气井压裂后排液工艺浅析
气井压裂后排液工艺浅析
李亚1，王东辉2，周莉3
（青海油田井下作业公司，青海茫崖817500）
摘要：压裂是目前油气井的主要增产措施，压裂后排液不彻底或不迅速，不仅加大对地层的二次伤害，而且影响气井的产量，本文通过对气井排液的影响因素及平1井第一层组气层压裂后排液实际情况，进行了分析，认为弹性能量与地层能量的利用与排液方法的合理利用是影响地层排液的重要因素。
关键词：压裂；气井排液；弹性能量；地层能量
Gas well fracturing fluid technology of back
LI Ya1,WANG Dong-hui2,ZHOU Li3
(Qinghai Oilfield Downhole Operation Company,Qinghai,mangya 817500)
Abstract: fracture is the major oil and gas well stimulation measures, fracturing fluid is not completely back rapidly or not, not only increase the formation of two injuries, but also influence the deliverability of gas well, the gas discharge and the influence factors of Ping 1 well group gas reservoir fracturing fluid first layer back is actual circumstance, undertook an analysis, think elastic energy and formation energy utilization and liquid discharging method is reasonable using is the important factor influencing the drainage of formation.
Key words: gas well fracturing; drainage; elastic energy; energy of formation
引言
在对气层进行压裂酸化改造过程中，大量液体将进入地层，作业后如不彻底将这些液体排出，就会对地层造成二次伤害，严重影响压裂酸化效果；同时，排液速度的快慢也制约着生产的进度；此外，排液的彻底与否，对试气产量的确定、储层的评价认识都有一定的影响。气井排液根据是否采用诱喷手段可分为井筒排液和地层排液两种方式。井筒排液是指压裂酸化施工结束后，弹性能量或地层压力不足，需靠反替、气举和抽汲等井筒助排技术达到诱喷目的的排液方式。地层排液是指不需诱喷，而仅采取放喷就能将入井液体排出的排液方式。不难看出，井筒排液是能否快速顺利排液的关键，它需要借助井筒助排措施才能将液体排出。能否将井筒液体排出、排出时间长短、排液措施的经济实用与否，均有很强的技术性。因此，对天然气井的井筒排液技术进行分析、总结与研究是很有必要的。
1 井筒排液影响因素分析
通过压裂改造不仅可以减轻钻井后泥浆对近井地层造成的污染，而且可以在地层形成裂缝，将带有支撑剂（一般为石英砂）的压裂液注入裂缝，使裂缝向前延伸，并在裂缝中填充支撑剂。这样，在停泵后即可在地层中形成足够长度、一定宽度及高度的填砂裂缝。由于这个裂缝扩大了油气流动通道，改善了地层渗透性，从而减少地层流体的流动阻力，起到增产的效果。但在对气层进行压裂酸化改造的过程中，大量施工液体必将进入地层，作业后如不能及时、彻底地将这些液体排出，就会对地层造成二次伤害，严重影响压裂酸化效果。而井筒排液是能否快速顺利是排液的关键。
图1是放喷开始时地层及井筒压力示意图，图中P 地为地层原始压力；P 井底为井内油管鞋处压力；P 1为施工压开地层裂缝口的压力；P 2为液体在裂缝相对深处形成的压力。
图1放喷开始井筒及地层压力示意图 停泵后由于裂缝的闭合，岩层挤压裂缝内液体产生弹性能量，使得P 2>P 1，在此压差下，裂缝内流体在放喷时可以流动到井筒；放喷开始时，P 井底>P 液柱+P 阻+P 井口，依靠施工后的弹性能量举升液体。弹性能量消失后，依靠地层能量要达到连续自喷并喷通的条件是：P 地>P 井底>P 液柱+P 阻+P 井口。对于含气层，随着排液时间的延续，天然气会通过裂缝到达井筒，气体进入井筒后可降低液柱压力，气体在井筒上升并排出过程中可携带出液体，实现地层排液。
1.1 压裂改造措施对井筒排液的影响
在进行压裂后，即使在一定程度上改善了储层物性，但由于作用距离长，工作液在地层里停留时间较久，容易对储层产生二次污染，堵塞渗滤通道，再次降低储层渗透率，影响排液效果。压裂P 1 P 1 P 2 P 2
P 阻 P 液柱 P 井 P 井底 P 地 P 地
液在足够高的压力下被挤入地层，滤液进入地层孔隙介质内与储层流体及粘土矿物发生物理和化学反映，使地层粘土水化膨胀、细微颗粒分散、运移，导致储层孔隙结构变化，压裂液破胶后存在不溶水的固相微粒即压裂残渣引起固相堵塞；压裂液进入地层后，在地层的压力、温度的作用下会产生垢，压裂液在地层内的时间越长产生的垢就越多，堵塞孔隙孔道，大大降低了地层渗透率，造成储集层伤害。所以压裂的施工过程及压裂液的物理化学特性和在地层内的时间都会对地层产生变化，从而也影响了井筒的排液。
1.2 施工后弹性能量的利用对井筒排液的影响
低压气田，其压力系数一般小于1．0，仅靠地层压力是不能举升全井筒的静液柱的，必须依靠施工后的弹性能量尽可能多地排出井筒液体，因此能否利用好施工后的弹性能量往往是整个排液的关键。即使在气层产气量很少，甚至于小产气的情况下，依靠施工后的弹性能量也能排出一部分井筒液体。但弹性能量将随着时间的增长逐渐扩散掉。弹性能量的扩散与渗透性和关井时间有关，渗透性越好的地层越易扩散掉。
1.3 弹性能量消失后地层能量对井筒排液影响
对于低压气层，弹性能量消失后，地层压力是举升井内液体返出的重要能量来源。若地层压力低了，井内液体是不会自喷的，地层压力低于井筒液柱压力，仅靠地层能量是不能举升满井筒液体的。需要采取一些措施来降低井筒液量或关井来恢复地层压力，达到地层压力大于井筒液柱压力的条件时，是可以将井筒液体排出的。
2 气层压裂后放喷工艺
压裂后分为三个阶段：
2.1 闭合期
压裂后关井扩压，地层逐渐闭合，产生弹性能量。
2.2 放喷期
用油嘴控制放喷，利用弹性能量将压裂残液带出井外，更换不同大小的油嘴放喷以不出砂为原则。
2.3 压力回升与间歇排液期
通过反复开关井，激动地层压力，疏通地层孔道，并通过改变井内的压力改变天然气在压裂残液中的溶解度，压力增大天然气的溶解度随之增大，压力增大一倍，天然气的溶解度也成倍增长，从而使井筒内气水充分溶解、混合，形成泡沫，然后放喷时大量气水混合物（泡沫）便被较高的地层能量带出来。
3 应用井例
3.1 平1井简况
平1井，地理位置距离冷湖镇直线距离约40.8km，方位124°，属柴达木盆地北缘块断带平台构造，该井第Ⅰ层组试油井段：1157.50-1161.00m，厚度3.50m，层号：51，层位：E1+2，解释结论：气层。
表1 第Ⅰ层组MFE测试地层压力及温度数据
位置深度
(m)
实测静压
(MPa)
一关终压
(MPa)
一关外推
(MPa)
压力系数
(无因次)
测点温度
(℃/m)
测点1141.81 37.2/1141.81 产层中部1159.25 10.6758 0.9397
表2 第Ⅰ层组地层参数分析
分析方法双对数分析叠加分析霍纳分析地层系数（×10-3μm2?m） 1.2381
渗透率（×10-3μm2）0.3537
表皮系数 2.7209
附加压降（MPa） 1.8930
井筒储集系数（×10-3m3/MPa）489.2817
堵塞比
调查半径（m）
井到边界的距离（m）
由上表可知平1井第Ⅰ层组地层压力系数为0.9397小于1，属于低压气层。渗透率为0.3537，
渗透率较低，可利用压裂措施改造，提高地层渗透率，从而使气产量提高。
3.2 施工过程
平1井第一层组于2011年5月27日1:55射孔，射孔方式：油管传输负压射孔，射后显示弱，至5
月27日6:00观察井口，泡泡头显示由弱变强，至5月28日经多次开关井放喷后用8mm油嘴求产，气产
量：Q=1713m3/d，因井内水垫液面为850.00m，有300.00m水垫未排出，影响气产量。故在5月29日下
MFE测试管柱，测试地层各项参数，测试管柱内不加水垫，MFE上界深度1143.90m，井内液柱高度仅
为：13.60m，开井后用8mm、10mm、12mm油嘴放喷求产，气产量分别为： 3104m3/d、3352m3/d、3588m3/d，
获得了工业气流。
至6月9日地层测试关井，定压裂措施。
6月9日至6月11日压裂前准备及压裂施工，泵入压裂液总液量：135.30m3（其中砂：16 m3，净
液量：119.30 m3，地层破裂压力：27.7MPa）
压裂后排液分为三个时期：
3.2.1 闭合期
6月11日15:39-18:40压裂后关井扩压，油压8.20MPa↓8.10MPa，套压0。压力下降较低，说明弹性能量较高。
3.2.2 放喷期
6月11日至6月13日放喷排液，用4mm、6mm油嘴控制放喷及畅放，累计喷出压裂残液：51.20 m3，压裂砂：0.08m3。施工过程中我们采用采油树两侧各接一个三通油嘴套和一条放喷管线（如图2所示）。放喷时只用一条，如果放喷过程中油压升高、产量减少说明该管线的油嘴堵了；如果油压降低、产量增加说明该管线的油嘴被刺大。出现上述情况后，则关闭此条放喷管线进行更换油嘴，同时打开另一条放喷管线放喷，避免了关井更换油嘴的情况。好处有以下三点：
1．使检查更换油嘴时间不占用放喷时间，加快放喷速度，减少了放喷实际使用时间，尽量在短的时间内放出较多的压裂残液，减少了压裂残液对地层的破坏与污染。
2．避免了关井更换油嘴、使油压升高、再用同样油嘴放喷时因地层压差较大而出砂。
3．两条管线同时放喷，可选择2个不同油嘴进行组合，以不出砂为原则尽量加快放喷速度。不同油嘴的孔眼面积为：2mm油嘴：S=πmm2； 3mm油嘴：S=2.25πmm2； 4mm油嘴：S=4πmm2； 5mm
油嘴：S=6.25πmm2； 6mm油嘴：S=9πmm2；由此可见：若5mm油嘴放喷出砂，4mm不出砂，则可以试一下4mm加2mm油嘴放喷，看是否出砂，若不出砂采用此种方式放喷可以加大排液量，减少放喷时间。若井上5mm油嘴全部损坏，而又需要用5mm油嘴放喷，则可以用3mm加4mm油嘴放喷，两者孔眼面积相等。对于野外的施工队伍，领材料不方便，这种做法无疑解决了很大困难，使作业能够顺利进行。
图2 采油树接双放喷管线示意图3.2.3 压力回升与间歇放喷期三通油嘴套
三通油嘴套
放喷管线
6月15日至6月19日反复开关井放喷，经过关井，油压最高6.30MPa，放喷时，喷出压裂残液：3.66 m3，累计返出压裂残液：64.18 m3。用 4mm油嘴放喷：
1．油压6.00 MPa，用临界速度流量计测气，孔板Φ25mm，绝对上流压力0.20MPa，绝对上流温度:285K，产气量:18130m3/d。
2．油压4.00MPa，用临界速度流量计测气，孔板Φ25mm，绝对上流压力0.14MPa，绝对上流温度:287K，产气量:12646m3/d。
3．油压2.00MPa，用临界速度流量计测气，孔板Φ25mm，绝对上流压力0.10MPa，绝对上流温度:288K，产气量:9017m3/d。
4．油压1.20MPa，用垫圈流量计测气，孔板Φ28mm，平均汞柱压差:126.0mm，平均上流温
度:286.00K，产气量:7543m3/d。
以上数据说明，地层还存有较多的压裂残液，当压裂残液进入井筒，导致油压降低，气产量降低。为了进一步排除压裂残液采用抽汲排液措施，但是气井抽汲有较大的危险性，所以在6月20日起出压裂管柱后下MFE测试管柱，利用MFE测试器可地下开关井，开井放喷恢复液面、关井后抽汲排出油管内压裂残液，杜绝了气井抽汲可能发生的危险。至6月22日排出压裂残液：7.84 m3，累计返出压裂残液72.02 m3，返排率：60.36％。6月22日至6月27日关井后放喷，没有喷出压裂残液，说明剩余压裂残液已扩散至地层，很难再排出井外，也不会对气产量有较大的影响了。在6月27日用4mm油嘴放喷，油压5.20↘2.30 MPa，6月27日12:00-21:11用4mm油嘴求产，油压2.10-2.30 MPa，其中18:00用临界速度流量计测气：孔板Φ25mm，绝对上流压力：0.12MPa，上流温度：299K，气产量：10624 m3/d。
经过压裂后的一系列排液措施，使平1井第Ⅰ层组气产量由3588m3/d至10624 m3/d。取得了较好的压裂效果。
4 结论
1.平1井第Ⅰ层组，压裂后采取充分利用地层能量、反复开关井激动地层、通过MFE测试器使放喷和抽汲安全有效结合的方法排液。使该井气产量获得了较大提高。使压裂效果达到最佳状态。这说明此种排液方式适合平1井地层压力系数低、且不产地层水的压裂气井。
2．压裂后弹性能量的利用情况、地层能量的大小以及改造措施是影响井筒排液的重要因素，利用好施工后弹性能量和地层能量往往是顺利快速排液的关键。
3．气井压裂后反复开关井放喷时，必须缓慢打开节流管汇的针形阀，防止瞬间气量过大，带出压裂砂，破坏地层。同时，关井时关多长时间、压力达到多少、放喷时放多长时间、如何去放才能尽多的带出压裂液，而不带出砂，既使压裂液尽快返排，不污染地层，又能使压裂效果达到最佳状
态。应根据各井的实际现场情况进行分析，对出现的情况进行总结，从而采用更合适的方法。
4．气井抽汲具有危险性，在井内液柱压力降低后，会发生顶抽、井喷等事故。建议在井内下入MFE测试器，利用MFE测试器可地下开关井的特性，在开井时放喷，关井时抽出剩余井筒液，大大提高了操作安全性。
5．压裂后放喷建议使用采油树两侧都接放喷管线，既加快排液时间，在单个油嘴不合适的情况下，可随意进行两个油嘴的组合，使放喷达到最佳的效果。
参考文献
［1］李士伦天然气工程［M］北京: 石油工业出版社 2000年
［2］杨川东采气工程［M］北京: 石油工业出版社 2000年
［3］王鸿勋水力压裂原理［M］北京: 石油工业出版社 2003年
作者简介：毕业于西南石油大学自动化专业，现在青海油田井下作业公司S06830(09-1)队从事技术员工作。
最新压裂技术现状及发展趋势资料
压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。 （2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 （3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 （4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。 （5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术
苏里格气田压裂及返排工艺分析
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 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， 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。
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。
(工艺技术)油田压裂新技术工艺
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1） 黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。 （2）油藏中最多只有油、 气、水三相，每一相均遵守达西定律。 （3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油 藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可 以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层 内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分 挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相 瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 煤层气：赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于 煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。 全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气 页岩气形成的条件 （1） 岩性：形成页岩气的岩石除页岩外，还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩 （2） 物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微 达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3 ）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。 （4）裂缝： 裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向 压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用， 特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标： 2、 乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁 兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二 长沙 2 ： P2 上海 P2 P2 福州 卢台北
苏里格气田压裂气井产能影响因素分析
苏里格气田压裂气井产能影响因素分析 作者：黄涛 来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第13期 【摘要】气田的气井在经过压裂技术处理后，气井的产气能力受到巨大的影响变化，在相关的影响因素分析方面，笔者结合苏里格气田进行了研究，提出并分析研究了主要的三种影响因素——测试时间因素、测试回压因素以及储层渗透率非均质因素对苏里格气井的影响。根据本文的分析研究可以得出提高气田的气井产能需要再测试时间上保证适当的时长，通过降低测试回压来减小计算误差等。对气田压裂气井产能影响因素的分析对解决生产实践中的产能以及经济效益提高等问题具有现实的指导意义，所以应当加强对该问题的关注和研究。 【关键词】苏里格气田压裂气井产能影响因素 压裂技术用在提高气井产能上具有显著的效果，是目前世界各地气井所广泛应用的技术，尤其对于砂岩气藏更是最主要的提高产能的方法。本文主要研究苏里格气田的压裂气井产能因素，苏里格气田自身具有渗透率较低、渗流阻力较大、连通性差的特点，所以其气井本身就存在产能低的问题。在提高产能的技术措施采取上，该地区的气井主要应用了压裂技术工艺，针对这一技术应用，关于压裂气井产能的影响因素研究就成为了重要的研究内容。笔者正是针对这一问题进行了分析研究。压裂气井的产能受到诸多因素的影响，在以下的分析中主要对测试条件对产能的影响进行研究。 1 测试时间对压裂气井产能的影响分析 压裂气井具有独特的渗流特征，其规律表现为在不同的时间条件下流动特征不同，而气井真实的流动特征则表现在地层拟径向流。而相应的采集资料阶段都是在较早的裂缝流动阶段，由此资料数据而确定的压裂气井绝对无阻流量必将比实际情况大。 根据研究显示，理论测试时间与压裂气井绝对无阻流量在关系上呈现出随着时间的延长，压裂气井绝对无阻流量不断减小的趋势，而在测试时间接近3倍地层拟径向流后，压裂气井绝对无阻流量则趋于稳定。实践调查总结也显示该规律特征。所以，无论从理论还是实践上都可以看出，气井绝对无阻流量的获得与保证需要依靠足够时长的测试时间。 在苏里格气田压裂气井的单点试气过程中，测试时间大概为3天，经过3天长达70个小时后，流动还是无法有效的达到地层拟径向流阶段。在修正等时试井的延续期测试，流动时间能够持续一个月之久，也正是在修正等时试井的延续测试，才能更加准确的得出该地区的压裂气井的真实数据资料。经过上述两种测试比较，可以得出单点测试所得的压裂气井关于绝对无阻流量比实际情况大很多，而延续测试则更加符合真实情况。所以测试时间的保证是压裂气井产能的重要影响因素。
压裂设计规范
中国石油天然气集团公司企业标准 油水井压裂设计规范 Specification for fracturing program or oil＆water well l范围 本标准规定了压裂井选井选层的依据、地质设计的编写、工艺设计的选择与编写、施工准备、压裂施工、压裂后排液、求产、资料录取、施工总结、压裂施工质量控制和安全与环保的技术要求。 本标准适用于油水井压裂设计。探井、气井压裂设计亦可参照使用。 2引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示标准均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY/T 5107-1995水基压裂液性能评价方法 SY/T 5108-1997压裂支撑剂性能测试推荐方法 SY/T 5289-2000油井压裂效果评价方法 SY/T 5836-93 中深井压裂设计施工方法 SY/T 6088-94深井压裂工艺作法 SY/T 6362-1998石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系指南 3选井、选层 3.1选井、选层应具备的资料 3.1.1地质情况：区块构造，井所处构造的位置，井与周围油、水井的连通情况，井控面积，距断层的距离。 3.1.2钻井资料：钻井液性能、浸泡油层的时间、钻井过程中事故处理、固井情况。 3.1.3井身结构：套管组合，各类套管规格、钢级、壁厚。 3.1.4储层参数和物性：储层岩性、物性、岩石力学参数、地应力剖面参数、地层破裂压力、含油水饱和度、地层天然裂缝的发育情况、储层敏感性分析、气测资料，组合测井资料。3.1.5射孔资料：射孔方式、射孔井段、射孔弹类型、射孔方位角、孔数、孔密。
岩气压裂返排液处理
页岩气压裂返排液处理方法研究 1研究目的及意义 页岩气作为重要的非常规天然气资源,已成为全球油气资源勘探与开发的新亮点,但其特殊的钻采开发技术可能带来新的环境污染问题,尤其就是在页岩气压裂作业过程中将产生大量压裂返排废水,这类废水中含有随着返排废水带出的地层地下水、废压裂液与钻屑等,具有高盐、高矿化度、高色度、含有毒有害物质、可生化性差与难处理的特点。因此,研究页岩气压裂返排液处理技术,对于缓解开发区块的环境问题显得格外重要,同时对于保障页岩气的正常生产与可持续发展具有重要意义。 2 国内外现状 中国石油西南油气田分公司已形成了加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术并在现场应用。其基本处理回用流程为:返排液→物理分离→水质检测→水质调整→水质检测→压裂用水或与清水混合后作为压裂用水。现场通过过滤、沉降去除机械杂质,补充添加剂来调整返排液性能,使其满足压裂施工要求,重复利用。该处理方式相对简单,但对成分较复杂的返排液处理后需与清水稀释才能满足压裂用水要求。 2、1常规压裂返排处理技术 1)自然蒸发 依靠日照对返排液进行自然蒸发,去除水分,剩余盐类与淤泥采用固化处理。该方法处理能力小,处理周期长,受自然条件限制(温度与土地)。美国西部部分州与中国部分沙漠地区少量的返排液采用了自然蒸发处理。 2)冻融 冻融就是将返排液冷冻至冰点以下结冰,盐因溶解度降低而析出,使冰的盐浓度降低,再将冰加热融化得到低浓度盐水,从而实现盐一水分离。该方法受地理气候限制,需要足够的冰冻天气,未见工业化应用报道。 3)过滤 过滤常被用于返排液预处理与返排液处理后固-液分离,去除机械杂质/悬浮
物等,也能在过滤时将部分油(脂)除去,且通常配以活性炭吸附处理。过滤效果受滤网/滤芯孔径限制,过滤效率受过滤后的水质要求限制。对于一些孔径较小的过滤器,细菌的存在将产生豁液堵塞过滤器,清洗后也难以保持。过滤处理返排液在国内外各大油气田均有应用,但通常与其它处理技术复合应用,除去返排液自身与处理过程中产生的机械杂质。 4)臭氧氧化 臭氧氧化就是利用臭氧的强氧化性去除返排液中的色、浊、嗅味以及可溶性有机物(包括挥发性酸、苯系物与环烷酸等)、油(脂)以及重金属等。该方法常与过滤配合应用,将一些重金属离子氧化成不溶性物质,过滤去除。中原油田、河南油田将臭氧化与絮凝等技术复合应用,取得了较好效果。 5)化学絮凝 絮凝剂加人返排液中能使返排液中的悬浮微粒集聚变大或形成絮团,加快悬浮微粒的聚沉,实现固-液分离。为了提高化学絮凝效果,减少絮凝剂用量,常先采用臭氧对返排液进行氧化处理,再进行化学絮凝。胜利油田采用化学絮凝处理王家岗污水站的返排液与钻井、洗井废水的混合物,处理后的水质达到了油田采出水处理系统要求。 6)电絮凝 电絮凝利用直流电的解离作用,在阳极产生Al3+、Fe2+等离子,经水解、聚合及Fe2+氧化,形成各种经基络合物、多核轻基络合物、氢氧化物,使返排液中的胶状杂质、悬浮杂质失去稳定性而凝聚沉淀分离。同时,带电杂质颗粒在电场中泳动,其电荷被电极中与而失去稳定性聚沉。此外,电絮凝能使返排液过滤效率大幅提升。有试验表明:电絮凝后返排液通过0、45um滤膜时的速率提高了7~8倍,且不受絮体量的影响。但电絮凝会消耗电极,普通钢或铝电极易结垢,有机物易吸附在电极表面形成涂层,降低处理效果。电絮凝处理返排液常与臭氧化、过滤或其它深度处理方式复合应用。海拉尔油田采用将电絮凝与悬浮污泥过滤(SSF)污水净化处理技术复合应用,取得了良好效果。 7)反渗透 反渗透利用淡水与盐水的渗透压不同,在压差作用下使返排液中盐-水分离。由于机械杂质冲刷将造成膜表面损坏,可溶性烃类可使膜失去分离性能,因此在处
页岩气气井压裂用井口
页岩气气井压裂用井口技术规格书 一、产品设计、制造、检验执行的规范和标准： 1、SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》 2、API 5B《石油天然气工业套管油管和管线管螺纹加工测量和检验》 3、NACE MR0175《油田设备用抗硫化物应力开裂的金属材料》 4、API Q1《石油和天然气工业质量纲要规范》 5、A193《高温用合金钢和不锈钢螺栓材料规范》 6、A194《高温高压螺栓用碳钢和合金钢螺母规范》 7、SY5308《石油钻采机械产品用涂漆通用技术条件》 二、页岩气气井压裂用井口内容： 1、页岩气气井井压裂用井口是指安装在油管头之上的采气井口装置。 2、主要技术参数： 规范级别：PSL3 性能级别：PR1 材料级别；EE级 温度级别：P.U 额定工作压力：105MPa 通径： 103.2mm 3、主要结构形式、配套和要求： ▲油管挂： 上、下部（两端）为油管长圆扣，主副密封为橡胶密封，油管挂主密封尺寸与原油管头内孔吻合，油管挂上部伸出油管头法兰160mm，外径192mm（7-5/8"）。 ▲盖板法兰： 规格为11″×105 MPa-4-1/16"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔。 ▲阀门及仪表法兰： 盖板法兰之上装两只暗杆式阀门，规格4-1/2"×105 MPa。两只阀门之间安装一片仪表法兰，法兰配接头、考克、压力表。
▲异形四通： 异形四通通径103.2mm，通孔面加工法兰规格4-1/2"×105 MPa。 ▲双法兰短接： 三只双法兰短接，规格4-1/2"×105 MPa---3-1/2"×105 MPa，每只总长度400mm。 ▲盲法兰： 数量：6片，规格4-1/2"×105 MPa，配齐与双法兰短接连接螺栓、螺帽。▲“Y”型三通： 数量：3只，通径103.2mm，端部法兰规格4-1/2"×105 MPa。 三，增配转换法兰 增配盖板法兰一只： 规格为11″×70 MPa-4-1/2"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔，。 四，出厂前要求： 页岩气井压裂用井口出厂前使用11″×105 MPa-4-1/2"×105 MPa 进行连接组装并做气密封试压合格后方可出厂。
桃2-20-2井试气压裂施工设计
油商秘★5年 构 造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 井 别：天然气开发井 井 型：定向井 桃2-20-2井压裂试气施工设计 江汉石油管理局井下测试公司 长庆试气项目部 2010年09 月08日
中国石油桃2-20-2井压裂试气施工设计设计单位：江汉石油管理局井下测试公司 设计人：田美文 日期： 2010.09.08 审核意见： 审核人： 日期： 审批意见（甲方）： 审批人（甲方）： 日期：
一、基本数据 1.1 钻井基本数据（见表1） 表1 钻井基本数据表 井号桃2-20-2 地理位置内蒙古自治区乌审旗苏力德镇苏木朝岱嘎查地面海拔(m) 1272.48 构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 补心海拔(m) 1277.83 开钻日期2010.7.2 完钻日期2010.7.28 完井日期2010.7.31 完钻层位山西组完钻井深(m) 3577.0 套补距(m) 5.95 人工井底（m）3552.30 完井方法套管完井造斜点井深(m) 820.0 最大井斜25.64°/2075m 井底位移(m) 678.85 完井试压（MPa）30 预测地层压力 （MPa） 盒8：30.1 山1：30.5 有害气体 预测 硫化氢含量: 0-4mg/m3 套管外径(mm) 壁厚(mm) 钢级下入深度(m) 水泥返深(m) 表层套管244.5 8.94 J55 479.00 地面 气层套管139.7 9.17 N80 1077.84 2756.0 J55 3161.10 N80 3572.34 短套管位置(m) 3388.90-3391.90 气层附近接箍位置/ 分级箍位置(m) / 声幅解释结果固井质量：合格 变密度解释结果/ 钻井异常提示/ 1.2气层基本数据（见表2-1. 2.3） 表2-1 研究院解释气层电测解释数据表 层位 气层井段(m) 厚度 (m) 电阻率 (Ωm) 时差 (μs/ m) 密度 (g/cm3) 泥质 含量 (%) 孔 隙度 (%) 基质 渗透率 (10-3μm2) 含气 饱和度 (%) 解释 结果顶深底深 盒8下13454.8 3457.3 2.5 47.29 261.78 2.42 8.38 14.85 3.569 82.00 气层山113480.9 3484.6 3.8 71.30 247.24 2.48 11.06 11.23 0.593 79.58 气层 山133504.0 3507.3 3.3 87.19 220.38 2.58 12.82 6.20 0.121 67.40 气层3507.3 3510.8 3.5 183.34 221.22 2.55 9.07 6.91 0.165 80.32 气层 山213519.6 3521.8 2.1 89.79 224.11 2.56 10.82 6.30 1.752 55.16 含气层3521.8 3524.5 2.8 137.67 229.19 2.50 7.25 8.24 2.761 72.32 气层
压裂工艺
第三章压裂施工与设备 第一节压裂施工概述 1、压裂施工的准备工作 ⑴数据资料 压裂施工前需具有有关井数据资料，压前的破裂压力试 验数据和压裂设计指导书。有关井的数据资料应包括管柱和 井口设备的尺寸大小和额定压力值，套管和地层的隔离情 况，地层及其上下遮挡层情况。了解裂缝高度的遮挡层以及 附近水层和漏层的位置，射开的孔眼数和孔眼的大小等。 破裂压裂试验可在正式压裂施工前进行。根据破裂压 裂试验的数据，特别是原先估计的裂缝高度如有变化，或根 据压力压降曲线而得到更准确的液体滤失系数时，可能会修 改压裂施工设计。修改过的最后设计应包括排量施工表、预 期的井口压力、总液量、添加剂和支撑剂浓度等。图2-3-1常规施工泵入装置简图 ⑵施工设备摆放 现场施工设备必须按标准摆放，以利于协调指挥和管理。见图2-3-1。 ⑶施工前检查 施工前要检查施工要求配备的物品，确保其质量和数量和性能。 井场准备情况检查。主要考虑是否有足够大的场地并方便施工车辆进出。它对施工进展、施工质量及安全都很重要。 设备准备情况检查。要求施工设备使用状态良好，能完成现场施工，现场还必须备有足够的易损件。 压裂材料检查。主要是指压裂液和支撑剂的检查。检查压裂液细菌污染情况及胶凝物的水化和交联性能，这些可简单通过检查储罐的清洁程度、配液时间、环境温度、液体颜色、气味等来确定。必要时，可对每一罐压裂液进行小规模交联和混合试验。对支撑剂要确认其型号，检查其杂志含量等。 2、实施压裂施工 ⑴设备运转情况检查 关闭井口阀门，对所有的施工管线进行最高限压试验。在最高限压下，压力
稳定至少一分钟，系统设备没有渗漏，就说明设备和注入系统合格，可以进行施工，否则必须进行紧固或更换相关部件。 ⑵施工监测 注入排量和加砂量是监测的主要内容，排量不仅决定施工用液的总量，也影响施工质量。用涡轮流量计可在压裂监测装置上提供直观的记录，可用一实际排量来进行标定。也可通过计数泵的冲程次数，并已知每一冲次的容量，来校验液体排量，但有一定误差，较精确地确定注入排量的方法是从压裂液罐内计量泵入液体的体积和泵入时间，这三种方法都应使用，将这三种方法分别测得的结果进行互相校核，以便尽可能确切地得出实际排量。 加砂量的测量同样也是较困难的，整个施工过程中测量误差也可能导致施工结论本质上的差别。加砂也可用几种方法进行测量，所有方法应相互配合能使误差最小。监测支撑剂用量的最可靠方法就是测量支撑剂罐，在施工期间，应按预先设计的加砂程序表，确定各个不同施工阶段用完一罐支撑剂的时间。多数搅拌器都装备有螺旋推进器，用以控制向压裂液中添加支撑剂的速率。螺旋推进器每旋转一周，就输送一定量的支撑剂，然而对于不同的搅拌器，螺旋推进器每旋转一周输送量是不同的，因此，要对每一台搅拌器必须进行标定，以确定不同注入排量下，输送正确的支撑剂量时所需要的转速。可用放射性密度计监测支撑剂浓度，而且非常有效，特别是在浓度突然变化时。这种密度计需对照施工期间总的砂量来进行标定，以便更有效地监测整个施工过程。 ⑶压力波动 在压裂施工期间，正确推断引起施工压力波动原因是非常重要的。有四种 引起压力波动的原因，即力学问题、胶体性能变化、支撑剂浓度的改变和地层 响应。 引起施工压力异常的最常见的力学问题是压裂液通过射孔孔眼时受到限制。当某些孔眼不能流过流体时，则其余孔眼上的流量就会增加，因而造成高的压力降落，使地面的施工压力比预料的要高。可能会迫使改变施工程序。如果地面的施工压力比预料的高，可用瞬时停泵压力来检验井底压力，以便确定预计的井底压力是否正确。已知泵入排量和施工管路的摩擦阻力，就可计算出畅通的孔眼数，当某些孔眼被堵塞，或者是孔眼没有同裂缝相连通，或是孔眼直径比预计的要小时，则计算出的畅通孔眼数就可能少于实际射孔数。?在继续进行压裂施工之前，
气井压裂后排液工艺浅析
气井压裂后排液工艺浅析 李亚1，王东辉2，周莉3 （青海油田井下作业公司，青海茫崖817500） 摘要：压裂是目前油气井的主要增产措施，压裂后排液不彻底或不迅速，不仅加大对地层的二次伤害，而且影响气井的产量，本文通过对气井排液的影响因素及平1井第一层组气层压裂后排液实际情况，进行了分析，认为弹性能量与地层能量的利用与排液方法的合理利用是影响地层排液的重要因素。 关键词：压裂；气井排液；弹性能量；地层能量 Gas well fracturing fluid technology of back LI Ya1,WANG Dong-hui2,ZHOU Li3 (Qinghai Oilfield Downhole Operation Company,Qinghai,mangya 817500) Abstract: fracture is the major oil and gas well stimulation measures, fracturing fluid is not completely back rapidly or not, not only increase the formation of two injuries, but also influence the deliverability of gas well, the gas discharge and the influence factors of Ping 1 well group gas reservoir fracturing fluid first layer back is actual circumstance, undertook an analysis, think elastic energy and formation energy utilization and liquid discharging method is reasonable using is the important factor influencing the drainage of formation. Key words: gas well fracturing; drainage; elastic energy; energy of formation 引言 在对气层进行压裂酸化改造过程中，大量液体将进入地层，作业后如不彻底将这些液体排出，就会对地层造成二次伤害，严重影响压裂酸化效果；同时，排液速度的快慢也制约着生产的进度；此外，排液的彻底与否，对试气产量的确定、储层的评价认识都有一定的影响。气井排液根据是否采用诱喷手段可分为井筒排液和地层排液两种方式。井筒排液是指压裂酸化施工结束后，弹性能量或地层压力不足，需靠反替、气举和抽汲等井筒助排技术达到诱喷目的的排液方式。地层排液是指不需诱喷，而仅采取放喷就能将入井液体排出的排液方式。不难看出，井筒排液是能否快速顺利排液的关键，它需要借助井筒助排措施才能将液体排出。能否将井筒液体排出、排出时间长短、排液措施的经济实用与否，均有很强的技术性。因此，对天然气井的井筒排液技术进行分析、总结与研究是很有必要的。 1 井筒排液影响因素分析
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。
延长油田用压裂液的优点与不足讲解
延安职业技术学院 毕业论文 题目：延长油田用压裂液的优点与不足所属系部：石油工程系 专业：应用化工生产技术（油田化学）年级班级：07应用化工（4）班 作者：李阿莹 学号： 指导老师： 评阅人： 2010年月日
目录 第一章绪论…………………………………………………………………（）第二章延长油田地质情况……………………………………………（）第三章压裂液概述………………………………………………………（）3.1 概述………………………………………………….……………………（）3.2 分类……………………………………………………………….………（）3.3 压裂液的国内外研究与应用状况…………………………….….（）第四章延长油田用压裂液…………………………………..………（）4.1 胍尔胶压裂液……………………………………………………………（）4.2 清洁压裂液………………………………………………………………（）4.3清洁压裂液与胍胶压裂液的应用对比…………………………………（）结论…………………………………………………………..…………….………（）参考文献…………………………………………………………….……………（）致谢………………………………………………………………………………（）
摘要：经过几十年的开发,延长油田已进入中后期开发阶段,为了达到稳产、增产进而合理利用资源的目的,油田企业会对部分井实施措施作业。本论文以此为出发点,就油田常用的两种压裂液体系用外加剂、工艺、施工效果等方面做了概述并由对两种压裂液体系的应用对比,总结出各自的有优点与不足. 关键词：水力压裂延长油田胍胶压裂液清洁压裂液
压裂工艺设计优化及效果分析
压裂工艺设计优化及效果分析 摘要：压裂工艺，不仅能够增加油田的产量，还能够保证油田的稳产，以提升油田的经济效益。但是，从压裂的应用情况来看，依然存在各种各样的问题，所以，需要详细研究压裂工艺设计优化及效果分析，以供人们参考。 关键词：压裂工艺；优化；效果；分析 前言： 随着压裂工艺的迅猛发展，它被广泛的应用在油田开发当中，从而增加油田的产量，进而促进石油工业的发展。但不是所有的压裂措施都能够达到预期的增产效果，所以，对压裂工艺设计优化及效果分析是很有必要的，它能够确保压裂成效，从而获得良好的增产效果，以满足油田开发的需求。 1.压裂工艺设计优化及应用情况 对于压裂工艺设计优化来说，主要体现在以下三大方面：第一，对施工规模进行优选；第二，对压裂层段进行优化；第三，对压裂工艺进行优化。 1.1对施工规模进行优选 首先，应该加大薄差储层的施工改造规模，自2014年以来，根据某区块薄差储层的发育特征，对穿透比范围和加砂规模进行科学的确定，以使改造效果达到最佳，表1为裂缝穿透比的优化范围；其次，应该充分掌握重复压裂层位的
改造需求，如果之前的改造层位是高含水层，那么就需要选用选择性压裂技术，先将高含水层暂时堵住，改造还没有动用的小层；最后，还应该加大三元复合驱采出井和注入井的规模，对三元复合驱采出井的压裂时机进行优选，采取相应的压前举措，以确保措施成效。如果三元?秃锨?的注入井比较困难，需要在油田间进行良好交流，以确保注入成效。 1.2对压裂层段进行优化 首先，应该对油层发育和剩余油分布情况进行分析，对压裂层段进行优选；其次，应该选用薄隔层压裂工艺技术，对压裂层段进行细分，这在一定程度上能够提高措施的针对性。 1.3对压裂工艺进行优化 首先，应该对发育差难压储层进行压前加酸处理；其次，应该对隔层小、油层多且薄的层段进行多裂缝压裂工艺的优选，以加大卡段内的裂缝条数，这对增加裂缝波和体积来说是很有帮助的；最后，还应该对高含水层位采用选择性压裂工艺技术，为了改造较低含水层位，先将高含水层暂时堵住。 2.效果分析 对于效果分析来说，主要体现在以下三大方面：第一，对优化施工规模的效果进行分析；第二，对薄差层优化施工规模的效果进行分析；第三，对优化压裂工艺的效果进行分析。
油田压裂新技术工艺
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1）黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。（2）油藏中最多只有油、气、水三相，每一相均遵守达西定律。（3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 （2）物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。（4）裂缝：裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用，特别是水平井分段压裂技术的推广应用，在保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标：
水平井压裂分段数：9段 深层气压裂最大支撑剂量： 908.5t （角64－2H井） 最大注入井筒液量： 4261.1m3 最大酸压规模：1603 m3 ?水力喷射分层加砂压裂在四川、长庆地区施工20余井次，平均单井次缩短施工周期20天以上；气井应用不动管柱分层压裂技术307井次，施工成功率99%；平均单井缩短试气周期20天以上；连续混配压裂施工405井次，累计配液88898 m3，累计缩短施工周期425天。 ?裸眼封隔器分段压裂取得突破性进展。全年在苏里格等地区现场应用22井次，并取得良好效果。长城钻探在苏里格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。 ?川庆钻探与美国EOG公司合作，在角64－2H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术，成功完成水平井9段分层加砂压裂施工，注入液体4261.1m3，支撑剂908.5t，刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多（9段）、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录， ?2010年，国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用，打破了外国公司的垄断，取得了很好的增产效果，产量是临近直井的3倍以上。 ?2010年，川庆钻探在合川 2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空6－7级分段压裂现场施工；西南油气田的威201页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工，为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。 5、机械分段压裂技术 机械分段压裂技术包括裸眼封隔器分段压裂技术、动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、不动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、封隔器＋桥塞分段压裂技术等。 1、裸眼封隔器分段压裂 ◆裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式：到目前苏里格共完成裸眼分段压裂36井（167段），占整个水平井改造总井数的81.8%。 ◆应用规模逐年扩大： 09年8井次、10年1~7月28井次。 ◆技术水平逐步提高：分段数从3段到10段（工具已下井，近期压裂施工），最长水平段1512m，最大下入深度5235m。 套管鞋：3698.81
压裂工艺设计样本
山西省阳城CMM项目LSWJ-3井压裂作业施工设计 中国联盛投资集团有限公司二○一一年六月
山西省阳城CMM项目 LSWJ-3井压裂作业施工设计 编写人: 审核人: 甲方审核: 甲方审批: 项目单位: 中国联盛投资集团有限公司 设计单位: 汇金石油技术服务有限责任公司 二〇一一年六月二十日
目录 一、基本数据 (1) 二、施工目的及依据 (2) 三、压裂层段 (2) 四、施工参数 (2) 五、压裂液配方及各种原料、添加剂用量 (3) 六、压裂施工泵注程序 (3) 七、施工准备 (5) 八、施工步骤 (6) 九、质量保证要求 (10) 十、 HSE要求................................. 错误!未定义书签。十一、完井资料的整理与提交 .. (12) 十二、压裂管柱示意图 (14) 十三、完井管柱结构示意图 (15) 附件 (16)
一、基本数据
二、施工目的及依据 ( 1) 经过压裂改造煤层, 增强煤层近井地带的渗透能力, 有效地将煤层天然裂隙系统与 井孔连通起来。 （2）解除井眼附近因钻井、固井可能造成的储层污染, 增加产气能力, 为减少施工泵压 的摩阻采用光套管泵入的方式。 ( 3) 经过压裂后排采, 进一步认识煤层气储层特征。 （3）本设计依据中国石油行业标准《SY/T5836中深井压裂设计施工作法》及《煤层气 压裂技术规范》。 三、压裂层段 四、施工参数
五、压裂液配方及各种原料、添加剂用量 ( 1) 压裂液配方 清水: 清水 ( 2) 原料、添加剂用量 3＃煤层: 设计清水量: 460.60m3 配置清水: 500m3 15＃煤层: 设计清水量: 188.50m3 配置清水: 200m3配液说明: ①配液水质PH为6.5-7.5, 机械杂质小于0.2%。 ②技术要求: 配液用水需精细过滤。 六、压裂施工泵注程序 下层( 15#煤层) 泵注程序