藝