四川盆地什邡气田浅层砂岩储层改造的难点及对策

刁素 栗铁峰 勾宗武 朱礼平

中国石化西南油气分公司工程技术研究院

四川盆地什邡气田北邻孝泉—新场构造，西邻马井构造，该区上侏罗统蓬莱镇组气藏孔隙度为10%～12%，渗透率为0.16～0.32mD，孔喉结构以小孔—细喉为主，黏土矿物以伊蒙混层（39.27%）和伊利石（42%）为主，地压系数为1.23～1.46，属于受岩性控制的孔隙型中低孔、低渗—致密的常压—高压弹性气驱气藏。储层具有中等偏弱水敏、较为严重的水锁伤害特征。该气田储层改造初期采用常规压裂液及工艺，监测压力波动大，通常在高挤携砂液阶段才能趋于平稳，压裂液效率低，增产效果不明显，针对上述问题，深入剖析了原因，并采取针对性措施，现场应用增产效果显著。

1 浅层砂岩储层改造难点

1.1 前期加砂压裂特征

前期什邡气田压裂设计采用相邻气田压裂工艺，单层加砂规模为15～35m3、排量为3.5～4.5m3／min，部分采用了液氮伴注工艺，表现出破裂压力梯度高（0.03MPa／m，马井、新场气田为0.027、0.023 2 MPa／m）、监测压力波动大且通常在高挤携砂液初期才趋于稳定、压裂液效率为39.8%低（相邻气田压裂液效率68.0%～70.8%）、压后效果较差（仅15%的井／层获得工业气流）的特点，其中部分井施工曲线见图1。

1.2 原因分析

1.2.1 近井效应明显

从表1可以看出，滚动区的平均破裂压裂较延伸压力高出0.3～0.62MPa／100m，说明钻完井过程中由于工作液的滤失造成较为严重的近井污染，从而导致异常高的破裂压力及施工初期较高的施工压力[1－2]。

1.2.2 多裂缝

监测压力初期高，随着支撑剂段塞以及低砂比携砂液入地，逐渐趋于平稳，主要原因之一是克服了近井污染。之二是压裂形成的多裂缝随着压裂的进行各自不断延伸，受地应力及裂缝本身的影响，这些裂缝的延伸、连接情况较为复杂，如果裂缝间距较小，众多小裂缝就会各自延伸连接成一条主裂缝；或者支撑剂段塞入地对小裂缝进行封堵后，促进了主缝的延伸，使得压裂过程中裂缝的净压力逐渐降低，监测压力和泵压下降。压裂液因多裂缝的存在而分流，多裂缝总宽度比单一裂缝宽度大，造成压裂液效率低，形成的裂缝短而窄，缩小了泄流面积，从而影响压裂效果[3]。

1.2.3 压裂液水锁伤害严重

什邡气田孔喉结构以小孔—细喉为主，地层毛细管力对水滞留作用强，不论是地层水还是压裂液进入储层都将造成渗透率的损害，对压裂液进行水锁伤害实验，24h渗透率恢复率仅30.4%。

2 技术对策

2.1 防水锁压裂液

针对水锁伤害严重的问题，在压裂液中加入了防水锁添加剂，研制出了防水锁压裂液，其润湿接触角73°有效地降低了毛细管力，水锁伤害实验，24h渗透率恢复率达到75.8%。

图1 前期部分井施工曲线图

表1 邻区与滚动区蓬莱镇组压裂参数对比表

2.2 小排量起裂，多级且尽早支撑剂段塞

小排量起裂一方面可以控制缝高，保证裂缝有效地在垂直于井筒的方向延伸，另一方面有利于减少多裂缝的产生，而多级及较早采用支撑剂段塞一方面可有效处理近井效应，降低近井摩阻；另外，较早的支撑剂段塞随着压裂液进入各个小裂缝中，对刚起裂的小裂缝更容易封堵，降低裂缝净压力，有利于主缝的延长，同时还可控制缝高，提高压裂液效率[4－5]。

2.3 低浓度压裂液＋纤维携砂

什邡气田属于低渗—致密砂岩，加砂压裂应尽可能造长缝，降低瓜胶浓度可以降低残渣对支撑裂缝的伤害[6]，降低缝内黏滞阻力，提高有效缝长[7]。

纤维加入到流体—微粒悬浮液中可改变微粒沉降性质。没有纤维时，支撑剂颗粒在流体中的沉降速度正比于颗粒粒径和密度，反比于流体黏度。加入纤维后，纤维在压裂液中与支撑剂颗粒相互作用形成网状结构，阻止微粒下沉，大大改变了支撑剂的沉降速度，并通过一种机械的方法来携带、运移并分布支撑剂，可有效降低压裂液中稠化剂的浓度，有利于形成更好的裂缝铺置剖面，使裂缝高度得到相应的控制、获得更加有效的裂缝支撑长度，同时降低了支撑裂缝和储层基质的伤害[8]。国内外研究表明纤维可以抑制管线内形成湍流漩涡（即边界层效应），从而还可以降低管柱施工摩阻[9]。

研究表明[10]，纤维加量达到支撑剂量的5‰～9‰时，裂缝的导流能力较未加纤维时还有所升高，同时压裂液的浓度可降低15%～20%。

2.4 高效返排工艺

什邡气田储层低渗致密，水敏、水锁伤害严重，为使液体快速、高效返排，设计采用全程液氮伴注工艺[11]、强制裂缝闭合高效返排工艺，即通过液氮伴注提高液体返排能力，通过压后大油嘴排液、强制闭合人工裂缝，减少压裂液对储层及对支撑裂缝的伤害。同时液氮与压裂液形成的泡沫在增能的同时，还可降低滤失，减少对水敏、水锁储层的伤害。

3 典型井应用效果分析

3.1 气井基本情况

MP75井是什邡气田的1口定向开发井，目的层垂深为1 371.8～1 385.3m，储层温度约50℃，测井解释声波时差为83μs／ft（1ft＝0.304 8m），泥质含量为4%，孔隙度为16%，渗透率为0.45mD。

3.2 针对性工艺设计

本井目的层为低渗致密储层，压裂改造以造长缝、降低伤害、提高压裂液效率和增产效果为目标。设计小排量起裂，尽早支撑剂段塞，中低砂比，中低排量，采用防水锁压裂液，配合全程网络纤维加砂工艺，压裂液瓜胶浓度从前期0.38%降低至0.3%，采用全程液氮伴注提高返排速率，进一步降低压裂液对支撑裂缝的伤害。主要施工参数优化设计为：规模为26m3，排量为2～3m3／min，纤维为140kg，液氮为14m3。

3.3 现场试验效果

对MP75井进行了纤维网络携砂＋低稠化剂浓度＋全程液氮伴注现场试验，施工按照设计泵注程序进行，地层破裂后，缓慢提排量至2m3／min，此过程中开始泵入支撑剂段塞，监测压力和泵压显著下降，段塞入地后，监测压力下降了12.8MPa，且趋于稳定。然后以150m3／mim排量伴注液氮，加砂初期匀速加入纤维，施工排量为2.8～3.1m3／min，监测压力（22～23 MPa）和泵压（31～33MPa）平稳，按设计顺利完成加砂压裂，施工曲线见图2。

PT软件对施工曲线静压力拟合，支撑缝长162.5 m，支撑缝高30.16m，无因次导流能力12.5，压裂液效率81%。本井压后15h返排率达到64.4%，40h返排率72.5%，在油压6.7MPa下，测试产量8.4×104m3／d，是邻井增产效果的2倍多。

4 推广应用情况

图2 MP75井加砂压裂施工曲线图

针对性工艺措施在什邡气田SF20、MP75、SF31等多口井中进行了应用，监测压力均在前置液初期就变得平稳，压裂液返排率达到67%，压裂液效率为74%，较措施前提高了34%，压前无天然气产量或微量，压后平均测试产量为3.176×104m3／d，较措施前的平均0.348 9×104m3／d提高9.1倍，增产效果显著。

5 结论

1）对于什邡气田水锁伤害严重的低渗透致密气藏，提高单井产能需采取针对性的储层改造工艺措施。

2）防水锁压裂液、小排量起裂、段塞优化技术，配套纤维网络加砂、液氮全程伴注及强制裂缝闭合高效返排工艺，有效解决了什邡气田加砂压裂过程中存在的监测压力波动大、增产效果差等问题。

3）什邡气田储层改造工艺可为类似气藏的开发提供技术支持。

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