摘　要：四川盆地什邡气田浅层砂岩储层加砂压裂施工压力异常、压后增产效果较差，剖析其原因主要是：水锁伤害严重，多裂缝等近井效应明显，主缝延伸困难，压裂液效率低，有效缝长较短。针对上述问题，提出以下对策：优化压裂液配方，提高润湿接触角，降低毛细管力，同时采取针对性的工艺措施：小排量起裂，较早的支撑剂段塞技术，中—低排量控制缝高延伸，配合纤维网络携砂改善支撑剂沉降剖面和液氮助排等高效返排工艺。试验井的应用结果表明：前置液阶段初期支撑剂段塞入地后监测压力变得平稳，15h返排率64.4％，最终返排率72.5％，压后井口油套压6.7MPa下测试产气量为8.4×10⁴m³／d，增产效果显著。该技术措施在多口井推广应用，增产效果较工艺改进前有较大幅度的提高，可为类似气藏的开发提供技术支持。

关键词：四川盆地 什邡气田 致密储集层 压裂(岩石) 水锁 多裂缝 纤维 液氮 现场应用

Difficulties and countermeasures in shallow sandstone reservoir reconstruction in the Shifang Gas Field，Sichuan Basin

Abstract：This paper aims to offer solutions to the problems of abnormal pressure in the sand fracturing operation and poor yield in creasing result achieved by fracturing treatment in the shallow sandstone reservoirs of the Shifang Gas Field，Sichuan Basin．Such main reasons are first summarized through a thorough analysis as severe water lock damage，obvious well proximity effect(e．g．multiple fractures)，difficulty in main fracture extension，low efficiency of fracturing fluids，and short length of effective fractures．Accordingly，the fracturing fluid formula is optimized，the wet contact angle is enlarged，and capillary force is decreased．Meanwhile，some specific technical measures are taken，namely，high efficiency flowback technologies，including fracture initiation at a small discharge capacity，adoption of earlier slug by proppant，controlling fracture height extension with a medium and low discharge capacity，improving proppant settling section with coordination of a sand carrying fiber net，and liquid nitrogen cleanup．According to the application results of pilot test wells，the monitoring pressure became stable after the proppant slug was set at the earlier preflush stage．The fracturing liquid flowback rate was 64.4％in l5 h and the final flowback rate 72.5％．As a result，the yield in the postfrac production test of a well was 8.4×10⁴m³／d under the wellhead oil casing pressure of 6.7 MPa．After the above technical measures were widely used in many wells，their yield has been significantly increased．In conclusion，this study provides a technical support for similar gas reservoir exploration and development．

Key words：Sichuan Basin，Shifang Gas Field，tight reservoir，fracturing(rock)，water lock，multiple fractures，fiber，liquid nitrogen，field application

四川盆地什邡北邻孝泉一新场构造，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l.23～1.46，属于受岩性控制的孔隙型中低孔、低渗一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 2MPa／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l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丁压力^[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，如果裂缝问距较小，众多小裂缝就会各自延伸连接成一条主裂缝；或者支撑剂段塞人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^o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％。

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

什邡气田属于低渗一致密砂岩，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]。

纤维加入到流体一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l5％～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1371.8～1385.3m，储层温度约50℃，测井解释声波时差为83μs／ft(1ft＝0.3048m)，泥质含量为4％，孔隙度为l6％，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l40kg，液氮为l4m³。

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l2.8MPa，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(22～23MPa)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l二曲线静压力拟合，支撑缝长162.5m，支撑缝高30.16m，无因次导流能力l2.5，压裂液效率81％。本井压后l5h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

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0.3489×10⁴m³／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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本文作者：刁素  栗铁峰  勾宗武  朱礼平

作者单位：中国石化西南油气分公司工程技术研究院