什邡氣田儲層改造難點及對策

刁 素 栗鐵峰 任 山 慈建發

（中國石化西南油氣分公司工程技術研究院，四川德陽 618000）

什邡氣田位于孝泉氣田、馬井氣田的邊緣，平均孔隙度10.5%，滲透率0.1～0.3 mD，總體上屬于中低孔、低滲致密砂巖。部分井儲層存在嚴重的水敏、水鎖傷害，氣藏地層壓力系數1.23～1.46，與孝泉、馬井氣田蓬萊鎮組儲層相比，物性條件更差。該氣田前期儲層改造采用瓜膠質量分數0.35%～0.38%的壓裂液，施工排量3.5～4 m3/min，前置液階段采用支撐劑段塞，但施工初期監測壓力波動大，通常在高擠攜砂液階段才能趨于平穩，壓裂液效率通常在40%左右，增產效果不明顯。針對上述問題，通過對儲層工程地質特征參數及多口井的施工數據分析，確定采用小排量起裂，盡早泵入支撐劑段塞、中低排量施工等措施，并配套纖維網絡加砂、低濃度壓裂液和高效返排工藝，提高了儲層改造效果。

1 前期壓裂特征及原因分析

1.1 前期壓裂特征

什邡氣田前期壓裂采用了相鄰氣田馬井和新場氣田成熟的壓裂工藝，施工7井次14層，單層加砂規模在 15～35 m3不等，施工排量 3.5～4.5 m3/min，部分井/層采用了液氮伴注工藝。壓裂過程總體表現出初期施工泵壓和監測壓力較高的特點，段塞對監測壓力和泵壓的降低起到了較好的作用，但通常監測壓力還是在加砂初期才趨于穩定。平均破裂壓力梯度0.030 1 MPa/m，較相鄰馬井氣田（0.027 MPa/m）和新場氣田（0.023 2 MPa/m）高；平均延伸壓力梯度0.025 5 MPa/m，與馬井氣田（0.026 MPa/m）和新場氣田（0.025 8 MPa/m）接近，壓裂液效率39.8%，遠低于相鄰氣田68%～70.8%的壓裂液效率，14層壓后僅2層獲得工業氣流，效果普遍較差。

1.2 原因分析

監測壓力的波動主要出現在壓裂施工的前置液階段，即地層起裂開始延伸的過程中。產生該現象的原因主要是近井筒效應明顯［1-2］，多裂縫影響主縫延伸，壓裂液效率低，同時儲層品質差，工藝缺乏針對性。

（1）什邡氣田的平均破裂壓力梯度較延伸壓力梯度高出0.003～0.006 2 MPa/ m，主要原因可能是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。

（2）前期施工井的監測壓力高，隨著支撐劑段塞以及加砂初期低濃度攜砂液進入地層，較高的監測壓力逐漸趨于平穩，其主要原因是隨著壓裂的進行，以及低濃度攜砂液打磨，壓裂初期的多裂縫被封堵并形成了主縫，同時也解除了近井污染，反映在施工曲線上即是監測壓力和泵壓逐漸降低以致平穩。由于注入的液體因多裂縫的存在而分流，壓裂前半部分主縫延伸困難，多裂縫總寬度比單一裂縫寬度大，造成壓裂時液體效率低，形成的裂縫短而窄，縮小了泄流面積，從而影響了壓裂效果［3］。

2 針對性措施

2.1 小排量起裂，較早泵入支撐劑段塞

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［4-5］。

較早采用支撐劑段塞可有效地處理近井筒效應，降低近井摩阻。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，有利于主縫的延伸，同時還可控制縫高，提高壓裂液效率。

2.2 低濃度壓裂液，纖維攜砂

低滲致密氣藏總體改造思路是造長縫和獲得較高的導流能力，對于新區物性更差的儲層，除了考慮造長縫外還應考慮降低壓裂液瓜膠濃度對儲層和裂縫的傷害［5］。

纖維加入到流體—微粒懸浮液中可改變微粒沉降速度。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，同時降低了對支撐裂縫和儲層基質的傷害［7-8］。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），從而降低管柱施工摩阻［9］；纖維加量達到支撐劑量0.5%～0.9%時，裂縫的導流能力較未加纖維時還有所升高，同時壓裂液的稠化劑質量分數可降低 15%～20%［10］。

2.3 高效返排工藝

氣井壓裂后的返排程度很大程度上影響改造效果。新區氣藏儲層低滲致密，部分井儲層水敏、水鎖傷害嚴重，氣藏地層壓力系數1.23～1.46，因此為使液體快速、高效返排，設計采用全程液氮伴注［11］、強制裂縫閉合［12］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。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 現場應用

針對性措施在新區 MP75、MP74、SF6、SF7 等井中進行了應用，監測壓力均在前置液初期就變得平穩，壓裂液返排率平均達到67.3%；PT軟件擬合施工曲線，平均壓裂液效率為74.8%，較措施前提高了35%；壓前無天然氣產量或微量，壓后平均測試產量為2.269×104m3/d，增產效果顯著。下面以MP75井為例進行介紹。

MP75井是什邡氣田部署的一口定向開發井，壓裂目的層垂深1 371.8～1 385.3 m，儲層溫度約50 ℃，為褐灰色細粒巖屑砂巖夾粉砂巖，聲波時差83 μm/ft，泥質含量4%，孔隙度16%，滲透率0.45×10-3μm2。

（1）設計思路。該井目的層為中低孔、低滲致密儲層，壓裂改造以造長縫、提高壓裂液效率、降低傷害和提高增產效果為主。設計小排量起裂，盡早注入支撐劑段塞，中低砂比，中低排量，前期50 ℃儲層壓裂液瓜膠質量分數通常為0.38%，本井設計纖維網絡加砂，降低瓜膠質量分數至0.3%，配合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和儲層的傷害。

（2）施工過程。地層破裂后，排量從0.5 m3/min緩慢提至2 m3/min，此過程中開始泵入支撐劑段塞，隨著段塞的加入，監測壓力和泵壓顯著下降，段塞完全入地后，監測壓力從段塞前最高36 MPa下降至23.2 MPa，前置液階段初期就趨于穩定（前期通常在高擠攜砂液的低砂比階段才趨于穩定）。然后以150 Sm3/mim速度伴注液氮，從加砂初期開始勻速加入纖維，施工排量 2.8～3.1 m3/min（前期 3.5～4 m3/min），泵壓 31～33 MPa，順利完成 26 m3支撐劑、140 kg纖維、14 m3液氮的加砂壓裂施工，施工曲線見圖1。

圖1 MP75井加砂壓裂施工曲線

運用PT軟件對施工曲線擬合，壓裂形成了162.5 m的有效支撐縫長，支撐縫高30.16 m，平均裂縫導流能力 1.875 μm2·cm，無因次導流能力 12.5，壓裂液效率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累計排液135 m3，返排率72.5%，在井口油套壓6.7 MPa下，測試產量8.4×104m3/d，遠高于鄰井改造后產能。

4 結論

（1）對于低滲透致密砂巖氣藏，選擇有針對性的儲層改造工藝是提高氣井壓后產能的根本保證。

（2）小排量起裂、段塞優化技術，結合低砂比、低稠化劑濃度壓裂液技術，同時配套纖維網絡加砂、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氣井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。

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