引 言

塔河油田是古岩溶碳酸盐岩缝洞油藏，发育洞穴、裂缝和孔洞，70%以上井需酸压。储层空间主要是由溶蚀孔洞、大型洞穴和裂缝组成，地层的基质渗透率较低，对油井进行完井以后，油井的初期产量低或无产量，而将近78%的井需要酸压改造后才能建产。由于天然裂缝与溶蚀孔洞发育导致酸压工作液滤失量很大，使得常规酸压形成的有效酸蚀缝长一般小于120 m^[1]，降低了酸蚀裂缝沟通有利储集体的几率，从而显著影响酸压改造的最终效果^[2-3]。2009年以来，有96口井采用常规酸压后累积产油小于5 000 t，生产1~2个月便停产，采用注水等治理措施效果也不理想。因此，控制酸液滤失、增加有效酸蚀缝长是提高塔河油田酸压效果的核心问题。

除优化射孔方案、采用变排量施工或/和高黏液体造缝等工艺技术外，目前运用的降滤失技术手段主要有粉陶段塞、油溶性暂堵降滤剂和可降解纤维降滤剂等^[4-6]。文章针对塔河油田缝和洞不发育、微裂缝较发育的Ⅲ类储层，对上述3种降滤剂进行室内实验评价；结合储层特征与工艺技术要求以及降滤剂实验结果优选超大型复合酸压降滤剂类型与粒径；优化降滤剂使用浓度、用量及加入程序。通过有效降低液体滤失来实现深穿透人工裂缝沟通更多的天然裂缝网络体，增加了远井带的渗流面积，扩大了控制储量，同时实现了油井的高产与稳产。

1 超大型复合酸压技术机理分析

塔河油田超大型复合酸压^[7-8]定义为酸压施工中入井总液量大于2 000 m³的复合酸压施工，采用大量滑溜水+酸液+过量顶替+粉陶、大排量施工技术手段。该技术手段在酸压施工过程中压裂液不断的滤失、充填进天然裂缝，同时也不断向前延伸与大量天然裂缝相交形成裂缝网络，人工裂缝两侧的储集体也被沟通。超大型复合酸压主裂缝沟通模式发生了转变：向前延伸沟通更远处储集体、向下扩展沟通底部储集体、向两侧沟通微裂缝储集体，突破原有酸压裂缝作用范围，使远井区动用的渗流面积、供给面积及控制储量显著扩大。该技术把酸压工艺与加砂压裂工艺二者有机组合，实现酸蚀缝长与酸蚀裂缝导流能力同步最大化的改造。

2 降滤失剂实验评价

在裂缝性碳酸盐岩储层酸压时，酸液将通过天然裂缝和基块两部分滤失。由于基块所占面积比天然裂缝大得多，在滤失初期，通过基块部分滤失的酸液比天然裂缝多，但天然裂缝随酸岩反应扩宽很快，通过天然裂缝的滤失急剧增加，很快天然裂缝主导整个酸液滤失，甚至达到基岩滤失的10倍^[9]，如图 1所示。因此，裂缝性碳酸盐岩储层酸压降滤措施应针对如何对天然裂缝进行暂堵来研究以优选降滤失剂。

2.1 粉陶降滤失剂实验

将从塔河油田取来的露头岩芯切开，分成两半来模拟天然裂缝，岩芯一端铺设0.150 mm粒径陶粒。采用岩芯酸化流动仪在20℃条件下从铺陶粒的一端注入酸压用胶凝酸，固定流量监测岩芯两端压差变化^[10]，并与不加粉陶的进行实验对比。

通过压差变化反映陶粒堵塞作用，实验结果见图 2和图 3。

因为存在裂缝，不加粉陶岩芯两端压差较小，最大压差0.06 MPa左右；加入0.150 mm粒径陶粒后，最大压差达到1.60 MPa，压差达到最大后缓慢下降，注酸60 min后，压差仍然约有0.20 MPa。实验表明：细粒径的陶粒能够进入裂缝和酸蚀蚓孔里，封堵作用较好。通过测试滤失量反映降滤失能力变化，实验结果见图 4和图 5。

比较图 4和图 5可知，与加入粉陶前相比，加粉陶后15 min滤失量下降了约2 L，滤失速度由3.3 ×10⁻⁶ m/min下降到2.0 ×10⁻⁶ m/min，也证明了粉陶降滤作用明显。

2.2 油溶性暂堵降滤剂实验评价

实验采用油溶性暂堵降滤剂，分散性良好，酸压后遇油降解，易返排，其密度为1.00~1.15 g/cm³。利用储层伤害评价仪，在120℃实验条件下模拟不同压差下油溶性暂堵降滤剂对渗透率的影响，实验结果如图 6所示。油溶性树脂对渗透率的暂堵率达大于85%。

2.3 可降解纤维降滤实验评价

可降解纤维随酸压工作液进入微裂缝或蚓孔，在壁面的粗糙部位易于卷曲，从而起到暂堵降滤失作用，施工后期随着地层温度的回升，纤维转化为易溶于水的小分子酸。实验用可降解纤维尺寸约为15 m ×6 mm（直径低于微裂缝宽，长度大于微裂缝宽）。使用青专用仪器HDF-I型高温高压动态滤失仪测试压裂液高温高压下的滤失性能。在80，100，120℃验条件下滤失1 h，测得相应的滤失量（表 1）。

实验表明： 80℃时，加入纤维可以有效降低液体滤失量37.71%；100℃时，降低液体滤失量33.39%；120℃时，降低液体滤失量22.99%。可见，加入可降解纤维可以有效降低滤失量。

3 降滤失剂选择与使用浓度优化 3.1 降滤失剂类型与粒径选择

通常认为：针对基块滤失大，采用柴油和0.050 mm粒径油溶性降滤剂或硅粉降滤^[11-12]。塔河油田不仅储层微裂缝发育，而且具有井深、高温、高地应力特点。现场应用证明，油溶性暂堵剂耐温性差，可降解纤维施工排量受限。综合考虑粉陶、油溶性树脂、可降解纤维等降滤失剂对储层适应性和施工工艺要求，选取了粉陶作降滤失剂。

根据基质和裂缝滤失的特点，选用了不同的粉陶粒径。对于天然裂缝发育储层，主要采用0.150 mm粒径细粒支撑剂预充填技术。对于缝宽小于50 µm时，降滤失剂粒径应在0.074 mm左右；而缝宽大于50 µm时采用的降滤失剂粒径应在0.150 mm左右。塔河油田碳酸盐岩储层裂缝宽度一般是在几个毫米左右；且对改储层进行的小型压裂测试分析表明，近井筒的摩阻在2.95~12.30 MPa，平均为6.58 MPa，说明裂缝宽度越窄，裂缝弯曲程度越大，对砂粒径的敏感性较强对支撑剂粒径组合进行渗透率实验测试结果如图 7所示，0.150 mm粒径与0.830/0.450 mm粒径陶粒组合下裂缝渗透率与只用0.150 mm粒径粉陶较接近。由于近井筒摩阻较大，研究分析认为应采用0.050 mm粒径粉陶作降滤失剂。

3.2 粉陶降滤剂加入程序优化

加入粉陶程序的不同，可能产生比较复杂的作用方式^[13-14]。如果一开始就采用较大砂比，陶粒降滤失剂可能积聚于缝口附近而形成砂堵导致施工失败（图 8a）。如果在浓度较低时加入降滤失剂，粉陶进行全程填充，在这种情况下仍然存在多条裂缝同时延伸，滤失量得到了一定的减少，但影响主缝延伸（图 8b）。应开始低的砂浓度封堵窄缝，缝宽增加时加大砂比保证裂缝都有效封堵，如图 8c的情况。经验表明：粉陶段塞砂比一般在10%左右，应按从小到大的程序进行。

3.3 粉陶降滤剂用量优化

确定粉陶降滤失剂量的思路是根据粉陶消耗体积计算，从支撑段塞技术原理确定粉陶用量。但天然裂缝体积难于确定，从支撑剂段塞技术的原理入手分析支撑剂段塞中粉陶的加量^[15]，兼顾塔河油田碳酸盐储层的人工裂缝形态优化粉陶量。摩阻大表明通道窄，应低段塞浓度大段塞量和级数；摩阻小表明通道宽，应高段塞浓度小级数和段塞量。

根据测试与模拟结果，形成不同摩阻范围内的支撑剂段塞加量^[16-17]，如表 2。

4 现场应用

TH12227H井在井深6 471.02 m处钻遇漏失后在该井鹰山组井段6 304.75~6 471.02 m常规完井。在油井自喷21 d后停喷，自喷累计产液量521 t。2009-10-27开始转抽，之后产液量逐渐下降。在转抽生产约2个月后，进行注水作业，在注水177.00 m³后起压，最高压力13.00 MPa，累注水516.00 m³，后开井日均产液30 t，含水60%。截至2010-04-18，累计产油为935 t。根据生产特征分析：该井小定容体特征明显，为溶孔型储层，最近距离167.63 m，需进行大型复合酸压改造，以提高产能。

2010-05-18对该井前面所述的鹰山组井段进行三级复合大型酸压改造，注入地层总液量3 400 m³（滑溜水2 700 m³+变黏酸400 m³+高温胶凝酸300 m³）；采用0.150 mm粒径粉陶降滤，施工排量6~7 m³/min，砂浓度50~100 kg/m³，共使用粉陶降滤剂25 t，施工曲线如图 9所示。当采用砂比为4.3%的粉陶段塞进入地层后，泵压出现大幅度上升，这表明段塞起到明显的降滤失作用。

该井酸压后初期日产油69.8 t，含水28.2%，截至2012-10-15，累增油11 633 t，效果显著。

5 结论

（1）塔河油田碳酸盐岩储层微裂缝发育，控制酸液滤失、增加有效酸蚀缝长是提高塔河油田酸压效果的核心问题。

（2）室内实验表明： 15 min内加入粉陶较不加粉陶滤失速度由3.3 ×10⁻⁶ m/min下降到2.0 ×10⁻⁶ m/min；油溶降滤剂的暂堵率大于85%；可降解纤维降滤剂在80~120℃时，降低液体滤失量37.70%~22.99%，滤失量下降了近2 L。

（3）超大复合酸压将酸压工艺与加砂压裂工艺二者有机组合，在矿场试验实现了酸蚀缝长与酸蚀裂缝导流能力同步最大化改造，效果良好。