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苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用摘要：苏里格气田是典型的“三低”气田，为最大限度提高单井产量，水平井动用储量大，相当于3-5口直井的产量，是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
积极探索水平井开发技术，逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。
关键词：苏里格气田水平井改造技术技术应用一、气井改造背景苏里格气田是典型的“三低”气田。
水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。
根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。
二、水平井储层改造主体工艺技术1.水力喷射分段压裂技术水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流，在地层中射流成缝。
该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱，将喷射器分别对准上下气层射孔段，首先对下层实施水力喷射射孔、压裂，再投球打开喷砂滑套，并封堵下层，再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工，依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造，最后合层排液求产。
主要工艺技术步骤：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。
石油与天然气化工３８２ＣＨＥＭＩＣＡＬＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧＯＦＯＩＩ。
＆．ＧＡＳ２０１３体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用油气田化学以苏５３区块为例叶成林１王国勇１（１．中国石油长城钻探苏里格气田项目部）摘要体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。
苏里格气田属于致密砂岩气藏，为了实现水平井高效开发，提高气藏最终采收率，以苏５３区块为例，以体积压裂适用的基本地质条件为依据．对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。
同时，借用数值模拟方法，对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。
结果表明：①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征，满足体积压裂改造的基本储层条件；②通过模拟结果对比，苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。
另外，利用裂缝监测技术、ＦＡＳＴ和ＴＯＰＡＺＥ软件等对２０１２年实施的５口体积压裂水平井进行了效果分析，认为：①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井；②体积压裂水平井初期平均日产气约为１２×１０４４ｍ３，平均无阻流量、动储量分别为７７．９×ｌＯｍ３／ｄ、１．７５×１０８ｍ３，均为动态Ｉ类井。
关键词体积压裂采收率水平井苏里格气田非常规气藏中图分类号：ＴＥ３５７．１＋３文献标志码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７—３４２６．２０１３．０４．０１２ＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｔｏｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ——ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋＹｅＣｈｅｎｇｌｉｎ，ＷａｎｇＧｕｏｙｏｎｇ（ＰｒｏｊｅｃｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄ，ＧＷＤＣ，Ｐａｎｊｉｎ１２４０１０，Ｌｉａｏｎｉｎｇ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓ，ｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｂｅｃｏｍｅｓＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄｉｓａｏｎｅｏｆｋｅｙｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｆｏｒｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｇａｓｒｅｓｅｒｖｉｏｒ．ＩｎｏｒｄｅｒｔＯｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．ｒｅａｌｉｚｅｈｉｇｈｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｏｎｔｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂａｓｅｄｂａｓｉｃｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ，ｔｈｅａｐｐｌｉ—ｃａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋｏｆＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ．Ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｗａｙｓｕｓｅｄｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｗｅｒｅｃｏｎ—ｔｒａｓｔｅｄｂｙｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅｒｅｗｅｒｅｔｗｏｒｅｓｕｌｔｓ：ｆｉｒｓｔｌｙ，ｔｈｅｍａｉｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｅｒｅｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｍｉｃｒｏｆｒａｃｔｕｒｅ，ｈｉｇｈｑｕａｒｔｚｃｏｎｔｅｎｔａｎｄＳＯｏｎ，ｗｈｉｃｈａｒｅｍａｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ．Ｓｅｃｏｎｄｌｙ，ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｏｆｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍ—ｕｌａｔｉｏｎｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓｂｅｔｔｅｒｔｈａｎｎｏｒｍａｌｆｒａｃｔｕｒｅ．Ｉｎａｄｄｉｔｉｏｎ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒａｎａｌｙｚｅｄｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｅｆｆｅｃｔｏｆｆｉｖｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ２０１２ｗｅｌｌｓｉｎｒｅ一ｂｙｆｒａｃｔｕｒｅｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅ，ｎａｍｅｌｙＦＡＳＴｓｏｆｔｗａｒｅａｎｄＴＯＰＡＺＥｓｏｆｔｗａｒｅ．Ｔｈｅ基金项目：国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”（２０１１ＺＸ０５０５８）。
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。
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。
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。
浅谈水力喷射分段压裂技术在苏里格气田压裂中的应用摘要：水力喷砂射孔分段压裂技术集水力喷砂射孔和射流加砂压裂于一体，是一项重大革新型的增产工艺。
该工艺采用水力喷射专用工具，首先依靠高速射流作用实现套管射孔，并在射流状态下直接进行压裂作业，既可用于水平井多段压裂改造，也可用于直井单段或多段压裂改造。
通过在长庆油田苏里格气田多口水平井中应用此项技术，结果证明了该技术是水平井压裂工艺中比较安全、高效的一种工艺。
与传统技术相比，该技术具有井下工具简单、工序少等特点，一趟钻具可以压裂多层，明显缩短了施工周期，降低了施工成本。
关键词：水平井水力喷射多段压裂前言随着长庆油田苏里格气藏开发的不断深入，水平井数不断增加，对低产水平井改造的需求越来越迫切。
特别是套管不固井完井的水平井，无法进行常规压裂改造，为此，引进了水力喷射压裂技术来解决这一难题。
本文在系统研究水力喷射压裂技术原理的基础上，介绍了不动管柱水力喷射压裂技术对苏36-13-11H2井进行分段压裂改造的工艺过程，为套管不固井完井水平井的开发改造提供了新的思路。
一、水力喷射分段压裂技术1.水力喷射射孔技术水力喷射射孔技术是一种利用水压机构在套管上以冲孔的方式开窗，利用高压水射流在地层中钻孔，从而实现井筒与地层的有效联通，达到油气生产井增产的新技术。
目前国内外采用较多的水力喷射原理都是基于伯努利方程式，从水力喷射工具喷出的水射流冲击物体后改变了方向和速度，损失的动量以作用力的形式传递到被冲击物体的表面。
根据动量定理，理论上连续射流作用在物体表面的力为：Fi=CρQv式中：C—无因次系数，与射流方向变量有关；ρ—水的密度，kg/m?；Q—射流流量，m?/S；v—射流平均速度，m/s。
射流流量Q受喷嘴大小和前后压降的影响，要提高射流对岩石的冲击压力就要提高喷嘴压力降。
在喷嘴参数不变的情况下，提高喷嘴压力降的途径是提高泵压、增大排量等。
2.水力喷射压裂技术水力喷射压裂是一种新的增产作业措施，可借助连续油管将高压流体送到改造层段后，通过喷嘴，完成水力射孔，射孔后，射流连续作用在喷射通道中形成增压，超过破裂压力后将地层压破。
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。
浅谈压裂酸化返排液处理技术方法摘要：酸化技术是一种利用酸液与近井或储层中矿物反应、提高渗透率、提高油气井产量或增加注水井注入量的技术措施。
酸化施工结束后，残酸液会排至地面继而形成酸化废液。
酸化废液pH低、成分复杂，对其处理后回注储层或外排对保护环境有重要意义。
关键词：压裂酸化，返排液，处理，技术前言酸化技术是提高储层中油、气渗流能力及增加油气井产量的重要措施之一。
酸化过程是通过井眼向地层注入一种或几种酸液或酸性混合溶液，利用酸与地层或近井地带部分矿物的化学反应，溶蚀储层中孔隙或天然裂缝壁面岩石，增加孔隙和裂缝的导流能力，从而达到油气增产或注水井增注的目的。
酸化作业完成后，残酸通过注入井返排至地面，形成酸化废液。
为了提高对储层的改造效果，常将压裂与酸化过程相结合，在足以压开油气层形成裂缝或张开油层原有裂缝的压力下，对油气层酸压的一种工艺。
酸化压裂液体系由增粘剂、盐酸、有机酸等主剂及缓蚀剂、铁稳定剂、杀菌剂等组成，致使返排出的酸化压裂废液具有污染物含量高、酸性及腐蚀性强等特点，未经处理外排对环境会产生严重污染。
对其处理后回注或回配酸化压裂液是其重要出路。
1压裂酸化废液污染物的种类污染物的种类主要有以下几种：第一，压裂酸化施工中产生的废液。
其主要有压裂施工中压裂液的废液，施工过程中设备发生刺漏产生的冻胶，各种液体添加剂的残液，酸化施工中的残酸，施工后清洗罐体时产生的废水废液，尤其是用液量大的工程要求大罐数量多，产生的废液不可忽视；压裂后返排产生的废液，不同地区，不同井别的返排率在30%到85%，还有各种生活污水等；第二，压裂酸化过程中产生的固体废弃物。
比如，破胶剂使用中产生的残渣；支撑剂使用过程中产生的残渣；各种化工料的包装袋。
这些污染物处理不好，极易造成严重的环境污染；第三，因压裂酸化产生的气体污染源。
其主要包括酸化作业中盐酸挥发产生的废气、泵车造成的尾气等；第四，其他污染源。
比如，压裂酸化过程中的噪声污染；作业过程中人为产生的各种垃圾；特殊添加剂造成的污染。
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术作者：崔凯来源：《中国化工贸易·下旬刊》2020年第01期摘要：苏53-80-13CH井是苏里格气田一口小井眼侧钻水平井，从该井的基本情况，完井情况，通井情况，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，投球顶替座封座挂，油层气保护，以及打捞技术的研究，完善了苏里格小井眼侧钻水平井完井技术，在国内小井眼压裂压裂工艺及配套工具的研究上又跨进了一步。
小井眼压裂完井技术对储层改造效果明显，在苏里格气田具有较高的经济价值和应用价值。
关键词：小井眼;完井工艺;裸眼压裂完井;侧钻水平井1 概述苏53-80-13CH井构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕北斜坡北部中带苏里格气田苏53區块，该井钻井目的是利用侧钻水平井技术提高单井产能;利用侧钻水平井挖潜井间剩余气储量，提高部署区储量动用程度。
进行了单磨通井，双磨通井，下管前井眼准备，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，打丢手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方认可。
2 苏53-80-13CH井基本情况该井实际完钻井深4205m，窗口深度3025.9m，A点井深3537m，钻头通井到4170m遇阻，划眼憋泵，不再继续往下划眼，就此完钻，因为4170-4205m为泥岩段。
水平段长668m，裸眼段长1159.08m。
完井管柱下深4188m，裸眼压裂分段6段。
上部井段采用139.7mm生产套管下入至窗口，裸眼段采用118mm钻头裸眼完井，下入分段压裂完井管柱。
3 完井施工3.1 单磨通井①单磨通井到3800m，磨阻正常（不超过管柱正产磨阻8t），从3800m一直划眼到4188m，共划眼耗时12h;②单磨通井到底循环2周后短起下，短起下过程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋转时候悬重75t，采用的钻杆为φ88.9mm 85特锥扣钻杆）;③短起下过程中都在正常磨阻之内，没有超过正常磨阻8t的现象（理论上最大不要超过正常磨阻的10t）。
苏里格气田致密底水气藏堵水压裂技术文果;蒋文学;郑维师【摘要】Upon completion of fracturing operations,tight gas reservoirs with bottom water may communicate with water-bearing formations,and consequently may cause rapid increases in water cut and reduce the production period.Under such circumstances,an innovative plugging agent has been developed independently.With consideration to rules of grain settlement,patterns in fractures growth,geologic features in reservoir formations of Block E of the Sulige Gas Field,optimized perforation positions and other process parameters,the plugging agent can be used in combination with fracturing operations for water plugging and fracturing in gas reservoirs with bottom-water.The newly developed technology was applied in 14 wells in Block E of the Sulige Gas pared with performances of neighboring wells with conventional fracturing technologies,the well with the innovative technology has average water production reduction of 62.6%,while gas production increased dramatically.Research results showed that the plugging agent can form low-permeability layers under reservoir conditions to prevent bottom water coning.In this way,relevant wells may have reduced water production and enhanced gas production while effectively controlling bottom water effectively.%针对苏里格气田致密底水气藏压裂改造后易沟通水层,造成含水率上升快,有效期短等问题,通过自主研发固化封堵剂,基于颗粒沉降规律和压裂裂缝的扩展情况,结合苏里格气田E区块的储层地质特征,优选射孔位置等工艺参数,将堵水与压裂结合在一起形成了底水致密气藏堵水压裂技术.苏里格气田E区块的14口井应用了堵水压裂技术,与采用常规压裂技术的邻井相比,平均产水量降低了62.6%,平均产气量提高明显.这表明固化封堵剂可在储层条件下固化形成低渗封堵层封堵底水上升,实现降低产水量,提高产气量的目的.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2017(045)004【总页数】6页(P97-102)【关键词】致密砂岩;底水油气藏;封堵剂;压裂;苏里格气田【作者】文果;蒋文学;郑维师【作者单位】中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018;中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,陕西西安 710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018;中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,陕西西安 710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE357.1苏里格气田E区块是典型的致密气藏，不压裂无自然产能[1-2]。
苏里格气田“工厂化”压裂作业方法何明舫;马旭;张燕明;来轩昂;肖元相;郝瑞芬【摘要】苏里格气田是中国典型的低渗透致密气藏，针对沙漠地形地貌特征，结合区域水文特征和现有压裂技术与作业条件，立足配套技术改进和生产组织模式优化，建立了一种适合苏里格气田特点的大井组“工厂化”压裂作业方法。
方法由5部分组成：①集中供水模式（单井场水源井直供+井场“人工湖”储水）；②高效压裂工艺（直井套管滑套压裂和水平井裸眼封隔器压裂两种成熟高效的多层多段压裂技术）；③流水线作业模式（通洗井、射孔等六大流程批量化作业）；④高效作业设备；⑤返排液回收再利用。
“工厂化”作业缩短了压裂准备和作业周期，并缓解了作业环保压力。
现场试验11个井组，42 d内完成14口井、67层/段压裂作业，缩短井组压裂作业周期50%以上，取得了较好的提速效果。
图12表2参14%Sulige gas field is a typical low-permeability reservoir in China. According to desert landform features along with the regional hydrologic feature and the existing fracturing technology and operational conditions, a factory-like fracturing method suitable for Sulige gas field is established to improve techniques and production organization. This method includes five key parts:(1) centralized water supply mode (water source well supply+artificial lake storage);(2) highly efficient fracturing process (two mature multi-stage fracturing technologies, sliding sleeve fracturing for vertical wells and open-hole packer fracturing for horizontal wells);(3) pipeline operation mode with seven procedures, including well drift and flushing perforation etc;(4) high efficiency operation equipment;(5) recovery of fracturing flow-back fluid. This method shortens thepreparation and operation period of fracturing treatment and also relieves the pressure on environment. Pilot tests were carried out in 11 well groups in total. Sixty-seven stages of fracturing in 14 wells were successfully completed within 42 days, representing a reduction of fracturing operation cycle of more than 50%, and an encouraging improvement in efficiency.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】5页(P349-353)【关键词】苏里格气田;工厂化压裂;大井组;供水;压裂工艺;流水线作业;液体回收;高效;环保【作者】何明舫;马旭;张燕明;来轩昂;肖元相;郝瑞芬【作者单位】低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院【正文语种】中文【中图分类】TE357.11 苏里格气田“工厂化”压裂作业背景苏里格气田是中国目前发现并投入开发的规模最大的天然气田，主体位于鄂尔多斯市乌审旗境内，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。
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。
二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用摘要：苏里格气田地层条件复杂、储层物性差、非均质性较强，水锁伤害严重、地层压力低。
二氧化碳泡沫压裂技术具有入井水冻胶量减少、滤失量小、压裂液体系pH 值较低、降低入井液界面张力、缩短了液体在地层中的滞留时间等特点，能够有效降低压裂液对储层的伤害，因此对苏里格气田具有较强的针对性和适用性。
针对苏里格气田低压、低渗、水锁伤害严重的特点，开展了二氧化碳泡沫压裂技术应用研究及现场试验。
通过对比分析苏里格气田二氧化碳泡沫压裂井和液氮伴注水力压裂邻井的压裂试气及生产情况，分析研究了二氧化碳泡沫压裂技术在苏里格气田的应用情况。
从对比结果来看，二氧化碳泡沫压裂技术能够提高压裂液返排率、缩短排液周期，提高气井生产能力、具有较好的稳产效果，能够有效的改善苏里格气田天然气井改造效果。
关键词：苏里格气田；二氧化碳泡沫压裂；水力压裂；产量目录1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况 (3)2二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的适应性 (3)3长庆二氧化碳泡沫压裂研究成果 (2)3.1二氧化碳泡沫压裂设计优化 (2)3.2二氧化碳泡沫压裂液体系研究 (3)4二氧化碳泡沫压裂在苏里格气田的应用情况 (3)5苏里格气田二氧化碳泡沫压裂工艺应用效果 (5)5.1压后液体返排情况分析 (6)5.2压后试气情况分析 (7)5.3压后生产情况分析 (8)5.3.1日产气量对比情况分析 (8)5.3.2单位压降下累计产气量对比情况分析 (10)5.3.3采气指数对比情况分析 (11)5.3.4压后生产情况分析小结 (13)6下一步设想及思路 (13)1苏里格气田储层压裂改造地质特征概况苏里格气田储层物性差，岩心分析结果表明：盒8储层孔隙度为3.0-21.8%,平均8.95%。
渗透率在0.0148-561×10-3μm2之间,平均0.73×10-3μm2,主要分布范围0.1-0.9×10-3μm2。
压裂返排液不落地回收处理技术在苏里格气田的应用杨博丽【摘要】随着苏里格气田水平井改造、体积压裂工艺、混合水压裂方式、工厂化作业等实现推广应用,返排液量剧增,尤其是新环保法实施后,不允许挖建防渗排污坑,环保形势异常严峻.急需研发返排液不落地回收处理技术,实现其重复再利用.针对返排液中含有大量天然气、压裂砂、悬浮物,压力高、分离处理难度大等难题,优化形成了压裂返排液在线连续处理技术,主要包括管线节流控制模块、高压除气模块、低压除气除砂模块、精细化过滤模块和浓残液蒸发模块,经过10μm精细过滤,得到纯净的压裂返排液.进一步化学处理后,添加稠化剂等重新配液用于下次压裂施工,重复利用率达到90%以上,少量浓残液采用蒸发处理.现场先导性试验23井次,回收液体44649 m3,取得了显著的社会、经济效益,为国内压裂返排液环保处理技术的创新发展提供了借鉴.【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2017(046)005【总页数】8页(P98-105)【关键词】苏里格气田;致密气藏;压裂返排液;不落地;回收【作者】杨博丽【作者单位】中国石油川庆钻探长庆井下技术作业公司【正文语种】中文【中图分类】TE992鄂尔多斯盆地苏里格气田储层空气渗透率介于(0.1～1.0)×10-3 μm2范围，与国外致密气相比，压力系数低，属于典型的低压致密气藏[1]。
长庆油田经过近年来的勘探开发探索与实践，取得了一系列的进展，水平井改造、体积压裂工艺、混合水压裂方式、工厂化作业等已规模化推广应用，大幅度提高了改造体积和单井产量，也导致返排液量不断增加。
据统计数据显示，苏里格气田平均每年产生压裂废液超过20×104 m3[2]。
压后放喷返排液在地层压力下高速流动，混合有天然气、支撑剂等，通过地面放喷流程进入防渗排污坑，靠重力分离后，气体放空点火燃烧，支撑剂沉入坑底。
一方面这容易造成地面流程堵塞，影响排液作业的连续进行，甚至冲蚀引起地面管线刺漏，存在较大的安全隐患；另一方面防渗排污坑占地面积大，沉淀时间长，汛期易溢流等，存在污染周围环境的风险。
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。
C、压力上升阶段：工作制度：用6-10mm油嘴进行控制，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，中期呈段塞流（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，则应关井恢复，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、从中期控制阶段到结束放喷，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，关井油套压基本达到平衡，液体返排率达到85%以上，并达到一、二、三类井的关井恢复数值，整个放喷过程结束。
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。
若压后长时间关井，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→裂缝中流体渗流速度↑流体的流动阻力↑裂缝的压力梯度↑支撑剂回流的动力↑，支撑剂回流造成裂缝导流能力降低，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→放喷时间↑液体滤失↑，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若破胶不完全,流体粘度高,则流体的粘滞阻力增大，造成支撑剂回流而影响裂缝的导流能力。
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高。
第二部分压裂工艺一、重点回答的几个技术问题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。
05010015020025030000.050.10.150.20.250.30.35有效渗透率，md最佳裂缝半长，m图4-1 不同渗透率最优半缝长及回归关系图图4-2 规模模拟结果(气层厚度7m)2、导流能力优化问题对苏10块分别做了5种渗透率等级的裂缝参数优化，基本涵盖了苏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能力值。
0510152025303540455000.050.10.150.20.250.30.35有效渗透率，md优化导流能力，d c .c m图4-3 不同渗透率条件下最优导流能力及回归关系图3、裂缝高度控制问题在压裂方案设计和施工过程中，都要考虑裂缝高度控制问题，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措施，否则，最终可能只有部分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控制。
0510152025303505101520目的层厚度，m隔层厚度条件，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6MPa ）4、气层伤害控制问题针对苏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； 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，对裂缝导流能力伤害高，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+强制闭合返排工艺。
根据苏10区块统计的压裂经验数据，前置液拌注液氮基本上能够解决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。
表4-1 不同地质分类井液氮拌注比例6、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110℃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，防止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，提高压裂液效率，控制滤失量确保压裂施工成功；（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表面张力，有利于压裂液返排；二、压裂问题井原因分析：压裂问题井分析统计表苏10-38-36，苏10-22-54，苏10-22-54，苏10-36-212、气测显示差，全烃值低，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10-24-413、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，需要对地层深化认识苏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、部分层气测显示好或中，需要从工程和地质两方面去深化认识苏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控制效果方面无法准确预测，施工中极有可能出现部分跨度较大的层无法全部压开，部分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，最终可能只有部分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措施研究。
2、现场施工方面现场施工影响质量体现在压裂设备方面，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。
