水平井分段酸压工艺在大牛地气田的应用

1、水平井分段酸压工艺在大牛地气田的应用王群来（中石化华北石油局井下作业公司）摘要：伴随着大牛地气田勘探开发力度的加大，2012年，华北局、分公司在牛地气田开展了水平井酸压工艺应用研究，筛选了酸酸压工艺、地面交联酸酸压工艺及胶凝酸酸压工艺进行研究，结合前期酸压研究的成果，在高产区块的马五1、马五5主力气层进行了5口井水平井试验，取得较好的改造效果。本论文就这三种酸压工艺的特点进行了简述，结合现场应用遇到的问题及改造效果进行分析，为今后大牛地气田的水平井分段酸压改造提供重要的施工依据。关键词：马五层 酸压工艺 转向酸 交联酸 胶凝酸 水平井压裂1 前 言鄂尔多斯盆地古生界具有多层次含气和发育多种类型

2、天然气藏的特点，具备形成大型、特大型气田的基本条件。上古生界海陆过渡相、陆相含煤岩系和下古生界海相碳酸盐岩系是主要的含气领域。下古生界的勘探主要集中在奥陶系风化壳，已发现的中部气田是受古构造、岩相古地理及岩溶古地貌制约的地层岩性复合圈闭的隐蔽气藏，气藏的分布与奥陶系顶部风化壳密切相关，探明的天然气储量均分布在古岩溶最发育的奥陶系顶部3070米范围内。下古生界资源量650亿方，截止目前为止，奥陶系风化壳马五1、2段提交控制储量43.78亿方，马五1、2 、4、5段提交预测储量315.1亿方。盆地奥陶系马五段气层物性在横向上和纵向上均较具明显的非均质性，总体表现为在低渗透背景，局部具有中、高渗透区

3、域，层间差异明显。塔巴庙地区位于盆地东北部，区内奥陶系岩石类型众多，储层物性明显受岩性控制，灰岩类、膏岩类孔隙度平均值0.48%1.4%，渗透率（0.070.569）×10-3mm2，不能作为有效储层；含泥（膏、灰）云岩等非云质组分较多的岩类，孔隙度平均值0.85%1.17%，渗透率（0.140.34）×10-3mm2，为物性较差的储层；云岩类孔隙度平均值3.0%10.23%，渗透率（1.3216.29）×10-3mm2，为较好的储层。据大牛地气田马五岩芯分析的资料统计表明，马五储层孔隙度主要分布在14之间，最大值为14.0%，最小值为0.2%，孔隙度平均值为2.

4、76%；渗透率主要分布在0.010.48×10-3mm2之间，最大值为176×10-3mm2，最小值为0.005×10-3mm2，平均渗透率小于0.5×10-3mm2。从表1-4的测井资料数据来看，孔隙度平均值为4.42%；平均渗透率0.55×10-3mm2。近年，伴随着勘探开发力度的加大，大牛地气田上古界的动用储量迅速增大，寻找资源更替形势紧迫；为此，对下古界酸压工艺及产层选择上进行了一系列的研究，取得了一定成效，勘探出了D12-36、大98、D66-52等一批高产井，找到了D12、D66、D61等高产区块。根据大牛地气田实际情况及水平井酸压

5、工艺的优点，局、分公司领导勇于创新、积极引进新的酸压工艺及水平井酸压技术，根据马五层不同层位岩性的不同，针对马五1、马五5主力气层开展水平井酸压研究。目前在大牛地气田进行了4口水平井分段酸压技术研究，取得了较好效果。本论文就大牛地气田水平井分段酸压所采用的转向酸酸压工艺、地面交联酸酸压工艺及胶凝酸酸压工艺各自的工艺特点、施工中遇到的问题及改造效果进行探讨，为今后大牛地气田的水平井分段酸压改造提供重要的施工依据。二、大牛地气田酸化压裂现状目前，大牛地工区块共进行了90余口常规井的酸压研究及5口水平井的酸压应用，在酸压工艺上形成了以稠化酸酸压工艺、多级注入酸压工艺、多级注入加砂酸压为主的三大酸压工

6、艺，同时，试验了转向酸酸压工艺、地面交联酸酸压工艺。在直井酸压方面，分别在D12、D61、D66区块进行了7、14、22口井的酸压研究，取得了较好的成果，在其余区块共进行了46口井的试验，找出了部分高产井。在取得了上述成果的基础上，开展了水平井酸压工艺研究，目前已改造5口井，统计出来产能的4口井中，均获得较好的改造效果，尤其是PG3井，获得了10.7773万方/天的无阻流量，为大牛地工区目前马五层产能最高的井。在岩性方面，主要开展了灰色白云岩、灰黑色灰岩的研究，也取得了较好的效果。三、水平井酸压工艺及应用效果分析2.1 转向酸酸压工艺2.1.1 转向酸作用机理在大牛地气田，通过采用上述三种常见

7、的酸压工艺，取得了一定效果，但这些工艺也存在一些不足；采用的稠化剂都含有聚合物成分，在酸液注入过程中可能在岩石壁面形成部分聚合物滤饼，这样一方面可以降低酸岩反应速率，同时，降低酸液的滤失速率，但另一方面可能在岩心壁面形成堵塞，降低储层的渗透率，进而影响酸化压裂改造的效果。而转向酸可以有效地克服这一难题，采用的是粘弹性表面活性剂，既能较好地解决酸液自转向问题，又能有效减少对储层的伤害，提高酸压效果。转向酸压工艺具有三大优点，基础配方性能优异均衡；主要体现在缓速性能、缓蚀能力、表面张力、界面张力、鲜酸粘度及残酸粘度均能达到要求的标准；转向性能好，转向可靠率高，转向效果好；对储层伤害低，添加剂残留低

8、、残酸粘度低、残酸伤害低。图2-1 15%空白盐酸多岩心流动实验国外针对转向酸和普通酸工艺特点进行了研究，图2-1是国外不同酸液转向效果对比-多岩性流动试验。图2-1是在65.5下，15%空白盐酸多岩心流动实验结果，酸液只穿透了3块岩心（渗透率差2：1）中的1块高渗透率岩心，另2块岩心仅穿过10%，压降极微且不持续。图2-2 15%VES转向酸多岩心流动实验图2-2是在65.5下，15%VES转向酸多岩心流动实验结果，酸液不仅穿透了3块岩心（渗透率差1.5：1）中的1块，另2块岩心也穿过60%，压降大且持续性好。图2-3 15%VES转向酸多岩心流动实验图2-3是在65.5下，15%VES转向

9、酸多岩心流动实验结果，酸液不仅穿透了3块岩心（渗透率差3：1）中的1块，另2块岩心也穿过40-50%，压降大且持续性好。这些实验也验证了转向酸的转向性好，改造有效率高，但这种酸存在一个较大缺点，成本较高。2.1.2 实例说明-以PG2井为例设计思路：PG2井水平段总长度为1000m；钻遇具有全烃显示的总长度为185m，占水平段总长度的18.5%，岩性为灰黑色灰岩，分九段进行压裂改造。PG2井改造思路，根据PG2井储层的地质特征和研究讨论结果，本次酸压改造总体把握“高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透”的设计思路，采取的技术措施如下：（1）根据各酸压段储层的差异，有针对性地选择酸压工艺以及酸

10、液体系，在钻录储层无显示层段，采用深度酸压改造思路，在钻录储层显示较好层段，考虑在深度改造储层的同时，兼顾均匀改造的思路。（2）针对储层致密，且存在污染的问题，采用前置酸预处理以解除堵塞，增加地层吸液能力，同时降低储层破裂压力。（3）针对储层裂缝发育、酸液滤失量大的问题，选用具有良好降滤失性能的酸液体系，同时泵注N2也能起到一定的降低酸液滤失的效果。（4）针对酸压改造用酸量大，且地层压力较低的问题，采用泵注N2的方式增加残酸的返排能力，同时尽量缩短关井时间，以充分利用酸岩反应形成CO2的自身能量。本井储层段的改造思路和施工规模分为两类，对于物性显示差的储层，采用深度酸压改造，突破井筒区域的致密

11、带，尽量沟通井筒周围裂缝系统，以获得好的改造效果。根据转向酸排量4.0m3/min的摩阻模拟计算结果，对物性显示差储层施工规模采用转向酸A180m3。模拟结果见表2-1。表2-1 PG2井物性差段模拟计算结果方案转向酸A（m3）动态缝长(m)酸蚀缝长(m)导流能力（D.cm）一12083.96119.02二15098.66628.13三180106.37331.79四200111.27437.69图2-4 180 m3酸压模拟对于储层条件较好的重点改造层段，在深度酸压的同时，尽量沟通天然裂缝系统，采用不同类型酸液交替注入的方式并采用大排量施工。根据注酸排量5.0m3/min的摩阻模拟计算结果，

12、对储层条件较好的重点改造层段施工规模采用转向酸A 100m3 +转向酸B180 m3。模拟计算见表2-2。 表2-2 PG2井物性较好段模拟计算结果方案转向酸A（m3）转向酸B（m3）动态缝长(m)酸蚀缝长(m)导流能力（D.cm）一8015097.36826.34二100180108.48035.84三120200115.58237.015图2-5 转向酸A100 m3+转向酸B 180 m3酸压模拟2.1.2.1施工分析(1)2012年6月1日，对该井进行了试压，试压90MPa，5min不刺不漏，试压合格。6月2日8：42分开始施工，19：05结束。施工中，最大施工排量8.84 m3/mi

13、n，施工过程整体顺利。 (2) 本次施工入地层总酸量2236.4m3，转向酸A用量1302m3，转向酸B用量934.4m3，液氮总用量110m3，施工压力15.4-74.7MPa。 (3) 本井是大牛地气田第一口进行酸压的水平井，同时，以前酸压排量偏低，未找出大牛地工区适合的酸压排量；因此，第一段施工中，根据压力变化，不断提升排量，最大排量7.2方，最高压力74.7 MPa，设备供液正常，能达到设计要求的排量。(4)第三段施工完毕投球后，排量2.0m3/min时，顶替B酸30m3时,打滑套压力不明显，停泵人工再次投球，注入B酸液25m3开滑套依然不明显，按设计提排量继续施工。第四段也遇到该情况

14、，采用同样方法,同时，由于第四段和邻井D12-8井相距较近，减小了施工规模。表明滑套打不开的情况在酸压井同样比较常见。（5）施工中，转向酸仍存在上下分层的情况，导致后期进行将排量处理，保证了施工顺利。各段压裂施工曲线见图2-6。图2-6 各段压裂施工曲线图2.1.2.1认识与建议（1）在施工工艺上，转向酸压工艺应用比较成功，施工压力在15.4-74.7MPa之间，最大排量7.2 m3，施工过程顺利，压后获得了4.9657×104m3/d的无阻流量。（2）从PG2井第三段、第四段滑套打落不明显可以看出，水平井分段压裂中，滑套打落不明显的现象是比较常见的，解决方法和上古界水平井一样，球到

15、位，过顶5-10方后，仍然看不到滑套打开显示，需要投入备用球进行验证，若仍无滑套打落显示，可能是工具问题，可以认为滑套已经打开，直接对该段进行施工。（3）酸液性能较差，由于目前的酸罐缺少搅拌装置，配制出来的酸液存在上下分层现象，而且上层粘度过高，导致施工后期排量达不到要求，虽然通过改良设备、改进配酸工艺取得了一定效果，但仍无法完全解决该问题。同时，现场配酸，安全隐患过大，配制速度慢。建议建立配酸站，以便保证酸液性能。（4）返排分析：压后前期放喷详情见表2-3 。表2-3 PG2井放喷排液实时数据日期pH值油压(MPa)氯根(g/L)气产量(104m3/d)返排量（m3）6月2日1-414.7-

16、6.980-200/216月3日4-66.9-4.2-4.6-9.8-5.2200-2751.13608411.26月4日65.8-4.7-7.9-7.0250-2751.67922668.26月5日67.0-6.2-7.2-6.9-8.0250-3002.73629822.26月6日68.0-7.2-8.4-8.1-8.4-8.12754.76829939.26月7日68.1-7.8-7.9-7.4275-3005.529691035.26月8日67.4-6.9-7.1-7.03005.849891110.86月9日67.0-6.3-6.6-6.13005.858631160.96月10日6

17、6.1-5.83005.622941205.66月11日65.8-5.0-5.6-5.13005.264112346月12日67.6-4.8-5.13005.387651257.26月13日65.1-4.6-4.73004.559041275.66月14日64.7-4.4-4.6-4.43004.385941288.6从表2-3数据可以看出，pH值在2天便达到了6，接近中性，6月2日20：20分-6月3日8：00分，pH值从1升到4，已达到残酸临界浓度，表明酸液已经反应完全，需尽快排出。油压总体呈下降-上升-下降趋势，这在求产过程也比较常见，但求产时的油压整体偏低，预示地层产气量有限。气产量先

18、上升后下降，而油嘴大小不变，与正常的水平井气产量变化不一致，这与酸压后沟通天然裂缝、溶蚀洞等有关，小的天然裂缝里面储气量有限，稳产时间短，前期气体快速放出，产能较高，后期产能降低，PG2井目前产气量2.7727×104m3/d；这一点在PG1井也得到了验证，PG1井放喷前期，气产量7.52719×104m3/d，放喷后期气产量逐渐下降，无阻流量为1.19348×104m3/d。（5）求产前更换管柱时，地层漏失严重，漏失压井液406m3，明显高于上古界，表明马五层酸压后效果明显，沟通了地层天然裂缝，从而造成地层滤失量比较大，这也验证了马五层返排率不高与地层天然裂缝发

19、育相关。2.2 地面交联酸酸压工艺2.2.1 地面交联酸作用机理地面交联酸是指交联发生在地面或井筒内，具有一定的延迟交联的作用的新型交联酸体系。地面交联酸是在地下交联酸基础上发展起来的。酸性交联剂使酸液中的高分子稠化剂被交联成网络状分子链，使酸液体系增大粘度。特有的低的摩阻系数，有利于降低泵注压力，降低酸压对地面施工设备的要求。地面交联酸拥有较为全面的优良性能，特别是交联时间和交联程度可以控制和预见，适应不同泵注技术的需求。交联酸体系交联后黏度峰值可以达到200-300mPa.s以上，在60-70黏度在100mPa.s以上，即使在90、170S-1剪切1小时，黏度一般会大于50mPa.s，具有

20、很好的降低反应速度和滤失能力，非常适合造长缝的需要。交联酸体系可以在井筒注入时延迟交联，延迟时间大约在0.5-1.0min左右，这样可以有效地提高注入的可操作性，交联剂加入方便，具有很好的操作性。价格与稠化酸基本相近。2.2.2 实例说明-以PG1井为例2.2.2.1 PG1井设计思路PG1井位于D61区块，该区块前期酸压改造相对较好，水平段总长度为1500m；钻遇具有全烃显示的总长度为60m，占水平段总长度的4%，物性较差；岩性为灰黑色灰岩，分13段进行酸压改造。改造思路：根据软件模拟结果，酸蚀裂缝长度在200m就可以获得较理想的产能；同时，结合水平段长度及全烃显示结果，结合水平井多缝压裂产

21、能的预测，设计压裂13条缝，见图2-7。该设计思路要求酸液具有低固相、高粘度、缓速性能好、摩阻低等特点，交联酸能满足这些要求，因此，优选交联酸体系。图2-7 PG1水平井单缝压后产能预测2.2.2.2 PG1井施工分析（1）2012年6月24日，HB-YL203压裂队对PG1井进行了酸压改造，试压90MPa，试压合格，8：05开始试压，19：25施工结束；入地层交联酸2610.5m3，入地层普通酸77.9m3，入地层液氮量165.2m3，最大施工排量8.1 m3/min，施工压力18.9-44.6MP；该井为大牛地气田马五层酸压分段最多的第一口水平井分段酸压井。（2）在第3段和第7段施工中，均

22、出现滑套打落不明显的情况，投入备用球后仍无明显变化，经请示，对这两段进行了正常施工。（3）第四段和第五段施工压裂明显偏高，第四段滑套打开后压力未立刻恢复，而是缓慢下落，原因可能在于滑套问完全打开，在流体持续冲击下，逐渐完全打开。第五段滑套打开现象虽然很明显，但压力和第四段一样，均高于前面三段的正常施工压力，因此可以判断压力偏高是由于地层因素引起的，裂缝起裂不规律，迂曲摩阻偏大；同时，由于地层存在不均质性，造成这两段地层应力偏高，进而造成施工压力偏高。（4）考虑到前几段施工压力不高，在第十段尝试提升排量，最大排量8.1 m3/min，最高压力35.2MPa，表明目前混砂车的供酸能力可以达到8.1

23、 m3/min，验证了设备的供酸能力。但是，由于目前配制出来的酸液整体性能不佳，上下分层且粘度不均匀，尤其是是酸压后期，酸液供应跟不上，必须进行降排量作业，因此，为保证施工顺利，建议施工排量选取7.0 m3/min左右。2.2.2.3 认识与建议（1）PG1井酸压后获得了1.19348×104m3/d的无阻流量，改造效果不理想，并没有达到预期7.7-10.3×104m3/d左右的产能，原因在于PG1井虽然水平段较长-1500米，酸压段数最多-13段，但是，由于PG1井水平段仅有60m全烃显示，占水平段总长度的4%，含气饱和度较低且储层有效厚度薄，物性较差，这是产能不理想的一

24、大因素；因此，建议在钻井时，要更具含气显示来调整钻井轨迹，减少对物性较差的储层进行改造。（2）返排过程中，为更好了解马五层情况，求产后，关井进行了压力恢复测试，但由于排液不彻底，返排率只有48.1%，最终由于井筒积水导致油压为零，气井对水比较敏感，因此当排量不彻底，尤其是地层持续产液时，不建议进行关井作业，同时，一旦油压过低时，建议直接开井畅放， 避免井被压死后采取气举及抽汲作业，既浪费大量人力物力，也影响了后期产能，该井后期无产能。（3）该井在求产过程中，仅第二天在污水罐口及放喷口硫化氢气体检测仪检测硫化氢含量0-18ppm，放喷口周围10米、20米、50米硫化氢含量为0ppm。在后面的求产

25、过程中，均未检测到硫化氢，表明马五层含有少量硫化氢，但不影响开采。（4）该井在求产初期气产量高达7.52719×104m3/d，随后持续下降，最终仅获得1.19348×104m3/d的无阻流量，这与上古界水平井后期产能逐渐增加恰恰相反，原因可能在于酸压后沟通了地层天然裂缝，但未实现远距离沟通，当这部分气量排出后，产能逐渐下降，该现象证明了马五层存在天然裂缝，也从侧面反映了交联酸酸压工艺未能更好实现地层的深穿透。（5）本次施工中，由于采用的是41/2油管,施工最大压力44.6MPa；因此，建议今后水平酸压施工中，采用 41/2油管做压裂管柱时，宜选用700型井口。2.3 胶凝

26、酸酸压工艺2.3.1 胶凝酸作用机理胶凝酸是一种高分子溶液，属于亲液溶胶，具有很高的粘度。稠化酸是用稠化剂提高酸的粘度，酸的粘度提高，减慢了H+向岩石表面的扩散速度，使酸的消耗速率降低，从而降低流体滤失，延缓酸岩反应，增加裂缝宽度，提高渗透率。胶凝酸的优点：有效的控制滤失，改善流体效率；增加裂缝宽度，从而提高酸穿透距离；能在高的泵速下保持层流，比紊流穿透更深的距离；酸化产生的微粒及不溶性淤泥能很好的悬浮于具有一定粘度的酸溶液中，使它们能更有效的被清除掉。国外BJ公司研制出了系列胶凝酸，Dowell公司研制出DSGA胶凝剂，Halliburton公司研制出SGA-HT系列胶凝剂。国内中国石油勘探

27、开发科学研究院、四川石油管理局天然气研究院、井下工作处等单位也进行了胶凝酸配方研究和现场应用，已经研究出适用于中、高温井（60120）压裂酸化的油井用胶凝酸配方和气井用胶凝酸配方及一系列配套技术，并在注入工艺方面成功地采用了前置液+胶凝酸、前置液+胶凝酸+常规酸等技术。对碳酸岩盐地层进行了基质酸化和压裂酸化施工实践，经长庆油田、辽河油田、四川油田百余井次现场施工表明，胶凝酸明显地减缓了酸岩反应速度，增大了酸化作用半径，延伸了裂缝长度，有效地解除了井筒中水锁、乳堵以及其他堵塞，沟通油气通道，提高压裂酸化改造效果。2.3.2现场应用2.3.2.1 PG5井酸压改造技术路线根据PG5井储层的地质特征

28、和研究讨论结果，本次酸压改造总体把握“高排量、大规模、缓速、降滤、深穿透”的设计思路，采取的技术措施如下：（1）储层岩性以灰云岩、灰质云岩为主，天然裂缝较为发育，但从取心情况看，多为充填缝、隐式缝，宜采用前置酸压+闭合酸压，结合水平井多级分段酸压的施工特点，应采用高粘度缓速酸体系酸压+闭合酸压工艺，保证各段的缝长，同时保证裂缝导流能力。（2）根据各酸压段储层的差异，有针对性地选择酸压工艺以及酸液体系，在钻录储层无显示层段，采用深度酸压改造思路；在钻录储层显示较好层段，考虑适度酸压改造方式。(3)由于水平井各段储层物性存在一定的差异，优化具有一定缓速性能的胶凝酸体系，并采用闭合酸压工艺改善近井裂

29、缝导流能力。（4）针对储层致密，且存在污染的问题，采用前置酸预处理以解除堵塞，增加地层吸液能力，同时降低储层破裂压力。（5）针对储层裂缝发育、酸液滤失量大的问题，选用具有良好降滤失性能的酸液体系，同时泵注N2也能起到一定的降低酸液滤失的效果。（6）针对酸压改造用酸量大，且地层压力较低的问题，采用泵注N2的方式增加残酸的返排能力，同时尽量缩短关井时间，以充分利用酸岩反应形成CO2的自身能量。2.3.2.2 施工分析图2-8 PG5井施工曲线（1）2012年9月18日，对该井进行了试压，试压80MPa，5min不刺不漏，试压合格。施工中，最大施工排量8.1 m3/min，施工过程整体顺利。共用胶凝

30、酸2462.4方，普通酸168方，施工时间799分钟，各段压裂施工曲线见图2-8（2）本井分八段进行酸压改造，但是仅有第二段和第七段有滑套打开显示，虽然投入备用球，仍无显示，同样的工具马五层滑套打不开的几率明显高于上古界水平井，原因可能在于酸对工具性能有一定的影响。（3）对滑套打开不明显的几段进行酸压改造时，各段压力变化并不一致，表明滑套已经打开，不是在对同一段进行酸压改造，也验证了滑套打落不明显可能是工具的问题。(4)由于酸液性能不佳，出现分层且上下粘度不均匀，造成第一段施工中排量波动很大，这主要是酸液粘稠度不均一造成流量计显示的波动，实际排量并未发生变化。2.3.2.2.3认识与建议（1）

31、找出工区酸压的最大排量。第一段改造时，为了试验出酸压设计的最大排量是否合适，以便后期调整设计排量，前期最大排量提升到8.1m3/min，此时压力高达52MPa，而工区目前常用的700型井口，能耐压70 MPa，可以满足目前工区施工需要；（2）由于目前配置的酸液不够均匀，在8.1m3/min的排量下，混砂车的供液比较困难，这主要是粘稠度过大造成的，只有改善现场的配酸质量，才能解决该问题。从第六段施工可以看出，当排量达到8.1m3/min时，混砂车基本可以满足排量要求，但是，一旦供应的酸液粘度变大（酸罐液面较低时，由于配酸液不均匀，上下分层，会造成的剩余上层酸液粘度过大），此时，混砂车便不能保证8

32、 m3/min的施工排量，只能进行降排量作业。而在整个施工过程中，排量为7.2 m3/min时，混砂车供液正常，因此，建议大牛地工区酸压的施工排量为7m3/min，最大排量不超过8 m3/min，以便保证施工的顺利和设计执行的一致性。其次，酸压过程中，前期供液能力相对比较充足，后期由于酸液粘稠度过大，同时上液管线过长，液面低，液面自压能力减小，造成最后一段不得不进行降排量作业，以便保证施工正常进行。（3）PG5井水平段总长度为1100m；钻遇具有全烃显示的总长度为261m，占水平段总长度的23.73%，岩性为灰色白云岩，含气饱和度较高且有效厚度比较大，地层物性好，压后获得了7.3623万方/天

33、的无阻流量，改造效果比较理想。（4）胶凝酸酸压工艺在大牛地气田应用了3口井，目前已求产的三口井均获得了高产，尤其是PG3井，获得10.777万方/天的无阻流量，这与胶凝酸酸压工艺优良的酸蚀效果直接相关。（5）PG5井压后返排率为64.06%，PG3井压后返排率为62.19%，两者产能都比较高，但返排率均不高，从侧面验证碳酸盐储层储层返排率一般不高。四、水平井分段酸压工艺的认识及建议伴随着大牛地气田水平井工业化进程的推动，水平井压裂获得了良好的改造效果，华北局、分公司也加大了对下古界马五层水平井开发研究，目前求产的四口井均获得了较好的改造效果，优化并形成适合大牛地气田的马五层水平井完井方案及分段

34、酸压压裂改造工艺技术体系显得极其重要，本论文通过对目前三种酸液体系的对比，找出更适合大牛地气田马五层的酸压工艺，为今后马五层的酸压改造提供借鉴依据。1、对于同一种岩性，灰黑色灰岩，共开发了PG1、PG2、PG3三口水平井，分别采用了交联酸酸压工艺、转向酸酸压工艺和胶凝酸酸压工艺；从产能上看，胶凝酸酸压工艺取得了最好的改造效果，获得了10.777万方/天的无阻流量，交联酸酸压工艺获得的产能最低，无阻流量只有1.19348×104m3/d；从地层物性和测井解释上对比， PG1井水平段全烃显示段最短，只有60米，测井解释较差，PG1井水平段全烃显示段185米，测井解释较好，PG3井水平段全烃显示段519.5米，测井解释最好，因此，在改造效果上，目前三种酸压工艺均获得了较好的改造效果，但从经济成本来看，胶凝酸酸压工艺和交联酸酸压工艺成本相当，均远低于转向酸酸压工艺，但交联酸酸压工艺由于用了两种酸，配酸工艺及施工工艺相对复杂。三种酸压工各有自己的优缺点，具体使用效果有待在后期应用中进行评价。对于灰色白云岩，共开发了PG4、PG5两口井，分别采用胶凝酸酸压工艺及胶凝酸加砂酸压工艺