[摘 要]结合苏西区块储层的特点，以科学经济开发及最大限度地提高气井产能为目的，开展了压裂施工工艺参数的优化技术研究，丰富了苏里格气田开发的技术手段。现场应用166井次，施工成功率达到100%，有效率100%，为该区块经济有效开发提供了有力的技术支撑。
　　[关键词]苏西区块 储层 压裂 优化
　　中图分类号：TE357.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）37-0158-01
　　前言：苏西区块地质条件复杂，储层物性差，开发难度大。结合苏西区块储层的特点，开展了缝长及导流能力等压裂施工工艺参数的优化技术研究，现场应用取得了较好效果。
　　1 地质概况
　　苏西区块位于苏里格气田的中西部，地质条件复杂，其主力气层具有如下特点：（1）砂体多期叠置，上古气藏地层具有典型的陆相河流沉积特点，不同期次沉积特点显著。从单井情况来看，各井在纵向上含气层系较多，平均单井3.2层，且层间非均质性较强。（2）储层物性差，岩心分析结果表明盒8储层空隙度为8.95%，渗透率0.73×10-3？㎡。（3）储层锁水伤害严重，岩心试验自吸水饱和度高达70%～85%；油基泥浆取心测得束缚水饱和度仅为22%～33%，存在很大的自吸附空间。（4）储层压力系数低，盒8的压力系数为0.77-0.9之间，山1储层平均为0.92 。（5）与其它区块相比，该区块储层条件更好，开发潜力巨大。
　　2 改造难点
　　在低压、底孔、低渗的储层条件下，苏西区块的开发难度较大，主要表现在：（1）不经压裂一般不自然产气，几乎所有投产井均需采用压裂改造措施； （2）地层的粘土矿物总量较高，对伤害敏感，入井流体的性能要求高；（3）地层压力系数低，压后压裂液返排困难；（4）单井产量低，而且产量下降快，稳产期短；（5）杨氏模量高，裂缝不易形成宽缝，给施工带来风险；（6）多层系的开发现状，造成提高储层动用程度与经济有效开发的矛盾；（7）低渗储层造长缝的要求与薄互层合压的矛盾；（8）部分井区灰岩和白云岩加砂压裂改造困难，缺少经济有效技术手段。
　　3 优化设计
　　3.1 优化裂缝形态设计参数
　　该区块岩心测试结果表明压裂裂缝方位NE72.5～81.3°，与砂体走向基本垂直，开发井网为600×1200的菱形井网。结合储层物性、开发井网和地应力状况，模拟优化不同物性和产层厚度的气层的设计参数。
　　3.2 优化液氮伴注方式和参数
　　根據地层能量、孔渗特征、矿物组分特征，设计中按静态解释情况将待改造气层分为一类、二类、三类，有针对性地优化液氮拌注比例，并优选前置液和全程拌注液氮方式，根据苏西区块统计的压裂经验数据，通过针对性设计参数的实施，成功解决了低压气井的排液问题，90%以上的压裂井都能实现压后排液一次成功，转入正常投产。
　　3.3 配套压裂工艺技术措施
　　结合不同的井层特点，分析改造难点，优选有针对性的技术手段，包括小型压裂技术、综合降滤技术、支撑剂段塞技术、缝高控制技术等。
　　3.4 加强设计参数的针对性
　　通过邻井对比和区块分析，加强设计参数的针对性，保证投入的经济性。通过跟踪邻井和区块的改造参数及效果，为新井的压裂改造设计提供参考依据，提高了措施效果。
　　4 应用效果
　　2008年至今，在苏西区块成功实施储层优化设计并实施166井次，现场施工成功率达到100%，有效率100%。现场应用结果表明，储层改造的优化设计提高了应用效果，压裂改造投产进一步降低了成本，加快了开发速度，压裂改造增产效果明显，为该区块经济有效开发提供了有力的技术支撑。
　　5 结论与认识
　　5.1、实践证明压裂施工工艺参数的优化实施，丰富了实现气田高效开发的技术手段，为技术服务区块的增储上产提供了有力的技术支撑。
　　5.2、苏西区块开发的成功经验，对提高低渗气田的开发水平，完善油区内部的压裂工艺，具有重要的借鉴和指导意义。
　　参考文献
　　[1]何育荣，何骁，向斌，杜林麟；多裂缝压裂工艺研究及现场实践[J]；石油钻采工艺；2011年04期.
　　[2]郭勇军；复杂断块低渗油藏整体压裂优化研究[D]；中国地质大学（北京）；2012年.
　　[3]钟安海；压裂过程中多裂缝产生因素分析及处理措施[J]；断块油气田；2010年05期.
　　作者简介
　　冯小宁（1975-），男，2000年7月毕业于西南石油学院石油与天然气地质勘查专业，主要从事油田生产工作。