CO2压裂技术在苏里格气田的应用

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不动管柱分层压裂工艺在长庆苏里格气田的应用与分析

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。

两种低伤害压裂液体系在苏里格气田东区的应用

统计12井次加砂压裂施工，一次成功率100%。
（2）低浓度体系现场控制要点在于液体配制质量控制，统计20井
次试验井中砂堵2井次，且都存在不同程度压裂液粘度下降的现象。
（3）VES体系控制要点在于KCL液与表面活性液同等速率注入，
由于现场工艺控制难度相对较大，低压控制一旦不到位，就会出现泵压
陡升陡降、泵车上水不足等现象，施工成功率80%。
(>>上接147页）
表3 施工中后张法预应力梁反拱值设置
跨径（m）反拱值（cm）
25 1.4~1.6
30 1.6~1.7
30.5 1.7~2.0
4.桥面高程控制按跨径3 0 . 5m 的箱梁计，即使支座顶面标高严格控制在规范允许
已达到公司压裂任务井数的79.2%，而其中应用较为成功的两种新工艺
是超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂体系
(VES)。
1.低伤害作用机理
超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液属于有机硼交联体系，它的低伤害
机理在于使用高性能的新型交联剂，在保证携砂所需的足够粘度基础
上，能够大幅度降低常规羟丙基瓜尔胶的使用浓度30-40%，通过降低
的导流能力，实验结果如下表1。
表1 不同压裂液对支撑剂导流能力影响
闭合压力（MPa）
10 20 30 40 50 60 70
导流能力（μm2·cm）
常规体系低浓度体系 VES体系
（0.5%）（0.33%）
135.5 160.53 180.07
80.02
95.08
107.35
57.09
71.87
（交联剂）
（2）VES体系：3.5%ZC增稠剂+3.0%ZR助溶剂+6%KCl

苏里格气田单井排水增产新模式

苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区塔里木盆地东南缘，是中国最重要的干窝气田之一，也是中国石油勘探开发总公司的重点项目之一。

为了提高苏里格气田的产能，研究人员逐渐引入一种新的排水增产模式，取得了显著的效果。

传统的气田排水增产模式主要依靠人工排水和压裂技术，但由于地质条件的限制和成本的增加，效果并不十分理想。

研究人员开始寻找一种更有效的排水增产模式，以提高气田的开采效率和产量。

经过多年的研究和实践，研究人员逐渐确定了一种基于水力压裂和微地震监测技术的新型排水增产模式。

该模式主要包括以下几个环节：利用水力压裂技术对气田进行压裂处理，增加气藏的有效渗透率和产能；利用微地震监测技术对气田进行实时监测，及时掌握气藏的动态情况，为后续的排水增产提供数据支持；通过水力压裂和微地震监测技术的有机结合，实现对气田的精准排水增产，提高气田的产量和经济效益。

通过这种新型排水增产模式的应用，苏里格气田的产能得到了显著提高。

传统的人工排水和压裂技术需要大量的人力和物力投入，成本较高，而新型排水增产模式将水力压裂和微地震监测技术相结合，不仅大大减少了成本，同时也提高了排水增产的效率；新型排水增产模式通过对气田进行精准排水增产，更好地利用了气田的地质资源，实现了气田的可持续发展。

值得一提的是，新型排水增产模式的成功应用，不仅提高了苏里格气田的产能，也为中国其他气田的开发提供了一个新的思路和方向。

这种基于水力压裂和微地震监测技术的排水增产模式，具有较强的适用性和通用性，可以为中国气田的开发提供技术支持和经验借鉴。

关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究

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。

体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例

ｔｒａｓｔｅｄｂｙｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅｒｅｗｅｒｅｔｗｏｒｅｓｕｌｔｓ：ｆｉｒｓｔｌｙ，ｔｈｅｍａｉｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉＳｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｅｒｅ１ＯＷｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｍｉｃｒｏｆｒａｃｔｕｒｅ，ｈｉｇｈｑｕａｒｔｚｃｏｎｔｅｎｔａｎｄＳＯｏｎ，ｗｈｉｃｈａｒｅ
１０ｍ。，平均无阻流量、动储量分别为７７．９×１０ｍ。／ｄ、１．７５ ×１０ｍ。，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：ＴＥ３５７．１３文献标志码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７ — ３４２６．２０１３．０４．０１２
．
ＩｎｏｒｄｅｒｔＯｒｅａｌｉｚｅｈｉｇｈｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｖｏｆｔｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂａｓｅｄｏｎｂａｓｉｃｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ，ｔｈｅａｐｐｌｉ — ｃａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋｏｆＳｕｌｉｇｅ

液态CO2诱喷排水采气在苏里格地区的应用研究

CO2解水锁是将液态CO2通过高压注入地层，通过 “气化体积迅速膨胀”克服近井地带的反渗吸水锁启动压力。此外，CO2极易溶于水，与水反应能产生弱酸性的碳酸，一方面弱酸环境，一定程度上可抑制粘土矿物的膨胀，削弱井底积液对地层的水敏伤害；另一方面能将水中的碳酸盐转化为能溶于水的碳酸氢盐，有效清洗地层杂质，提高泄气面积和气井携液能力，显著提高单井产量水平。
增产气量（万m3）
4.5
2
苏BH
长关/短开
3.32/3.48
30
0.17/1
1.51/1.9 0/1.9
44
14.6
3
苏CH
长关/间开
0/2.75
3
0.6/3.7
0.6/3.2 0/1
22
19.8
4
苏DH
关/连续生产 4.06/6.4
1.5
0.6/4.5
无记录
0/3.3
9
34.1
5
苏EH
关/投
0/3.94
图2 配管设计
图3 压缩机平台布置
吸入和排气管线的走向、支吊架和补偿器的设置，均应满足机械设备管嘴的受力和力矩小于许用值。在本台压缩机的设计中，为使压缩机管嘴的受力和力矩达到最小，所有吸入管线和排气管线，在靠近管嘴的管架均采用弹簧支撑。由于吸入管口前直管段较长（约7.7m），为了控制管口力矩，在管线径向设置限位管架。
雾状
0.66/3.9
无记录
0/2.1
1
2.6
（注：表中“/”代表——“措施前数据/措施后数据”）
表2 液态N2诱喷和液态CO2诱喷评价比较
措施类型施工量
施工周单位成
解堵效果
期

苏里格气田压裂施工方案优化

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。

二氧化碳泡沫压裂技术研究及应用现状

二氧化碳泡沫压裂技术研究及应用现状本文总结了二氧化碳泡沫压裂技术相对于常规水力压裂技术的优点，介绍了二氧化碳泡沫压裂室内研究及现场应用现状。

就目前国内的应用效果来说，二氧化碳泡沫压裂与普通水力压裂相比具有更好的压后投产效果，对于储层渗透率损害相对较低。

最后给出了二氧化碳泡沫压裂技术的认识与研究方向，将适合二氧化碳泡沫压裂技术的压裂液和解决压裂后产能递减率过高两点作为今后主要研究方向。

标签：二氧化碳；泡沫压裂；应用现状自从吉林油田在1997年引进国外石油公司的二氧化碳泡沫压裂设备后，国内相关高校及石油公司开始对二氧化碳泡沫压裂进行研究。

而二氧化碳泡沫压裂工艺以其相对于常规水力压裂较少的用水，对国内水敏地层的适应性，以及在低压地层中优异的返排能力，赢得了广泛关注，成为非常规油气储层的新型压裂方法。

二氧化碳泡沫压裂是将液态二氧化碳和压裂液同时注入井筒，使井筒中充满二氧化碳泡沫，以二氧化碳泡沫作为压裂介质进行造缝的压裂方法。

1 二氧化碳泡沫压裂优点相对于常规水力压裂，二氧化碳泡沫压裂具有许多常规压裂所无法企及的优点。

二氧化碳泡沫压裂水相含量低，能够有效降低储层中粘土膨胀运移，避免造成过高的储层渗透率降低，减少对储层的伤害。

而且二氧化碳水溶液pH值小于7，呈现弱酸性，也能够在一定程度上一直粘土膨胀。

对于地层能量不足，地层压力系数小于1的低压油气层，采用二氧化碳泡沫压裂能够有效降低井筒液柱压力，使地层有足够能量将压裂液快速返排，加之二氧化碳泡沫压裂液在储层中滤失量较低，进一步降低了进入地层的压裂液对储层造成的二次损伤。

在注入的液態二氧化碳中加入增粘减阻剂，注入井筒中形成的高质量二氧化碳泡沫具有较高粘度，相对于常规水力压裂携砂能力大大增强，同时能够有效降低了压裂管柱摩阻，为大排量压裂施工提供可能。

2 二氧化碳泡沫压裂室内研究与现场应用现状二氧化碳泡沫压裂室内研究主要集中在相应的压裂液的研制上。

国内研究人员参考国外使用的增稠剂，采用羟丙基胍胶作为增稠剂，测得液态二氧化碳与基液混合起泡年度达到了248mPa·s。

可回收压裂液技术及在苏里格气田的应用

表面活性剂压裂液回收再利用存在以下问题：（１）压裂液返排过程中会产生大量泡沫，消泡与液、砂分离困难；（２）清洁压裂液主要靠油、气破胶，在气井压裂中破胶相对较难；（３）该压
提高稠化剂溶胀速率，减少压裂液添加剂种类，降低添加剂的相互影响，可实现压裂液在线连续混配。
另外，压裂液技术与压裂工艺密切结合，提高改造效果。如减阻水携带耐高温纤维，代替超高温压裂液进行应用。通过大排量和纤维暂堵弥补液体高滤失特点，实现高效造缝；利用纤维强悬浮性能实现压裂液高携砂功能Ｌ１。
１压裂液技术发展趋势及方向
１．１压裂液体系自主多元化发展，实现低成本开发压裂液稠化剂单一，主要为瓜尔胶，打破稠
化剂依赖进口的局面，研发低成本、低伤害压裂液稠化剂，同时，提高压裂液携砂性能，降低稠化剂的浓度，从而降低压裂液成本Ｊ。１．２提高压裂液对水质的适应性，保障规模化应用
为了提高试气、压裂施工作业效率，降低施工成本，节约用水，缓解环保压力，近几年国内油田逐步探索工厂化作业，取得了显著的成果，提高了施工效率，降低了作业成本【ｌ１１］。
提高压裂液对高矿化度水的适应性，实现就

两种低伤害压裂液体系在苏里格气田东区的应用

液体系和阴离子粘弹性表面活性剂，截止２０１２年底西南井下已成功运用这
表２苏东岩芯伤害数据压裂液类型
常规体系低浓度体系ＶＥＳ体系
两种技术３０井次，并取得较好的改造效果Ｉ关键词１低伤害压裂液；羟丙基；粘弹性表面活性剂；现场应用
０．０３７６０．００４７７６２０．００５３１
６３．１４２．８１９．３
此，使用低伤害工艺以减少储层基质渗透率和支撑裂缝伤害已经成为苏系的现场应用进行对比评价。３．１设计参数东储层改造的重要课题１２－５］。作为苏里格压裂新工艺、新技术试验田，统（１）砂比：参数优选主要与目的层的储层品位相关，设计时未考计表明，到２０１２年底，西南井下在苏东应用新型低伤害工艺的措施井次
低伤害体系排量设置都较常规体系为高。形成的胶束凝胶不含高分子，极大降低基质及裂缝壁面吸附滞留伤害，（５）小结：三种工艺设计规模相当，而ＶＥＳ体系拥有最好的泵注环（２）新型阴离子表面活性剂与砂岩表面的负电性相斥，不易在砂岩表面吸附，很难进入砂岩及其填隙物的孔喉，还可有效防止阳离子表面活性境。剂可能造成的润湿反转。
主力产层盒８平均砂比最高￣Ｊ２８％，山１与山２分别为已达到公司压裂任务井数的７９．２％，而其中应用较为成功的两种新工艺虑液体体系的影响，５％、２３％。是超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂体系２（２）前置液比：由于阴离子型清洁压裂液不含高分子聚合物，液体（ＶＥｓ）。

苏里格气田加纤维压裂技术的应用研究

编制了纤维防支撑剂回流压裂返排优化设计软件，并结合实际的压裂施工资料进行分析设计，为压裂液返排及控制支
撑剂回流提供指导。现场的加纤维压裂和控制放喷试验表明：所研制纤维适合苏里格地区气井的防支撑剂回流要求，较为显著地减少了支撑剂回流量，提高了放喷排液速度，同时还降低了排液过程中由于支撑剂回流导致的针、闸阀损
Ｖｂ１．３６Ｎｏ．１Ｆｅｂ．２０１４
ＤＯＩ：１０．１１８８５￣．ｉｓｓｎ．１６７４ — ５０８６．２０１３．０４．０２．０３
文章编号：１６７４．５０８６（２０１４）０１ — ０１２１－０８
西南石油大学学报（６卷第１期
钭替虫崴扭ＪｏｕｎａｒｌｏｆＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｓｃｉｅｎｃｅ＆ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＥｄｉｔｉｏｎ）
中图分类号：ＴＥ３７７
文献标志码：Ａ
苏里格气田加纤维压裂技术的应用研究
任斌，刘国良，张冕，池晓明，罗明良
１．中匡Ｉ石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安７１００１８
ＲｅｎＢｉｎｌＬｉｕＧｕｏｌｉａｎｇｌＺｈａｎｇＭｉａｎ１ＣｈｉＸｉａｏｍｉｎｇ１ＬｕｏＭｉｎｇｌｉａｎｇ２

苏里格气田压裂及返排工艺分析

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

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。

(3---)二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田的应用

2011 ， 34 （ 4 ）： 39 － 40 ， 44 苏伟东等．二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田的应用．钻采工艺，摘要：苏里格气田属于三低气田，水锁伤害严重，压后排液困难。如何实现对储层的低伤害、快速返排是储层改造技术面临的一个重要问题。二氧化碳干法压裂技术采用液态二氧化碳作为压裂液，利用压裂液对裂缝壁面冲蚀作用形成的岩石碎屑为支撑剂，压裂后，二氧化碳气化并迅速从地层中返排出来，从而实现了对储层的增产改造。该技术在苏里格气田进行了一口井的成功应用，施工过程顺利，压后改造效果较好。通过施工表现出二氧化碳干法压裂技术能够形成动态裂缝，具有一定的增产、稳产能力，且压后返排迅速。但也存在一系列的缺点，如：施工管路摩阻较高，滤失较大、返排过程中易在管柱中产生冰堵等。总体而言，二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田并可以作为低渗透油气井增产改造技术的借鉴。具有一定的适用性，关键词：干法压裂；二氧化碳；增产改造；苏里格气田；三低气田；低伤害；快速返排
收稿日期： 2011 － 05 － 12 ；修回日期： 2011 － 06 － 24
二、二氧化碳干法技术现场应用情况及其改造效果
鉴于二氧化碳干法压裂技术的以上优势，在苏里格气田的苏 XX 井进行了现场应用试验，其应用情况及改造效果如下： 1. 施工参数及流程苏 × × 井采用 101． 6mm 套管完井，压裂改造采用 60 和 101． 6mm 套管油套环空同时注入，施
钻
采
工
艺
2011 年 7 月
July 2011
· 40·
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
（ 1）按流程连接好地面管线及设备（见图 1 所示）。（ 2 ）用液氮泵车对高压管线试压。（ 3）用液态二氧化碳冷却地面管线及压裂设备。（ 4 ）按泵注程序进行压裂施工。（ 5 ）停泵，待地面管线恢复至常温后拆卸。

二氧化碳压裂在苏里格地区提高储层开发效果研究

二氧化碳压裂在苏里格地区提高储层开发效果研究苏里格气田属于典型的四低气田，开发此类油气田最有效的方法为水力压裂，压裂液破胶液的残渣含量过高，会堵塞油气渗流通道导致地层伤害增加，产量下降；低粘度、快速破胶清洁压裂液应用有效解决这个问题，可以有效提高Ⅱ、Ⅲ类井的控制面积，从而达到增产稳产的目的。

标签：储层；清洁压裂液；二氧化碳压裂随着区块开发年限的延长，区块内富集区布井越来越少，地层条件变差，地质条件Ⅱ、Ⅲ类井增多，地质条件复杂多变，现用的直井压裂工艺技术较单一，对Ⅱ、Ⅲ类井压裂方式技术措施不够针对性，增产效果不明显，严重制约区块整体产量。

1 区块概况苏XX区块位于苏里格气田北部东侧，区块面积为928km2，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部西带[1]。

苏XX区块主力储层为上古生界二叠系石盒子组盒8及山西组山1气层，盒8段孔隙度9.52%，渗透率0.592mD；山1段孔隙度9.13%，渗透率0.571mD，为低孔低渗定容弹性驱动气藏[2]。

2 适用于Ⅱ、Ⅲ类储层压裂的工艺参数优化雖然压裂液的耐温耐剪切性是影响压裂施工的关键指标，但压裂液破胶液的残渣含量过高，也会堵塞油气渗流通道导致地层伤害增加，产量下降[3]。

降低压裂液稠化剂浓度是降低压裂液残渣或残胶含量、提高裂缝导流能力、降低压裂液成本的重要途径，但降低压裂液稠化剂浓度会影响压裂液的交联强度和耐温耐剪切性能，增大压裂施工的风险。

因此根据单井地质条件具体分析，细化压裂设计及压裂参数，降低压裂液稠化剂浓度，降低压裂液残渣或残胶含量、提高裂缝导流能力，运用低粘度、快速破胶压裂液，配合低砂比压裂方式，提高Ⅱ、Ⅲ类气井的控制面积，从而达到增产稳产的目的。

2.1 储层改造的压裂方式优选针对盒8和山1的裂缝倒流能力优化，是根据不同的无因次裂缝导流能力对产能的影响来设计的。

通过不同的铺砂浓度下的裂缝导流能力对产能影响的分析，认为要满足气井的生产需求，导流能力最佳范围为5-10。

苏里格气田致密气藏压裂改造技术研究应用

苏里格气田致密气藏压裂改造技术研究应用杨战伟;段瑶瑶;王丽伟;徐国伟;王婷婷【摘要】针对苏里格气田致密砂岩气藏压裂改造后产能不理想的问题,分析了低压致密气藏改造的难点,建立了低压致密气藏改造后的产能渗流模型和产能方程,分析了影响改造后产量的关键因素,并对比了两口并不同压裂工艺下的生产效果.结果表明,致密气藏压裂对地层的伤害包括压裂液本身造成的伤害及施工返排工艺造成的伤害,压裂液返排时间对低压气藏伤害影响较大,采用低伤害无残渣清洁压裂液和采用压裂液的快速返排工艺是提高低压致密气藏改造效果的关键.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2018(032)006【总页数】4页(P99-102)【关键词】苏里格气田;致密气藏;压裂改造;渗流模型【作者】杨战伟;段瑶瑶;王丽伟;徐国伟;王婷婷【作者单位】中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油塔里木油田分公司;海南福山油田勘探开发有限公司【正文语种】中文【中图分类】TE357苏里格气田位于鄂尔多斯盆地，其中致密砂岩气藏资源量巨大，但资源转化和动用程度低，主要表现形式为平均单井产量较低，苏里格气田东部（苏东）区块较为典型，改造后平均单井产量低于1.0×104m3/d。

苏里格气田储层压裂改造技术有一个发展过程，经历过笼统压裂、纵向多层压裂、水平井多段压裂及“工厂化”体积压裂，目前侧重于施工规模及加砂量的控制压裂［1-3］，随着压裂设备和施工技术的进步，施工规模受限问题已经解决。

但研究发现，部分区块压后产量与施工规模相关性不强，因此需要更深入地研究苏里格低压致密气藏储层改造对压后产量的影响。

前人已对施工规模的优化进行了大量的研究，并筛选评价了低伤害压裂液［4-5］，但对于致密气藏特别是对于黏土含量较高的气藏，水基压裂液对储层的伤害仍然较高。

基于目前苏里格气田的压裂液仍然以水基压裂液为主的特点，应从储层改造的全过程分析压裂伤害对压后产能的影响。

二氧化碳干法分层加砂压裂首获成功

二氧化碳干法分层加砂压裂首获成功
佚名
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2016(35)7
【摘要】7月7日,苏里格气田一口井顺利完成二氧化碳干法分层加砂压裂,在国内首次实现了二氧化碳干法分层加砂压裂,标志着这项技术在我国陆上最大气田试验取得新突破。

二氧化碳干法加砂压裂技术作为国内外前沿技术,具有无水相、无残渣、返排快等优点,在减小储层伤害方面优势明显,只有少数国外公司掌握。

【总页数】1页(P147-147)
【关键词】苏里格气田;工程技术研究院;压裂技术;储层伤害;压裂施工;返排;前沿技术;现场试验;技术作业;研究中心
【正文语种】中文
【中图分类】TE377
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