苏南致密砂岩气藏压裂技术优化与应用

王强，刘媛，董易凡，杨圣方

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司（陕西 西安 710018）

1 概况

苏里格南合作区是中国石油与道达尔合作的天然气开发区块，位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部、苏里格气田的南部，总面积约2 392 km2。苏里格南合作区地质气藏特征与大苏里格气田类似，表现为储层物性差、非均质性强、地层压力低、有效砂体规模小，属于典型的“三低”河流相致密砂岩气藏，必须通过水力压裂改造储层才能实现商业开发[1-3]。

道达尔最早在2006 年左右开始了在苏里格南区块的评价，2007—2008 年先后钻井、压裂了5 口井，持续了几个月的生产测试以进行长期评估。2011 年，合资企业苏里格南作业分公司成立并正式开始了区块的开发作业[4]。2013 年苏南区块储层改造作业量达到了首个高峰，且实现了很高的作业效率，全年仅在8 个月作业窗口内完成150 口井，300余层压裂。

在过去的几年中，平均每年作业完成80～120口井，随着对地质气藏认识的不断提高和开发策略的逐渐优化升级，气井的产能不断改善，开发的经济性明显向好。本文对过去9年中苏里格南区块储层改造的重要技术改进进行了回顾，从700 余口井的数据可以看出，苏南区块技术发展的不断优化，有力地推动了致密气藏的高效经济开发。

2 压裂技术优化

苏南气田大规模压裂开发始于2011年，在初期的几年，因对地层岩石力学性质缺乏深刻认识，压裂设计以全程使用高黏度硼酸盐交联冻胶压裂液的常规压裂设计为主，确保施工过程中裂缝顺利起裂、延伸及支撑剂的有效铺置，以减少因砂堵而导致的作业失败。

常规压裂设计保证了连续施工的顺利进行，但裂缝高度扩展较大，导致了裂缝长度的不足。2013年基于压力拟合的裂缝模拟分析表明设计裂缝的导流能力已经相对充足，但进一步增加裂缝长度可能是提高压后产量的必要条件[5]，尤其对于渗透率在0.1×10-3μm2级别的苏南致密砂岩气藏，达到较长的裂缝长度极为关键。

2013—2015 年，裂缝设计模式逐渐切换到混合压裂模式，其主要改变在将全程交联冻胶压裂液调整为前置液和携砂液阶段不同性质的液体，即前置液阶段使用35#（0.42%）胍胶浓度的线性胶基液起裂和延伸裂缝，携砂液阶段仍使用高黏度的交联冻胶。低黏度液体降低了裂缝净压力，促使裂缝在延伸过程中更多地延伸长度而不是扩展高度。混合压裂设计的层数比例从2012 年的35%逐渐提高到2014 年以后的75%。约25%左右的地层仍然保留使用常规压裂设计，因需要充分考虑部分厚层气藏完全改造及携砂、加砂的风险。

压裂液量和支撑剂量对裂缝半长极为重要，理论上，砂量、液量越多，对应越长的裂缝半长。考虑到增大裂缝规模将明显影响作业成本及效率，加上苏南区块储层发育规模小、非均质性强的特点，压裂规模在2015年前呈现缓慢增加、后期基本稳定的态势。单层加砂规模从2012年的24 m3增加到2015年以后的30～35 m3，且基本保持稳定。

排量和砂浓度也是影响压后效果的重要设计参数，较高的排量能够增加裂缝长度，帮助铺置陶粒到裂缝远端。苏南区块的排量设计从2012 年4 m3/min 提高到 2019 年 5.1 m3/min，约提高 37%。理论上最高砂浓度不会影响裂缝长度，但携砂液阶段的最高砂浓度可以提高近井筒地带的连通性，特别是对于定向井完井的情况。最高砂浓度从2012 年的480 kg/ m3提高到了600 kg/ m3，最终达到了720 kg/m3。

设计优化是长期以来一以贯之的过程，随着混合压裂模式比例、前置液比、液量、砂量、排量、最高砂浓度逐渐优化，作业成功率和压裂效果也逐步提高。近年来，作业成功率（砂堵率）控制在较低范围内，一般小于5%。唯一的例外是2015 年的砂堵率超过了10%，当时并没有明显的液体质量问题或设备问题，其主要原因可能是因为压裂层数最少仅为72 层而导致的系统误差以及整体钻遇砂体规模偏小。

3 应用效果

在鄂尔多斯盆地的作业区块经常使用绝对无阻流量（AOF）来对比评估井的产能，无阻流量根据地面测试产量、油嘴尺寸、流动压力、温度、气体物理属性等参数综合计算得出。2012—2019 年，虽然因为行业波动导致每年工作量有较大变化，但过去8 年生产效果呈现稳步递增的趋势。平均无阻流量从 2012 年的 12.6×104m3/d 逐步提高到 2019 年的30.7×104m3/d，增加比例达到143%。这一结果表明全方位的技术应用和连续的优化提高明显改变了单井的生产效果。

为了深入对比分析技术优化提高对增加产量的作用，需去除不同储层质量因素的影响，因此定义无阻流量与储层净厚度之商为标准化产量，即单位厚度储层对无阻流量的贡献。这一参数更客观。标准化产量对比见表1，苏南区块的开发经历了4个阶段。

1）2012—2013 年：探索起步阶段，标准化产量低于10 000 m3（/d·m）。

2）2014—2015 年：早期发展阶段，标准化产量经过初始优化提高到约15 000 m3（/d·m）。

3）2016—2017 年：连续提高阶段，标准化产量继续提高到15 000～20 200 m3（/d·m）。

4）2018—2019 年：稳定阶段，标准化产量稳定在20 000 m3（/d·m）左右。

为分析每年所有井生产效果的一致性，对所有井的标准化产量开展了正态分布统计分析。为了恰当地准备数据，考虑到可能气藏高渗或有微裂缝发育，部分极端高产井被移除（标准化产量＞45 000 m3（/d·m）），根据处理后的数据制作了正态分布频率图，如图1所示。历年统计数据汇总见表2。

表1 2012—2019年标准化产量对比

图1 历年产能正态分布频率

表2相关参数解释如下。

1）平均值是当年所有井标准化无阻流量的算术平均值。因极端高产井被移除，这一数据与前述定义的标准化产量略有差异。但很明显，在到达2018—2019 年平台期之前一直处于连续提高的状态。

2）标准差是数据点相对于平均值的偏差，这一数据在历年统计中变化范围较小（8～9.5）。

3）峭度：对于尾部分布的度量，高的峭度值表示尾部分布比例高或者相对中心值有较高的偏离度，意味着存在大量的异常值低于气藏的预期产能，气藏生产潜力未充分发挥。在开始几年，峭度值较高，2.31～3.97，尤其2012年处于探索起步阶段，技术应用尚不成熟，存在大量未充分发挥生产能力的井，很高比例的井分布在较低的标准化无阻流量区间，但2016年以后这一数值明显减小。

表2 历年统计数据汇总

4）歪度是衡量钟形曲线或正态分布曲线的对称性。歪度从2015 年前的1.5～1.95 逐渐减小到2016—2017 年的 0.94～1.21，且在 2018—2019 年仍然保持在较低值0.53～0.75，正态分布形态更趋清晰。低歪度值表明气藏产能变化跟随自然随机模式，受人为因素影响较小。

4 结论

从2011—2019 年，通过对技术系统的优化调整，苏南区块单井建产压裂效果逐年提高，充分解放了地层，释放了应有的生产潜力。混合水压裂设计、压裂规模调整、施工参数优化等多项措施并举达到了造长缝、近井筒高导流的目的，很难确定单一措施对压后效果改进的作业程度，但是所有改变联合作用达到了裂缝对油气藏更大、更有效的接触，从而提高了生产效果。自2012年大规模开发以来，压裂后产量提高了1.4 倍，充分证明苏南使用这一储层改造技术体系的适用性和正确性。