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1、苏里格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
2、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
3、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
4、、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
5、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
6、、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
7、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72.92.625.437.124.338.6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0.86-0.91 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
8、。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。 图4-1 不同渗透率最优半缝长及回归关系
9、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。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
10、；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。 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
11、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井 别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
12、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）
13、、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序号井 号方式备注序号井 号方式备注1苏10-50-282射孔跨度大，遮挡条件差17苏10-46-402下层薄（2米）气显好，上层有3米气显好，层分散，物性差异大2苏10-58-582气测显示差，地质条件差1苏10-22-523第二层砂堵，未达设计要求，放喷出砂严重3苏10-38-362砂堵。未达设计要求19苏10-26-542下层气显差，上层好4苏10-46-462气测显示差，放喷未见气20苏10-20-212下层气显好，上层差。层都较薄5苏10-32-61环本溪组，气显好，放喷未见气21苏10-12
14、下层气显差，上层好。小层都较分散6苏10-42-462因套管头渗漏中断施工22苏10-36-213上下层都薄（2米），气显较好。第一层砂堵，未达设计要求7苏10-28-532上层薄，分散，下层较好23苏10-54-322 上下层气显好，但遮挡条件差8苏10-46-562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10-32-412下层气显好，上层差，25苏10-28-652上下层气显差，遮挡条件差10苏10-56-292气测显示差，全烃值低26苏10-46-522下层气显好；上层薄，气显差11苏10-26-422下层气显好，上层较差，27苏10-24-212气显差。顶替时压力上升，停止施工12苏10-22-402气显中等，下层分散上层薄28苏10-48-553下层薄，气显中；中间层薄，气显差；上层厚，气显中13苏10-22-542小规模试验井，气显较好29苏11-13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环太原组，气显好，层分散30苏11-22气显一般，小层分散15苏10-24-412下层气显差，上层分散，放喷未见气31苏11-92气显差，上层小层分散16苏10-
