什邡气田储层改造难点及对策

刁 素 栗铁峰 任 山 慈建发

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳 618000）

什邡气田位于孝泉气田、马井气田的边缘，平均孔隙度10.5%，渗透率0.1～0.3 mD，总体上属于中低孔、低渗致密砂岩。部分井储层存在严重的水敏、水锁伤害，气藏地层压力系数1.23～1.46，与孝泉、马井气田蓬莱镇组储层相比，物性条件更差。该气田前期储层改造采用瓜胶质量分数0.35%～0.38%的压裂液，施工排量3.5～4 m3/min，前置液阶段采用支撑剂段塞，但施工初期监测压力波动大，通常在高挤携砂液阶段才能趋于平稳，压裂液效率通常在40%左右，增产效果不明显。针对上述问题，通过对储层工程地质特征参数及多口井的施工数据分析，确定采用小排量起裂，尽早泵入支撑剂段塞、中低排量施工等措施，并配套纤维网络加砂、低浓度压裂液和高效返排工艺，提高了储层改造效果。

1 前期压裂特征及原因分析

1.1 前期压裂特征

什邡气田前期压裂采用了相邻气田马井和新场气田成熟的压裂工艺，施工7井次14层，单层加砂规模在 15～35 m3不等，施工排量 3.5～4.5 m3/min，部分井/层采用了液氮伴注工艺。压裂过程总体表现出初期施工泵压和监测压力较高的特点，段塞对监测压力和泵压的降低起到了较好的作用，但通常监测压力还是在加砂初期才趋于稳定。平均破裂压力梯度0.030 1 MPa/m，较相邻马井气田（0.027 MPa/m）和新场气田（0.023 2 MPa/m）高；平均延伸压力梯度0.025 5 MPa/m，与马井气田（0.026 MPa/m）和新场气田（0.025 8 MPa/m）接近，压裂液效率39.8%，远低于相邻气田68%～70.8%的压裂液效率，14层压后仅2层获得工业气流，效果普遍较差。

1.2 原因分析

监测压力的波动主要出现在压裂施工的前置液阶段，即地层起裂开始延伸的过程中。产生该现象的原因主要是近井筒效应明显［1-2］，多裂缝影响主缝延伸，压裂液效率低，同时储层品质差，工艺缺乏针对性。

（1）什邡气田的平均破裂压力梯度较延伸压力梯度高出0.003～0.006 2 MPa/ m，主要原因可能是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。

（2）前期施工井的监测压力高，随着支撑剂段塞以及加砂初期低浓度携砂液进入地层，较高的监测压力逐渐趋于平稳，其主要原因是随着压裂的进行，以及低浓度携砂液打磨，压裂初期的多裂缝被封堵并形成了主缝，同时也解除了近井污染，反映在施工曲线上即是监测压力和泵压逐渐降低以致平稳。由于注入的液体因多裂缝的存在而分流，压裂前半部分主缝延伸困难，多裂缝总宽度比单一裂缝宽度大，造成压裂时液体效率低，形成的裂缝短而窄，缩小了泄流面积，从而影响了压裂效果［3］。

2 针对性措施

2.1 小排量起裂，较早泵入支撑剂段塞

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［4-5］。

较早采用支撑剂段塞可有效地处理近井筒效应，降低近井摩阻。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，有利于主缝的延伸，同时还可控制缝高，提高压裂液效率。

2.2 低浓度压裂液，纤维携砂

低渗致密气藏总体改造思路是造长缝和获得较高的导流能力，对于新区物性更差的储层，除了考虑造长缝外还应考虑降低压裂液瓜胶浓度对储层和裂缝的伤害［5］。

纤维加入到流体—微粒悬浮液中可改变微粒沉降速度。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，同时降低了对支撑裂缝和储层基质的伤害［7-8］。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），从而降低管柱施工摩阻［9］；纤维加量达到支撑剂量0.5%～0.9%时，裂缝的导流能力较未加纤维时还有所升高，同时压裂液的稠化剂质量分数可降低 15%～20%［10］。

2.3 高效返排工艺

气井压裂后的返排程度很大程度上影响改造效果。新区气藏储层低渗致密，部分井储层水敏、水锁伤害严重，气藏地层压力系数1.23～1.46，因此为使液体快速、高效返排，设计采用全程液氮伴注［11］、强制裂缝闭合［12］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。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 现场应用

针对性措施在新区 MP75、MP74、SF6、SF7 等井中进行了应用，监测压力均在前置液初期就变得平稳，压裂液返排率平均达到67.3%；PT软件拟合施工曲线，平均压裂液效率为74.8%，较措施前提高了35%；压前无天然气产量或微量，压后平均测试产量为2.269×104m3/d，增产效果显著。下面以MP75井为例进行介绍。

MP75井是什邡气田部署的一口定向开发井，压裂目的层垂深1 371.8～1 385.3 m，储层温度约50 ℃，为褐灰色细粒岩屑砂岩夹粉砂岩，声波时差83 μm/ft，泥质含量4%，孔隙度16%，渗透率0.45×10-3μm2。

（1）设计思路。该井目的层为中低孔、低渗致密储层，压裂改造以造长缝、提高压裂液效率、降低伤害和提高增产效果为主。设计小排量起裂，尽早注入支撑剂段塞，中低砂比，中低排量，前期50 ℃储层压裂液瓜胶质量分数通常为0.38%，本井设计纤维网络加砂，降低瓜胶质量分数至0.3%，配合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和储层的伤害。

（2）施工过程。地层破裂后，排量从0.5 m3/min缓慢提至2 m3/min，此过程中开始泵入支撑剂段塞，随着段塞的加入，监测压力和泵压显著下降，段塞完全入地后，监测压力从段塞前最高36 MPa下降至23.2 MPa，前置液阶段初期就趋于稳定（前期通常在高挤携砂液的低砂比阶段才趋于稳定）。然后以150 Sm3/mim速度伴注液氮，从加砂初期开始匀速加入纤维，施工排量 2.8～3.1 m3/min（前期 3.5～4 m3/min），泵压 31～33 MPa，顺利完成 26 m3支撑剂、140 kg纤维、14 m3液氮的加砂压裂施工，施工曲线见图1。

图1 MP75井加砂压裂施工曲线

运用PT软件对施工曲线拟合，压裂形成了162.5 m的有效支撑缝长，支撑缝高30.16 m，平均裂缝导流能力 1.875 μm2·cm，无因次导流能力 12.5，压裂液效率81.9%。

此次施工入地液量186.2 m3，15 h排液120 m3，返排率64.4%，40 h累计排液135 m3，返排率72.5%，在井口油套压6.7 MPa下，测试产量8.4×104m3/d，远高于邻井改造后产能。

4 结论

（1）对于低渗透致密砂岩气藏，选择有针对性的储层改造工艺是提高气井压后产能的根本保证。

（2）小排量起裂、段塞优化技术，结合低砂比、低稠化剂浓度压裂液技术，同时配套纤维网络加砂、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气井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。

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