摘要：碳酸盐岩储层的储集空间复杂多变，天然裂缝发育，基质渗透率一般小于1×10-3μm2，压裂改造是该类储层投产开发的一项关键技术。鉴于目前碳酸盐岩储层压裂改造成功率低，广泛调研了国内外碳酸盐岩加砂压裂的改造实例，分析认为压裂液滤失严重、储层可动流体饱和度低、缝高控制难、施工压力高、施工压力对砂浓度敏感是碳酸盐岩压裂改造的主要难点。从加强储层展布预测和测试压裂评价、降低压裂液滤失和消除多裂缝、利用酸预处理和加重压裂液降低破裂压力和施工压力、改进压裂液的抗剪切性能和携砂能力、优化压裂规模和优选施工参数等方面提出了相应的对策，对提高碳酸盐岩储层加砂压裂改造的成功率具有指导意义。
关键词：碳酸盐岩；储集层；压裂；支撑剂；压力；难点；对策；评价
1 国内外碳酸盐岩加砂压裂实例
1.1 Veracruz Asset碳酸盐岩储层加砂压裂
Veracruz Asset储层埋深2749.91m，厚度42.06m，渗透率0.1×10-3μm2，孔隙度5%，压力19.31MPa，温度87.8℃。隔层主要为白云岩，其应力差较低。使用KCl冻胶进行了测试压裂，其闭合压力41.02MPa、综合滤失系数2.4×10-3m/min1/2、压裂液效率17%，压裂液滤失严重。该井施工时间为90min，在0～72.6min注前置液阶段，排量2.7m3/min，压力46.33MPa。随着支撑剂的加入，井筒中液体的自重增加以及裂缝纵向上延伸，进入隔层，导致施工压力略有下降；当支撑剂浓度为960kg/m3时，由于天然裂缝和缝洞发育，滤失严重，地层吃砂困难，施工压力接近限压56.54MPa，发生砂堵，停止了施工。实测净压力超过20.68MPa，比模拟的净压力10.34MPa要高，也反映出了天然裂缝比较发育、压裂液滤失严重。此次施工总共注入172.19m3的压裂液，12/18目的支撑剂37.74m3。压后评估表明：形成了9条多裂缝，平均缝宽为2.13mm；主裂缝半长10.97m，缝高为32.92m；气井产量从1.42×104m3/d增加到4.53×104m3/d。
1.2 扎纳若尔油气田碳酸盐岩储层加砂压裂
扎纳若尔油气田KT-I层系储层岩性主要为生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、白云岩等；主要储集类型为孔源-裂缝型、孔隙型和孔隙-孔洞型，平均孔隙度为10.6%～13.7%，平均渗透率为13.1×10-3μm2，属于低孔隙度低渗透率储集层[1]。在储层的储层改造特性上：储层地应力高，裂缝发育，最小水平主应力64MPa。压裂施工加入支撑剂6.3～20m3，砂液比10%～30%，排量4～4.4m3/min，施工压力65～75MPa，加砂压裂后采油指数增加了3～4倍。
1.3 四川磨溪气田碳酸盐岩储层加砂压裂
川中磨溪气田雷一段低渗透碳酸盐岩气藏天然裂缝较发育，储层结构为裂缝-孔隙型。施工层主要岩性为针孔云岩，渗透率为(0.11～3.68)×10-3μm2，顶部、底部均为石膏层，具有较好的隔层作用[2]。20世纪90年代初期，四川油气田在国内没有先例的情况下，率先在磨溪气田雷一段储层进行了7井次加砂压裂试验，其中只有1井次按照设计顺利施工，5井次在施工中途发生砂堵，2井次加砂失败，增产效果不理想。施工参数表明前置比例高(45%～68%)、排量低(1.2～2.5m3/min)、加入支撑剂量规模小(9.6～12.2m3)。
1.4 长庆气田奥陶系碳酸盐岩储层加砂压裂
长庆气田碳酸盐岩储层产气层有奥陶系马家沟组马五1、马五2及马五4层，其中马五1层是探明的主要产气层[3]。气层埋藏深度3000～3700m、孔隙度5.5%、渗透率(0.1～2)×10-3μm2、温度95～120℃、地层压力系数0.0088～0.0096MPa/m。长庆气田从2000年开始，对下古生界碳酸盐岩Ⅲ类储层进行加砂压裂试验，工艺主要特点为：前置比例偏高(8%～37%)、排量低(2.4～3.5m3/min)、砂浓度低(90～252kg/m3)、支撑剂规模小(3.2～5.7m3)。压后无阻流量为(1.33～10.25)×104m3/d.
1.5 塔里木油田碳酸盐岩储层加砂压裂
塔中的碳酸盐岩储层埋深介于5400～6600m，孔隙度分布于0.01%～8.5%之间，渗透率小于1×10-3μm2的占93%[1]。裂缝、孔洞是主要的储油气空间，只有沟通了天然裂缝和孔洞才能达到增产的目的。该区共实施储层加砂压裂17井次，单井最大加砂量47m3，最高砂浓度720kg/m3，平均单井压裂液注入量440m3，单井次压裂加砂31.9m3，平均加砂浓度327kg/m3。压后评估表明：支缝半长117～232m，裂缝宽度1.4～2.7mm。其中塔中621井压后产气9×104m3/d，取得显著的增产效果。
2 碳酸盐岩储层加砂压裂改造的难点
2.1 非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大
碳酸盐岩油气藏储层储集空间复杂，主要由原生气孔和裂缝组合、纯裂缝储层、溶孔与裂缝组合形成。水平层理、斜交缝异常发育，压裂液使得天然裂缝可能张开，使得压裂液滤失量大，滤失系数有两个特点：①滤失系数是动态变化的；②滤失系数比均质介质大很多，通常是数量级增加，这也是碳酸盐岩储层压裂砂堵率高的重要原因。此外，储层中溶洞的存在同样会造成泵注中液体滤失的突变，以致液体造缝效率大大降低，造成砂堵。
2.2 基质低孔低渗、可动流体饱和度低
碳酸盐岩基质渗透率一般小于1×10-3μm2，有效孔隙度小于10%，可动流体饱和度低，反映出油气藏基质向裂缝供油气能力较差，压裂后初期产量较高，但有效期短。这就要求尽可能造长缝，尽量沟通更多的天然缝洞系统。
2.3 缝高控制难
碳酸盐岩不像沉积岩呈层状分布，以及各种纵横交错、极为发育的天然缝洞系统，加上产层与隔层的有效应力差小，缝高的有效控制难度极大(图1)。
2.4 施工压力对砂浓度敏感
碳酸盐岩储层的压裂裂缝的扩展复杂，裂缝可以延伸到目的层以外、形成倾斜的多裂缝、裂缝重新定向、近井裂缝转向或偏移等。长庆碳酸盐岩加砂压裂试验时发现碳酸盐岩形成的人工裂缝为“T”型缝和“X”型缝，以细缝、网缝和浅缝为主嘲。近井地带多裂缝竞相延伸，降低裂有效裂缝宽度，使地层吃砂困难，这也是碳酸盐岩储层加砂压裂施工中砂堵多发生于高于30%砂比的原因。
2.5 施工压力高、压裂难度大
碳酸盐岩杨氏模量、抗张强度、断裂韧性等比沉积岩高，如长庆下古生界碳酸盐岩储层杨氏模量一般均在(4～5)×104MPa，是砂岩的2倍[3]，造成了裂缝在破裂、延伸过程中的压力均较高；此外，钻进过程中泥浆的滤失严重，堵塞了井筒附近储层的渗流通道，地层吸液困难，也使得施工压力高。
2.6 深井高温、对设备要求严格
长庆靖边气田下古生界碳酸盐岩埋深3150～3765m，平均地层温度105.1℃；塔河油田奥陶系碳酸盐岩埋深5400～6600m，地层温度在150℃以上。这对压裂液的降摩阻、耐高温、耐剪切性能、携砂能力和压裂管柱、设备等都提出了更高的要求。
3 碳酸盐岩加砂压裂的针对性措施
3.1 加强储层预测技术研究
碳酸盐储层非均质性严重，天然裂缝、溶洞发育，压裂液滤失严重、滤失量难以计算，这是造成碳酸盐岩加砂压裂砂堵率高的原因之一。建议利用测井振幅变化率、相干体、Jason反演等地球物理资料，结合钻井、完井和邻井的相关资料进行对比分析，确定储层在裂缝延伸方向上的发育情况，从而优选压裂液用量和压裂规模。
3.2 强化小型测试压裂的应用
在主压裂前，应加强小型测试压裂技术的应用。若评价结果为天然裂缝发育，则使用以下措施消除多裂缝的影响：①射孔，采用超平衡射孔、定向射孔、小段射孔、固井质量好的井段射孔、深度射孔，减少近井地带裂缝的弯曲程度；②使用大排量造缝，大排量对井底附近裂缝迂曲起冲刷磨蚀作用，有利于增大缝宽，减少缝数；③使用高黏流体造缝，由于井底附近的摩阻损失只发生在裂缝起裂位置1m左右的范围，用高黏流体起裂，黏稠液体不易在多缝中分流，只进入多裂缝中少数易吸收液体的裂缝并使之扩展，从而防止产生多缝；④注入支撑剂段塞，在井底附近裂缝迂曲区域内，注入数个支撑剂段塞，必要时，注入每个段塞后关井测压。
3.3 降低压裂液滤失
若碳酸盐岩储层缝洞体、天然裂缝异常发育，可以采用针对性措施：①粉砂或粉陶降滤压裂技术，通过在预前置液中以较低砂比加入100目的粉砂，用以堵塞狭窄的天然微裂缝，使张开的微裂缝逐渐被堵塞，压裂液无法进入天然裂缝内，迫使压裂液在人工主裂缝内延伸，进而提高压裂液的效率；②段塞降滤压裂技术，由于射孔或由于天然裂缝的影响，在近井地带出现多条裂缝并行延伸的情况，为了解决多裂缝滤失的问题，在压开目的层后、正式加砂之前加入少量的与主压裂相同的支撑剂作为“段塞”，充填在多裂缝中，堵塞天然微裂缝，增加了主裂缝宽度，达到降滤的目的；③组合陶粒降滤技术，在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶粒，分别填充在不同宽度的裂缝内部，既起到了降滤的目的，也达到合理支撑的目的；④油溶性降滤失剂技术，以多种油溶性材料为原料，按一定比例及顺序混合，在一定条件下经磺化处理聚合而成为具特定粒径的颗粒，通过表面活性剂处理使颗粒表面产生极性，能够均匀、稳定地分散于水中，以水基前置液为载体将颗粒携带至人工裂缝中，实现对天然裂缝的暂堵。
3.4 降低破裂压力和施工压力
碳酸盐岩储层在钻进过程中钻井液滤失严重，在井筒附近会形成非渗透带，降低储层的吸液能力。在正式压裂施工前，可以使用HCl预处理的办法，通过改变岩石的力学性质达到降低地层的破裂压力。该技术在川中和塔里木盆地得到了成功应用。此外，碳酸盐岩埋深一般在3000m以上，压裂液井筒摩阻较高，也增加了施工压力，在条件允许的情况下，可以采用油管和油套环空同时注液的方式，通过降低摩阻来部分降低施工压力。还可以采用超重压裂液体系来降低施工压力。据报道，塔里木油田已研制出密度可达1.5g/cm3、适宜150℃的加重压裂液体系，室内测试显示性能优良，可以引入到碳酸盐岩的加砂压裂中。
3.5 完善压裂液体系
应针对碳酸盐岩压裂的难点，研制新型压裂液，要求具有以下特点：①压裂液的耐温性能的改进与完善，研制或筛选抗温能力好的温度稳定剂等，提高压裂液的耐剪切性，降低压裂液的滤失，增加携砂性能；②研发新型的压裂液交联体系，为了从根本上解决碳酸盐岩加砂压裂困难的问题，需研制新型的酸性交联液体系，既可携带支撑剂进入储层，又可对裂缝壁面进行酸蚀，扩大裂缝宽度，降低裂缝壁面对交联酸液的剪切作用，降低施工压力；③根据储层低孔特征，降低压裂液对储层的伤害。
3.6 优化压裂工艺和施工规模
碳酸盐岩加砂压裂时，考虑到地层基质孔隙度小、物性差，对裂缝导流要求不高，压裂设计的原则是造长缝以增加沟通远井缝洞几率和扩大渗滤面积。由于天然裂缝发育和多裂缝形成，使得压裂液滤失严重，施工过程中应该适当增加前置液规模和排量，形成较宽的动态裂缝；此外，考虑碳酸盐岩杨氏模量高，动态缝宽窄，支撑剂选择40～50目或30～50目的低密高强度小粒径支撑剂，可以减小各种摩阻，降低施工压力及缝内桥堵的几率。同时这种粒径的支撑剂沉降速率相对较慢，有利于支撑剂在缝内的流动、铺置。施工时应遵循砂比低起点、小台阶线性加砂的原则，平均砂比控制在10%～20%范围内，最高砂比控制在30%左右。
4 结论
广泛调研了国内外碳酸盐岩加砂压裂改造的实例，剖析了碳酸盐岩加砂压裂的难点，从加强储层横向预测、消除多裂缝影响、降低施工难度、改进压裂液性能和优化压裂施工工艺等方面提出了对策，对于提高压裂改造的成功率有一定的指导意义。
参考文献
[1] 刘胜，彭建新，王永辉，等.塔里木油田深井碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术[J]油气井测试，2005，24(3)：45-47.
[2] 吴月先.低渗透碳酸盐岩气藏水力压裂效果评价[J].石油钻采工艺，1998，20(3)：102-103.
[3] 王小朵，李宪文，陈宝春，等.长庆气田碳酸盐岩储层加砂压裂试验研究[J]油气井测试，2004，23(2)：57-59.
(本文作者：曾凡辉 刘林 林立世 王兴文 中国石化西南油气分公司工程技术研究院)
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