碳酸盐岩储层蕴含着丰富的油气资源,在全球已探明的油气储量中,60%处于海相碳酸盐岩储层,现已成为油气勘探开发的重点领域,聚焦了世界各国的目光。由于碳酸盐岩储层类型多样、储集空间复杂,具有“埋藏深、温度高、压力大、非均质性强和裂缝发育”等特点,油气开发成本高、储层增产改造难度大,亟需加强碳酸盐岩储层压裂增产改造关键技术的攻关研究。本文以新疆顺北碳酸盐岩储层为研究对象,通过开展岩心微观组构测试、室内物理力学试验、室内压裂物模试验及理论分析等工作,对碳酸盐岩力学劣化机制和酸化压裂工艺进行了深入研究,取得的主要成果如下:(1)通过X射线衍射和电镜扫描技术分析了顺北碳酸盐岩矿物组分和微观结构特征,结果表明,该储层矿物以方解石为主,含量达到90%以上,整体呈现“高碳酸盐、低石英、少杂质”的特点,脆性指数较高,具有较好的储层压裂物质基础;矿物内部呈片状沉积结构,方解石富集区叠层排列紧密,矿物颗粒间钙质胶结,主要发育纳米-微米级孔隙和裂缝,其中可见多种空间类型,储层体积改造工程技术难度较大。(2)通过岩石单轴和三轴压缩试验、巴西劈裂和直接剪切试验,探明了顺北碳酸盐岩的基本力学特性和变形破坏特征,并基于“岩石弹性指数、综合脆性指数、断裂韧性指数和抗剪强度指数”建立了岩石可压裂性预测模型和评价标准,研究表明,顺北碳酸盐岩可压裂性指数为0.777,属于“可压裂性较好”等级,通过压裂改造可形成较为复杂的裂缝形态。(3)通过开展压裂液作用下岩石物理力学特性试验,揭示了顺北碳酸盐岩物理力学损伤劣化特性与微观作用机制,结果表明,在胶凝酸作用下,碳酸盐岩物理参数、微观特性和力学性能均随作用时间发生显著劣化,由岩石劣化程度和损伤变量演化方程可知劣化最佳时间为30min。基于3种压裂液作用后碳酸盐岩物理力学特性对比,可知劣化效果:胶凝酸>交联酸>滑溜水。(4)建立了适用于不同压裂液介质的室内酸压物理模拟实验体系,形成了以“泵压曲线、声发射特征、试样变形特征和裂缝扩展形貌”为主要手段的压后裂缝表征和效果评价方法。碳酸盐岩压裂过程主要分为3个阶段:包括初始泵压积累及孔隙填充阶段、微破裂及裂纹扩展阶段和压裂破坏及渗流通道形成阶段;主要形成4种裂缝类型:沿轴线方向的主压裂缝、压裂缝扩展衍生的次生缝、天然裂缝开启缝和天然裂缝剪切滑移缝。(5)开展了不同参数和可控条件下室内压裂物理模拟试验,综合分析了压裂液介质、泵注排量、压裂液粘度、围压和组合压裂工艺等因素对压裂规律和裂缝特征的影响。结果表明:压裂液黏度、泵注排量和围压主要影响破裂压力和裂缝开启;压裂液介质及其组合压裂工艺主要影响压裂缝扩展和形貌特征,从而影响裂缝复杂度和导流能力。滑溜水作为非反应性压裂液造缝能力强,裂缝类型较多,但裂缝开启程度较低;胶凝酸作为反应性压裂液通过劣化岩石性能和刻蚀裂缝壁,可形成粗糙度高、宽度较大的裂缝通道。以低排量滑溜水和高排量胶凝酸组合压裂工艺体系有助于实现“降压促缝、扩缝增导”的压裂效果。