天津城区奥陶系灰岩热储层酸化压裂增产试验研究

总结相关成果经验，为类似地质条件下的地热井改造与地热资源开发提供一定的参考依据。

1 地热井概况

NK-28#地热井所在区域位于王兰庄地热田西北部，处于Ш级构造单元沧县隆起的次一级构造单元双窑凸起的中北部（图1）。附近发育断裂有天津断裂、海河断裂和鞍山道断裂。天津断裂为沧县隆起内部断裂，为多期活动断裂，控制着奥陶系的分布。NK-28#地热井周围已有地热井NK-09#（1995年成井）、NK-10#（1993年成井）、NK-14#（1996年成井）、NK-24#（2009年成井），涌水量分别为127 m3/h、148 m3/h、150 m3/h、119 m3/h。现阶段仍在正常使用，但是NK-28#地热井成井后最大涌水量仅为68 m3/h，与该地区热储层出水能力相差较大。

NK-28#地热井深度为2 852 m，揭露基岩为石炭-二叠系，深度1 276～2 189 m，地层厚度为872 m。岩性以暗红色、灰绿色、灰黑色泥岩为主，夹不等厚砂岩及薄层煤层，与下伏地层奥陶系不整合接触，风化壳岩性为粗粒石英砂岩[7-8]。目的热储层奥陶系揭露深度为2 189～2 852 m，揭露地层厚度为663 m，岩性以棕黄色、浅黄色灰岩、泥质灰岩为主，灰岩泥质含量较高。

根据钻孔地层岩屑录井统计，该地区奥陶系上覆地层石炭-二叠系厚度达到872 m。根据以往研究成果[7-8]，奥陶系热储层有无石炭-二叠系覆盖，对奥陶系产水量影响很大，同时石炭-二叠系的厚度与岩溶发育呈负相关关系，厚度越大，岩溶裂隙发育越弱，其主要原因在于：石炭-二叠系覆盖较厚的岩溶区一般处于构造凹陷区，在该构造特征下，水流运动滞缓，水的溶蚀能力基本丧失，岩溶作用以沉淀充填为主，使古岩溶裂隙致密化，影响侧向地下水的补给条件。根据钻探结果推测，天津断裂对奥陶系热储有隔水作用，断裂以东赋水性较好;鞍山道断裂控制古生界石炭-二叠系的分布，断裂以西大面积保存有石炭-二叠系，以东只有零星分布;海河断裂切割沧东断裂天津段，表现为张性断层性质，有利于热储层的赋水性。

2 酸化压裂试验

2.1 酸化压裂概况

压裂酸化是在高于地层破裂压力下用酸液作为压裂液，进行不加支撑剂的压裂。压裂酸化过程中靠酸液的溶蚀作用将裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的表面，以使停泵卸压后，裂缝壁面不会完全闭合。因此，具有较高的导流能力，对恢复和提高热储层生产能力，效果明显。施工前需要将目的热储层以上地层进行封闭，并注满NH4Cl溶液，防止注酸过程中盐酸溶液进入上部地层，对非取水段造成污染及套管腐蚀。表1给出了本次研究酸化压裂所采用施工液的用量及溶液配比情况。

2.2 反循环气举洗井

奥陶系热储层温度通常远高于二氧化碳临界温度，二氧化碳多以气体形式存在。为防止酸化反应生成的二氧化碳在地层停滞时间过长而造成裂隙气堵影响酸化效果，需进行反循环气举洗井。图2为反循环气举洗井的示意图。相对传统常规洗井方式，反循环气举洗井可以更好的将井底反应物排出，同时扰动热储层深部地热流体而打破高温高压下二氧化碳的平衡状态，有利于气体的排出。反循环气举洗井时首先下入Φ73 mm油管2 000 m至奥陶系热储层顶部的套管底部，上接排水管道;然后平行下入Φ30 mm耐高压软管400 m，上接空压机。井口封闭形成反循环管路，持续洗井至少10 h，至水清砂净。通过洗井，将酸化压裂过程中泥质灰岩反应后残留的泥质成分以及地热流体中的过饱和溶质，从热储层裂隙中带出，改善热储层裂隙条件。

2.3 稳定流降压试验

稳定流降压试验主要是采用潜水泵通过测定井孔涌水量及其水位下降（降深）之间的关系，分析确定含水层的富水程度、评价井孔的出水能力。本次稳定流降压试验先进行大落程抽水，然后依次进行中小落程。稳定流降压试验求参数方法采用裘布依公式法及溪哈尔特降压影响半径经验公式迭代计算，其中含水层渗透系数采用K公式（1）计算，抽水影响半径采用式（2）计算，分别为

[K=0.366Q（lgR-lgrw）MSw]， （1）

[R=10SwK]， （2）

式中： K为含水层渗透系数，m/d;Q为单井涌水量，m3/d;R为抽水影响半径，m;[rw]为取水段井半径， m;[Sw]为稳定降深，m;M为热储层有效厚度，m。

3 结果与讨论

3.1 酸化压裂前测井结果

图3给出NK-28#地热井酸化压裂前测井结果。可以看出，NK-28#钻孔热储层裂隙发育较差，一类裂隙3层，累计厚度为9.6 m，测井井段分别为2 417.5～2 420.7 m、2 451.3～2 455.1 m、2 600.3～2 602.9 m;二类裂隙9层，累计厚度为45.2 m，测井井段分别为2 365.4～2 368.2 m、2 370.6～2 373.5 m、2 378.9～2 384.1 m、2 389.2～2 398.2 m、2 455.1～2 458.8 m、2 467.7～2 471.0 m、2 556.5～2 563.0 m、2 609.1～2 614.1 m、2 626.2～2 633.0 m;三类裂隙14层，累计厚度为80.9 m，测井井段分别为2 212.3～2 214.7 m、2 322.9～2 333.0 m、2 354.0～2 360.1 m、2 477.0～2 486.4 m、2 501.6～2 505.1 m、2 511.5～2 528.7 m、2 543.3～2 549.3 m、2 658.1～2 661.0 m、2 693.8～2 696.6 m、2 734.8～2 737.0 m、2 746.9～2 749.7 m、2 755.3～2 763.7 m、2 792.5～2 796.5 m、2 804.6～2 807.7 m。其中一类、二类裂隙层为有效取水层，总累计厚度54.8 m，占总揭露厚度的8.2%。 热储层裂隙率1.05%～6.77%，渗透率0.1×10-3～2.63×10-3 μm2，泥质含量2.04%～13.29%。通过与相邻钻孔比对，NK-28#地热井裂隙率与孔隙度偏低，泥质含量相差不多，其最大涌水量仅为68 m3/h，远低于周围奥陶系热储层地热井涌水量，不利于地热流体开发利用。由于NK-28#钻孔为灰岩热储，不能够与白云岩一样依靠石化作用的增强来增大晶间孔隙度，进而改善岩石的渗透率[9]。因此，对奥陶系热储层进行酸化压裂是很有必要的增产作业方式之一。

3.2 酸化压裂结果

酸化压裂增产前，对不同深度奥陶系灰岩取样、编号，分别采用18% 盐酸溶液、20% 盐酸溶液、22% 盐酸溶液进行溶蚀试验对比，在25 ℃的条件下试验1 h。图4给出了不同浓度下灰岩溶蚀率。可以看出，灰岩随著盐酸溶液的浓度增加，溶蚀率呈正比增加，但浓度超过20%后，溶蚀率增加速度减缓。张帅等[10]试验结果表明，溶蚀率的增加与酸液浓度和试样临近表面的原生孔隙打开度有关。刚开始的时候酸的浓度比较低，试样临近表面的原生孔隙打开度较低，溶蚀率较低;随着酸的浓度的增加，试样临近表面的原生孔隙迅速打开，溶蚀率也快速增加;但是当酸的浓度达到一定时，原生孔隙基本全部打开，因此溶蚀率增加速度减缓，这与本文试验结果是基本一致的。根据试验结果并结合经济成本，本次酸化采用20%浓度盐酸溶液进行酸化作业。

表2汇总了酸化压裂试验参数，可以看出，试验刚开始注酸压力为10 MPa（根据该区域奥陶系灰岩地层破碎压力经验值为6～9 MPa），试验开始23 min后，压力下降，表明原生孔隙基本打开，地层裂隙压裂成功，持续注酸60 min后，压力降至6.8 MPa，之后压力维持不变。整个酸化过程持续130 min，共计注酸110 m3。

3.3 反循环气举洗井结果

根据测井结果显示，奥陶系热储层温度为71 ℃，远高于二氧化碳临界温度31.2 ℃。在这种高压高温条件下，二氧化碳以气体形式存在。因此，为了避免影响酸化效果，需要在反应进行4 h后进行反循环气举洗井。表3汇总了反循环气举洗井的各项参数。可以看出，刚开始进行第一次洗井时，出水压力为6.2 MPa，停水压力为2 MPa，而接下来进行洗井时，出水与停水压力稳定不变，压差为3.9 MPa，出水时长基本稳定在9 min左右。除了前两次洗井的出水间隔较长，后面11次出水间隔也基本稳定在51 min左右。由此说明，此次洗井达到了预期目的，成功的扰动了热储层深部地热流体，有效地打破了高温高压下二氧化碳的平衡状态，将二氧化碳气体排出而避免造成裂隙气堵，清除了残留的泥质成分和裂隙中地热流体中过饱和的溶质，有效的改善了的储层裂隙条件，稳固了本次酸化压裂的效果，为本例中奥陶系热储层产能的提高提供了一定的保证。

3.4 降压试验与增产效果分析

酸化压裂增产结束后，进行稳定流降压试验，试验前测得静水位91 m（对应液面温度50 ℃），考虑到热效应作用，NK-28#地热井与该地区静水位平均值87 m基本吻合（图5）。具体3个落程降压试验数据如表4。通过前述计算公式（1）-（2）可知，该井单位涌水量为4.48 m3/h·m，渗透系数为0.85 m/d，导水系数为115.58 m2/d，渗透率为0.037 m2/d。与该地区其它地热井参数相差不大，表明本次试验达到了预期效果。

区域内地下水位在一定意义上反应了该地区地下水赋水能力、补给能力以及与周围水文地质单元的水力联系。以NK-28#钻孔为例，酸化压裂试验前静水位为101 m，动水位为221.94 m，涌水量为68 m3/h;酸化压裂后，静水位为91 m，动水位为106.09 m，涌水量为110 m3/h。对比可知，通过酸化压裂前后，涌水量提高了61.7%。一般而言，对于地热井的酸化压裂，其增产效果不低于原来产量的1倍。例如，文献[5]中对天津碳酸盐岩热储层进行酸化压裂改造，其涌水量由原来的35.3 m3/h提高到133.0 m3/h，增产效果达到2.77倍。文献[6]中针对北京低孔低渗的碳酸盐岩热储进行酸化压裂增产研究，其增产效果达到了1.23倍。申云飞等[11]采用水力压裂技术，使低产地热井出水量增产高达3倍。综合而言，虽然酸化压裂可以对地热井进行增产改造，但对于不同地区、不同类型热储、不同压裂方式的改造效果存在较大差异，不可一概而论。因此，在对低产地热井进行增产改造设计过程中，需因地制宜采用合适的方法、工艺与参数，这是保证最终达到最优效果的关键因素。此外，试验前后静水位变化不大，且与该区域平均静水位87 m接近，说明该地区奥陶系热储层赋水能力在空间具有相似性，赋水性良好。试验前后动水位变化较大，与之前推断NK-28#地热井钻遇区域可能裂隙发育不佳，且地下流体的连通性较差的基本判断相吻合。

4 结论

1）天津城区奥陶系热储层富水性较好，造成产能过低的主要原因是裂隙不发育且连通性差，地层地热流体补给不及时。奥陶系热储上面的石炭-二叠系的厚度越大，岩溶裂隙发育越弱，对地热开发越不利。

2）通过酸化压裂增产，本文地热井最大涌水量由68 m3/h提升至110 m3/h，静水位变化不大，大大提高了地热井的产能，表明酸化压裂是地热井增产改造的有效措施之一。灰岩的溶蚀率随着盐酸溶液浓度增加呈正比增加，但浓度超过20%后，溶蚀率增加幅度减缓。

3）酸化压裂对不同地区、不同类型热储层的增产改造效果存在差异，在低产地热井增产改造设计过程中，需要因地制宜选择合适的方法、工艺及参数。

参考文献：

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[责任编辑    田    丰]

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