苏里格气田压裂及返排工艺Word下载.docx
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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
火
喷
米
点/井
6m
换
，关
井
400
累计排液量趋势线
关井
喷,期喷点火井
~油压（Mpa）
.套压（Mpa）
■累计排液量（方）油压趋势线套压趋势线
100
50
350
300
250
200
150
5
20
a15PM
（
力10压10
-42
-_U2
-ox—
0ox—
7-—CON
Qo
-6&
HH0
naz-6&
oaz
093-6&
0彳艮-6&
6Z-6&
0aNa-6&
素10-34-30放喷曲线
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。
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
井号
矿物种类和含量（%
粘土矿物总
量（%
粘土矿物相对含量（
%
石英
方解石
伊利石
高岭石
绿泥石
平均
72.9
2.6
25.4
37.1
24.3
38.6
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0.86-0.91MPa/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。
&
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
m，长半缝裂佳最
0.05
0.1
0.25
0.3
0.35
图4-1不同渗透率最优半缝长及回归关系图
0.150.2
有效渗透率，md
）
规模（方）
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。
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。
35
0
05101520
目的层厚度，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%^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
井另U
一类
二类
三类
液氮拌注比例
2.0-2.5%
2.5-3.0%
3.5-4.0%
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，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；
、压裂问题井原因分析：
压裂问题井分析统计表
序
号
方
式
备注
1
苏10-50-28
2
射孔跨度大，遮挡条件差
17
苏10-46-40
下层薄（2米）气显好，上层有3米气显好，层分散，物性差异大
苏10-58-58
气测显示差，地质条件差
苏10-22-52
3
第二层砂堵，未达设计要求，放喷出砂严重
苏10-38-36
砂堵。
未达设计要求
19
苏10-26-54
下层气显差，上层好
4
苏10-46-46
气测显示差，放喷未见气
苏10-20-21
下层气显好，上层差。
层都较薄
苏10-32-61
环
本溪组，气显好，放喷未见气
21
苏10-1
下层气显差，上层好。
小层都较分散
6
苏10-42-46
因套管头渗漏中断施工
22
苏10-36-21
上下层都薄（2米），气显较好。
第一层砂堵，未达设计要求
7
苏10-28-53
:
上层薄，分散，下层较好
23
苏10-54-32
上下层气显好，但遮挡条件差
8
苏10-46-56
层薄分散，遮挡差，气显好
24
苏10-28-49
单
气显好，遮挡好，层薄（3米）
9
苏10-32-41
下层气显好，上层差，
25
苏10-28-65
上下层气显差，遮挡条件差
10
苏10-56-29
P气测显示差，全烃值低
26
苏10-46-52
下层气显好；
上层薄，气显差
11
苏10-26-42
下层气显好，上层较差，
27
苏10-24-21
气显差。
顶替时压力上升，停止施工
12
苏10-22-40
气显中等，下层分散上层薄
28
苏10-48-55
下层薄，气显中；
中间层薄，气显差；
上层厚，气显中
13
苏10-22-54
小规模试验井，气显较好
29
苏11-1
下层部分段气显好，层厚分散；
中间层
气显好；
上层厚，气显好
14
苏10-44-15
太原组，气显好，层分散
30
苏11-2
气显一般，小层分散
15
苏10-24-41
下层气显差，上层分散，
放喷未见气
31
苏11-9
气显差，上层小层分散
16
苏10-24-55
两层都砂堵，未达设计要求
32
苏11-13
下层气显差；
上层气显好
1、压裂施工未达到设计要求，施工质量存在问题
苏10-38-36，苏10-22-54，苏10-22-54，苏10-36-21
2、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11-2
4、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10-46-56
5、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10-22-54
7、放喷操作不当，导致裂缝端口闭合
8、因工程原因造成施工停止，影响压裂效果
苏42-46
9、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。
（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，影响加砂程序控制。
（6）、压裂车排量计量不准，影响设计参数控制。
3、材料管理方面压裂材料的质量监控需要加强，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，今后应加强以下几方面工作。
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能力的伤害。
2、加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控制技术的应用、压后放喷时机与控制制度的选择。
3、对于合压井层或虽然分层但同一层段内存在砂泥岩互层，可考虑采用前置液投球分压、前置液多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控制损失降到最低。
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