顺北油田奥陶系断溶体油藏具有超深、超高温、高闭合应力和含油气储集体发育不连续等特点，通过酸压形成具有一定长度和导流能力的酸刻蚀裂缝，沟通油气储集体是油井建产、增产的关键技术手段^[1-4]。然而，由于储层闭合应力高，酸压投产后地层压力衰减，闭合应力持续增大，导致酸压裂缝导流能力衰减快，有效酸蚀裂缝迅速缩短，生产上表现为酸压井产量递减快、稳产难^[5-7]。酸压与水力填砂压裂复合改造是提高酸蚀裂缝导流能力和酸蚀有效缝长的重要增产技术，能够充分利用酸压裂缝初始导流能力和高闭合应力下支撑剂对酸蚀裂缝的辅助支撑作用^[8-9]，酸压施工中前期或后期采用高黏的冻胶压裂液或交联酸携带支撑剂，以期改善远井裂缝导流能力，并增大酸蚀有效缝长^[10-11]。然而，缝长方向上的酸岩反应环境不同，导致刻蚀形貌差异大，酸蚀裂缝填砂后的导流能力存在差异。目前，学者对于酸蚀填砂裂缝导流能力的研究主要采用酸液刻蚀岩板模拟酸蚀裂缝，但它仅反映近井筒填砂裂缝的导流能力^{[6, 12-15]}，不利于复合酸压决策。

为克服传统试验评价方法难以反映酸蚀裂缝导流能力沿缝长方向分布的局限，笔者将酸压数值模拟与室内试验结合，提出了全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法，以顺北油气奥陶系储层为例，利用该方法评价了全缝长酸蚀裂缝的导流能力，确定了复合酸压的加砂时机，并进行了现场试验。

1.   全缝长酸蚀裂缝导流能力评价试验

室内试验是评价酸蚀裂缝导流能力最直接的手段，然而传统API导流能力测试试验用岩板长度为厘米级，无法直接实现储层地下百米级酸蚀裂缝导流能力测试。笔者采用数值模拟和室内试验相结合的方法，间接实现地下全缝长酸蚀裂缝导流能力测试。首先，采用酸压数值模拟获取缝长方向上温度与酸液质量分数的分布，基于酸液质量分数选定缝口、缝中和缝尾等特征位置的酸液质量分数和温度作为酸刻蚀裂缝模拟的试验条件，开展酸刻蚀试验获取储层条件下裂缝不同位置的酸刻蚀裂缝形态；然后，基于酸压裂缝形态特征，估算区块较适宜的铺砂浓度，开展裂缝不同特征位置的酸蚀裂缝、酸蚀填砂裂缝导流能力评价试验；最后，基于试验确定研究工区的加砂复合酸压工艺方法。

1.1   试验样品

试验岩样采自地质专家标定的野外奥陶系露头剖面，并选取与井下岩心矿物成分、孔隙特征相匹配的露头，制成满足酸刻蚀试验要求的API标准岩板，岩板长（178.0±0.2）mm、宽（35.0±0.2）mm、厚（25.0±0.2）mm，且两端打磨为直径（35±0.2）mm的半圆形。试验酸液体系选择工区常用的高温胶凝酸体系，支撑剂选择工区常用的40/70目陶粒。

1.2   试验参数设置

1.2.1   试验温度和酸液质量分数

工区地层温度为180 ℃，深度酸压施工参数为：前置压裂液400 m³，酸液400 m³，注液排量8 m³/min。基于该参数，采用酸压裂缝温度场计算模型^[16]，得到酸压裂缝长度方向上酸液质量分数和温度的分布。在酸蚀有效缝长范围内依据酸液质量分数、温度变化幅度选取3个特征点，分别代表缝口、缝中（一般取酸蚀有效缝长的20%～50%）及缝尾（一般取酸蚀有效缝长的50%～80%）；酸压模拟得到酸蚀有效缝长为142.30 m，缝高为48.10 m，因此3个特征点位置为缝口（距离井眼0 m）、缝中（距离井眼33 m）和缝尾（距离井眼99 m）。酸压过程中，特征点位置处的温度和酸液质量分数不断变化，分析这些位置处酸液质量分数和温度的变化规律，以确定试验模拟的温度和酸液质量分数（见图1和图2）。

图  1  酸压过程中裂缝不同位置处的温度变化曲线

Figure  1.  Temperature variation at different positions of fractures during acid fracturing

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图  2  酸压过程中裂缝不同位置酸液质量分数变化曲线

Figure  2.  Mass fraction variation of acid solution at different positions of fractures during acid fracturing

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由图1可知，经过前置液的降温作用后，缝口、缝中、缝尾的温度逐渐趋于稳定；酸液进入地层后，由于酸岩反应的放热作用，缝中、缝尾的温度缓慢上升，但最终趋于稳定，选定酸液进入段的平均温度为酸刻蚀试验模拟温度。由图2可知，酸液进入地层后，不断反应消耗并向裂缝前沿推进，但裂缝中具体某一位置点酸液质量分数保持相对稳定，因此选择酸液平均质量分数作为酸刻蚀试验条件。

1.2.2   铺砂浓度

由铺砂浓度定义可得，酸蚀填砂裂缝平均缝宽为：

式中：w_p为填砂裂缝平均缝宽，m；C_p为酸蚀填砂裂缝铺砂浓度上限，kg/m²；$\phi _{\rm{p}}$为填砂裂缝中支撑剂层的孔隙度；ρ_p为支撑剂密度，kg/m³。

由PKN模型知，对于幂律型流体，平均动态缝宽为：

式中：$\overline w$为平均动态缝宽，m；n为液体流性指数；K为地层条件下酸液稠度系数，Pa·sⁿ；Q为施工排量，m³/s；x_f为酸蚀填砂裂缝半长，m；h_f为酸蚀填砂裂缝缝高，m；ν为裂缝面岩石泊松比；E为裂缝面岩石弹性模量，Pa。

显然，平均酸蚀填砂裂缝缝宽需小于水力裂缝平均动态缝宽^[17]，即：

由式（1）—式（3）可得，铺砂浓度上限为：

基于酸压模拟得到酸蚀裂缝几何参数，同时结合顺北工区酸压支撑剂和工作液参数：支撑剂层的孔隙度ϕ_p为43.2%，支撑剂密度ρ_p为1 610 kg/m³；液体流性指数n为0.52，地层条件下酸液稠度系数K为0.78 Pa·sⁿ，施工排量Q为8 m³/min，岩石泊松比$\nu$为0.265，岩石弹性模量E为42 GPa，由式（4）计算得顺北油田奥陶系储层加砂酸压铺砂浓度上限C_p为4.7 kg/m²，考虑加砂难度等因素，将试验支撑剂铺砂浓度设为4.0 kg/m²。

1.3   试验方法和流程

1）依据特征点参数，利用酸刻蚀装置分别对缝口、缝中及缝尾进行酸刻蚀物理模拟试验，然后烘干称重；2）利用三维激光扫描装置以及3D数字成像软件对岩板刻蚀后的表面形貌进行表征^[18-20]；3）利用导流能力测试装置分别测量酸蚀裂缝和酸蚀填砂裂缝缝口、缝中和缝尾的导流能力。根据雷诺数相似准则^[21]，注酸排量确定为300 mL/min，注酸时间为50 min，具体试验参数见表1。

表  1  试验方案设计

Table  1.  Experimental scheme design

岩板编号	裂缝位置	工艺	注入排量/（mL·min−1）	刻蚀时间/min	酸质量分数,%	温度/℃	铺砂浓度/（kg·m−2）	闭合应力/MPa
1	缝口	加砂复合酸压	300	50	20	50	4	0～80
2		酸压					0
3	缝中	加砂复合酸压	300	50	16	80	4
4		酸压					0
5	缝尾	加砂复合酸压	300	50	8	150	4
6		酸压					0

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2.   酸压裂缝不同位置的刻蚀特征与导流能力分析

2.1   酸蚀裂缝不同位置酸刻蚀特征

按照表1的试验方案，采用酸刻蚀装置开展了酸压裂缝不同位置处的酸刻蚀物理模拟，其中1、2号岩板为模拟缝口酸刻蚀后的岩板，3、4号岩板为模拟缝中酸刻蚀后的岩板，5、6号岩板为模拟缝尾酸刻蚀后的岩板。岩板酸刻蚀后，利用三维激光扫描装置和3D数字成像软件即可获得酸刻蚀后岩板表面的数值形貌^[18-20]。

缝口处的酸刻蚀岩板表面肉眼可见大部分区域较为光滑，局部存在刻蚀沟槽，从数值形貌表征图（见图3（a））可以看出，岩面高度在22～23 mm，波动起伏较小，整体刻蚀深度较浅。

图  3  酸刻蚀岩板实物形貌与岩面数值形貌图像

Figure  3.  Physical topography images of acid-etched rock plate and numerical topography images of rock surface

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缝中酸刻蚀岩板表面凹凸不平，存在明显刻蚀沟槽，从数值形貌表征图（见图3（b））可以看出，除少数凸起支撑区域高度大于22 mm，其余大部分区域高度小于21 mm，部分沟槽深度小于19 mm，此类形貌可为流体提供错落有致的流动通道。

缝尾酸刻蚀岩板表面粗糙程度虽小于缝中、但大于缝口，从数值形貌表征图（见图3（c））可以看出，岩面大部分区域高度为21~22 mm，除少数几条深度裂缝外，还有浅且宽的凹槽。

酸液刻蚀岩板溶蚀量计算结果表明，缝中的岩板刻蚀量最大，缝尾次之，而缝口最小（见表2）。

表  2  酸刻蚀岩板溶蚀量

Table  2.  Dissolution weight of acid-etched rock plate

岩板编号	模拟裂缝位置	岩板溶蚀量/g	平均溶蚀量/g
1	缝口	20.27	20.09
2		19.91
3	缝中	42.59	40.30
4		38.00
5	缝尾	41.24	38.54
6		35.84

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以上研究表明，裂缝酸刻蚀形貌受到反应温度和酸液质量分数的共同作用，从刻蚀形貌和溶蚀程度可以看出，温度对刻蚀程度的影响大于酸液质量分数。

2.2   支撑剂在酸压裂缝不同位置铺置对导流能力的影响

采用表征裂缝相同位置的2组酸刻蚀岩板，分别测试加砂和不加砂条件下的导流能力，对比不同闭合应力条件下全裂缝加砂与不加砂的导流能力差异，分析支撑剂在酸刻蚀裂缝不同位置铺置时对导流能力的影响，从而确定复合酸压加砂时机。

酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝缝口的导流能力如图4所示。由图4可知：酸刻蚀裂缝缝口的初始导流能力较高，随着闭合应力增大快速下降，当闭合应力大于60 MPa时，导流能力小于2.0 D·cm，不足初始导流能力的0.3%；闭合应力为80 MPa时，酸刻蚀裂缝缝口的导流能力仅0.55 D·cm，为初始导流能力的0.1%。顺北奥陶系储层闭合应力在60～90 MPa，由试验结果可知，在储层高闭合应力作用下裂缝的导流能力快速降低，甚至丧失，这是顺北酸压井产量递减快甚至递减至无产量的重要原因。酸蚀填砂裂缝缝口的初始导流能力相对较低，仅55.1 D·cm，此时支撑剂填充了酸刻蚀裂缝通道，因此比酸刻蚀裂缝的导流能力低；随着闭合应力增大，闭合压力为30～50 MPa时，酸蚀填砂裂缝缝口的导流能力与酸刻蚀裂缝较接近；闭合压力大于50 MPa时，此时酸蚀填砂裂缝导流能力的优势开始显现，随着闭合应力进一步增加，酸蚀填砂裂缝导流能力保持能力好的优点进一步凸显；闭合应力大于60 MPa时，酸蚀填砂裂缝缝口的导流能力稳定在6.0 D·cm以上，为初始导流能力的11.8%。

图  4  酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝缝口导流能力对比

Figure  4.  Comparison between the conductivity of acid-etched fractures and sand-packed acid-etched fractures at the inlet

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酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝缝中的导流能力如图5所示。由图5可知：酸刻蚀裂缝缝中的初始导流能力达到1 501.4 D·cm，是酸刻蚀裂缝缝口导流能力的近3倍，这是由缝中岩板刻蚀量较大、刻蚀沟槽明显所致。随着闭合应力增大，导流能力急剧降低，闭合应力大于60 MPa时，酸刻蚀裂缝缝中的导流能力小于4.0 D·cm，为初始导流能力的0.2%；闭合应力为80 MPa时，酸刻蚀裂缝缝中的导流能力仅0.9 D·cm，为初始导流能力的0.05%。虽然酸蚀填砂裂缝缝中的初始导流能力为83.7 D·cm，仅为酸刻蚀裂缝的5.6%，但闭合应力大于38 MPa时，酸蚀填砂裂缝的导流能力占优，此时支撑剂对导流能力的改善作用发挥；当闭合应力大于60 MPa时，酸蚀填砂裂缝缝中的导流能力稳定在14.0～17.0 D·cm，明显大于酸刻蚀裂缝。

图  5  酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝缝中导流能力对比

Figure  5.  Comparison between the conductivity of acid-etched fractures and sand-packed acid-etched fractures inside the fracture

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酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝缝尾的导流能力如图6所示。由图6可知：酸刻蚀裂缝缝尾的初始导流能力为1 157.3 D·cm，较缝口高、缝中低，这是由反应环境导致裂缝不同位置的刻蚀量存在差异所致。闭合应力大于60 MPa时，酸刻蚀裂缝缝尾的导流能力小于3.0 D·cm；闭合应力为80 MPa时，酸刻蚀裂缝缝尾的导流能力为0.82 D·cm，仅为初始导流能力的0.07%。酸蚀填砂裂缝缝尾的初始导流能力为61.9 D·cm，虽仅为酸刻蚀裂缝缝尾的5.3%，但当闭合应力大于45 MPa时，酸蚀填砂裂缝缝尾的导流能力大于酸刻蚀裂缝缝尾；当闭合应力大于60 MPa时，酸蚀填砂裂缝缝尾的导流能力稳定在11.0～14.0 D·cm，缝尾处的支撑剂明显提高了酸蚀填砂裂缝缝尾的导流能力。

图  6  酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝缝尾导流能力对比

Figure  6.  Comparison between the conductivity of acid-etched fractures and sand-packed acid-etched fractures at fracture tail

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2.3   全缝长酸压裂缝导流能力对比

顺北储层有效闭合应力大于60 MPa，酸蚀填砂裂缝不同位置处的导流能力始终大于酸刻蚀裂缝，同时酸蚀填砂裂缝导流能力的保持能力明显更好（见图7）。闭合应力为60 MPa时，酸蚀填砂裂缝缝口、缝中和缝尾的导流能力分别为8.9，19.3和14.3 D·cm，是酸刻蚀裂缝缝口、缝中和缝尾的3.42，4.12和4.20倍；闭合应力为80 MPa时，酸刻蚀裂缝全缝长的导流能力均小于1.0 D·cm，而酸蚀填砂裂缝缝口的导流能力保持在5.0 D·cm以上，缝中和缝尾处的导流能力均保持在10.0 D·cm以上。综合考虑支撑剂对于酸压裂缝不同位置导流能力的提升幅度和高闭合应力下的导流能力，为有效提高酸压裂缝的缝长和导流能力，推荐在复合酸压施工中后期开始加砂^[11]，以增大裂缝中部及远端的铺砂浓度。

图  7  酸刻蚀裂缝与酸蚀填砂裂缝全缝长导流能力对比

Figure  7.  Comparison of conductivity of full-length between acid-etched fractures and sand-packed acid-etched fractures

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3.   现场试验

S3井为顺托果勒低隆北缘构造的一口超深直井，完钻井深7 932.74 m，改造段为奥陶系一间房组+鹰山组（7 349.00～7 932.74 m）。邻井生产情况表明，区域储集体较发育，但连通性差，常规深度酸压改造后平均稳产时间仅为20个月，稳定平均日产油量约为28 t，呈现递减快、稳产难的问题。结合全缝长酸压裂缝导流能力评价结果，该井采用“主缝+复杂缝+远井支撑”复合酸压工艺，力争扩大酸压改造裂缝沟通远井储集体概率，提高导流能力保持能力。

S3井在施工中部段开始采用压裂液段塞式加砂，加砂期间泵压整体较高，且随排量呈上升趋势；然后向地层正挤交联酸，酸液进入地层后泵压迅速降低（泵压由120 MPa快速降至102 MPa），表明酸液沟通了一定规模的储集体。挤入地层总液量2 895.5 m³（滑溜水680.5 m³、压裂液500.0 m³、高黏滑溜水850.0 m³、交联酸840.0 m³），支撑剂8.3 m³（见图8）。

图  8  S3井酸压施工曲线

Figure  8.  Acid fracturing treatment curve of Well S3

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该井最小水平主应力约为128.3 MPa，酸压后生产初期井底流压为67.8 MPa，估算有效闭合应力达60.5 MPa，从室内试验结果得知，酸压裂缝缝口、缝中以及缝尾自支撑导流能力分别为2.6，4.2及3.4 D·cm，相同位置加砂后支撑裂缝导流能力分别提高了1.6，3.1及2.8倍，裂缝中远端的导流能力提高明显。

该井酸压后解释动态缝长179.60 m，有效缝长143.70 m；酸压后初期油压12.4 MPa，日产油量140 t；2个月的单位压降产油量为1 098 t/MPa，3年内日稳产油量约40 t，稳产时间较邻井延长57.8%，稳定日产油量提高了40%，实现了远距离长效沟通储集体的目的，间接证明了复合酸压远端加砂支撑工艺的有效性。

4.   结论与建议

1）针对常规酸蚀裂缝导流能力试验难以评价裂缝导流能力全貌的局限，采用数值模拟和室内试验相结合的方法，建立了一套储层条件下全缝长酸蚀填砂裂缝导流能力评价方法，为复合酸压加砂时机的选择提供了依据。

2）顺北油田奥陶系储层在高闭合应力下，酸压全裂缝的导流能力急剧下降，这是酸压井产能快速递减的重要原因；加砂复合酸压能改善酸压全裂缝的导流能力，而在酸压裂缝中远端加砂可显著提高导流能力。

3）超深井碳酸盐岩储层复杂的工程地质力学特征导致酸压裂缝的形态极其复杂，加砂复合酸压施工难度较大，建议结合对储层条件下酸压裂缝形态的认识，进一步优化复合酸压加砂参数，持续推进现场试验，提高复合酸压加砂的成功率和改造效果。