Das tiefe dichte Sandstein-Gaslagerstätten im Zitong-Block des Sichuan-Beckens (Tiefe 3 680~4 250 m) in der Shaximiao-Gruppe weist geologische Merkmale wie nano-dominierte Poren und Engstellen, starke Kompaktionszementierung, gekoppelte Benetzungsverzögerung und Tonverquellung auf, was zu einer großen Eindringtiefe des Frac-Fluids, niedriger Flüssigkeitsrückgewinnungseffizienz (meist unter 20 %) und hervorsteckenden kombinierten Schäden durch Wassersperre und Tonverquellung führt, wodurch die effiziente Entwicklung der Lagerstätte stark eingeschränkt wird. Um diese Probleme zu adressieren, konzentriert sich diese Studie auf natürliche Kernproben des ersten Abschnitts (Sha-1) der Shaximiao-Gruppe im Block. Basierend auf einem dynamischen Kapillarkraftprüfsystem unter hohen Temperaturen und Drücken wurden echte Lagerbedingungen (82 ℃, 40 MPa Umgebungsdruck) simuliert. Systematisch wurden Vollzyklusexperimente der Wasser-auf-Gas-Verdrängung (Simulation der Frac-Fluid-Injektion) und Gas-auf-Wasser-Verdrängung (Simulation der Frac-Fluid-Rückgewinnung) durchgeführt. Dabei wurde die dynamische Entwicklung der Kapillarkraft im Frac-Fluid-Rückgewinnungsprozess aufgedeckt und der Wirkmechanismus bestimmt, der durch das gekoppelte Steuerungsverhältnis „Permeabilität — Nano-Porenanteil — Benetzungsverzögerung“ geprägt ist. Es wurden 15 Kernproben mit einer Gaspermeabilität (K) zwischen (0,071~1,158)×10^-3 µm^2 ausgewählt und in drei Gruppen eingeteilt: ultra-niedrige Permeabilität (K ≤ 0,1×10^-3 µm^2), niedrige Permeabilität (0,1×10^-3 < K ≤ 1,0×10^-3 µm^2) und relativ hohe Permeabilität (K > 1,0×10^-3 µm^2). Die Ergebnisse zeigen: ① Während der Wasser-auf-Gas-Verdrängungsphase verändert sich die dynamische Kapillarkraft mit steigendem Wassersättigungsgrad von einer Verdrängungskraft zu einem Strömungswiderstand, wobei der kritische Übergangspunkt bei ca. 37 % Wassersättigung liegt; je niedriger die Permeabilität (K ≤ 0,1×10^-3 µm^2), desto signifikanter der Widerstandszuwachs. ② Während der Gas-auf-Wasser-Verdrängungsphase zeigt die Kapillarkraft stets einen Strömungswiderstand, der mit abnehmender Wassersättigung kontinuierlich zunimmt; der Widerstand der ultra-niedrigpermeablen Kerne kann das 1,5- bis 4-fache der hochpermeablen Kerne erreichen. ③ Es wurde eine quantitative Beziehung zwischen dynamischer Kapillarkraft und Permeabilität etabliert, die den synergistischen Verstärkungsmechanismus zwischen dem Anteil der Nanoporen (über 70 %) und dem Benetzungsverzögerungseffekt, dominiert durch Illit (dynamische Kontaktwinkelabweichung 30°~45°), offenlegt. ④ Es wurde eine Optimierungsstrategie für die Flüssigkeitsrückgewinnung vorgeschlagen, die „kontrollierte Wassereinspritzgeschwindigkeit, segmentiertes verzögertes Zurückfließen, Tonstabilisierung und Echtzeitsteuerung“ umfasst, sowie differenzierte technische Maßnahmen, die auf Permeabilitätsunterteilung und gekoppelten geologischen Eigenschaften basieren. Die Studienergebnisse bilden eine zuverlässige experimentelle Grundlage und theoretische Unterstützung für die präzise Gestaltung des Frac-Plans und die Optimierung der Rückgewinnungsprozeduren im Zitong-Block und bieten eine wichtige Referenz für die effiziente Entwicklung ähnlicher tiefer dichter Sandsteingaslagerstätten im Sichuan-Becken.

tiefe dichte Sandsteingaslagerstätte; dynamische Kapillarkraft; Benetzungsverzögerung; Frac-Flüssigkeit; Permeabilität