四川盆地什邡氣田淺層砂巖儲層改造的難點及對策

刁素 栗鐵峰 勾宗武 朱禮平

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

四川盆地什邡氣田北鄰孝泉—新場構造，西鄰馬井構造，該區上侏羅統蓬萊鎮組氣藏孔隙度為10%～12%，滲透率為0.16～0.32mD，孔喉結構以小孔—細喉為主，黏土礦物以伊蒙混層（39.27%）和伊利石（42%）為主，地壓系數為1.23～1.46，屬于受巖性控制的孔隙型中低孔、低滲—致密的常壓—高壓彈性氣驅氣藏。儲層具有中等偏弱水敏、較為嚴重的水鎖傷害特征。該氣田儲層改造初期采用常規壓裂液及工藝，監測壓力波動大，通常在高擠攜砂液階段才能趨于平穩，壓裂液效率低，增產效果不明顯，針對上述問題，深入剖析了原因，并采取針對性措施，現場應用增產效果顯著。

1 淺層砂巖儲層改造難點

1.1 前期加砂壓裂特征

前期什邡氣田壓裂設計采用相鄰氣田壓裂工藝，單層加砂規模為15～35m3、排量為3.5～4.5m3／min，部分采用了液氮伴注工藝，表現出破裂壓力梯度高（0.03MPa／m，馬井、新場氣田為0.027、0.023 2 MPa／m）、監測壓力波動大且通常在高擠攜砂液初期才趨于穩定、壓裂液效率為39.8%低（相鄰氣田壓裂液效率68.0%～70.8%）、壓后效果較差（僅15%的井／層獲得工業氣流）的特點，其中部分井施工曲線見圖1。

1.2 原因分析

1.2.1 近井效應明顯

從表1可以看出，滾動區的平均破裂壓裂較延伸壓力高出0.3～0.62MPa／100m，說明鉆完井過程中由于工作液的濾失造成較為嚴重的近井污染，從而導致異常高的破裂壓力及施工初期較高的施工壓力[1－2]。

1.2.2 多裂縫

監測壓力初期高，隨著支撐劑段塞以及低砂比攜砂液入地，逐漸趨于平穩，主要原因之一是克服了近井污染。之二是壓裂形成的多裂縫隨著壓裂的進行各自不斷延伸，受地應力及裂縫本身的影響，這些裂縫的延伸、連接情況較為復雜，如果裂縫間距較小，眾多小裂縫就會各自延伸連接成一條主裂縫；或者支撐劑段塞入地對小裂縫進行封堵后，促進了主縫的延伸，使得壓裂過程中裂縫的凈壓力逐漸降低，監測壓力和泵壓下降。壓裂液因多裂縫的存在而分流，多裂縫總寬度比單一裂縫寬度大，造成壓裂液效率低，形成的裂縫短而窄，縮小了泄流面積，從而影響壓裂效果[3]。

1.2.3 壓裂液水鎖傷害嚴重

什邡氣田孔喉結構以小孔—細喉為主，地層毛細管力對水滯留作用強，不論是地層水還是壓裂液進入儲層都將造成滲透率的損害，對壓裂液進行水鎖傷害實驗，24h滲透率恢復率僅30.4%。

2 技術對策

2.1 防水鎖壓裂液

針對水鎖傷害嚴重的問題，在壓裂液中加入了防水鎖添加劑，研制出了防水鎖壓裂液，其潤濕接觸角73°有效地降低了毛細管力，水鎖傷害實驗，24h滲透率恢復率達到75.8%。

圖1 前期部分井施工曲線圖

表1 鄰區與滾動區蓬萊鎮組壓裂參數對比表

2.2 小排量起裂，多級且盡早支撐劑段塞

小排量起裂一方面可以控制縫高，保證裂縫有效地在垂直于井筒的方向延伸，另一方面有利于減少多裂縫的產生，而多級及較早采用支撐劑段塞一方面可有效處理近井效應，降低近井摩阻；另外，較早的支撐劑段塞隨著壓裂液進入各個小裂縫中，對剛起裂的小裂縫更容易封堵，降低裂縫凈壓力，有利于主縫的延長，同時還可控制縫高，提高壓裂液效率[4－5]。

2.3 低濃度壓裂液＋纖維攜砂

什邡氣田屬于低滲—致密砂巖，加砂壓裂應盡可能造長縫，降低瓜膠濃度可以降低殘渣對支撐裂縫的傷害[6]，降低縫內黏滯阻力，提高有效縫長[7]。

纖維加入到流體—微粒懸浮液中可改變微粒沉降性質。沒有纖維時，支撐劑顆粒在流體中的沉降速度正比于顆粒粒徑和密度，反比于流體黏度。加入纖維后，纖維在壓裂液中與支撐劑顆粒相互作用形成網狀結構，阻止微粒下沉，大大改變了支撐劑的沉降速度，并通過一種機械的方法來攜帶、運移并分布支撐劑，可有效降低壓裂液中稠化劑的濃度，有利于形成更好的裂縫鋪置剖面，使裂縫高度得到相應的控制、獲得更加有效的裂縫支撐長度，同時降低了支撐裂縫和儲層基質的傷害[8]。國內外研究表明纖維可以抑制管線內形成湍流漩渦（即邊界層效應），從而還可以降低管柱施工摩阻[9]。

研究表明[10]，纖維加量達到支撐劑量的5‰～9‰時，裂縫的導流能力較未加纖維時還有所升高，同時壓裂液的濃度可降低15%～20%。

2.4 高效返排工藝

什邡氣田儲層低滲致密，水敏、水鎖傷害嚴重，為使液體快速、高效返排，設計采用全程液氮伴注工藝[11]、強制裂縫閉合高效返排工藝，即通過液氮伴注提高液體返排能力，通過壓后大油嘴排液、強制閉合人工裂縫，減少壓裂液對儲層及對支撐裂縫的傷害。同時液氮與壓裂液形成的泡沫在增能的同時，還可降低濾失，減少對水敏、水鎖儲層的傷害。

3 典型井應用效果分析

3.1 氣井基本情況

MP75井是什邡氣田的1口定向開發井，目的層垂深為1 371.8～1 385.3m，儲層溫度約50℃，測井解釋聲波時差為83μs／ft（1ft＝0.304 8m），泥質含量為4%，孔隙度為16%，滲透率為0.45mD。

3.2 針對性工藝設計

本井目的層為低滲致密儲層，壓裂改造以造長縫、降低傷害、提高壓裂液效率和增產效果為目標。設計小排量起裂，盡早支撐劑段塞，中低砂比，中低排量，采用防水鎖壓裂液，配合全程網絡纖維加砂工藝，壓裂液瓜膠濃度從前期0.38%降低至0.3%，采用全程液氮伴注提高返排速率，進一步降低壓裂液對支撐裂縫的傷害。主要施工參數優化設計為：規模為26m3，排量為2～3m3／min，纖維為140kg，液氮為14m3。

3.3 現場試驗效果

對MP75井進行了纖維網絡攜砂＋低稠化劑濃度＋全程液氮伴注現場試驗，施工按照設計泵注程序進行，地層破裂后，緩慢提排量至2m3／min，此過程中開始泵入支撐劑段塞，監測壓力和泵壓顯著下降，段塞入地后，監測壓力下降了12.8MPa，且趨于穩定。然后以150m3／mim排量伴注液氮，加砂初期勻速加入纖維，施工排量為2.8～3.1m3／min，監測壓力（22～23 MPa）和泵壓（31～33MPa）平穩，按設計順利完成加砂壓裂，施工曲線見圖2。

PT軟件對施工曲線靜壓力擬合，支撐縫長162.5 m，支撐縫高30.16m，無因次導流能力12.5，壓裂液效率81%。本井壓后15h返排率達到64.4%，40h返排率72.5%，在油壓6.7MPa下，測試產量8.4×104m3／d，是鄰井增產效果的2倍多。

4 推廣應用情況

圖2 MP75井加砂壓裂施工曲線圖

針對性工藝措施在什邡氣田SF20、MP75、SF31等多口井中進行了應用，監測壓力均在前置液初期就變得平穩，壓裂液返排率達到67%，壓裂液效率為74%，較措施前提高了34%，壓前無天然氣產量或微量，壓后平均測試產量為3.176×104m3／d，較措施前的平均0.348 9×104m3／d提高9.1倍，增產效果顯著。

5 結論

1）對于什邡氣田水鎖傷害嚴重的低滲透致密氣藏，提高單井產能需采取針對性的儲層改造工藝措施。

2）防水鎖壓裂液、小排量起裂、段塞優化技術，配套纖維網絡加砂、液氮全程伴注及強制裂縫閉合高效返排工藝，有效解決了什邡氣田加砂壓裂過程中存在的監測壓力波動大、增產效果差等問題。

3）什邡氣田儲層改造工藝可為類似氣藏的開發提供技術支持。

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