西南油气田公司升级致密气储层改造利器，致密气再上新台阶

2022年8月5日，从西南油气田公司获悉，今年金秋气田致密气累计完试水平井47口，井均无阻流量超90×104m3/d，并培育出18口无阻流量超百万方高产工业气井，这得益于公司多方位优化储层改造技术，持续推动致密气提效提产，支撑致密气高效开发。

一是攻关地质工程一体化压裂设计技术，提升致密气改造针对性。针对河道砂岩致密气非均质性较强、部分井改造效果低于预期的问题，建立精细三维地质模型及地质力学模型，开展裂缝形态及产能预测模拟，优化压裂施工参数。现已完成JQ5H先导试验区内JQ511、JQ501和JQ12平台模型，打通地质工程一体化设计工作流程。优化后的JQ511- 6-H1井压裂方案预测EUR提升15%，强化了参数的针对性。

二是升级“水平井多缝+复合暂堵”压裂工艺技术，提升裂缝均匀延伸程度。针对段内多簇裂缝非均匀延伸导致波及体积受限的问题，开展室内动态暂堵效果评价实验及不同暂堵工艺对比试验，明确“暂堵球+暂堵剂”复合暂堵工艺效果最佳。现场实践证明暂堵后裂缝非均匀延伸程度有效改善，改造体积提升超过30%，试验井井均测试产量49.11×104m3/d、无阻流量122.98×104m3/d，取得了较好的改造效果。

三是持续优化压裂配套工艺，小夹角井、低压气井改造初见成效。针对小夹角井人工裂缝延伸距离不足、波及区域较小的问题，建立致密气裂缝延伸机理模型，深化应力夹角对裂缝延伸的认识，JQ818- 8-H1井应力夹角1°，动态优化簇间距25～30 m，改造后获无阻流量66.34×104m3/d。针对低压气井压后排液见气慢的问题，研制低温全金属可溶桥塞，优选伴注液氮措施，建立气体快速流动通道，ZQ203- 9-H1井压力系数0.78，伴注液氮后见气返排率较同河道井缩短60%。