苏里格气田苏14区块主力产层压裂效果评价与规模化研究

苏里格气田苏14区块主力产层压裂效果评价与规模化研究一、引言苏里格气田作为我国重要的天然气产区，在保障国家能源供应方面发挥着关键作用。苏14区块作为该气田的重要组成部分，其主力产层的高效开发对于提高气田整体产量和经济效益意义重大。然而，该区块储层具有低压、低渗、低丰度等特性，使得压裂改造成为实现有效开采的核心技术手段。深入开展苏14区块主力产层压裂效果评价与规模化研究，对于优化压裂工艺、提升气田开发效益具有重要的现实意义。二、苏14区块地质特征（一）区域位置与构造背景苏14区块位于苏里格气田中部，整体构造平缓。其主力气藏发育于上古生界二叠系下石盒子组和山西组，埋深在3200-3500m，目的层厚度为60-100m。该区域在地质历史时期受华北板块西部鄂尔多斯盆地西北侧构造运动影响，沉积环境复杂多变，为储层的形成奠定了基础。（二）储层岩性与物性主力产气层山1段砂岩主要为中—细粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩，厚度约30m；下石盒子组盒8段砂岩以中—粗粒石英砂岩、岩屑砂岩为主，平均有效厚度约20m。盒8段储层渗透率分布在0.018-13.66mD，平均为0.608mD，平均孔隙度为9.54%，单井平均气层厚度为6.2m，平均含气饱和度为73.79%。储层表现出中等偏弱到中等偏强应力敏感，中等偏弱到中等偏强水敏，无速敏，碱敏不明显，且天然水体不发育。（三）砂体叠置关系盒8段储层主要发育辫状河沉积，辫状河流向为自北向南，河道宽1.3-6.5km，储集岩以分流河道砂体为主。由于水下分流河道改道频繁，河口坝和河道多期叠置，形成了复杂的砂体叠置关系，这对气井的生产动态产生了重要影响。三、压裂工艺技术应用（一）水力压裂技术水力压裂技术是苏里格气田开发的主要手段之一，在苏14区块也广泛应用。通过向地层注入高压液体，使岩石破裂并形成裂缝，再将支撑剂注入裂缝中，以保持裂缝的张开，提高储层的导流能力。然而，随着气田开发的深入，该技术逐渐暴露出一些问题，如用水量大、排液周期长等，尤其是在气藏富水区和致密区，这些问题更为突出。（二）液氮泡沫压裂技术针对水力压裂技术的不足，科研人员在苏14区块开展了液氮泡沫压裂新技术的先导试验。该技术通过泡沫发生装置将液态氮气激发成泡沫与压裂液充分混合，形成能够稳定携砂的泡沫相流体。在施工作业时，最高液氮排量和最高加砂浓度可达到常规压裂工艺效率的2倍以上。压裂后，氮气在井底高温条件下气化膨胀，能够有效补充地层能量，实现压裂高效返排。与常规工艺相比，返排效率提高50%以上，大大减少了压裂液对气田储层的伤害。例如，在苏14区块的一口侧钻定向井应用液氮泡沫压裂工艺后，流量达到42.92万立方米/天，相较常规压裂工艺节约了50%的用水量，试气效果提升了20%以上。四、压裂效果评价指标与方法（一）产量指标初期产量：压裂后气井的初始产气速率是衡量压裂效果的重要指标之一。较高的初期产量意味着压裂成功地沟通了储层中的天然气富集区域，使天然气能够快速流入井筒。通过对苏14区块多口气井的统计分析发现，采用不同压裂工艺的气井初期产量存在明显差异，液氮泡沫压裂工艺的气井初期产量相对较高。产量递减规律：气井产量随时间的递减情况反映了压裂效果的持久性。通过对典型水平气井的产量数据进行拟合分析，发现苏14区块气井产量递减呈现出一定的规律性，一般在压裂后的前几个月产量递减较快，随后逐渐趋于平缓。研究产量递减规律有助于预测气井的生产寿命和最终采收率。（二）裂缝参数指标裂缝长度与宽度：裂缝长度和宽度直接影响储层的导流能力。利用微地震监测、数值模拟等方法可以估算裂缝的长度和宽度。在苏14区块，通过对压裂施工数据和监测结果的分析，发现裂缝长度和宽度与压裂液用量、加砂量等施工参数密切相关。合理优化施工参数，能够获得理想的裂缝长度和宽度，提高压裂效果。裂缝复杂性：由于苏14区块储层砂体叠置关系复杂，裂缝的复杂性对压裂效果影响显著。复杂的裂缝网络能够增加储层与井筒之间的接触面积，提高天然气的渗流效率。通过岩心观察、微地震监测等手段可以评估裂缝的复杂性，为优化压裂工艺提供依据。（三）经济效益指标投资回报率：计算压裂作业的投资成本与气井在生产周期内产生的经济效益之比，能够直观地反映压裂作业的盈利情况。在苏14区块，不同压裂工艺的投资回报率有所不同，液氮泡沫压裂工艺虽然初期投资较高，但由于其增产效果显著，长期来看投资回报率较高。成本效益比：分析压裂作业的成本构成，包括压裂液、支撑剂、施工设备等费用，与气井增产带来的效益进行对比，评估压裂工艺的成本效益。通过优化压裂设计、降低施工成本等措施，可以提高成本效益比，提升气田开发的经济效益。五、影响压裂效果的因素分析（一）地质因素储层物性：储层的渗透率、孔隙度等物性参数对压裂效果起着决定性作用。低渗透率储层需要更大规模的压裂改造才能形成有效的导流通道，而孔隙度的大小影响着天然气的储存和渗流能力。在苏14区块，物性较差的区域压裂难度较大，压裂效果相对不理想。砂体叠置关系：复杂的砂体叠置关系增加了压裂裂缝扩展的不确定性。不同砂体的力学性质和渗透率存在差异，导致裂缝在扩展过程中容易发生转向、分叉等现象。在苏14井区盒8段，多期砂体叠置边界渗流阻力变化对气井生产动态影响显著，砂体叠置关系越复杂，气井的稳产期越短或不存在稳产期。（二）工程因素压裂工艺参数：压裂液用量、加砂量、施工压力、排量等工艺参数的选择直接影响压裂效果。例如，加砂量不足可能导致裂缝支撑不充分，影响导流能力；施工压力过高或过低都可能无法形成理想的裂缝形态。在苏14区块的压裂作业中，需要根据储层地质特征优化这些工艺参数。压裂设备与工具：先进的压裂设备和高质量的工具能够保证压裂施工的顺利进行，提高压裂效果的可靠性。例如，高效的泡沫发生装置对于液氮泡沫压裂工艺的成功实施至关重要；优质的桥射联座工艺能够准确地在目标层位形成射孔，为裂缝的产生创造条件。（三）人为因素方案设计水平：压裂方案的设计需要综合考虑地质、工程等多方面因素。设计人员的专业水平和经验对方案的合理性有很大影响。一个科学合理的压裂方案能够充分发挥储层潜力，提高压裂效果。在苏14区块，通过组建多专业联合技术专班，加强方案设计的论证和优化，有效提升了压裂效果。施工操作与管理：压裂施工过程中的操作规范和管理水平也会影响压裂效果。施工人员的技能熟练程度、对施工参数的实时监控和调整能力，以及施工现场的管理协调能力等，都与压裂效果密切相关。严格的施工操作规范和科学的施工现场管理能够确保压裂施工按照设计要求顺利进行，提高压裂效果。六、规模化开发策略与实践（一）一体化开发思路苏里格气田遵循效益建产理念，在苏14区块坚持“差异化部署、平台化钻井、工厂化试气、集群化投产”一体化开发思路。针对不同区块的地质特征，从方案设计源头抓效益，联合多家单位组成工作专班，融合地震、地质、生产多个专业开展地质研究部署，明确建产有利富集区，制定立体式、差异化开发技术对策。例如，通过深化井间干扰、井网井距评价，加大立体水平井组、大斜度井、老井侧钻井等重点领域部署力度，优选不同加密井型，精细优化压裂施工参数，加强气井压裂后效果评价，为滚动优化提供可靠依据，实现井间、层间剩余储量的有效动用。（二）新技术推广应用积极开展新工艺、新技术攻关评价，探索低品位储量开发核心技术。如在苏14区块成功推广液氮泡沫压裂新技术，通过技术创新提高单井产量和开发效率。截至目前，该技术在多口井的应用中取得了显著成效，为气田的规模化开发增添了新动能。同时，依靠科技精准识别地质“甜点区”，快速打出优质井和高产井，提高了气田整体的开发效益。（三）优化井网布局根据苏14区块的地质特点和压裂效果评价结果，优化井网布局，提高井网对储层的控制程度。通过加密调整、井网完善等举措，增加气井与储层的接触面积，提高天然气的采收率。例如，在储层物性较好、砂体叠置关系相对简单的区域，适当加密井网；在物性较差或砂体叠置复杂区域，采用大斜度井、水平井等特殊井型，优化井网布置，实现对不同类型储层的有效开发。七、规模化开发效果与展望（一）开发效果通过实施一体化开发思路、推广新技术和优化井网布局等规模化开发策略，苏14区块取得了显著的开发效果。截至目前，长庆苏里格气田今年已安全优质高效完钻585口井，压裂气井342口，已投产174口新井，Ⅰ类+Ⅱ类井比例提升至93.5%，创历史新高。其中，完钻水平井35口，砂岩钻遇率达84.3%；气层钻遇率同比提高3.1个百分点，实现了量的增长和质的提升。气井的平均无阻流量达到24万余立方米/天，产量稳步增长，经济效益显著提高。（二）未来展望尽管苏14区块在压裂效果提升和规模化开发方面取得了一定成绩，但仍面临一些挑战。未来，需要进一步加强地质与工程的一体化研究，深入了解储层特征与压裂裂缝扩展的内在联系，为优化压裂工艺提供更精准的依据。持续开展新技术的研发和应用，如智能压裂技术、高效支撑剂研发等，提高压裂效果的稳定性和可靠性。同时，在规模化开发过程中，注重环境保护，实现气田开发与生态环境的协调发展。随着技术的不断进步和开发策略的持续优化，苏14区块有望实现更高水平的高效开发，为苏里格气田的持续稳产上产做出更大贡献。八、结论本研究通过对苏里格气田苏14区块主力产层的地质特征、压裂工艺技术、压裂效果评价指标与方法、影响压裂效果的因素以及规模化开发策略与实践等方面的系统分析，得出以下结论：苏14区块主力产层储层具有低压、低渗、低丰度以及砂体叠置关系复杂等特点，对压裂改造提出了较高要求。水力压裂技术是目前苏14区块的主要压裂手段，但存在一些局限性；液氮泡沫压裂技术作为一种新技术，在提高压裂效果、减少储层伤害等方面具有明显优势，已在先导试验中取得良好效果。压裂效果评价应综合考