苏里格气田压裂及返排工艺分析概要
CO2压裂技术在苏里格气田的应用
断 ２０ ０ ９年 ９月 文 章 编 号 ：０ ５ ８０ ２ ０ ）５ １４ ０ １ ｏ— ９ ７Ｉ０ ９ ０ — ０ — ３
块
油
气
田
Ｆ Ｕ Ｔ Ｂ Ｏ Ｋ ＯＬ＆ Ｇ ＩＬ Ａ Ｌ—ＬＣ Ｉ ＡＳＦＥ Ｄ
第 １ ６卷 第 ５期
Ｃ 压裂技术在苏里格气 田的应用 Ｏ２
谢 平 侯 光 东 韩静 静
ｒ ｓ ｒ ｏ ｒｗａｅ ａ ｇ ｆｅ ｏ ｅ ｉｎａ ｒ ｃｕｒｎ ｎ Ｓｕｉ ｅＧａ ｅｄ， ｅ ｅ ｖ ｉ ｔｒｄ ｍａ ｅａ ｔｒｃ ｎｖ ｎｔｏ ｌｆａ ｔ ｉ ｇ ｉ ｌｇ ｓＦｉｌ ＣＯ２ｆａ ｔ ｒｎｇｔｃ ｏｏｇ ｓｕ ｅ ｎ ｔ ａ ｅ ｄ ｉ ｒ ｅ ｒ ｃ ｕ ｉ ｅ ｈｎ ｌ ｙ ｗａ ｓ ｄｉ ｈｅｇ ｓｆ ｌ ｎ ｏ ｄ ｒ ｉ
Ｋｅ ｒ ｓ Ｃ０ ’ ｔ ｒ ｇｔｃ ｎ ｌｇ ， ｐ ｌ ａ ｉｎ ａ ｄ ｓ ｄ ． ｕ ｉｅＧａ ｉｌ ． ｙ ｗｏ ｄ ： ２ ａ ｕ ｉ ｈ ｏｏ ｙ ａ ｐ ｉ ｔ ｎ ｔ ｙ Ｓ ｌ ｓＦ ｅｄ ｌ ｆｃ ｎ ｅ ｃ ｏ ｕ ｇ
苏 里格气 田是鄂 尔多斯 盆地 的主要 含气 区 ，盒储 层物性非 常复杂 ， 面和垂 向上非 均质性 很强 ． 平 具有 低
Ａｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｔｒ ｓｏ ｗ ｐ ｅ ｓ ｒ ｎ ｏ ｅ ｍｅ ｂ ｌ ｙ ｇ ｓｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ａ ｄ ｔ ｅｐ ｏ ｌ ｍｓａ ｏ ａ ｋ ｄ ｆ ｃ ｌ ｙａ ｄ ｅ ｏ ｓ ｍｉ ｇ ａ ｔ ｅｆ ａｕ ｅ ｆ ｏ ｒ ｓｕ ｅ ａ ｄ ｌ ｗ ｐ ｒ ａ ｉ ｔ ａ ｅ ｅｖ ｉ ｎ ｈ ｒ ｂ ｅ ｓ ｗｂ ｃ ｉ ｉｕ ｉ ｎ ｓ ｒ ｕ ｌ ｉ ， ｌ ｆ ｆ ｔ ｉ
苏里格区块压裂施工高压力原因分析及预防措施
苏里格区块压裂施工高压力原因分析及预防措施费节高 牛俊峰 黄智勇 徐迎新（长庆石油勘探局井下技术作业处 陕西西安 710021）摘要：本文从影响压裂施工压力因素着手，结合苏里格合作区块压裂改造实际情况，分别从高破裂压力、液氮伴注工艺以及施工摩阻对施工压力的影响来分析产生压裂施工高压力的原因。
从降低施工排量和液氮排量以及采用更为先进的压裂工具等方面来降低压裂施工压力。
从应用情况来看，这些措施均起到了较好的效果。
关键词：苏里格气田 压裂 施工压力 摩阻前 言苏里格气田苏6、苏36-11井区是长庆石油勘探局在苏里格气田的招标区块，在苏里格气田“低成本、高效开发”的总体方针指导下，以降低储层伤害，提高单井产量和整体开发水平为目标，开发取得了良好的效果。
但是，综合分析该区块的压裂施工情况，可以发现该区块具有明显高施工压力的特点，高压裂施工压力不仅影响着压裂改造措施的实施，同时也影响着压裂施工的安全性。
本文详细探讨了苏里格合作区块高压裂施工压力产生的原因，并对采取的一些相应的措施所取得的效果进行分析。
1 高压裂施工压力原因分析1.1 高破裂压力对施工压力的影响压裂施工时产生如此高的破裂压力，不仅与苏里格气田具有较高的地应力有关，还与苏里格气田储层非均质性较强，具有多个夹层有关。
苏里格合作区块山2破裂压力为52.9~57.3 MPa，山1破裂压力为51.3～62.7MPa，盒8破裂压力为51.9～63.2 MPa。
（1）地应力的影响苏里格气田储层深度为3200～3500m，储层压力系数为0.71～0.94MPa/100m，砂岩的平均地应力值为50.43Mpa，可以看出，苏里格气田储层虽然具有较低的储层压力，但是地应力还是比较高。
常用的几种破裂压力方程(如Matthews—Ke]ly法、Eaton法、Amderson法、Stephen法及黄荣樽兰)在不考虑岩石抗张强度的基础上均可归结为:)(p ob p t P P K P P −+= (1-1)式中：P t —地层破裂压力，MPa；P p —地层孔隙压力，MPa；P ob —上覆岩层压力，MPa；K—与区块有关的待定值，无因次K值实际是最小有效水平应力和有效上覆岩层压力(即垂直基岩应力)的比值。
苏里格气田压裂后放喷油嘴尺寸最佳的论1
苏里格气田压裂后放喷油嘴尺寸最佳的论述（摘要） 在苏里格气田压裂中，为了尽量减少压裂液滤液对储层的伤害和提高支撑剂在储层的支撑效率，尤其在裂缝更多向下延伸的情况下，往往采取裂缝中的支撑剂快速沉降，裂缝强制闭合技术。
我们用合理的油嘴尺寸返排，可使裂缝尽快闭合，又不至于过多的翻土支撑剂，使压裂达到最佳效果。
（前言）气井优雅列后放喷排液，根据不同的储层情况，压裂数据、井口压力大小、流体形态，选择不同的油嘴尺寸和间隙放喷时间，直接影响到放喷速度，储层的二次伤害，支撑剂在储层内支撑效果。
从而影响到生产的进度，该井的造价，产量的，天然气的浪费的影响。
———————————————————————————————— 这篇文章是根据我的个人放喷经验和理论结合，望大家放喷时根据参考，能得到有用的地方。
苏里格气田为低压低渗透储层，采取压裂技术往储层加入支撑剂。
但地层压力低，地层压力不足以把井底的液体排出，其 P P 〈井底液筒，所以压裂时要拌入氮气一起压入，协助地层压力把液体排出，其P P P P =+〉井底地层气液筒。
（其他压力可忽略不计），把天然气和氮气都为气体。
在放喷表面的变化（井口压力和出口排量）和地层动态我把它分为不同的阶段：1、稳定地层；2、强制闭合；3、快速返排；4、间隙放喷。
一、稳定底层压裂后，压入储层的支撑剂处于非常不稳定状态，有大量的支撑剂在压裂液中悬浮着不很好的沉降，处于不稳固阶段。
为了使支撑剂回流量减少，提高压裂效率，停留关井30-40分钟，使储层稳定，支撑剂沉降加以稳固。
然后，开井返排强制闭合地层。
二、强制闭合在苏里格气田压裂中，为了尽量减少压裂液滤液对储层的伤害和提高支撑剂在储层的支撑效率，尤其在裂缝更多向下延伸的情况下，往往采取裂缝中的支撑剂快速沉降，裂缝强制闭合技术。
我们用合理的油嘴尺寸返排，可使裂缝尽快闭合，又不至于过多的返吐支撑剂，使压裂达到最佳效果，我们必须考虑的造封的闭合时间、沉降距和支撑剂的回流量。
苏里格气田井场工艺技术探讨
苏里格气田井场工艺技术探讨X李 超,付文婷,杨 光,张凤喜,刘银春(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安 710018) 摘 要:在地面工程建设领域,具有“低渗、低压、低丰度”特点气田的井场工艺一直是天然气开发工作的研究重点。
苏里格气田为国内典型的低渗、低压、低丰度气田,自2006年进入规模开发以来,从气田气井压力、地面管网优化等方面出发进行不断的研究,创新形成了苏里格气田井场工艺技术,具体包括井下节流工艺技术、湿气带液计量技术、高低压紧急关断技术、数据远传技术及相应的井场配套技术。
本文以苏里格气田井场工艺为例,对低渗低压低丰度气田的井场工艺技术进行了研究探讨,旨在气田井场工艺技术领域起到一定的指导和借鉴意义。
关键词:苏里格气田;井场;工艺技术;井下节流;带液计量;紧急关断;数据远传 中图分类号:T E371 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0108—031 概述井场工艺作为整个地面集输系统的“龙头”,与整个集输系统的工艺流程息息相关。
井场流程必须与整个集气系统流程相一致,而井场流程及设备的简化也是大幅度降低工程投资的重要因素。
2 常规的气田井场工艺目前,国内有两种比较典型的气井井场工艺,简述如下。
2.1 早期以四川气田为代表的单井集气工艺井口工艺:井口设置加热炉,井口高压天气流通过加热,节流降压,单井中压输送到集气站,该工艺井口设置有加热炉、节流阀、分离器、计量等工艺设备,这种井场单井常温分离工艺流程,一般适用于气田建设初期气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小、而且不含硫(或甚微)的单井气处理。
其缺点是井口须有人值守,造成定员多,管理分散,污水不便于集中处理等困难。
具有投资高、管理点多、生产成本高等特点,但对井间距离远,采气管线长、产气量高的边远井,这种集气方式仍是适宜的。
2.2 长庆靖边、榆林气田为代表的多井高压集气工艺井口不采取加热、节流措施,充分利用气井的压力能,井口高压天然气直接输送到集气站。
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。
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。
苏里格气田压裂效果评价方法
注 霆）Ｆ蒹液耩 （ （（ ｍ １量 ｄ 注 （ 茹排 总 期 总 １…（（ ） 量排 ０ ３ ） 芋 ｑ ｍ ）ｍ／ ２ 鞭 Ｉ Ａ 芋 周 ． ｄ 量 ／４ ） 量） ｉ 薹Ｏ ｈ ｎ ３
各种压裂工艺效果及其 分析
１不 同规模 压裂 工艺 ．
压裂规模主要是根据砂量和施工排量等参数划 分为大规模压裂和适度规模压裂 ， 其具体参数如表
与加砂规模不匹配的矛盾表现明显 ， 加大规模不能
（） １大规模压裂情况 前期统计了五 口 的大规模压裂试验。主要施 井 工参数为 ： 支撑 剂 （ 陶粒 ） ０ １０ ｍ ， ６ ０ 。 排量 ４ ５ 取得预期增产效果 ， 初步分析认为有如下原因 ： 储层 非均质性强 ， 砂体大面积分布， 但井 间气层段对应关 系变化大 。利用大规模压裂突破低渗致密带沟通多
关键词 苏里格 气 田 压 裂 效果 评价
ｍ
。 ｉ， ／ ｎ平均砂 比 ２ ％ 一３ ％， ｍ ８ ６ 液氮伴注量 ８ ５ ．
后期 对 盒 ８层 统 计 了 ９口井 的 大规 模 压后 试 裂 期 期
概
述
ｌ ． 液氮排量 ７ —１７Ｌｍ ｎ ９ ２ｍ ， ８ ５ ／ ｉ 。
［ 作者简介 ］ 王京舰 ， ，９０ 出生 ， 男 １８ 年 油气 田开发工程专业在读硕士研究生 ， 主要从事采油气工程理论与技术方面的研究 工作 。
油
气
井
测
试
２０ ０ ８年 １ Ｏ月
撇一
个砂体思路难以实现 ； 气层在砂体 内呈非连续分布 ，
有效支撑受到限制； 压裂人地总液量大 ， 尽管返０ 、０ ５年 推广 应 用 ， ０３ ０４ ２０ 实
２ ．％； ９６ 降低液氮伴注用量 （ ２ 。 ： ＜ ０ｍ ）总体降低伴
苏里格气田“工厂化”压裂作业方法
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。
苏里格低渗气藏压裂关键技术研究
摘 要 苏里格 气 田是 一个低渗 、低 压 、低 丰度 岩性 气藏 ，压 后返排 困难 ，常规 的压裂施 工对储层 的伤害较 大 ，影响压裂增产 效果。通过全 程液 氮伴 注 ，增加压 裂液 返排 能量 ，可加 快压 后返排速度 ，降低压裂 液对储层 的伤 害。经过优 化施工工 艺 ，优 选 出低伤 害 、高性价 比压裂液体 系 ，形成 了适 合苏里格 气 田的压裂 改造 工艺技术 。现
（ ．６ ２０） ×１～ Ｏ０ ～ ． ０ ｍ 。
储 层孑 隙类 型 有 岩屑 溶孔 、粒 间孔 、晶 Ｌ
间孑 、杂基 溶孑 及 收缩 孔等 。其 中以岩屑溶 Ｌ Ｌ
孔 为 主 ，次 为 粒 间 孔 、晶 间 孔 及 杂 基 溶 孔
工对地层伤害较大 ，也不符合苏里格气 田低成 本 开发 的要求 。因此有必要研究针对苏里格低
平 均 地 温梯 度 为３０ ＋ ／０ ．６Ｃ １ ０ｍ，气 层 段
温 度 在 １ ０～１ ｏ 之 间 。地 层 压 力 系 数 在 ０ ５ Ｃ １ ０ ７ — ． ４ 间 ，平均值０ ６ ． １ ０ １之 ７ ９ ．。 ８
英砂 岩为 主 ，次 为石英 砂 岩 。砂 岩 主要 成分 为石 英 ，次为 其他 各类 岩 屑 。粘 土矿 物包 括 水云母 、高岭石 、绿泥石等 （ １ 表 ）。
右 ，为砂 泥岩地层 ，是一个低渗 、低压 、低丰 度岩性气藏 。苏里格气 田绝大部分井都需要采 取压裂增 产措 施后 才能投产 】 采用 常规 ，但 的加砂压裂容易导致压裂液返排 困难 ，压裂施
值 为 ８９ ％ ，孔 隙 度 主要 分 布 在５ １ ％； ．５ ％～ ２ 渗 透率为 （ ．１ ８ ５ １ ００ ４ ～ ６ ）×１～ ０ ｍ ，渗透率 平 均值 为０７ ×１ Ｉ ．３ ｘ ，渗 透率 主要分布在 ０ ｍ
苏里格气田加纤维压裂技术的应用研究
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
Ｖｂ １ ． ３ ６Ｎｏ ． １ Ｆ ｅ ｂ ． ２ ０１ ４
Ｄ ＯＩ ：１ ０ ． １ １ ８ ８ ５ ￣ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ ４ — ５ ０ ８ ６ ． ２ ０ １ ３ ． ０ ４ ． ０ ２ ． ０ ３
文 章 编 号 ：１ ６ ７ ４ ． ５ ０ ８ ６ （ ２ ０ １ ４ ） ０ １ — ０ １ ２ １ － ０ ８
西南石油大 学学报 （ ６ 卷第１ 期
钭 替 虫崴 扭 Ｊ ｏ ｕ ｎａ ｒ ｌ ｏ ｆ Ｓ ｏ ｕ ｔ ｈ ｗｅ ｓ ｔ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｕｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ （ Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ＆Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ Ｅ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ）
中图分 类号 ：Ｔ Ｅ ３ ７ ７
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 ７ １ ０ ０ １ ８
Ｒｅ ｎ Ｂｉ ｎｌ Ｌｉ ｕ Ｇｕ ｏｌ ｉ ａ ｎ ｇｌ Ｚｈ ａ ｎｇ Ｍｉ ａ ｎ１ Ｃｈｉ Ｘｉ ａ ｏ ｍｉ ｎ ｇ１ Ｌｕｏ Ｍｉ ｎ ｇ ｌ ｉ ａ ｎｇ ２
苏里格气田中深致密砂岩气藏压裂工艺技术初探
庙地 区。气田储层主要 岩石类 型以岩屑石英砂 岩为主，
次 为岩 屑 砂 岩 。各 储层 主 要分 布 在 下 二叠 统 下 石盒 子 组
的 盒 ８上 段 和盒 ８下段 及 山西 组 的 山 １段 。
时间 ， 以减 少 因压 裂 液 交 联 在 管 线 和 井 筒 的摩 阻 ， 而 从 降 低施 工 压 力 ， 高施 工 的成 功 率 。下 文对 延缓 交 联 体 提
系 的进 行 了 系列 研 究 ， 到 了适 合 苏 里 格 气 田 各 区 块 施 找 工 的 延缓 交 联 体 系 液 配 方 ， 入 现 场 应 用 ， 得 了 显 著 投 取
６ Ｓ 连 续 剪切 １０ ｉ ０， ２ ｒ ｎ的粘 度 大 于 ６ ｍＰ ． ， 后 压 裂 液 ｌ ａ ０ ａＳ压 ｈ内破 胶 ， 胶 液 粘 度 （ ． １ ４ ７ ） ａＳ 残 渣 ２ ９ ／ 破 １ ７ ～ ． ５ ｍＰ ． 。 ９ ｍｇ
Ｌ 岩心渗 透率损 害率 小于 １ ． ％ ， ， ９ ８ 表现 出携砂性能好 、 滤失性 小、 变性好及与地层流体配伍性好、 流 易返排 、 对基 质 渗透 率损 害低 的特征 。２ 气井助排剂 、 泡剂优选使 用 ， 、 起 施工中液 氮的伴 注有利 于压 裂液的快速返排 ， 少压 裂液 减
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
２１ ０ ２年 Ｏ ７月
Ｊ ｕｎ ｌ ｆ ｉ ｇ ａ ｅｒｌ ｍ Ｕ ｉ ｒｉ ｆ ｔｆａ ｄＷｏｋ ｒ ｏ ｒａ ｏ ａ ｈ ｎＰ ｔ ｅ ｎｖ ｓ ｙｏ Ｓａｆ ｎ ｒｅｓ Ｊｎ ｏｕ ｅ ｔ
第２卷 ５
第 ４ 期
苏 里 格气 田 中深 致 密砂 岩 气 藏压 裂 工 艺 技术 初 探
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术摘要鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏。
针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发)，采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺；②管道不保温；③中压集气；④井口带液连续计量；⑤常温分离；⑥两次增压；⑦气液分输；⑧集中处理。
形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交替计量”等一系列工艺技术，有效降低了地面工程的投资成本，提高了气田开发项目的经济效益，对类似气田的开发建设具有借鉴意义。
关键词苏里格气田南区块天然气集输工艺技术中压集气井口双截断保护气液分输湿气交接计量1 气田概况苏里格气田南区块(以下简称南区块)位于鄂尔多斯盆地苏里格气田南部，地处内蒙古自治区乌审旗、鄂托克前旗和陕西省定边县境内，是中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)与法国道达尔公司共同开发的国际合作区。
南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏，具有以下地质特征和开发建设难点。
1)气田初期生产压力高达22 MPa，但压力下降快[1]。
2)井流物中含少量重烃，不含H2S，微含CO2，需采用脱油脱水天然气净化工艺[1]。
3)单井稳压生产能力较强，可以较长时间利用地层压力采用定压放产的方式生产，在超过5.0 MPa的井口压力下生产了4年，其后在2.5 MPa以下的井口压力下生产，而未采用苏里格气田其他区块定产量稳产的生产方式。
4)单井初期配产高，最高配产量为l0×104 m3/d。
平均配产量为3×104 m3/d，为苏里格气田其他区块单井配产量的2～3倍。
5)单井产量下降快，生产l年后，产量下降了一半。
6)全部采用9井式井丛开发，后期约一半的井丛需要加密到18井，地面井场数量较苏里格气田其他区块大幅度减少。
压裂液返排处理
11.2 项目实施方案11.2.1压裂返排液分析常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基压裂液为主。
压裂施工后所产生的压裂废液主要来源于两个方面：一是施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水；另一个方面就是压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，返排的压裂废液中含有大量的胍胶、甲醛、石油类及其他各种添加剂，众多添加剂的加入使压裂液具有较高的COD值、高稳定性、高黏度等特点，特别是一些不易净化的亲水性有机添加剂，难以从废水中除去。
总的来说，压裂废液具有以下特点：（1）成分复杂。
返排液主要成分是胍胶和高分子聚合物等，其次是SRB菌、硫化物、硼酸根、铁离子和钙镁离子等，总铁、硼含量都很高。
（2）处理难度大。
悬浮物是常规含油污水处理中最难达标的项目，压裂返排液组分的复杂性及其性质的独特性决定了其处理难度更大。
（3）处理后要求比较高。
处理后的液体不仅粘度色度要达标，里面的钙镁离子、铁离子、和硼酸根离子均要去除，否则会影响后续配制压裂液的各项性能。
11.1 国内外研究现状由于压裂废液具有粘度大、稳定性好、COD高等特点，环保达标处理难度较大。
国外对压裂废液的处理主要是回收利用。
根据国外报道的技术资料看，他们对压裂废液的处理技术和工艺相对简单，一般采用固液分离、碱化、化学絮凝、氧化、过滤等几个组合步骤，处理后的水用于钻井泥浆、水基压裂液、固井水泥浆等配制用水。
这种处理方式不仅降低了处理压裂废液的费用支出，而且还减少了污染物的排放。
国内对早些压裂废液的处理主要采取以下一些方法：（1）废液池储存：将施工作业中产生的压裂废液储存在专门的废液池中，采用自然蒸发的方式干化，最后直接填埋。
这种处理方式不仅耗时长，而且填埋的污泥块仍然会渗滤出油、重金属、醛、酚等污染物，存在严重的二次污染。
（2）焚烧：这种方式虽然可以在一定程度上控制污染物的排放，但仍然会造成大气污染。
（3）回注：将压裂废液收集，集中进行絮凝、氧化等预处理，然后按照一定比例与采油污水掺混进行再处理，处理后的水质达标后用作回注用水。
苏里格低渗透气藏压裂效果评价
作者简介 ：于兰春 ，女 ，１６ 年出生 ，高级－ 程师 ，主要从事采油工艺技术方面的研究工作。 ９６ ［
２ １年ｌ 月 ００ ２
于兰春 伍晓妮 田华 等 ：苏里格低渗透气藏压裂效果评价
表 ３ 前 置 液 与 压 裂 效 果 Ｉ 层 段 比率 统 计 类
Ｉ类 层 段 比 率 ， ％ ｊ 昙位 一 前置液量 （５ ｉ 前置液量５ ０ｎ ０～７ 前置液量７ ０ｍ Ｏ～９ ’ 前置液量 ≥９ ｍ ０ｍ ０
将气井分为三类 ： Ｉ 类井 连续厚度大 于５ｍ，或 累计厚度大
于８ ｍ：
Ⅱ类井 ２ｍ≤连续厚度 ≤５ｍ，累计 厚度
大 于８ｍ；
Ⅲ类井 小 于２ｍ 或无气层 ，且气层 ＋ 含气
层 厚 度 累 计小 于 ８ ｍ。
依据 静态 和压 裂 效果 的分 类结 果 ，对前
基 于该分类 标准 ，对２ 口压裂井 的不 同压 ８ 裂层位进 行 了统 计 ，统 计结果 见表２ 。从 表 中
可 以 看 出 在 Ｉ类 井 对 比 中 ，Ｈ８ 段 、Ｓ 段 符 下 ｌ
（ ） 置液中的液 氮用量 ２ 前 压 裂过 程 中压 裂 液 对低 孔 、低 渗储 层 往 往 造成 伤 害 ，苏里 格气 田属 于低 孔 、低渗 储 层 ，前置 液 中加入 液氮可 以改善返排效果 【 ４ 】 。
期 压 裂 的 ２ 口井 进 行 统 计 对 比 。 静 态 一 类 的 ８ 井 有 ｌ ，经 压 裂 后 ，压 裂 效 果 有 １ ９口 ７口井 达 到 了 Ｉ标 准 。 压 裂 效 果 Ｉ与 静 态 Ｉ类 井 符 合
率为 ８ ．ｌ ，对 比表 明 ，静 态与压 裂效 果分 ４２ ％
Байду номын сангаас
类 标准是科学可行 的。
返排液区域集中处理模式在苏里格气田的应用
技术应用与研究随着环境污染的加剧和资源的不断耗竭，绿色产品、环境标志和可持续发展等问题日益成为人们关注的焦点，为此应运而生的清洁化生产方式也逐渐被人们所接受，已经成为本世纪的主导生产模式。
随着国内对天然气需求的逐步加大，苏里格气田气井工作量也大幅度增加，试气压裂返排液液量也随之增加，加大返排液的回收利用率愈发重要。
传统的返排液处理回用模式以井场为单元，在单元内实现井间返排液的重复利用。
以井场为单元的返排液处理回用模式在第一口井无法进行返排液回用，同时由于生产进度快、地面流程局限等因素，单元井组的压裂结束后大部分井在排液的出大液阶段，致使每个单井压裂时返排液回用数量少，井组末端返排液产生量极大。
现场主要通过燃烧蒸发的方式对返排液的末端进行处理，但燃烧蒸发方式极大的浪费天然气资源，同时对环境造成一定程度的污染。
为了更进一步的提高返排液的回用率，提出一种新的模式，即返排液临时点集中处理模式。
将项目部开展施工所有施工区域（三、四、五厂）细化为苏１４、苏４７、桃２、苏３６（苏６）、苏东五个施工区块。
通过在各个施工区块建立返排液集中处理点的方式，将各施工区块内的返排液进行集中管理。
以提前计划和安排井间拉运的方式，实现了区块内返排液的流通。
做到了两个“不浪费”：新搬迁井场第一口井就能回用返排液，回用机会“不浪费”；单井或丛式井组全部施工完毕后井场内残留返排液“不浪费”。
一、集中处理点的选择集中处理点的选择应遵循以下原则：（１）井场内井数较多，为大丛式井场，或该井组用液量较大（小丛式水平井组）；（２）井场位置合理，周围分布有其他井场；（３）井场道路、外协情况较好，能够满足反复出入拉运返排液的车辆；（４）井场本身较大，井场规整，能够搭建２～３个千方蓄水池并能摆放４～６具百方罐，且能够在不影响正常试气、压裂、排液施工的情况下安装运行返排液处理设备。
二、集中处理点的建立１．储液容器准备在选好集中处理点的井位后，对处理点井场进行平整，井场内根据井场形状及大小搭建２～４个蓄水池，其中１０００方蓄水池１～２个，５００方蓄水池１～２个，同时现场配备４～６具百方罐，现场蓄水池要求具有１５００～２５００左右的蓄水量。
压裂返排液水质特性评价及回用技术研究
＊基金项目：中国石油重大科技专项（１６０２ ２ １）“低碳与清洁发展关键技术研究及应用”。
同霄，２０１７年毕业于长安大学环境工程专业，博士，现在中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院从事油气田安全环保技术研究工作。
通信地址：陕西省西安市凤城四路苏里格大厦２３１２，７１００１８。
Ｅ ｍａｉｌ：ｔｏｎｇｈｓｅ＠１２６．ｃｏｍ。
压裂返排液水质特性评价及回用技术研究＊同霄１，２ 周立辉１，２ 李岩１，２ 任鹏１，２（１．中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；２．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）摘 要 为了明确压裂返排液中影响回用的突出污染物，从而针对性地研究现场处理技术，采用水质矩阵法对苏里格气田常用的两种体系压裂返排液的水质特性进行评价。
结果表明：影响胍胶压裂返排液回用的污染物重要程度排序为钙镁离子、铁离子、悬浮物和ｐＨ值；影响可回收体系压裂返排液回用的污染物重要程度排序为悬浮物、ｐＨ值、钙镁离子和铁离子，两者差异明显。
以此为基础，针对胍胶压裂返排液，提出“化学絮凝、离子控制、金属网过滤”的现场处理工艺，钙镁离子降低了８３．７％，铁离子降低了７９．６％，悬浮物降低了８５．０％；针对可回收体系压裂返排液，提出“重力沉降、金属网过滤”的现场处理工艺，悬浮物降低了８１．０％，处理后水质达到重复配液要求。
关键词 压裂返排液；水质矩阵法；权重分析；回收利用ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５ ３１５８．２０２１．０１．００６ 文章编号：１００５ ３１５８（２０２１）０１ ００２７ ０５犛狋狌犱狔狅狀犠犪狋犲狉犙狌犪犾犻狋狔犆犺犪狉犪犮狋犲狉犻狊狋犻犮犈狏犪犾狌犪狋犻狅狀犪狀犱犚犲狌狊犲犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔狅犳犉狉犪犮狋狌狉犻狀犵犅犪犮犽 犳犾狅狑犉犾狌犻犱狊ＴｏｎｇＸｉａｏ１，２ ＺｈｏｕＬｉｈｕｉ１，２ ＬｉＹａｎ１，２ ＲｅｎＰｅｎｇ１，２（１．犗犻犾犪狀犱犌犪狊犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔犚犲狊犲犪狉犮犺犐狀狊狋犻狋狌狋犲狅犳犆犺犪狀犵狇犻狀犵犗犻犾犳犻犲犾犱犆狅犿狆犪狀狔；２．犖犪狋犻狅狀犪犾犈狀犵犻狀犲犲狉犻狀犵犔犪犫狅狉犪狋狅狉狔犳狅狉犈狓狆犾狅狉犪狋犻狅狀犪狀犱犇犲狏犲犾狅狆犿犲狀狋狅犳犔狅狑 狆犲狉犿犲犪犫犻犾犻狋狔犗犻犾犪狀犱犌犪狊犉犻犲犾犱）犃犅犛犜犚犃犆犜 Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｃｌａｒｉｆｙｔｈｅｋｅｙｐｏｌｌｕｔａｎｔｓａｆｆｅｃｔｉｎｇｔｈｅｒｅｕｓｅｏｆｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓ，ａｎｄｔｏｓｔｕｄｙｔｈｅｆｉｅｌｄｔｒｅａｔｍｅｎｔｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｐｅｒｔｉｎｅｎｔｌｙ，ｔｈｅｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓｏｆｔｗｏｓｙｓｔｅｍｓｃｏｍｍｏｎｌｙｕｓｅｄｉｎＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄｗｅｒｅｅｖａｌｕａｔｅｄｂｙｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｍａｔｒｉｘｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｎｔｈａｔｔｈｅｉｍｐｏｒｔａｎｃｅｏｆｐｏｌｌｕｔａｎｔｓａｆｆｅｃｔｉｎｇｔｈｅｒｅｕｓｅｏｆｇｕａｎｉｄｉｎｅｇｕｍｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓａｒｅｒａｎｋｅｄａｓｃａｌｃｉｕｍａｎｄｍａｇｎｅｓｉｕｍｉｏｎｓ，ｉｒｏｎｉｏｎｓ，ｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓａｎｄｐＨｖａｌｕｅ；ｔｈｅｉｍｐｏｒｔａｎｃｅｏｆｐｏｌｌｕｔａｎｔｓａｆｆｅｃｔｉｎｇｔｈｅｒｅｕｓｅｏｆｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓｉｎｒｅｃｏｖｅｒａｂｌｅｓｙｓｔｅｍａｒｅｒａｎｋｅｄａｓｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓ，ｐＨｖａｌｕｅ，ｃａｌｃｉｕｍａｎｄｍａｇｎｅｓｉｕｍｉｏｎｓａｎｄｉｒｏｎｉｏｎｓ，ｔｈｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｍｉｓｏｂｖｉｏｕｓ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅａｂｏｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓ，ａｆｉｅｌｄｔｒｅａｔｍｅｎｔｐｒｏｃｅｓｓｏｆｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｃｃｕｌａｔｉｏｎ，ｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌａｎｄｍｅｔａｌｍｅｓｈｆｉｌｔｒａｔｉｏｎｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄｆｏｒｇｕａｒｇｕｍｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓ．Ｔｈｅｃａｌｃｉｕｍａｎｄｍａｇｎｅｓｉｕｍｉｏｎｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｂｙ８３．７％，ｉｒｏｎｉｏｎｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｂｙ７９．６％ａｎｄｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｂｙ８５．０％．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓｏｆｒｅｃｏｖｅｒａｂｌｅｓｙｓｔｅｍ，ａｆｉｅｌｄｔｒｅａｔｍｅｎｔｐｒｏｃｅｓｓｏｆｇｒａｖｉｔｙｓｅｄｉｍｅｎｔａｔｉｏｎａｎｄｍｅｔａｌｍｅｓｈｆｉｌｔｒａｔｉｏｎｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｔｈｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓｗａｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｂｙ８１．０％，ａｎｄｔｈｅｔｒｅａｔｅｄｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｍｅｔｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｏｆｒｅｐｅａｔｅｄｌｉｑｕｉｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ．犓犈犢犠犗犚犇犛 ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｂａｃｋ ｆｌｏｗｆｌｕｉｄｓ；ｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｍａｔｒｉｘ；ｗｅｉｇｈｔａｎａｌｙｚｉｎｇ；ｒｅｃｙｃｌｅ·７２· 油 气 田 环 境 保 护 ２０２１年２月 ＥＮＶＩＲＯＮＭＥＮＴＡＬＰＲＯＴＥＣＴＩＯＮＯＦＯＩＬ＆ＧＡＳＦＩＥＬＤＳ Ｖｏｌ．３１ Ｎｏ．１ ０ 引 言油气田压裂作业过程不断产生大量压裂返排液，目前压裂返排液处理后重复利用已成为油气田研究的重点［１］。
压裂返排液不落地回收处理技术在苏里格气田的应用
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。
压裂返排液处理概述
1.1 油田压裂返排液的定义及种类： 压裂是油气井增产的主要措施之一，为各油田普遍采用。常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基 压裂液为主。压裂施工后所产生的压裂废液主要来源于：一是施工前后采用活性水洗井作业产生的大量 洗井废水；另一个方面就是压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，以及剩余原胶液（基液）。
序号项目名称描述超硬材料研究国家项目利用单晶金刚石生产聚晶达到天然金刚石的硬度和耐温性能自修复技术国外技术引进与俄罗斯国家科院合作引井柴油机缸套在运转过程中的自修复技术合作研发与华北油田采油院合作研发达到选择性控水的效果达到增产效果压裂返排液再利用技术自主研发针对压裂液返排液及油田开发作业采出污水进行水处理的系统设备达至排放及重复利用的目的污水cod去除设备自主研发主要去除污水中的cod达到国家排放标准钻井液处理系统自主研发达标排放或重复利用高含盐废水处理系统合作研发高难度废水处理零排放技术主要技术成果压裂返排液处理概述1国内油气田压裂返排液的主要种类及特点2压裂返排液处理的目的21排放
（1）成份复杂、种类多、含量高:
该类污水的主要成份是高浓度胍胶/冻胶（包含破胶的和未破胶的）、高分子聚合物以及地缝隙中的 油类等，其次是SRB硫酸盐还原菌、硫化物和总铁等，总铁和总硫含量一般在20mg/l左右。 （2）粘度大、乳化程度高： 其中放喷液体的粘度很高，平均为10-20mPa.S，初段返排由于受到地层压力和温度影响较小，即使 我们打入了过硫酸铵的破胶剂，由于未达到催化温度49℃，该段的返排液基本上就是打入的压裂液。即 9
4.1.2 由此衍生出各个环节中要面对的技术难点：
A、迅速氧化破胶环节：返排液综合粘度大，一般的井场又不能使用H2O2和浓硫酸等强氧化剂，因此 作为此类污水处理的第一个环节快速降粘非常重要。 17
连续油管压裂工艺技术现状及应用
一、连续油管带底封拖动压裂技术特点
（一）连续油管带底封拖动压裂原理
连续油管带底封拖动压裂管柱从上至下为：〞连续油管+外卡式连续油管接头+机械安全接头+喷射器+封隔器+机械接箍定位器+导向扶正器连接组成。
工作原理：通过连续油管与工具连接后下入井底，在拖动工具的过程中通过机械定位器实现精确定位，定位后将封隔器坐封，通过连续油管以一定排量将具有一定砂浓度的射孔液通过喷咀进行喷砂射孔。射孔完毕后通过环空进行压裂，压裂结束后上提管柱解封封隔器，再次定位进入下一层后再次坐封封隔器，开始第二层压裂，以此循环方式完成所有层段的压裂后，上提连续油管出井口保持井筒的全通径，后期排液结束后下小管径投产管柱。
可重复多次的坐封工具：近些年连续油管带底封拖动压裂在气井实现了最多六层的连续施工，在油井连续干过八层的连续施工，这足以说明坐封工具对于现在多层段改造已比较成熟。
可控制回压的节流管汇：现场压裂过程通过调节和更换地面节流管汇中不同尺寸的节流油咀，起到控制和平衡施工压力，防止封隔器上顶解封，现场应用效果良好。
（3）破压试验时，若地层压不开，以200L/min泵速正循环泵送射孔液，保持连续油管处于循环状态，中途不停泵；射孔后最多进行两次破裂试验，两次憋压均破不开地层，则加酸处理，若加酸后地层仍破不开，连续油管必须循环替石英砂出井口后，调整喷射点再进行下步施工，避免沉砂砂卡的风险。
（4）通过节流管汇油嘴对回压的精准控制，避免回压过高的现象；其次试验摩阻更低的新型液体系或者添加将阻剂降低喷射压力，进而控制好油套压差；第三可采用适当长度和尺寸的连续油管作为施工管柱，避免小内径、长管线带来的高摩阻。
（二）连续油管带底封拖动压裂的关键因素
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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。