0 引言

潜江凹陷是江汉盆地的重要富烃凹陷，纵向层系多，其中潜江组顺物源方向依次发育碎屑岩—碳酸盐岩—盐岩相带^[1]。碳酸盐岩油藏目的层岩性为颗粒碳酸盐岩、泥晶碳酸盐岩、颗粒混积岩、细粒混积岩等，原油类型有稀油、普通稠油两种。潜江凹陷碳酸盐岩油藏是勘探开发重要的接替资源，初步估算资源量为3.7×10⁸t，初步落实潭口地区潜江组三段(潜三段)有利区面积89.75km²，落实甜点资源量大。

潜江凹陷碳酸盐岩目前勘探开发区块的储层岩性主要为颗粒碳酸盐岩和泥晶碳酸盐岩，前期采用酸化和常规加砂压裂工艺，措施效果差。其中，酸化以盐土酸配方为主，颗粒碳酸盐岩酸化后日产油低(直井0.3t)，泥晶碳酸盐岩储层酸化后未见油或油花；常规压裂效果略好于酸化，效果最好的ZG8-9井最高日产油4.4t，但平均单井日产油仅1.6t，措施有效率低至42.9%(几口井措施前日产油均为零，措施后初期日产油达到2.0t即为有效)，实现不了区块有效动用。

国内外常规碳酸盐岩储层基本均为海相沉积，岩性主要为石灰岩、白云岩，一般为裂缝—孔隙型、缝洞型储层，埋藏深度大，储层改造技术以酸化、酸压为主，少量为加砂压裂。国内湖相碳酸岩油藏在不同的沉积环境中，碳酸盐岩的岩性组合、组构特征均存在较大的差异，多数岩性复杂、混积特征明显，碳酸盐岩含量明显低于海相沉积碳酸盐岩油藏。湖相碳酸盐岩油藏多以页岩油形式勘探开发，主要采用页岩油水平井开发方式，措施改造方面不断优化，形成以“多簇密切割+高强度改造”为核心的体积压裂工艺及“二氧化碳前置、焖井渗吸”等提效配套工艺^[2-9]。其中英雄岭碳酸盐岩直井采用缝网压裂，水平井采用以“多簇多段密切割+限流射孔+大排量施工+变黏滑溜水高强度连续加砂”为核心的体积压裂，最大限度提高改造体积和EUR^[10]。

对比国内湖相碳酸盐岩页岩油藏，潜江组碳酸盐岩以定向井开发为主，储层具有岩性多样、纵向夹层发育、不同岩性微观特征差异大的特殊性，前期酸化、压裂工艺效果差。本文以潜江凹陷碳酸盐岩勘探开发一体化进程中不同岩性为研究背景，通过分析地质特征与改造需求，开展可压裂性评价和配套的液体、力学等基础实验研究，确定了颗粒碳酸盐岩酸压复合加砂压裂和泥晶碳酸盐岩复杂缝网压裂两条主体技术路线；通过现场试验和多轮次效果评价，形成了适合潜江凹陷不同岩性碳酸盐岩的地质工程一体化压裂技术体系，矿场应用效果显著，提高了江汉咸化湖盆碳酸盐岩油藏的有效动用程度，为江汉油田上产提供技术支撑，而且对中国东部陆相湖盆广泛发育咸化湖盆沉积的苏北盆地、济阳坳陷等类似湖盆碳酸盐岩勘探开发具有借鉴意义。

1 储层改造技术需求 1.1 地质特征

潜江凹陷位于江汉盆地中部(图 1)，碳酸盐岩平面上围绕洼陷呈环带状分布，自南西老新地区向北延伸至潭口、代河地区，向东延展至马王庙、毛场地区，向西延展至习家口地区附近，初步落实碳酸盐岩展布面积约2000km²。纵向上潜江组自上而下分为潜一段至潜四段，潜三段细分为1—4亚段，潜四段细分为上、下亚段，碳酸盐岩主要发育在潜三段和潜四下亚段。采用成分+粒径的命名方式，潜江凹陷碳酸盐岩分为两大类四小类岩性，其中碳酸盐含量大于或等于50%，主名为碳酸盐岩，再根据岩石的组构划分为颗粒碳酸盐岩和泥晶碳酸盐岩；而碳酸盐、长英质、黏土三端元组分含量均不超过50%，命名为混积岩，再根据岩石的组构划分为颗粒混积岩和细粒混积岩(表 1)。纵向上不同层位岩性差异大，其中颗粒碳酸盐岩纵向上主要分布在潜3^3下5—6韵律、潜3⁴10韵律，而泥晶碳酸盐岩主要分布在潜3³3韵律、潜3^3下7—8韵律、潜4^下Ⅱ油组。

颗粒碳酸盐岩与泥晶碳酸盐岩储层的孔隙度和渗透率相差较小，微观孔隙结构存在差异，主要表现为孔径差异大。颗粒碳酸盐岩大孔占比为63.3%，孔径最大可以达到200μm，微米级孔喉占比为17%；泥晶碳酸盐岩大孔占比为41.2%~47.2%，孔径为2~10μm，微米级孔喉占比为4.5%。岩性观察可以看出(图 2)，颗粒碳酸盐岩纹层层理发育程度较弱，块状特征明显(图 2a)，碳酸盐岩颗粒被油质浸染，发黄色中暗光—中亮光(图 2c)；泥晶碳酸盐岩纹层发育(图 2b)，富白云石纹层被油浸染，发黄色中暗光(图 2d)。

1.2 酸液驱替评价实验

针对前期酸化增产效果不理想的问题，本文开展了缓速酸对潜江凹陷两种不同碳酸盐岩的基质驱替实验，评价酸液对不同岩性基质的作用效果，为后期工艺研究提供实验基础。选取H61B井颗粒碳酸岩及Z99X井泥晶碳酸盐岩岩心柱，岩心直径为25mm，岩心长度为直径的1~1.5倍，按照SY/T5886—2018实验方法开展岩心伤害实验^[11]。采用核磁共振测试酸化前后岩心孔隙变化(图 3)。酸液驱替对比发现(表 2)，驱替后颗粒碳酸盐岩中大尺寸孔隙的比例明显增加，岩心孔隙度增大了20%，渗透率由3.60mD增加到22.90mD，上升6倍左右，表明酸液能够大幅提高颗粒碳酸盐岩基质渗透性；而泥晶碳酸盐岩中大尺寸孔隙的比例变化不明显，驱替后岩心孔隙度由12.7%增加到13.0%，渗透率由0.27mD增加到0.29mD，表明酸液对泥晶碳酸盐岩的基质作用效果不大。

1.3 不同岩性储层改造需求

经过酸液对不同岩性的实验分析，得出以下初步结论：对于颗粒碳酸盐岩，由于其特定的岩石结构和矿物组成，采用酸化或酸压工艺能够提高其措施效果。酸液能够有效溶解岩石中的部分矿物，增加岩石内部的孔隙和裂缝，进而提高渗透率，从而提高储层的措施效果。但从前期酸化现场试验来看，潜江凹陷颗粒碳酸盐岩基质渗透率低，基质酸化仅能改善井筒附近的储层物性，酸液作用范围外的储层渗流能力有限，所以酸化措施现场应用效果较差，前期直井酸化后初期产油0.3t/d，水平井酸化后初期产油4.8t/d，因此针对该类储层需要开展酸压或复合酸压工艺。

然而，对于泥晶碳酸盐岩，情况则有所不同。由于其酸液作用效果较小，且储层本身的渗透率较低，单纯依赖酸化工艺难以达到理想的改造效果。因此，对于泥晶碳酸盐岩，则更倾向于采用水力压裂等物理改造工艺，通过高压水流在岩石内部形成裂缝，扩大储层的连通性，从而提高改造效果。所以针对两类不同岩性，需要开展力学、可压裂性等相关研究，形成差异化工艺技术。

2 不同岩性的可压裂性及裂缝扩展研究 2.1 力学特征评价 2.1.1 地应力实验结果

对H61B井、Z99X井碳酸盐岩岩心开展声发射地应力测试实验，获得了每组岩心的地应力结果，见表 3。H61B井储层埋深为2205~2345m，较Z99X井储层埋深浅(3400m)，根据测试结果两口井的水平地应力相差较大，H61B井颗粒碳酸盐岩储层最小水平地应力为45.1~46.3MPa，Z99X井泥晶碳酸盐岩储层最小水平地应力为71.2~72.7MPa。最大水平地应力和最小水平地应力的差异系数整体较低，小于0.13。

地应力直接影响压裂裂缝的方位、形态，构造演化程度、岩性、埋深等方面主要影响水平应力差异系数。一般该系数越小，越有利于裂缝网络形成。当小于0.25时有利于分支缝形成；小于0.13时易形成压裂缝网^[12]。初步认为研究区碳酸盐岩储层具有形成多裂缝的基础，但潜4^下Ⅱ油组泥晶碳酸盐岩比潜3⁴10韵律颗粒碳酸盐岩的水平地应力差异系数更低，更易形成复杂缝。

2.1.2 岩石力学参数实验结果

对H61B井、Z99X井碳酸盐岩岩心开展三轴抗压实验，得到岩心的杨氏模量、泊松比、抗压强度，见表 4。结果表明，颗粒碳酸盐岩与泥晶碳酸盐岩的岩心强度差别较大，颗粒碳酸盐岩的杨氏模量为33.1~34.5GPa，抗压强度为212.221~244.487MPa，脆性指数为45.2%~49.8%。颗粒碳酸盐岩杨氏模量及抗压强度高于泥晶碳酸盐岩，脆性指数稍低，破裂难度增大。

2.2 不同岩性的可压裂性评价 2.2.1 可压裂性评价模型

储层可压裂性评价是非常规油气勘探开发领域的一个研究热点。储层可压裂性综合甜点评价和生产潜力评价的参考指标包括：脆性矿物、黏土等矿物成分，孔隙度、渗透率、天然裂缝等储层物性参数，杨氏模量、泊松比等力学参数^[13-15]。矿物特征参数中，岩石可压裂性和石英、黏土、碳酸盐含量等关系密切，一般石英含量较高的储层其可压裂性也较强，而黏土含量越高，可压裂性则较差^[16-17]。力学特征参数中，影响裂缝扩展规律的主要因素有地应力强度、构造应力等，而构造应力场及地层条件下的岩石力学性质对裂缝延伸尤为重要^[14]。泊松比与杨氏模量一起反映岩石破裂的能力，影响压裂裂缝的复杂程度，一般高杨氏模量、低泊松比代表可压裂性好^[13]。

可压裂性评价方法有地质因素法、雷达图法、弹性参数与矿物成分组合法、多参数法、综合甜点系数法、可压裂性系数法等。其中可压裂性系数法是通过优选出影响可压裂性的主要因素，借助多元线性回归等数学方法，得到一个公式来评价可压裂性^[18-21]。根据崔春兰等^[21]的新型可压裂性系数法，影响可压裂性的正相关指标有TOC、脆性矿物含量、杨氏模量，负相关指标有黏土矿物含量、泊松比、地应力差异系数。在此方法的基础上，结合潜江凹陷碳酸盐岩测井特征，将TOC换成Pe(即光电吸收截面指数)，Pe是石油测井行业中用来确定地层岩性的有效参数之一，突出反映岩石的平均原子序数，可以更好地反映岩性。潜江凹陷常规测井并不包含TOC参数，但包含反映岩性的Pe，且措施效果与该值相关性较大。根据潜江凹陷碳酸盐岩测井曲线特征(图 4)，Pe值主要分布在2.7~5.2b/e之间，当Pe值大于3b/e时，表明储层中碳酸盐岩含量高，而Pe值小于3b/e时砂岩含量高。而碳酸盐岩的分布及含量影响储层的物性，与含油性相关性较大，从而影响最终的措施效果。从图 4中可以看出，潜江凹陷碳酸盐岩油藏前期措施井整体具有Pe值越高措施效果越好的规律。

以矿物组分、力学参数、Pe等参数为核心，先对各影响因素的原始数据进行无量纲化处理，归一化后采用SPSS软件对数据进行关联度计算与分析。采用多元线性回归方法，建立潜江组碳酸岩可压裂性评价指数的计算公式。

$ \begin{aligned} \alpha= & 0.15 \mathrm{Pe}+0.2 E / 100+0.15 B / 100-0.15 v- \\ & 0.25 W_{\text {趈土 }} / 100-0.15 K h \end{aligned} $

(1)

式中  α——可压裂性指数；

Pe——光电吸收截面指数，b/e；

E——杨氏模量，GPa；

B——脆性矿物含量，%；

ν——泊松比；

W黏土——黏土矿物含量，%；

Kh——水平应力差异系数。

将区块内前期压裂井的可压裂性指数与措施效果进行关联可以看出(图 5)，可压裂性指数与措施效果有一定的相关性，可压裂性指数越高，压裂后措施效果越好。因此可压裂性指数可以作为单井可压裂性评价及老井复查优选区块、层位的辅助手段。

利用可压裂性指数可评价潜江凹陷碳酸盐岩储层的改造能力，将储层可压裂性分为3个等级(表 5)：当可压裂性指数不小于0.7时，表明储层的可压裂性好，是优质可压裂层；当可压裂性指数为0.5~0.7时，表明储层的可压裂性中等；当可压裂性指数不大于0.5时，储层的可压裂性差，该类储层措施效果差。

2.2.2 可压裂性评价结果

通过潜江凹陷碳酸盐岩不同层位的可压裂性指数计算对比(图 6)，得出不同储层可压裂性指数在0.43~0.72之间，优选出可压裂性较好的潜3⁴10韵律及潜4^下Ⅱ油组为优质甜点层，潜3^3下5、潜3^3下6、潜3^4下9韵律为中等储层，其余层位可压裂性较差。

从岩性上来看，可压裂性指数与岩性不是绝对相关。从可压裂性评价结果可以看出，并不是所有层位的颗粒碳酸盐岩可压裂性都好，颗粒碳酸盐岩纵向上主要分布在潜3^3下5、潜3^3下6、潜3⁴10韵律，潜3^3下5、潜3^3下6韵律的可压裂性属于中等，而潜3⁴10韵律的可压裂性好；泥晶碳酸盐岩主要分布在潜3³3、潜3^3下7、潜3^3下8韵律及潜4^下Ⅱ油组，潜3³3、潜3^3下7韵律的可压裂性差，潜3^3下8韵律可压裂性中等，而潜4^下Ⅱ油组的可压裂性好。对于H61B、Z99X两口取心井来说，H61B井取心井段为潜3⁴10韵律，岩性为颗粒碳酸盐岩，可压裂性指数为0.72；Z99X井取心井段为潜4^下Ⅱ油组，岩性为泥晶碳酸盐岩，可压裂性指数为0.73，可压裂性相差不大。

2.3 真三轴水力压裂物模实验

潜江凹陷碳酸盐岩储层岩矿组分复杂，由碳酸盐岩、砂岩、泥岩等组成，多介质多夹层下裂缝平面、纵向延伸规律不明确，改造效果无法预测，需要明确不同区域不同韵律的岩石裂缝扩展规律。对H61B井、Z99X井碳酸盐岩原尺寸岩心开展真三轴水力压裂物模实验，实验方案见表 6。模拟潜江凹陷碳酸盐岩储层在真实地质条件下的受力状态，实验温度为室温，探究其裂缝开启、扩展规律，为后续压裂工艺提供理论依据。

试样制作流程包括以下步骤：(1)预处理岩心。取原尺寸岩心(直径10cm、长度20cm左右)。(2)包裹试样。用水泥将岩心均匀包裹成30cm×30cm×30cm的模拟试样。(3)钻沉孔。在包裹好的试样侧面沿长度方向钻出长度为13cm的沉孔。(4)安装井筒。将长度为11cm的模拟井筒固结在井眼中，下方预留2cm裸眼段。试样制作过程如图 7所示。

2.3.1 颗粒碳酸盐岩低黏滑溜水压裂

潜3⁴10韵律颗粒碳酸盐岩采用低黏滑溜水压裂后，从裂缝延伸形态可知(图 8)，压裂裂缝沿岩性界面延伸，形成斜的对称双翼裂缝(竖直上与垂向应力夹角为30°左右，水平上与最大水平应力夹角为15°左右)。

2.3.2 颗粒碳酸盐岩高黏冻胶压裂

潜3⁴10韵律颗粒碳酸盐岩采用高粘冻胶压裂后，从裂缝延伸形态可知(图 9)，压裂裂缝为斜的双翼裂缝(竖直上与垂向应力夹角为15°左右，相比低黏滑溜水裂缝的偏转角度降低)，同时前置高黏冻胶会增加近井筒附近的流动阻力，滤失量减少，使近井筒附近流体压力高，造成压裂过程中产生多条裂缝，后期取下全直径岩心观察发现，一共存在3条裂缝。

2.3.3 泥晶碳酸盐岩低黏滑溜水压裂

潜4^下Ⅱ油组泥晶碳酸盐岩纹层发育，采用低黏滑溜水有利于打开层理，从压裂裂缝延伸形态可知(图 10)，泥晶碳酸盐岩在低黏滑溜水压裂下一共产生4条裂缝，即沿纵向延伸遭遇弱胶结层理后沿层理延伸，然后突破层理继续纵向延伸，储层采用低黏滑溜水压裂可以开启层理形成复杂缝网。

2.3.4 泥晶碳酸盐岩高黏冻胶压裂

潜4^下Ⅱ油组泥晶碳酸盐岩采用高黏冻胶压裂后，从后期观察全直径岩心裂缝延伸形态可知(图 11)，压裂初期高黏冻胶突破层理形成垂直缝，然后随着滤失的增大逐渐沿着尾部的层理方向从垂直方向转向打开层理。

从颗粒、泥晶两种不同岩性的真三轴水力压裂物模实验可以看出，在相同入井流体和排量下，两者裂缝扩展规律不同，颗粒碳酸盐岩主要以双翼裂缝为主，而纹层发育的泥晶碳酸盐岩采用低黏滑溜水压裂可以开启层理形成复杂缝网，采用高黏冻胶可压裂以突破层理形成垂直主缝。结合酸液对不同岩性的基质驱替实验结果，针对两种不同岩性的碳酸盐岩，需要采用不同的压裂工艺技术。

3 不同岩性的压裂工艺技术研究 3.1 复合酸压加砂压裂技术 3.1.1 压裂工艺

潜江凹陷颗粒碳酸盐岩储层致密、基质渗透率低，虽然酸液对基质的孔隙度和渗透率有一定改善作用，但改造程度和作用范围有限，酸化效果较差。因此针对该类储层需要开展压裂工艺研究，通过水力压裂增加改造体积，同时结合酸液溶蚀与水力压裂的双重优势，形成复合酸压加砂压裂技术。

复合酸压加砂压裂就是前置冻胶造缝，促进缝长延伸；然后注入缓速酸液，刻蚀裂缝壁面并滤失至基质中溶蚀碳酸盐岩颗粒，改善基质孔渗；最后采用高黏压裂液携砂，提高裂缝导流能力。该工艺将水力压裂的物理力学与酸液的化学溶蚀两个优点相结合，一是可以形成长裂缝，解决常规胶凝酸酸压、前置液酸压等不同酸压工艺存在酸蚀缝长短的问题；二是缓速酸可以降低反应速率，增加酸液作用范围，提高储层的孔隙度、渗透率，比常规水力加砂压裂工艺增加了改善基质孔渗的作用；三是加砂后裂缝导流能力比纯酸压工艺高，从而提高储层增产效果。

3.1.2 施工参数

结合前期勘探井的现场试验结果，对同一区块、同一层位的试验井，开展地质、工程参数的主控因素分析，明确了用液强度、用酸强度、加砂强度这3项压裂关键参数，并采用SPSS多因素分析方法，建立潜江凹陷碳酸盐岩产能预测模型，进行压裂参数优化。

3.1.2.1 用液强度的影响

理论上，注入地层的液量越多，裂缝扩展会越好，实际上裂缝长度受施工排量、液体滤失(压裂液黏度)等多因素影响^[22]。用液强度对压裂增产效果的影响并不一致，有些井的产量并没有随着液量的增多而明显增大^[23]。但从图 12可以看出，潜江凹陷碳酸盐岩同一类型储层的总用液强度与每米日产油呈正相关，用液强度是影响碳酸盐岩压裂效果的重要因素之一。然而，用液强度并不是越大越好，需要根据岩石和裂缝的需求，以及注入液体的流速和类型来确定合适的用液强度，以达到最佳的压裂效果。

3.1.2.2 用酸强度的影响

用酸强度是影响纯碳酸盐岩储层措施效果的重要因素。从图 13可以看出，潜江凹陷碳酸盐岩同一类型储层的用酸强度与每米日产油相关性不明显，但一般来说，用酸强度越高酸蚀效率也越高。适当的用酸强度可以有效地去除碳酸盐岩储层中的堵塞物和部分岩石颗粒，提高储层渗透率。然而，过高的酸强度可能导致储层岩石过度蚀刻，从而降低岩石稳定性及储层渗透率，影响措施效果。因此需要注意控制酸的浓度和作用时间等参数，以避免对储层造成过度伤害。

3.1.2.3 加砂强度的影响

压裂加砂强度的选择和优化是压裂施工过程中的关键步骤，对压裂措施效果具有重要影响。高强度的支撑剂可以更好地支撑裂缝，保持较宽的缝宽和较高的导流能力，从而有助于提高储层的渗透性和产能^[24]。从图 14可以看出，潜江凹陷碳酸盐岩同一类型储层的加砂强度与每米日产油呈正相关关系，加砂强度越高措施效果越好。当加砂强度不足时，裂缝导流能力会较低，另外会使得压开的压裂裂缝得不到有效支撑，裂缝尺寸达不到设计要求，导致改造效果差。因此，在选择压裂加砂强度时需要考虑不同井况、不同储层等因素对压裂加砂强度的要求和影响，同时也需要综合考虑施工效果、施工效率、成本等因素，以确定最优的压裂加砂强度。

通过压裂后最初一个月的每米日产油量作为输出变量，对用液强度、用酸强度、加砂强度进行多次评价、调整，最终形成了潜江凹陷颗粒碳酸盐岩直井压裂参数的模板：最优用液强度为100~150m³/m、最优用酸强度为20~30m³/m、最优加砂强度为6~10m³/m，并逐步由基于数值模拟的正向优化转为压裂前模拟—压裂后数据分析双重手段优化压裂参数，完成了压裂参数控制与措施效果最大化的协调统一。

3.2 复杂缝网压裂技术 3.2.1 压裂工艺

潜江凹陷泥晶碳酸盐岩具有纹层发育、层内油气富集、水平渗透率高的地质特征。从Z99X井泥晶碳酸盐岩样品不同方向的渗透率测试结果来看(表 7)，1号样品水平方向气测渗透率为2.72mD、垂直方向气测渗透率为0.0031mD；2号样品水平方向气测渗透率为20.65mD、垂直方向气测渗透率为0.3000mD。常压下，层理缝发育的样品水平渗透率与垂直渗透率相差2~3个数量级，表明纹层弱面对水平渗透率起到积极贡献作用。前期物模实验表明，低黏减阻水有利于开启泥晶碳酸盐岩层理缝形成复杂缝网，因此针对该类岩性，采用组合压裂液，高黏冻胶突破纹层，低黏减阻水打开层理缝，配套暂堵剂缝内转向促复杂，形成以“纵向主导缝+层理缝”的人工压裂复杂缝网，充分发挥基质、纹层及人工缝的渗流能力。

3.2.2 施工参数

在直井改造缝网压裂技术方面，采用传统的地质工程一体化研究思路，结合Gohfer压裂模拟软件，从岩性、物性、含油性、力学剖面等方面建立压裂模型，进行工艺参数模拟优化。为进一步精确刻画压裂裂缝纵向扩展情况，采用岩石力学的室内静态测试参数将测井解释的力学剖面进行校正，从而完成一维地质力学计算。对于井网布局已落实的区块，结合Petrol三维压裂模拟软件，将一维地质力学计算与三维地质模型相结合，将一维力学剖面融入天然裂缝、压力系统与靶体分布，建立精细三维地质力学模型，从而开展压裂裂缝扩展形态与地应力场耦合模拟，为单井压裂方案中参数优化、应力干扰、拉链式施工次序、产能预测等研究提供依据和参考。

结合泥晶碳酸盐岩区块地质特征和Z99X井测井解释结果，完成单井地质力学模型建立，在此基础上开展用液强度、加砂强度、施工排量等关键参数模拟(图 15至图 17)，根据改造体积和导流能力指标的优化，最优用液强度为150m³/m及以上、最优加砂强度为9m³/m。净压力随着排量的增加而增加，最优施工排量的选择需要满足纵向上在目标储层内突破纹层形成主导缝，而又不要突破隔层过度延伸，根据模拟结果最优施工排量为10m³/min，前置液阶段以阶梯提排量方式形成主缝的同时依次打开层理缝，加砂阶段稳定排量保持净压力确保各级裂缝顺利延伸。

4 矿场应用效果 4.1 颗粒碳酸盐岩的压裂效果

复合酸压加砂压裂技术在潜江凹陷颗粒碳酸盐岩储层应用4井次(表 8)，有效率为100%(4口井均为新层改造，等同于新井改造，措施后初期日产油达到2.0t即为有效)，平均单井加酸量为415m³、总液量为1989.5m³、加砂量为142.5m³，整体增产效果明显，平均单井增油8.4t，实现了潜3⁴亚段碳酸盐岩油藏的勘探突破，形成近两千万吨增储的良好局面。

典型井H20-B4井位于潜江凹陷，目地层段为潜3⁴10韵律，井段深度为2282~2305m，储层平均孔隙度为10.8%，含油饱和度为55.8%，岩性为颗粒碳酸盐岩，黏土含量为10.1%，长英质含量为19.4%，碳酸盐含量为56.0%。根据邻井岩心溶蚀实验和岩心驱替实验结果，优选缓速酸体系实现酸液裂缝刻蚀、基质溶蚀，从而改善基质到裂缝的渗流能力、提高增产效果。该井施工总液量为1720.2m³(其中酸液440m³)，加砂量为160m³，施工排量为3.5~4.6m³/min，破裂压力为40.4MPa，施工压力为32.8~62.0MPa，停泵压力为34.3MPa，施工曲线如图 18所示。

压裂后关井10h采用2~3mm油嘴开始放喷，放喷第三天见油，3mm油嘴放喷日产油26.2m³，压裂后568天累计产油4525.0t、累计产水823.1m³，生产曲线如图 19所示。与采用常规水力压裂方法的邻井相比，H20-B4井初期产油量提高了约10倍，增产效果明显。

4.2 泥晶碳酸盐岩的压裂效果

复杂缝网压裂技术在潜江凹陷泥晶碳酸盐岩储层应用1井次，该井试油层位于潜江凹陷潜4^下Ⅱ油组，井段深度为3372~3393m，储层孔隙度为5.6%~12.2%，含油饱和度为45.3%~47.2%，岩性为泥晶碳酸盐岩，黏土含量为15.2%，长英质含量为20.8%，碳酸盐含量为56.9%。基于该井泥晶碳酸盐岩纹层发育特征，压裂裂缝采用“纵向主导缝+层理缝”的缝网改造理念：采用变黏减阻水+冻胶复合压裂，冻胶突破层理、减阻水提高复杂程度，增大缝控体积；采用多组合变粒径支撑剂(70/140目石英砂+40/70目石英砂+30/50目陶粒)，对形成的多尺度缝进行支撑；基于该井闭合压力高的特点，后期采用高黏冻胶尾追大粒径陶粒强化近井主裂缝导流能力。该井施工总液量为2930.8m³，加砂量为180m³，施工排量为6.0~10.0m³/min，破裂压力为56.8MPa，施工压力为40.5~56.5MPa，停泵压力为62.6MPa，施工曲线如图 20所示。

压裂后焖井24天后采用1.5mm油嘴开始放喷，放喷第三天见油，采用4mm油嘴放喷时井口压力为7.7MPa，日产油137.6m³，实现了潜江凹陷碳酸盐岩油藏钟潭断裂带新层系的勘探突破。压裂后累计放喷127天，平均初期日产油9.3t，累计产油1101.7t、产水600.6m³，返排率为20.5%，生产曲线如图 21所示。Z99X井压裂后测试地层压力系数为1.87，属于超高压地层，而潭口区块H20-B4井颗粒碳酸盐岩储层压裂后测试地层压力系数为1.27，属于高压地层。而且Z99X井采用复杂缝网压裂工艺后，改造体积为59×10⁴m³，高于H20-B4井缝控体积45×10⁴m³，所以该井初期放喷测试产量更高。

5 结论

(1) 潜江凹陷碳酸盐岩发育4种岩性，其中颗粒碳酸盐岩和泥晶碳酸盐岩的矿物成分、物性类似，但岩性观察、微观孔隙结构区别明显，颗粒碳酸盐岩块状特征明显、大孔径占比高，而泥晶碳酸盐岩纹层发育、孔径偏低。酸液能够大幅提高颗粒碳酸盐岩基质的孔隙度和渗透性，但对泥晶碳酸盐岩作用效果不大，因此针对不同岩性需要采用不同措施工艺。

(2) 潜江凹陷碳酸盐岩储层可压裂性与Pe、脆性矿物含量、杨氏模量正相关，与黏土矿物含量、泊松比和地应力差异系数负相关，基于特殊岩矿与储层结构，建立了适用于潜江组碳酸岩可压裂性评价方法，初步评价潜3^3下6韵律、潜3⁴9—10韵律及潜4^下Ⅱ油组可压裂性较好。

(3) 结合潜江凹陷颗粒碳酸盐岩地质特征、力学研究等结果，明确了复合酸压加砂工艺，采用压裂前模拟—压裂后数据分析双重手段，最终形成了直井压裂参数的模板：最优用液强度为100~150m³/m、用酸强度为20~30m³/m、加砂强度为6~10m³/m。矿场成功应用4井次，有效率为100%，平均单井加酸量为415m³、总液量为1989.5m³、加砂量为142.5m³，整体增产效果明显，平均单井增油8.4t，形成近两千万吨增储的良好局面。

(4) 基于潜江凹陷泥晶碳酸盐岩具有纹层发育、层内油气富集、水平渗透率高的地质特征，通过高黏冻胶突破纹层，低黏减阻水打开层理缝，配套暂堵剂缝内转向促复杂，形成以“纵向主导缝+层理缝”的人工压裂复杂缝网，充分发挥基质、纹层及人工缝的渗流能力。将一维地质力学计算与三维地质模型相结合，确定了单井用液强度、加砂强度、施工排量等关键参数的最优值。复杂缝网压裂工艺在Z99X井成功应用，采用4mm油嘴控制放喷，日产油137.6m³，取得新区新层系重大突破。