Mishrif孔隙性石灰岩储层作为伊拉克哈法亚油田的主力储层，储层厚度大，横向展布好，具有良好的储层改造地质基础。一直以来，酸化技术在碳酸盐岩储层中作为消除地层伤害、恢复自然产能的主要增产技术，在Mishrif储层开发过程中发挥着重要作用。然而由于储层受沉积作用和成岩改造影响，具有很强的非均质性，储层孔隙结构呈现“多模态”特征，孔渗相关性差。在平面上，油藏构造边部存在多个低渗透区域，常规酸化后单井产量低，产量下降快，无法实现配产目标^[1]。针对这一现状，基于该地区储层特征与增产需求，提出开展酸压改造先导性试验。国内外针对裂缝性致密碳酸盐岩的酸压改造做了大量研究工作^[2-7]，但对于中东地区Mishrif孔隙性石灰岩储层的酸压改造研究很少，本文提出一套适合这一地区储层条件的酸压改造技术方案，并通过在MF3井的先导性试验，探索工艺的可行性，指导Mishrif油藏边部低渗区域的开发。

哈法亚Mishrif油藏属于大型背斜孔隙性石灰岩油藏，其储层划分为MA、MB1、MB2和MC共4段，其中包括15个亚段，构成5个三级层序。主力产层MB1段厚度为100 m，分为MB1-1和MB1-2亚段，其中MB1-1亚段以致密泥晶灰岩为主，厚约10~ 20 m，基本不发育储集层；MB1-2亚段可进一步细分为MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3个小层，由泥粒灰岩和粒泥灰岩为主的细粒碳酸盐岩构成，夹少量粗粒生屑灰岩。岩石矿物组成主要为方解石(93.7%)、其次是白云石(3.4%)、石英(1.3%)，黏土矿物含量1.7%。孔隙类型多样，包括铸模孔、微孔隙和体腔孔等。MB1-2亚段3个小层储层发育连续，平均孔隙度10.7%~24.6%，平均渗透率(12.2~62.6)×10⁻³ μm²。储层埋深3000 m左右，根据12口井的温度压力测试可知，Mishrif油藏MB1-2整个子层的油藏温度为84~95 ℃，压力系数为1.16，属于正常温压系统。

在油藏构造边部地区，边底水发育，MB1-2C已被底水完全淹没。MB1-2A和MB1-2B储层有效厚度变薄(70 m左右)，物性变差(平均孔隙度12%，平均渗透率1×10⁻³ μm²)。储集层非均质性强，当MB1-2内部所有小层同时射孔并采用笼统酸化时，占储层总厚度30%的高渗透层的产量贡献占总产量的90%以上，低渗透层得不到有效动用^[1]，因此MB1-2A和MB1-2B是储层改造的目的层^[8]。

由岩心样品动、静力学实验可知(表1)：Mishrif地层动态杨氏模量为25.4~28.3 GPa，泊松比为0.21~0.25；静态杨氏模量为11.5~15.0 GPa，泊松比为0.2~0.22。动态杨氏模量约是静态杨氏模量的2倍，静态泊松比和动态泊松比基本一致。杨氏模量低、泊松比中等，表明Mishrif地层起裂和延伸机理复杂，更易形成短宽缝，进而导致人工裂缝的缝长受限和自支撑能力弱。

选取哈法亚油田具有纵、横波测井曲线的井，利用不同软件计算最小水平应力剖面。计算出目标层MB1-2A的最小主应力为46~48 MPa，MB1-1段岩性比MA2和MB1-2A致密，应力差约为4~6 MPa，判断MB1-1层可以作为阻止裂缝向上延伸的遮挡层。同时MB1-2A和MB1-2B之间存在一层薄夹层，平均应力差约为2 MPa，不能视为有效的应力遮挡，因此预测人工裂缝更易向下延伸，存在沟通边底水的风险。

通过对上述Mishrif储层物性、地质特征及岩石力学性质的认识，分析认为这一地区开展酸压储层改造存在以下难点，并针对这些难点提出了相应的技术对策。

(1)控缝高难度大。Mishrif层为层状边底水油藏，尤其针对构造边部的井，裂缝纵向向下延伸不允许沟通油水过渡带，向上不允许沟通MA层，这些对缝高控制提出了要求。但通过应力剖面研究发现储层纵向应力隔层发育不明显，遮挡能力较差，整体呈现“正韵律”规律，裂缝存在向下延伸沟通底水的风险。因此研究采用软件模拟优化射孔井段，优化施工参数，合理控制注入规模，已达到最合理的裂缝高度和最优化的裂缝长度和导流能力。

(2)非均匀刻蚀难度大。岩心分析显示，Mishrif储层岩性较纯，矿物组分几乎全部参与酸岩反应，在酸压过程中酸液非均匀刻蚀难度大；因此研究采用多级交替注入酸压工艺，将高黏冻胶压裂液和胶凝酸分多级交替注入地层。选取前置冻胶压裂液的作用是液体黏度大，滤失小，更易造缝和降低储层温度，以减缓下一阶段的酸岩反应速率。随后再注入低伤害、缓蚀性能强的胶凝酸酸液体系进行壁面刻蚀。之后继续交替段塞式注入下一级顶替液(顶替液采用冻胶压裂液)和酸液，并通过优化顶替液和段塞酸的用量，实现酸液在裂缝壁面的非均匀刻蚀和足够的有效作用距离，形成高导流能力的油气通道。

(3)工作液进入地层后滤失大。储层纵向、平面非均质性较强，前期的测试压裂显示施工过程中工作液滤失大、酸蚀裂缝深穿透距离受限的难点。研究表明，酸岩反应后酸蚀蚓孔极其发育，这是导致酸压过程中滤失的主要因素^[9]。为此，研究采用可溶纤维进行暂堵降滤，在每级胶凝酸泵注地层时加入可溶纤维暂堵剂，利用可溶纤维加入时为丝状固体，后期自行水溶的特点，在酸蚀蚓孔内实现暂堵，降低裂缝壁面的工作液滤失，进而增加刻蚀缝长，后期自行溶解返排，不造成伤害，提高整体改造效果。相关研究表明，相比于不加入可溶纤维，酸压施工中加入可溶纤维可以有效提高泵压，间接反映其暂堵效果好^[9-11]。

(4)保持酸蚀裂缝长期导流能力较难。岩石杨氏模量低，酸蚀裂缝自支撑岩石力学能力弱，在酸蚀后裂缝容易重新闭合。针对这一特性，为了提高裂缝导流能力，在酸压施工结束后，采用闭合酸化技术。低于裂缝重新张开的泵注压力和小排量将酸液注入裂缝中，溶蚀裂缝面。进一步增加近井地带缝宽，提高裂缝导流能力，从而提高单井初期产能。

(5)压后返排存在困难。处于油藏背斜构造边部的井，距离油水过渡带较近，原油品质较构造高点差，稠油分布不规律，且酸岩反应后的残酸易与原油发生乳化，给施工排液及生产带来一定困难，为此优选互溶剂进行助排。通过互溶剂配伍实验，确定在工作液中互溶剂的添加比例，降低乳化效果。如果压后不能建立自喷，则进行连续油管氮气诱喷举升，以加快返排速度。

选取MF3井开展酸压改造技术先导性试验，该井位于油藏构造边部，为新钻井。目的层MB1-2A、MB1-2B发育储层，MB1-2C层已进入底水中。地层厚度75 m，平均孔隙度14.1%，渗透率1.37×10⁻³ μm²，含油饱和度25.2%。最小主应力为46~48 MPa，原油API°19~21。根据上述难点及技术对策，进行酸压工作液体系优化，确定最优工作液配方。

目标地层MB1-2A温度为93.2 ℃，根据压裂液性能室内测试，优选了中温交联压裂液体系，该体系具有延迟交联性能，交联压裂液具有良好黏弹性，配方成熟，性能可靠。并且具有以下优点：(1)交联时间在2~4 min内可调；(2)与地层流体有良好的配伍性；(3)在60~150 ℃ 内剪切性能稳定；(4)对岩心伤害率低于20%。

基本配方：0.3%胍胶+1.5%多功能添加剂(0.5%黏土稳定剂+0.5%破乳剂+0.5%助排剂)+0.1%杀菌剂+0.1%温度稳定剂+0.35%延迟交联剂。

基液性能：密度 (20 ℃) 1.00 g/cm³，表观黏度(20 ℃，170 s⁻¹) 24±3 mPa · s，pH值7~8。

交联压裂液性质：根据泵排量(5~6 m³/min)和施工油管体积计算，交联时间可控制在100~150 s之间，剪切120 min后的表观黏度(95 ℃，170 s⁻¹)120~200 mPa · s。

破胶压裂液性质：破胶时间30 min，黏度3~5 mPa · s，残渣126 mg/L，破乳率97.5%，表面张力23.8 mN/m，界面张力1.02 mN/m，防膨率86.0%。

流变特性(图1)：在95 ℃、170 s⁻¹条件下剪切120 min黏度为120~200 mPa · s，抗剪切能力强。

图  1  95 ℃下的压裂液流变特性曲线

Figure 1.  Rheological behaviors of fracturing fluid at 95 ℃

在前置压裂液中加入互溶剂，可以降低液体的界面张力，促进压裂液及残酸的返排^[12]。实验结果显示，质量分数为2%互溶剂加入到交联压裂液以后，交联时间100~150 s，黏度3~5 mPa · s，没有影响交联剂的交联时间和黏度，并且油水分离速度快，流动性能改善，可缩短破乳时间和提升破乳效果，能够起到良好的助排作用。

胶凝酸作为主酸液体系，可以降低酸岩反应速率，延长酸岩反应有效作用距离和反应时间^[11]。优化胶凝酸液体配方：20%盐酸+0.6%胶凝剂+1.5%缓释剂+1.5%多功能添加剂 (助排剂+铁离子稳定剂+破乳剂)。通过酸液评价实验可知，鲜酸黏度(20 ℃) 45~48 mPa · s，与碳酸钙反应后废酸黏度(90 ℃，170 s⁻¹) 30~33 mPa · s，在4 h水浴中与5%原油混合后的废酸黏度(90 ℃，170 s⁻¹ mPa · s) 9 mPa · s。配伍性实验表明，胶凝酸与原油体积比1∶1时，无絮凝，无沉淀出现。废酸与原油的乳化实验(90 ℃，2 h)表明，废酸与原油体积比1∶1时，液/液分离，界面清晰，未出现乳化物。90 ℃下静态腐蚀速率4.83 g/(m² · h)，胶凝酸与岩石反应速率6×10⁻⁶ mol/(cm² · s)，反应速率有效减缓，且反应后酸液黏度降低，利于返排，体系性能满足施工要求。

纤维在酸压过程中的暂堵实验表明，当纤维进入酸蚀蚓孔时可柔性变形，相互搭桥成网，形成致密的“滤网结构”，这时迅速提高泵排量，有利于纤维快速发挥作用，降低酸液滤失，达到暂堵和降滤的作用^[13-15]。优选的纤维在温度90 ℃下溶解实验表明，可溶纤维在清水、破胶液、胶凝酸余酸中7天的溶解速率分别为62%、58%、65%，而在2%氯化钙溶液中4天的溶解率即达到100%。因此，在酸岩反应后的氯化钙环境下纤维的溶解率是100%，不会对地层造成伤害。

为了确定交联压裂液和胶凝酸的最佳体积比，模拟了5种不同体积比例(1∶1、1∶2、2∶3、3∶4、4∶3)和6种不同施工规模(360、420、480、540、600、660 m³)下产生的裂缝避水高度、酸蚀裂缝长度、导流能力、油井一年后的累计产量的关系(图2)。优化结果表明，交联压裂液和胶凝酸的最佳体积比为1∶2。

图  2  在不同施工总液量情况下裂缝避水高度、酸蚀缝长、导流能力、累计产量与交联压裂液与胶凝酸体积比的关系

Figure 2.  Relationship between fracture height of water avoidance, length of etched fracture, flow conductivity,cumulative production and crosslinking fracturing fluid/gelling acid volume ratios at different total construction fluid

优化确定了酸压工作液体系后，通过进一步模拟，优化施工工艺参数，最大程度地提高酸压效果，并满足现场施工需要。

射孔井段的优化原则：(1)选取地应力低的部位裂缝容易起裂，选取物性好的部位含油饱和度高，选取固井质量好的部位；(2)射孔井段控制在10~15 m之间；(3)确保人工裂缝在缝高上、下延伸时，上部不能穿过MA2层，下部距离油水过渡带顶部大于10 m。基于以上原则通过软件模拟优化射孔位置，射孔顶界按3190、3195、3210、3215、3220 m的顺序依次模拟，最终确定当射孔井段位于3208.0~3221.0 m时，可以获得最理想的缝高56.4 m，距离底部避水高度11.9 m。

图3中通过模拟显示，产量随着注入总液量的增大而增加，但在450 m³出现拐点，在该点之后，增量趋势变缓；图4中避水高度模拟显示，在6 m³/min排量和480 m³的注入规模下，裂缝与水顶距离处于设计要求临界值15 m，为了留有余地，优选450 m³作为注入液量。

图  3  产量与注入总液量之间的关系

Figure 3.  Relationship between production rate and total fluid injection

图  4  避水高度与注入总液量之间的关系

Figure 4.  Relationship between height of water avoidance and total fluid injection

在注入规模为450 m³、交联压裂液和胶凝酸的体积比例1∶2的前提下，继续优化施工排量，获得最优刻蚀缝长。模拟结果表明(表2)，随着泵排量的增加，裂缝高度和累积产量都在增加。当泵排量超过7 m³/min时，避水高度为13.3 m，小于临界值15 m，因此泵排量不应超过6 m³/min，且由5 m³/min的排量缓慢增加，考虑到现场泵送能力，泵排量定为5~6 m³/min。

哈法亚油田MF3井采用Ø177.8 mm生产套管完井，生产管柱采用Ø88.9 mm L80油管+1级套管保护封隔器+Ø114 mm喇叭口，井口采用耐压等级为35 MPa的电泵采油井口。通过对上述生产管柱进行强度校核和摩阻计算，管柱可以满足施工压力和排量要求。井口采用耐压等级为70 MPa井口保护器配合耐压等级为35 MPa采油井口使用，以提升井口的压力等级。

在主压裂施工中，入井总液量481.1 m³，其中酸液305.3 m³，压裂液150.4 m³，闭合酸25.4 m³, 最高排量5.9 m³/min，最高冻胶压裂液泵注压力56.6 MPa，最高胶凝酸泵注压力41.6 MPa。

主压裂阶段共分三级交替注入，并且在最后阶段进行闭合酸化。施工曲线显示，最大破裂压力达到55.2 MPa，说明低渗透石灰岩孔隙连通性很差。相比于第1阶段泵注的冻胶压裂液，第2级泵注的胶凝酸摩阻较低，从开始泵注后压力就迅速下降。随着酸岩反应的进行，泵压持续降至40 MPa。随后两级交替注入曲线显示，裂缝逐渐向深部延伸，地层得到了充分改造。在最后阶段，井口压力38.3 MPa，计算此时井底压力已经低于破裂压力，没有停泵，转低排量泵注25.4 m³酸对闭合裂缝进行酸化处理，增加缝宽和近井地带导流能力。

压后软件模拟显示裂缝高度52.3 m (设计高度54.5 m)，通过井温测井显示裂缝高度51 m，3个数据基本一致说明缝高控制满足要求。压后评价酸蚀裂缝导流能力达到4652×10⁻³ μm²·m，显示了酸液体系对储层矿物的非均匀刻蚀效果好。同时，压后裂缝形态证明了MB1-2A层是压裂液体进入的主要通道，MB1-2A层和MB1-2B层较薄的隔层不能有效遮挡裂缝向下延伸至MB1-2B层。第1阶段泵注的冻胶量对缝高起到主要贡献，第2阶段泵注的胶凝酸对刻蚀缝长起到主要贡献，净压力拟合计算有效酸蚀缝长80 m，因此在这一阶段加入纤维是降低滤失的最佳时机，最后一个阶段泵注闭合酸时缝高和缝长开始减小，说明裂缝已经闭合，达到闭合酸化的目的。

在凝胶酸中添加可溶纤维后，显示冻胶泵注压力从55.2 MPa升至56.6 MPa。纤维导致压力上升，间接说明纤维起到了暂堵作用，降低了滤失，使冻胶压裂液注入压力上升。

该井压后测试生产过程中，井口压力保持在1.38 MPa以上，Ø19 mm油嘴下测试日产油量317 t/d，远高于同平台其他油井产量(初期低于146 t/d)，该井连续生产一年后井口压力始终保持1.38 MPa以上，油嘴尺寸由Ø19 mm调整至Ø16 mm，产量递减小，储层改造效果显著。

(1)针对中东孔隙性碳酸盐岩岩性纯、弹性模量低等特点，提出“冻胶压裂液+胶凝酸”多级交替注入+闭合酸化工艺，有效提高酸蚀裂缝长度与导流能力，现场应用效果显著。

(2)针对石灰岩储层酸压近井滤失大、主缝延伸受阻等问题，提出“可溶性纤维暂堵降滤”措施并进行了成功应用，现场施工表明，该措施可有效降低液体滤失，控制近井地带酸蚀蚓孔发育。

(3)针对改造目的层近底水、应力遮挡层较弱、纵向控缝高要求高等问题，通过多井地应力分析、小型压裂测试、施工规模优化、井温测井校准等措施实现了近底水油藏的控缝高改造。

(4)针对边部油藏品质变差问题，室内优选了互溶剂并应用于现场施工，压后排液效果及生产动态表明，采用互溶剂可降低入井工作液与原油乳化风险。

(5)建议下一步继续优化工作液体系，开展地面交联酸、新型缓速酸等液体体系研究，进一步增强酸压改造的针对性。