王強(qiáng)，劉媛，董易凡，楊圣方

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司（陜西 西安 710018）

1 概況

蘇里格南合作區(qū)是中國石油與道達(dá)爾合作的天然氣開發(fā)區(qū)塊，位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部、蘇里格氣田的南部，總面積約2 392 km2。蘇里格南合作區(qū)地質(zhì)氣藏特征與大蘇里格氣田類似，表現(xiàn)為儲層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、地層壓力低、有效砂體規(guī)模小，屬于典型的“三低”河流相致密砂巖氣藏，必須通過水力壓裂改造儲層才能實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)[1-3]。

道達(dá)爾最早在2006 年左右開始了在蘇里格南區(qū)塊的評價(jià)，2007—2008 年先后鉆井、壓裂了5 口井，持續(xù)了幾個月的生產(chǎn)測試以進(jìn)行長期評估。2011 年，合資企業(yè)蘇里格南作業(yè)分公司成立并正式開始了區(qū)塊的開發(fā)作業(yè)[4]。2013 年蘇南區(qū)塊儲層改造作業(yè)量達(dá)到了首個高峰，且實(shí)現(xiàn)了很高的作業(yè)效率，全年僅在8 個月作業(yè)窗口內(nèi)完成150 口井，300余層壓裂。

在過去的幾年中，平均每年作業(yè)完成80～120口井，隨著對地質(zhì)氣藏認(rèn)識的不斷提高和開發(fā)策略的逐漸優(yōu)化升級，氣井的產(chǎn)能不斷改善，開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性明顯向好。本文對過去9年中蘇里格南區(qū)塊儲層改造的重要技術(shù)改進(jìn)進(jìn)行了回顧，從700 余口井的數(shù)據(jù)可以看出，蘇南區(qū)塊技術(shù)發(fā)展的不斷優(yōu)化，有力地推動了致密氣藏的高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)。

2 壓裂技術(shù)優(yōu)化

蘇南氣田大規(guī)模壓裂開發(fā)始于2011年，在初期的幾年，因?qū)Φ貙訋r石力學(xué)性質(zhì)缺乏深刻認(rèn)識，壓裂設(shè)計(jì)以全程使用高黏度硼酸鹽交聯(lián)凍膠壓裂液的常規(guī)壓裂設(shè)計(jì)為主，確保施工過程中裂縫順利起裂、延伸及支撐劑的有效鋪置，以減少因砂堵而導(dǎo)致的作業(yè)失敗。

常規(guī)壓裂設(shè)計(jì)保證了連續(xù)施工的順利進(jìn)行，但裂縫高度擴(kuò)展較大，導(dǎo)致了裂縫長度的不足。2013年基于壓力擬合的裂縫模擬分析表明設(shè)計(jì)裂縫的導(dǎo)流能力已經(jīng)相對充足，但進(jìn)一步增加裂縫長度可能是提高壓后產(chǎn)量的必要條件[5]，尤其對于滲透率在0.1×10-3μm2級別的蘇南致密砂巖氣藏，達(dá)到較長的裂縫長度極為關(guān)鍵。

2013—2015 年，裂縫設(shè)計(jì)模式逐漸切換到混合壓裂模式，其主要改變在將全程交聯(lián)凍膠壓裂液調(diào)整為前置液和攜砂液階段不同性質(zhì)的液體，即前置液階段使用35#（0.42%）胍膠濃度的線性膠基液起裂和延伸裂縫，攜砂液階段仍使用高黏度的交聯(lián)凍膠。低黏度液體降低了裂縫凈壓力，促使裂縫在延伸過程中更多地延伸長度而不是擴(kuò)展高度。混合壓裂設(shè)計(jì)的層數(shù)比例從2012 年的35%逐漸提高到2014 年以后的75%。約25%左右的地層仍然保留使用常規(guī)壓裂設(shè)計(jì)，因需要充分考慮部分厚層氣藏完全改造及攜砂、加砂的風(fēng)險(xiǎn)。

壓裂液量和支撐劑量對裂縫半長極為重要，理論上，砂量、液量越多，對應(yīng)越長的裂縫半長?？紤]到增大裂縫規(guī)模將明顯影響作業(yè)成本及效率，加上蘇南區(qū)塊儲層發(fā)育規(guī)模小、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，壓裂規(guī)模在2015年前呈現(xiàn)緩慢增加、后期基本穩(wěn)定的態(tài)勢。單層加砂規(guī)模從2012年的24 m3增加到2015年以后的30～35 m3，且基本保持穩(wěn)定。

排量和砂濃度也是影響壓后效果的重要設(shè)計(jì)參數(shù)，較高的排量能夠增加裂縫長度，幫助鋪置陶粒到裂縫遠(yuǎn)端。蘇南區(qū)塊的排量設(shè)計(jì)從2012 年4 m3/min 提高到 2019 年 5.1 m3/min，約提高 37%。理論上最高砂濃度不會影響裂縫長度，但攜砂液階段的最高砂濃度可以提高近井筒地帶的連通性，特別是對于定向井完井的情況。最高砂濃度從2012 年的480 kg/ m3提高到了600 kg/ m3，最終達(dá)到了720 kg/m3。

設(shè)計(jì)優(yōu)化是長期以來一以貫之的過程，隨著混合壓裂模式比例、前置液比、液量、砂量、排量、最高砂濃度逐漸優(yōu)化，作業(yè)成功率和壓裂效果也逐步提高。近年來，作業(yè)成功率（砂堵率）控制在較低范圍內(nèi)，一般小于5%。唯一的例外是2015 年的砂堵率超過了10%，當(dāng)時并沒有明顯的液體質(zhì)量問題或設(shè)備問題，其主要原因可能是因?yàn)閴毫褜訑?shù)最少僅為72 層而導(dǎo)致的系統(tǒng)誤差以及整體鉆遇砂體規(guī)模偏小。

3 應(yīng)用效果

在鄂爾多斯盆地的作業(yè)區(qū)塊經(jīng)常使用絕對無阻流量（AOF）來對比評估井的產(chǎn)能，無阻流量根據(jù)地面測試產(chǎn)量、油嘴尺寸、流動壓力、溫度、氣體物理屬性等參數(shù)綜合計(jì)算得出。2012—2019 年，雖然因?yàn)樾袠I(yè)波動導(dǎo)致每年工作量有較大變化，但過去8 年生產(chǎn)效果呈現(xiàn)穩(wěn)步遞增的趨勢。平均無阻流量從 2012 年的 12.6×104m3/d 逐步提高到 2019 年的30.7×104m3/d，增加比例達(dá)到143%。這一結(jié)果表明全方位的技術(shù)應(yīng)用和連續(xù)的優(yōu)化提高明顯改變了單井的生產(chǎn)效果。

為了深入對比分析技術(shù)優(yōu)化提高對增加產(chǎn)量的作用，需去除不同儲層質(zhì)量因素的影響，因此定義無阻流量與儲層凈厚度之商為標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量，即單位厚度儲層對無阻流量的貢獻(xiàn)。這一參數(shù)更客觀。標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量對比見表1，蘇南區(qū)塊的開發(fā)經(jīng)歷了4個階段。

1）2012—2013 年：探索起步階段，標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量低于10 000 m3（/d·m）。

2）2014—2015 年：早期發(fā)展階段，標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量經(jīng)過初始優(yōu)化提高到約15 000 m3（/d·m）。

3）2016—2017 年：連續(xù)提高階段，標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量繼續(xù)提高到15 000～20 200 m3（/d·m）。

4）2018—2019 年：穩(wěn)定階段，標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量穩(wěn)定在20 000 m3（/d·m）左右。

為分析每年所有井生產(chǎn)效果的一致性，對所有井的標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量開展了正態(tài)分布統(tǒng)計(jì)分析。為了恰當(dāng)?shù)販?zhǔn)備數(shù)據(jù)，考慮到可能氣藏高滲或有微裂縫發(fā)育，部分極端高產(chǎn)井被移除（標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量＞45 000 m3（/d·m）），根據(jù)處理后的數(shù)據(jù)制作了正態(tài)分布頻率圖，如圖1所示。歷年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)匯總見表2。

表1 2012—2019年標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量對比

圖1 歷年產(chǎn)能正態(tài)分布頻率

表2相關(guān)參數(shù)解釋如下。

1）平均值是當(dāng)年所有井標(biāo)準(zhǔn)化無阻流量的算術(shù)平均值。因極端高產(chǎn)井被移除，這一數(shù)據(jù)與前述定義的標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)量略有差異。但很明顯，在到達(dá)2018—2019 年平臺期之前一直處于連續(xù)提高的狀態(tài)。

2）標(biāo)準(zhǔn)差是數(shù)據(jù)點(diǎn)相對于平均值的偏差，這一數(shù)據(jù)在歷年統(tǒng)計(jì)中變化范圍較?。?～9.5）。

3）峭度：對于尾部分布的度量，高的峭度值表示尾部分布比例高或者相對中心值有較高的偏離度，意味著存在大量的異常值低于氣藏的預(yù)期產(chǎn)能，氣藏生產(chǎn)潛力未充分發(fā)揮。在開始幾年，峭度值較高，2.31～3.97，尤其2012年處于探索起步階段，技術(shù)應(yīng)用尚不成熟，存在大量未充分發(fā)揮生產(chǎn)能力的井，很高比例的井分布在較低的標(biāo)準(zhǔn)化無阻流量區(qū)間，但2016年以后這一數(shù)值明顯減小。

表2 歷年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)匯總

4）歪度是衡量鐘形曲線或正態(tài)分布曲線的對稱性。歪度從2015 年前的1.5～1.95 逐漸減小到2016—2017 年的 0.94～1.21，且在 2018—2019 年仍然保持在較低值0.53～0.75，正態(tài)分布形態(tài)更趨清晰。低歪度值表明氣藏產(chǎn)能變化跟隨自然隨機(jī)模式，受人為因素影響較小。

4 結(jié)論

從2011—2019 年，通過對技術(shù)系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整，蘇南區(qū)塊單井建產(chǎn)壓裂效果逐年提高，充分解放了地層，釋放了應(yīng)有的生產(chǎn)潛力?；旌纤畨毫言O(shè)計(jì)、壓裂規(guī)模調(diào)整、施工參數(shù)優(yōu)化等多項(xiàng)措施并舉達(dá)到了造長縫、近井筒高導(dǎo)流的目的，很難確定單一措施對壓后效果改進(jìn)的作業(yè)程度，但是所有改變聯(lián)合作用達(dá)到了裂縫對油氣藏更大、更有效的接觸，從而提高了生產(chǎn)效果。自2012年大規(guī)模開發(fā)以來，壓裂后產(chǎn)量提高了1.4 倍，充分證明蘇南使用這一儲層改造技術(shù)體系的適用性和正確性。