苏里格气田压裂及返排工艺分析

不动管柱分层压裂工艺在长庆苏里格气田的应用与分析摘要：不动管柱分层压裂工艺是一种较为先进的分层压裂技术，其利用一次压裂管柱进行多层压裂，具有造缝充分，节省时间，节省成本等特点，特别适合多层薄层低渗透储层的压裂改造，目前在国内各低渗透油田都有广泛应用。

关键词：分层压裂封隔器低渗透一、现状随着压裂技术的飞速发展，不动管柱分层压裂工艺已经日趋成熟，近年来在胜利油田、大牛地气田、江苏油田、江汉油田等油气生产单位都有广泛应用，并取得了良好的效果。

然而在大量的施工作业中出现了诸如：封隔器砂卡、座封失败以及不能大排量施工等问题，严重制约了该项技术的进一步发展。

二、分层压裂的选层分层压裂是同一层系多层同时需要压裂，且各压裂目的层破裂应力有明显的差异。

其具体作法是通过下一次管柱，采用多级封隔器座封，把目的层分开，进行一次施工完成多次压裂任务。

因此，分层压裂选井选层应具有以下条件：1.压裂目的层之间有一定的距离分层压裂是靠封隔器实现分层，因此目的层之间的距离必须能够满足封隔器座封所需的空间。

2.压裂目的层破裂应力存在差异当各目的层破裂应力相近时，不需要分层即可全部压开时，分层将没有意义。

3.对深井进行分层压裂时管材及工具要求比较高深井压裂地层破裂压力较大，对封隔器耐压性能要求高，且深井温度较高，对封隔器耐温性能要求高。

4.压裂各层间固井及套管质量良好不存在管外窜及层间窜，座封井段套管无变形、缩径；对老井要求找窜落实套管抗压强度和质量。

三、不动管柱分层压裂的原理1.分层压裂的原理分层压裂的第一目的层与常规压裂相同，第一层压裂时，其余各层的压裂开关均处于关闭状态，当第一层压裂结束时，投放钢球，利用钢球的惯性打开第二层的滑套开关，同时利用钢球封闭通往第一目的层通道，然后逐渐加压使开关彻底开放，进而进行第二层的压裂。

当压裂全部结束时，进行多小层一起放喷[2]。

四、不动管柱分层压裂在召51-3-32井的应用1.召51-3-32井地质构造情况1.1构造概况长庆气区以苏里格气田为代表的上古生界低渗透砂岩气藏是目前主要开发对象，具有低渗透、低压、低产、低丰度特性，无自然产能，通过压裂改造后有望获得更好产能。

压裂返排液再配液技术的研究应用尧君【摘要】压裂是储层改造的重要增产措施.随着大量水平井的规模化开发以及大型施工工艺的应用,压裂液的用量越来越大,压后返排液量也相应增加,这些返排液成为压裂增产后的主要污染物.对返排液再配液影响因素进行分析,研究了一套适用于苏里格气田的交联胍胶类返排液再配液技术.该技术应用不仅减少了返排液的外排压力,还促进了水资源的循环利用,在保护环境的同时又保障了油气田的持续生产.%Fracturing is an important measure to increase the yield of reservoir modification.With the scalized development of a great number of horizontal wells,as well as the application of large-scale construction technology,the amount of fracturing fluid used gets more and more,and the amount of flow back fluid after fracturing increases correspondingly as well.All the flow back liquid has become the main pollutants after the fracturing yield.The influential factors of back flow and reusing fluid are analyzed.A set of cross-linked guanidine gum flow back and reusing fluid technology suitable for Sulige Gas Field has been developed.The application of that technology could not only reduce the discharge pressure of back flow liquid,but also accelerate the recycling of water resources.The sustainable production of oil-gas field is guaranteed while the environment is protected.【期刊名称】《工业水处理》【年(卷),期】2017(037)008【总页数】4页(P89-92)【关键词】增产;返排;破胶交联;苏里格气田;循环利用【作者】尧君【作者单位】中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司,辽宁盘锦124107【正文语种】中文【中图分类】TQ424.1压裂返排液是增产措施中的主要污染物。

苏里格气田水平井体积压裂浅析[摘要]在对低孔隙度、低渗透一特低渗透砂岩油气藏压裂中，由于储层基质向裂缝的供油气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。

因此，提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的“体积压裂”技术。

随着苏里格气田水平井大面积的开发，针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷，特别是今年“体积压裂”的水平井尤为突出。

[关键词]体积压裂水平井裂缝储层1“体积压裂”的概念体积压裂（volume stimulation）就是在水平井中进行一系列的大规模的压裂处理。

这个概念的提出源于Barnett shale地层。

其压裂理念：一是页岩内硅质含量高的层段具有脆性特征，遭受破坏时会产生复杂的缝网；二是体积压裂不同于常规压裂只形成单一裂缝，而是在一定体积内形成裂缝网络；三是采用水平井+分段压裂，形成复杂的裂缝网络，增大储层的接触，有利于页岩中天然气的充分释放。

国外比较成功的是利用“体积压裂”的理念开发页岩气。

通过水平井多段分簇压裂，形成与常规裂缝完全不同的复杂裂缝。

2苏里格气田体积压裂技术2.1技术原理在双封隔器分段压裂的基础上发展形成的多级封隔器分段压裂技术，作为非固井完井的尾管下入井底，根据需要的压裂级数分层，工具到位后，利用水利方法座封，压裂施工通过一次连续施工实现多级分压。

2.2具体做法技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻完水平井段，再将封隔器、滑套等完井管柱下入井底设计位置，封隔器胀封即对地层分段改造。

压裂时将不同大小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的工具配套的球座内，封堵要增产处理的产层，再通过打滑套就魁处理下一个产层。

因为无需固井作业，天然裂缝不会受到固井伤害，并且在泵送作业过程中容易实现增产效果。

该工艺适用于天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩、井壁稳定不坍塌的储层，因使油层或气层直接与井眼相通，省却套管固井或尾管悬挂固井，具有油或气流入井内阻力小和经济的优点。

关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究【摘要】为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田，本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。

首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状，继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术，为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。

具有重要作用。

随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。

进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。

【关键词】水平井裸眼封隔器分段压裂优势特点工艺优化1 水平井分段压裂工艺技术现状为了对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究，我们从研究和认知国内外水平井分段压裂的工艺技术方法入手，归纳起来，包括：（1）化学隔离技术。

该技术在20世纪末应用于国内外，主要用于套管井压裂。

主要采用液体胶塞和填砂分隔分段压裂工艺，但由于成本高、伤害大等缺点，而未得到进一步发展和普遍应用。

（2）机械封隔分段压裂技术。

该技术也适用于套管井，主要有机械桥塞和封隔器工艺。

封隔器的使用可与机械桥塞相结合，也可以单独使用，类型有单卡分压双封隔器或分段压裂环空封隔器。

其中环空封隔器进行分段压裂工艺的应用相对成熟，普遍应用于浅井，深井应用有待提高；而双封隔器单卡分段压裂技术的应用尚存在高危险性，有待进一步技术攻关。

（3）限流压裂技术。

该技术较适用于有纵向裂缝形成的水平井。

技术需要孔眼摩阻的调节作用，保证各压裂层段的破裂压力基本相等。

具有分段能力差的缺点，研究需进一步加强其分段的针对性。

（4）水力喷砂压裂技术。

该技术在20世纪末相对广泛应用于国内外裸眼、筛管完井的水平井中。

技术采用特殊工艺，无需封隔器与桥塞等隔离工具，便可自动实现封隔。

技术可进行加砂压裂，也可结合常规油管或大直径连续油管进行压裂，具有安全、快速、准确等优势，实际应用成效也较为显著。

2 裸眼封隔器的相关研究2.1 研制与开发针对苏里格气藏具有低压低渗透、深井温度过高、开采难度大等特点，进行水平井分段压裂时，由于井底情况复杂、地层压力过高，裸眼封隔器的工作位置往往处于水平裸眼段，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下，封隔器注入过程中比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用常规较短的压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。

苏里格气田压裂效果分析1、气藏概况1.1地理位置及环境1.2苏里格气田钻完井情况1.2.1苏10块1.2.2苏11块1.2.3苏53块1.3苏里格气田完钻井储层参数对比（比较各区块的差异）（1）层系划分：（2）储层物性特征（3）气层分布认识2、苏里格气田压裂施工工艺及现状2.1压裂工艺2.2液体配方（分辽河井下、华孚公司、石油大学）2.3压裂改造现状2.3.1苏10块2.3.2苏11块2.3.3苏53块分年度，分区块统计压裂井数、施工方式、生产井数、年产量、区块平均日产量2.3.4压后试气结果分析3、压裂施工及放喷排液参数统计3.1 压裂施工参数统计（分辽河井下、华孚公司、石油大学统计2009年施工数据）根据压裂施工记录，统计前置液量、拌氮量、加砂量、平均砂比和施工排量等参数。

3.2 压裂放喷排液参数统计（分辽河井下、华孚公司、石油大学统计2009年放喷数据）根据放喷数据统计计算返排率、开井排液时间、套压上升速度、火焰长度、交井时套压5个参数。

4.苏里格气田压裂效果评价分析4.1 压裂井静态评价分类标准确定及评价将2009年压裂井根据标准进行分类统计4.2压裂效果动态分类标准确定及评价将2009年压裂井根据动态分类标准进行分类统计4.3 动\静态差异统计分析（分辽河井下、华孚公司、石油大学统计）静态Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井压后动态评价结果比较分析（分区块）4．4施工参数与压裂效果的关系分析4.5 放喷试气参数与压裂效果的关系分析4．5．1 返排率4．5．2返排时间4．5．3套压上升速度4．5．4试气火焰长度4．5．5交井时井口套压5、苏里格气田压裂效果影响因素分析5.1压裂效果影响因素分析预处理5.2单因素影响分析及结果。

5.3岭回归预测分析5.4最佳施工参数确定。

苏里格气田压裂施工方案优化【关键词】气田；优化；分层；段塞文章编号：issn1006—656x（2013）09 -0228-01一、概述苏里格气田受低渗透、井深、层薄、砂比低、返排率低的影响，加砂难度比较大，返排率偏低，增产效果不稳定；且层间、井间渗透率变化大，非均质性强，储层压力系数低，压裂改造难度大，沉积环境复杂，砂体平面分布稳定性差，埋藏深，压裂改造难度大。

通过在苏里格地区3年的压裂，形成了一套针对有效的压裂工艺技术措施，在液氮伴注压裂施工现场灵活调节液氮排量、采用双封隔器和三封隔器精细分层压裂、前置液支撑剂段塞技术、高砂浓度顶替、适当提高砂比等压裂工艺技术措施，保证了压裂的成功。

特别是s10h等5口水平井裸眼封隔器完井分四段加砂压裂的成功，开创了苏里格地区水平井压裂的先河，为苏里格深层气田水平井压裂积累了宝贵的经验，成果对气井压裂具有重要的借鉴和指导作用。

二、压裂施工方案优化（一）灵活调节液氮伴注排量苏里格气田属于低压、低渗透、水敏性地层，液氮泡沫压裂液适用于此类地层。

液氮泡沫液体具有滤失量小、摩阻损失小、压裂液返排速度快、排出程度高的优点。

针对苏里格气田储层特点，采取前置液阶段液氮大排量、加砂阶段液氮低排量的全程伴注方式，对难加砂的储层，则采取前置液液氮大排量伴注方式，力争在前置阶段将液氮量打足，给加砂阶段留有更好的压力空间，减少了压力上升给施工带来的风险。

（二）精细分层压裂苏里格储层非均质性强，储层压力系数低，气层有效厚度小、多段、薄层，压裂改造难度大。

针对储层特征开展双封隔器分层和三封隔器分层压裂，使气层产能得到最大限度的开发。

首先在井筒内低替压裂液，打压坐封封隔器，再打压坐封滑套，通过油管注入压裂液到第一层。

第一层压裂结束后关井，井口投φ38mm钢球1个，待钢球坐入滑套喷砂器后，用压裂车向油管加压，油管打压至压差达到30mpa左右时打掉滑套芯子，打开第二层压裂施工通道，同时钢球下落，封堵下层。

气田压裂及返排工艺分析第一部分返排工艺一、放喷返排工艺过程及特点分析苏里格气田压裂放喷采用强制闭合返排工艺，压裂停泵后20-30分钟内开始放喷返排，根据压裂工艺、管柱特点和地层的需要，放喷过程通常需要4个阶段：闭合控制阶段，放大排量阶段，压力上升阶段，间歇放喷阶段。

A、闭合控制阶段：工作制度：根据压后停泵压力的大小，及压力降落情况来确定。

停泵压力高，压力降落慢的井要选择小的油嘴，反之选择大的油嘴。

现场通常用2-6mm油嘴控制，排量控制在100-200L/min。

特点分析：1、由于采用前置液拌注氮气，压裂后井底附近地层空隙基本被液体占据，短时间内液体不易与氮气和天然气混合，液体中溶解的气量较少，所以此阶段排出物以液体为主。

2、因压裂施工的欠量顶替以及压裂液残余粘度的影响，此阶段通常有部分支撑剂被带出地面，一般在0.5m3左右。

3、通常油压降落速度要高于套压降落速度，当套压高于油压1MPa时，封隔器解封，油管内的液体在油套管压差和地层压力及液体的弹性能量作用下排出井筒。

4、当井底压力低于裂缝闭合压力，裂缝完全闭合时，控制排量阶段结束，这个过程一般需要2-4小时。

B、放大排量阶段：工作制度：通常用8-10mm油嘴控制或畅放，排量控制在500L/min以下，以地层不出砂，放喷管线出口不见砂粒（或检查油嘴的磨损程度）为控制原则。

特点分析：1、此阶段初期排出物以液体为主是塞状流，后期为气液两相流，气水同喷。

在此阶段通常都能见气点火。

2、裂缝完全闭合，支撑剂受岩石应力的挤压作用被夹持在裂缝壁面内部，能够比较稳定的固定在一个位置上。

3、此阶段油套压经历了一个先降落至零后再升高的过程（地质条件好的井油压只降到2-3 MPa,左右），而且油压要先于套压上升。

4、这个过程因井的类别不同，所需时间有较大差别，从几小时到十几个小时不等。

5、由于气体的指进效应，裂缝和地层中的氮气和天然气向井筒运移速度要快于液体，气、液溶解度增大，进入油管内的气量增加，喷式加大，井口油压上升，流体呈气液混合状态、出口见喷势，此阶段结束。

《裂缝闭合过程中压裂液返排机理研究与返排控制》篇一一、引言在油气田开发过程中，裂缝性油藏的开采常常需要借助压裂技术来提高采收率。

然而，压裂液在裂缝闭合过程中的返排问题一直是影响开采效率和经济效益的关键因素。

因此，研究压裂液返排机理与返排控制，对于提高油田开采效率和经济效益具有重要意义。

本文将针对裂缝闭合过程中压裂液返排的机理进行深入探讨，并提出相应的返排控制策略。

二、压裂液返排机理研究1. 返排现象描述压裂液返排是指在压裂作业完成后，部分或全部压裂液在裂缝闭合过程中被挤出并返回地面的现象。

这一现象受到多种因素的影响，包括地层特性、裂缝形态、压裂液性质等。

2. 返排机理分析（1）地层特性：地层的地质结构、岩石性质、渗透性等因素影响裂缝的闭合速度和压裂液的流动路径。

当地层渗透性较差时，压裂液在裂缝闭合过程中难以迅速排出，易导致返排现象。

（2）裂缝形态：裂缝的形态、宽度、长度等直接影响压裂液的流动和返排。

裂缝形态不规则或宽度变化较大时，压裂液易在局部形成滞留，导致返排困难。

（3）压裂液性质：压裂液的粘度、密度、表面张力等性质也会影响其流动和返排。

高粘度的压裂液更易在裂缝中滞留，不易迅速排出。

3. 影响因素研究根据众多现场试验与实验结果分析，本文认为压裂液返排主要受到以下因素影响：地层压力、裂缝闭合速度、压裂液性质等。

其中，地层压力是影响返排的重要因素之一，当地层压力较高时，有利于压裂液的排出；而裂缝闭合速度则直接影响着压裂液的滞留情况；此外，压裂液的粘度、密度等性质也会对返排产生一定影响。

三、返排控制策略针对压裂液返排问题，本文提出以下控制策略：1. 优化压裂液配方：通过调整压裂液的粘度、密度等性质，降低其滞留性，促进其迅速排出。

同时，采用环保型压裂液，减少对地层的损害。

2. 合理设计裂缝形态：在压裂作业过程中，根据地层特性和需求，合理设计裂缝形态，使其更有利于压裂液的排出。

3. 控制地层压力：通过调整地层压力，使其保持在合适范围内，有利于压裂液的排出。

气田压裂及返排工艺分析第一部分返排工艺一、放喷返排工艺过程及特点分析苏里格气田压裂放喷采用强制闭合返排工艺，压裂停泵后20-30分钟内开始放喷返排，根据压裂工艺、管柱特点和地层的需要，放喷过程通常需要4个阶段：闭合控制阶段，放大排量阶段，压力上升阶段，间歇放喷阶段。

A、闭合控制阶段：工作制度：根据压后停泵压力的大小，及压力降落情况来确定。

停泵压力高，压力降落慢的井要选择小的油嘴，反之选择大的油嘴。

现场通常用2-6mm油嘴控制，排量控制在100-200L/min。

特点分析：1、由于采用前置液拌注氮气，压裂后井底附近地层空隙基本被液体占据，短时间内液体不易与氮气和天然气混合，液体中溶解的气量较少，所以此阶段排出物以液体为主。

2、因压裂施工的欠量顶替以及压裂液残余粘度的影响，此阶段通常有部分支撑剂被带出地面，一般在0.5m3左右。

3、通常油压降落速度要高于套压降落速度，当套压高于油压1MPa时，封隔器解封，油管内的液体在油套管压差和地层压力及液体的弹性能量作用下排出井筒。

4、当井底压力低于裂缝闭合压力，裂缝完全闭合时，控制排量阶段结束，这个过程一般需要2-4小时。

B、放大排量阶段：工作制度：通常用8-10mm油嘴控制或畅放，排量控制在500L/min以下，以地层不出砂，放喷管线出口不见砂粒（或检查油嘴的磨损程度）为控制原则。

特点分析：1、此阶段初期排出物以液体为主是塞状流，后期为气液两相流，气水同喷。

在此阶段通常都能见气点火。

2、裂缝完全闭合，支撑剂受岩石应力的挤压作用被夹持在裂缝壁面内部，能够比较稳定的固定在一个位置上。

3、此阶段油套压经历了一个先降落至零后再升高的过程（地质条件好的井油压只降到2-3 MPa,左右），而且油压要先于套压上升。

4、这个过程因井的类别不同，所需时间有较大差别，从几小时到十几个小时不等。

5、由于气体的指进效应，裂缝和地层中的氮气和天然气向井筒运移速度要快于液体，气、液溶解度增大，进入油管内的气量增加，喷式加大，井口油压上升，流体呈气液混合状态、出口见喷势，此阶段结束。

气田压裂及返排工艺分析第一局部返排工艺一、放喷返排工艺过程及特点分析苏里格气田压裂放喷采用强制闭合返排工艺, 压裂停泵后20-30分钟内开始放喷返排,根据压裂工艺、管柱特点和地层的需要,放喷过程通常需要4个阶段：闭合限制阶段,放大排量阶段,压力上升阶段,间歇放喷阶段.A、闭合限制阶段：工作制度：根据压后停泵压力的大小,及压力降落情况来确定.停泵压力高, 压力降落慢的井要选择小的油嘴,反之选择大的汕嘴.现场通常用2-6mm由嘴控制,排量限制在100-200L/min.特点分析：1、由于采用前置液拌注氮气,压裂后井底附近地层空隙根本被液体占据, 短时间内液体不易与氮气和天然气混合, 液体中溶解的气量较少,所以此阶段排出物以液体为主.2、因压裂施工的欠量顶替以及压裂液剩余粘度的影响,此阶段通常有局部支撑剂被带出地面,一般在0.5m3左右.3、通常油压降落速度要高于套压降落速度,当套压高于油压1MP射,封隔器解封,油管内的液体在油套管压差和地层压力及液体的弹性能量作用下排出井筒.4、当井底压力低于裂缝闭合压力,裂缝完全闭合时,限制排量阶段结束,这个过程一般需要2-4小时.B、放大排量阶段：工作制度：通常用8-10mmfi嘴限制或畅放,排量限制在500L/min以下,以地层不出砂,放喷管线出口不见砂粒〔或检查汕嘴的磨损程度〕为限制原那么.特点分析：1、此阶段初期排出物以液体为主是塞状流,后期为气液两相流,气水同喷. 在此阶段通常都能见气点火.2、裂缝完全闭合,支撑剂受岩石应力的挤压作用被夹持在裂缝壁面内部, 能够比拟稳定的固定在一个位置上.3、此阶段油套压经历了一个先降落至零后再升高的过程〔地质条件好的井油压只降到2-3 MPa,左右〕,而且油压要先于套压上升.4、这个过程因井的类别不同,所需时间有较大差异,从几小时到十几个小时不等.5、由于气体的指进效应,裂缝和地层中的氮气和天然气向井筒运移速度要快于液体,气、液溶解度增大,进入油管内的气量增加,喷式加大,井口油压上升,流体呈气液混合状态、出口见喷势,此阶段结束.G压力上升阶段：工作制度：用6-10mrM嘴进行限制,并随着气量增大、压力上升而逐步减小油嘴.特点分析：1、阶段初期呈气液两相流,中期呈段寒流〔先是一段含液气体之后是一段含气液体〕,后期因氮气和天然气的溶解度增大,以致在流动过程中形成不了水柱,而只能在高速气流带动下以雾状形式排出井筒,呈雾状流2、油压上升到2-3 MPa以上.3、返排液量在70-80%以上,即可转入后期间放阶段.D间歇放喷阶段工作制度：由于深入地层远处的液体向油管聚集速度小于气体,返排液量减少,出气量增大,排液效率降低,那么应关并恢复,采取间开工作制度,选择4-8 mm 油嘴放喷.特点分析：1、关井时,由于油套环形空间截面积较油管流通截面积大,进入环形空间内的气量多,气体与液体进行置换后占据液体上部空间, 并在液体上部形成一定的压强而将环形空间的液体推向油管,同时,地层内液体也进入井筒.2、当井口压力上升速率较低时, 说明表压加液柱压力已接近地层压力, 地层流向井底的液体减少,这时应开井放喷；当开井后见到雾状流就应再次关井恢复.3、油管内流体的分布〔从井口到井底〕为纯气段、气液过渡带段、液体段〔含溶解气〕.开井后的第一段是纯气流,第二段是两相流〔气液过渡段,以气为主〕,第三段是塞状流〔液柱段〕,第四段为气液两相流,气水同喷,第五段为雾状流.4、从中期限制阶段到结束放喷,逐渐由油压高于套压转变为套压高于油压,当井内为纯气柱时,关井油套压根本到达平衡,液体返排率到达85犯上,并达到一、二、三类井的关井恢复数值,整个放喷过程结束..油压〔Mpa 〕.套压〔Mpa 〕累计排液量〔方〕 油压趋势线 套压趋翳线放喷时间图1 放喷返排曲线实例分析图二、影响压裂返排效果的因素分析1、压后关井时间的影响苏里格气田属于低、低压、低渗油气藏,空隙喉道细小,毛细管力大,造成 流体进入储层容易,返排困难.假设压后长时间关井,井口压力降低,滤失进地层 液体量增大,增加返排难度.2、放喷排量大小的影响返排速度增加一裂缝中流体渗流速度T 流体的流动阻力T 裂缝的压力梯度T 支撑剂回流的动力T,支撑剂回流造成裂缝导流水平降低,严重情况时井底沉 砂掩埋气层和管柱,造成油套不连通,气井不能正常生产.返排速度降低一放喷时间T 液体滤失T ,排液效率降低.携砂速度低支撑剂在井筒的沉降.3、外来流体伤害的影响表2-1 储层粘土矿物分析结果400素10-34-30放喷曲线力压OO- 8 2 OO- 4 2 cob 2 OO- 02 OO- RT OO- 2— 7 -6002 7 -6002 7 -60021-7 -6002 1-7 -6002 1-7 -6002 OO- 8 1 -6002OO- 4 1 OO- O 1OO- 02 Q0OO- RY Q0 OO- 2— Q0 -6002 -6002 -6 -609--6 -609--6 -609-OO- 8 03-6 -6002OO- 4 03-6 -6002cob 03-6 -6002oo- 02 oo- RY oo- 2— 02 -6 -609- 02 -6 -609- 02 -6 -609- oo- 8 92-6 -6002 oo- 4 92-6 -6002 oo- o 92-6 -6002oo- 02 oo- RY oo- 2— 22 -6 -609- 22 -6 -609-22 -6 -609-oo- 8 82-6 -6002oo- 4 82-6 -6002 cob 82-6 -6002oo- 02 oo- RY oo- 2— 72 72 72 -6 -609--6 -609- -6 -609- oo- 8 72-6 -6002 oo- 4 72-6 -6002 cob 72-6 -6002 oo- 02 oo- RY oo- 2— 62 -6 -609- 62 -6 -609- 62 -6 -609- oo- 8 62-6 -6002 oo- 4 62-6 -6002 cob 62-6 -6002 oo- 02 52 -6 -609-02- 71 52 -6 -609- o火火喷,三井点、井 6m换关一井累愣裁量趋势线关井喷' ,放’ 50505 20 5 o 350003250 00 2含有运移性伊利石,可能引起运移堵塞伤害.虽然不含蒙脱石,但粘土总量高,地层受外来液体长时间侵泡会产生严重的伤害4、原始地层压力和储层物性的影响苏里格气田地层压力系数一般在0.86-0.91 MPa/100 米,排驱压力一般在0.4-1.2MPa,由于地层压力系数低,排驱压力大,地层不能提供足够大的生产压差,造成流体进入储层容易,返排困难.5、压裂液破胶粘度的影响假设破胶不完全,流体粘度高,那么流体的粘滞阻力增大,造成支撑剂回流而影响裂缝的导流水平.6、气液两相流动的影响在填砂裂缝中将出现气液两相流动后,使粘滞力增加.气、液流经支撑剂的空隙喉道还会产生毛细管力和贾敏效应,成为了流动阻力,也成为支撑剂回流的动力.三、目前在放喷返排方面存在的问题1、计量不准确.2、没有实现连续放喷.3、现场放喷人员技术水平有待提升.第二局部压裂工艺一、重点答复的几个技术问题1、加砂规模优化问题由于苏里格气田属于边际气藏,加砂规模影响到压裂效果,并对投资和最终收益影响较大,因而优化加砂规模是压裂工艺技术的一个重要方面. 加砂规模主要由储层渗透率和储层厚度等参数有关, 通过气藏模拟软件,从而确定出不同气藏条件的合理缝长.图4-1不同渗透率最优半缝长及回归关系图310 270 230) 米(190长 工150110 70图4-2规模模拟结果〔气层厚度7m 〕2、导流水平优化问题对苏10块分别做了 5种渗透率等级的裂缝参数优化,根本涵盖了苏10区块 特低渗、低渗、平均渗透率及相对较高的渗透率情况,得出不同渗透率等级所需 的裂缝导流水平值.300m ,长半缝裂佳最0 00.050.10.150.2有效渗透率,md0.250.30.35R 2 = 0.99543、裂缝高度限制问题在压裂方案设计和施工过程中,都要考虑裂缝高度限制问题,这是复杂多因素的问题,而且对压裂方式选择与效果有着重要影响. 多薄层合压时,根据 层间的应力差异和小层间的物性差异进行改善纵向有效支撑的技术举措,否那么,最终可能只有局部物性相对较好的层得到改造,而损失物性差、应力高的小层的 储量,最终产量递减快,无法挖潜气层产能；分层压裂时,要根据隔层应力差值 和厚度大小来确定压裂施工的规模的参数限制.353025 m图4-4不同目的层厚度条件下分层条件计算结果〔应力差6MP&4、气层伤害限制问题针对苏10区块的物性特征、孔喉特征,分析主要伤害原因如下: 固相颗粒堵塞,降低储层和裂缝的渗透率；50图4-3不同渗透率条件下最优导流水平及回归关系图05101520目的层厚度,m105粘土膨胀与微粒运移,降低滤失区域内储层渗透率；粘土中的伊利石和高岭石易形成水锁；不合理的液量设计(包括前置液量)带来额外的伤害；破胶不彻底,或过早破胶不能及时放喷,造成支撑剂过度沉降,对裂缝导流水平伤害高,浸泡时间长对储层伤害高；5、液氮拌助比例问题由于地层压力系数低,排驱压力大(0.4-1.2Mpa),地层不能提供足够大的生产压差,造成流体进入储层容易,返排困难.因而采取了前置液拌助氮气十强制闭合返排工艺.根据苏10区块统计的压裂经验数据,前置液拌注液氮根本上能够解决低压气井的排液问题,90%Z上的压裂井都能实现压后排液一次成功,转入正常投产.表4-16、液体配方优化问题液体配方优化要同时满足储层特点、压裂工艺和返排工艺三个方面要求储层特点要求(1)该区块储层温度110c左右,井深3300m左右,属中高温中深井范畴因此,要求压裂液耐温耐剪切性能好.(2)该储层属于低孔低渗储层,孔隙喉道小,毛管阻力高；要求压裂液具有好的助排性能,快速返排；(3)储层粘土矿物总含量高,水敏性较强,要求优选优质的防膨剂或粘土稳定剂,预防粘土膨胀与微粒运移,最大限度地降低压裂液对储层的伤害；(4)该储层低孔低渗,要求压裂液具有最大限度的低伤害特性,选用优质稠化剂,尽可能降低压裂液不溶物残渣而带来的伤害；压裂工艺要求(1) 压裂液具有低滤失特性,提升压裂液效率,限制滤失量保证压裂施工成功；(2) 压裂液具有较低的摩阻.要求压裂液具有适宜的延迟交联时间,以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量；(3) 要求压裂液的添加剂之间、与地层流体和岩石的配伍性好.返排工艺要求(1)、优选适当的破胶剂类型及实施方案,压后快速破胶返排,(2)、要求压裂液具有低的外表张力,有利于压裂液返排；、压裂问题井原因分析：1、压裂施工未到达设计要求,施工质量存在问题苏10-38-36 ,苏10-22-54 ,苏10-22-54 ,苏10-36-212、气测显示差,全烂值低,含气饱和度低苏10-58-58 ,苏10-46-46 ,苏10-56-29 ,苏10-28-65 ,苏10-24-21 ,苏11-9 苏10-24-41 3、含气层薄,小层分散,物性差异大,地质条件差苏10-28-53 ,苏10-46-56 ,苏10-22-40 ,苏10-44-15 ,苏10-46-40 ,苏10-1 苏11-24、压裂层遮挡条件差,裂缝形状不易优化苏10-50-28 ,苏10-54-32 ,苏10-28-65 ,苏10-46-565、新层位,需要对地层深化熟悉苏10-44-15 (太原组),苏10-32-61 (本溪组)6、地质条件较好,但方案优化有待进一步研究苏11-1 ,苏10-22-547、放喷操作不当,导致裂缝端口闭合苏10-22-528、因工程原因造成施工停止,影响压裂效果苏42-469、局部层气测显示好或中,需要从工程和地质两方面去深化熟悉苏10-32-41 ,苏10-26-42 ,苏10-26-54 ,苏10-20-21 ,苏10-28-49 ,苏10-46-52 ,苏10-48-55 ,苏11-13三、目前压裂工作存在的问题1、施工设计方面(1)、由于缺少对地应力的研究,施工规模及排量的设计在地应力剖面的纵向限制效果方面无法准确预测,施工中极有可能出现局部跨度较大的层无法全部压开,局部较薄的层缝高延伸过大的情况.(2)、多薄层合压时,由于层间的应力差异和小层间的物性差异,最终可能只有局部物性相对较好的层得到改造,而物性差、应力高的小层改造不充分,最终影响单井产能；需要进一步优化射孔方案和改善纵向有效支撑的技术举措研究.2、现场施工方面现场施工影响质量表达在压裂设备方面,主要问题有：(1)、压裂车泵头压盖刺漏,造成压裂中途停泵或换档.(2)、压裂泵车油路堵塞,造成压裂中途停泵或换档.(3)、压裂泵车上水不畅,造成施工排量损失.(4)、压裂泵车柱塞盘根刺漏,造成压裂中途停泵或换档.(5)、混砂车砂量计量不准,影响加砂程序限制.(6)、压裂车排量计量不准,影响设计参数限制.3、材料治理方面压裂材料的质量监控需要增强,压裂液材料有时存在不配伍和防膨效果差的问题.四、压裂工作下部设想根据苏10区块储层特点,今后应增强以下几方面工作.1、在压裂液的选择上,应考虑进行新类型液体试验,最大限度地降低气藏及裂缝导流水平的伤害.2、增强单井地应力剖面的研究,精细研究裂缝的垂向延伸状况,确定分层或合压的压裂方式.同时根据裂缝延伸规律确定缝高限制技术的应用、压后放喷时机与限制制度的选择.3、对于合压井层或虽然分层但同一层段内存在砂泥岩立层, 可考虑采用前置液投球分压、前置液屡次停泵等改善裂缝纵向有效支撑的技术,将由于薄互层存在造成的储量限制损失降到最低.。

苏里格气田苏36—15—18H2井裸眼完井分段压裂技术摘要：根据苏里格气田低渗、低压、低丰度岩性气藏的特点，在总结以前水平井压裂经验的基础上，实施了水平井裸眼封隔器分段压裂技术，并在苏36-15-18H2井取得成功应用，取得了较好的效果，其开发投产气产量是普通直井的3～6倍，表明水平井裸眼封隔器多级压裂技术已应用成熟，为今后的水平井开发应用提供了技术支撑关键词：苏里格气田水平井裸眼封隔器分段压裂前言国内外研究表明，水平井的压裂改造技术是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一，已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热点。

国内外主要应用的水平井压裂技术有限流压裂技术、机械及液体胶塞封隔分段压裂技术、水力喷射压裂和多级分段压裂等。

限流法压裂技术加砂规模受限，压裂层位针对性相对较差。

机械封隔分段压裂是在水平井段上用桥塞坐封隔离井筒，再实施射孔、压裂、求产。

水力喷射和多级分段压裂均是近年来发展的增产新技术在国内外的应用均取得了不错的效果。

一、裸眼封隔器多级压裂技术1.工具组成裸眼封隔器分段压裂主要工具包括裸眼封隔器、自封式球座、压差滑套、投球滑套、悬挂封隔器、回接筒、丢手接头，工具耐温150℃，耐压差70MPa，堵球尺寸分为40.2mm、45.4mm、50.6mm等，由分段压裂级别、各级投球滑套差别而设定。

2.工艺原理及特点裸眼井分段压裂技术是在双封隔器单卡分压成功的基础上发展的不动管柱多级封隔器压裂技术，其核心是裸眼井管外封隔和多级分段压裂，根据储层开发的需要，使用封隔器和滑套将水平井段分隔成若干段，压裂或酸化时通过投球逐级打开滑套，有针对性地改造储层。

该技术比水力喷射压裂、限流法压裂和液体胶塞压裂技术具有更好的封隔，可实现大规模压裂改造，具有安全性强、操作简单、节省固井和射孔时间及作业费用等优点。

3.完井管柱3.1 试验技术思路在水平井裸眼完井条件下一次性下入水平井裸眼分段压裂管柱，通过逐级投球打开滑套并封堵下层油管，实现水平井裸眼分段压裂合层排液。

—142—工装设计摘 要：水力压裂型增产措施能够有效的提高产气量。

随着水平井钻井技术的发展和钻井施工成本的下降，开发低渗透油田水平井的效益也逐渐增多。

如何形成一个独立的系统裂缝以及如何实现理想型的裂缝尺寸以及填充效果是水平井压裂改造的设计和施工关键之处。

利用压裂设计软件来研究这些因素与产气量的关系,从而我们可以对裂缝参数进行优化,从而得出最佳的压裂方案,来获得最佳的油气田开发经济效益。

关键词：低渗透性砂岩；水力压裂设计；参数优化；苏里格气田盒8段致密砂岩气储层水力压裂设计张 雪 张 明（长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100）1.水力压裂设计国内外研究现状分析近期水力压裂在总体优化压裂、重复压裂、大型压裂、高砂比压裂,端部脱沙压裂、CO 2泡沫压裂及特殊井、压裂技术方面进行完善,压裂的单项技术也有了很大进展。

国内压裂技术主攻设计软件、压裂酸化材料、施工技术指标等方面,并且已经接近国际水平。

2.水力压裂技术2.1压裂工艺技术水力压裂技术重点分为直井压裂技术和水平井压裂技术。

根据最小主应力的原理，当值最小，就会形成水平裂缝，当σy 值最小或者是σx 值最小，就会形成垂直裂缝。

垂直井通常穿透多个储层，并且布置在每个储层的井筒位置部分进行射孔以压裂，导致形成连接储层的单个裂缝。

2.2水力压裂优化设计2.2.1裂缝参数优化(1)压裂段数优化渗透性越低，就需要越多段被压裂，并且随着渗透性的增加，如果裂缝数目达到8条以上，井的累计产量将不再明显增加。

气田的平均渗透率为0.410×10^-3μm 2,水平部分的长度约1000m,最优压裂段数为5~8段。

(2)裂缝穿透比裂缝穿透比作为影响井采出程度的重要因素，裂缝穿透比增加，采气量也呈增加趋势。

但二者之间的增加关系并非线性模式，实际为后者的涨幅在缓慢减小。

涨幅在0.5的穿透比后趋于平稳。

这受制于人造裂缝中的渗流阻力，其在流动的方向上形成定值压力降，且支撑缝长越长压力降对其越有影响。

苏里格气田压裂返排液的处理及循环利用技术于世虎;张晓虎;李倚云【摘要】针对苏里格气田压裂返排液的特点,形成一套以\"微生物降解—化学氧化\"、\"屏蔽-沉淀\"、\"混凝-沉降\"、\"交联抑制\"为特色的返排液处理技术,处理后水质清澈透明、无异味,满足重复配液需求.开发了一套模块化多功能处理装置,可满足不同的返排液处理需求,灵活方便、可靠性强、效率高,处理能力最高达300 m3/d.该技术已在苏里格区域全面推广应用,取得了良好的社会经济效益.【期刊名称】《化工环保》【年(卷),期】2019(039)003【总页数】7页(P360-366)【关键词】压裂返排液;循环利用;微生物降解;化学氧化;混凝过滤【作者】于世虎;张晓虎;李倚云【作者单位】四川川庆井下科技有限公司,四川广汉 618300;四川川庆井下科技有限公司,四川广汉 618300;四川川庆井下科技有限公司,四川广汉 618300【正文语种】中文【中图分类】X703鄂尔多斯盆地苏里格气田合作区域的压裂返排液产生量多（（3～4）×104m3/a），液罐占用量大，环保风险高，严重威胁当地的环境和生态系统，增加了企业的经济负担。

随着新《环境保护法》的实施，油气开发要求采用“不落地、零污染”等生态、环保、安全的开采模式，对该区域油气开采的可持续发展提出了严峻考验。

压裂返排液循环利用技术是实现油气资源可持续开采的前提，对于生态保护和绿色生产具有重要的意义［1-6］。

目前，压裂返排液循环利用技术大部分处于室内研究和探索阶段，尚无大规模推广应用的先例［4-5］。

本工作针对苏里格气田压裂返排液的特点和处理难点［2-6］，灵活运用生物降解和化学氧化技术［3-6］，开创“微生物降解—化学氧化”多元处理技术，降低COD；采取“屏蔽-沉淀”方式去除Ca2+、Mg2+等高价金属离子［3-5］；采用“混凝-沉降”方式去除悬浮固体颗粒；采用除氧剂去除残余的破胶剂；首创交联抑制技术消除残余交联剂的不利影响；采用复合杀菌剂进行灭菌处理。

苏里格气田机械封隔器连续分层压裂技术张华光;桂捷;张丽娟;惠红刚;郭思文;李旭梅【摘要】Sulige gas ifeld has the typical characteristic of multi-thin pay-zones and low production for single zone. The continu-ously separate layer fracturing with gas well mechanical packer technology was studied and the fracturing-string and supporting tools were developed and optimized in this paper, including big drift diameter K344 packer, hydraulic anchor and 3.175 mm range sliding sleeve core. The new technology can separately fracture 8 layers in one trip, which has been successfully used in more than 80 wells. Field application shows that the technology has the advantages of reliable operation, simple construction, and low cost.%针对苏里格气田含气层系多、单层产量低的特点，进行了气井机械封隔器连续分层压裂技术研究，研发并优化了气井机械封隔器连续分层压裂管柱，研制了大通径K344封隔器、水力锚及耐磨的3.175 mm小级差滑套芯子等配套工具，可达到一趟管柱连续分层改造8层。

80多口井的现场应用表明，该技术具有施工可靠、操作简单、成本低等优点。