苏里格气田压裂及返排工艺分析
不动管柱分层压裂工艺在长庆苏里格气田的应用与分析
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。
压裂返排液再配液技术的研究应用
压裂返排液再配液技术的研究应用尧君【摘要】压裂是储层改造的重要增产措施.随着大量水平井的规模化开发以及大型施工工艺的应用,压裂液的用量越来越大,压后返排液量也相应增加,这些返排液成为压裂增产后的主要污染物.对返排液再配液影响因素进行分析,研究了一套适用于苏里格气田的交联胍胶类返排液再配液技术.该技术应用不仅减少了返排液的外排压力,还促进了水资源的循环利用,在保护环境的同时又保障了油气田的持续生产.%Fracturing is an important measure to increase the yield of reservoir modification.With the scalized development of a great number of horizontal wells,as well as the application of large-scale construction technology,the amount of fracturing fluid used gets more and more,and the amount of flow back fluid after fracturing increases correspondingly as well.All the flow back liquid has become the main pollutants after the fracturing yield.The influential factors of back flow and reusing fluid are analyzed.A set of cross-linked guanidine gum flow back and reusing fluid technology suitable for Sulige Gas Field has been developed.The application of that technology could not only reduce the discharge pressure of back flow liquid,but also accelerate the recycling of water resources.The sustainable production of oil-gas field is guaranteed while the environment is protected.【期刊名称】《工业水处理》【年(卷),期】2017(037)008【总页数】4页(P89-92)【关键词】增产;返排;破胶交联;苏里格气田;循环利用【作者】尧君【作者单位】中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司,辽宁盘锦124107【正文语种】中文【中图分类】TQ424.1压裂返排液是增产措施中的主要污染物。
苏里格气田水平井体积压裂浅析
苏里格气田水平井体积压裂浅析[摘要]在对低孔隙度、低渗透一特低渗透砂岩油气藏压裂中，由于储层基质向裂缝的供油气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。
因此，提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的“体积压裂”技术。
随着苏里格气田水平井大面积的开发，针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷，特别是今年“体积压裂”的水平井尤为突出。
[关键词]体积压裂水平井裂缝储层1“体积压裂”的概念体积压裂（volume stimulation）就是在水平井中进行一系列的大规模的压裂处理。
这个概念的提出源于Barnett shale地层。
其压裂理念：一是页岩内硅质含量高的层段具有脆性特征，遭受破坏时会产生复杂的缝网；二是体积压裂不同于常规压裂只形成单一裂缝，而是在一定体积内形成裂缝网络；三是采用水平井+分段压裂，形成复杂的裂缝网络，增大储层的接触，有利于页岩中天然气的充分释放。
国外比较成功的是利用“体积压裂”的理念开发页岩气。
通过水平井多段分簇压裂，形成与常规裂缝完全不同的复杂裂缝。
2苏里格气田体积压裂技术2.1技术原理在双封隔器分段压裂的基础上发展形成的多级封隔器分段压裂技术，作为非固井完井的尾管下入井底，根据需要的压裂级数分层，工具到位后，利用水利方法座封，压裂施工通过一次连续施工实现多级分压。
2.2具体做法技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻完水平井段，再将封隔器、滑套等完井管柱下入井底设计位置，封隔器胀封即对地层分段改造。
压裂时将不同大小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的工具配套的球座内，封堵要增产处理的产层，再通过打滑套就魁处理下一个产层。
因为无需固井作业，天然裂缝不会受到固井伤害，并且在泵送作业过程中容易实现增产效果。
该工艺适用于天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩、井壁稳定不坍塌的储层，因使油层或气层直接与井眼相通，省却套管固井或尾管悬挂固井，具有油或气流入井内阻力小和经济的优点。
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。
苏里格气田机械封隔器连续分层压裂技术
苏里格气田机械封隔器连续分层压裂技术张华光;桂捷;张丽娟;惠红刚;郭思文;李旭梅【摘要】Sulige gas ifeld has the typical characteristic of multi-thin pay-zones and low production for single zone. The continu-ously separate layer fracturing with gas well mechanical packer technology was studied and the fracturing-string and supporting tools were developed and optimized in this paper, including big drift diameter K344 packer, hydraulic anchor and 3.175 mm range sliding sleeve core. The new technology can separately fracture 8 layers in one trip, which has been successfully used in more than 80 wells. Field application shows that the technology has the advantages of reliable operation, simple construction, and low cost.%针对苏里格气田含气层系多、单层产量低的特点，进行了气井机械封隔器连续分层压裂技术研究，研发并优化了气井机械封隔器连续分层压裂管柱，研制了大通径K344封隔器、水力锚及耐磨的3.175 mm小级差滑套芯子等配套工具，可达到一趟管柱连续分层改造8层。
80多口井的现场应用表明，该技术具有施工可靠、操作简单、成本低等优点。
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。
苏里格气田压裂返排液的处理及循环利用技术
苏里格气田压裂返排液的处理及循环利用技术于世虎;张晓虎;李倚云【摘要】针对苏里格气田压裂返排液的特点,形成一套以\"微生物降解—化学氧化\"、\"屏蔽-沉淀\"、\"混凝-沉降\"、\"交联抑制\"为特色的返排液处理技术,处理后水质清澈透明、无异味,满足重复配液需求.开发了一套模块化多功能处理装置,可满足不同的返排液处理需求,灵活方便、可靠性强、效率高,处理能力最高达300 m3/d.该技术已在苏里格区域全面推广应用,取得了良好的社会经济效益.【期刊名称】《化工环保》【年(卷),期】2019(039)003【总页数】7页(P360-366)【关键词】压裂返排液;循环利用;微生物降解;化学氧化;混凝过滤【作者】于世虎;张晓虎;李倚云【作者单位】四川川庆井下科技有限公司,四川广汉 618300;四川川庆井下科技有限公司,四川广汉 618300;四川川庆井下科技有限公司,四川广汉 618300【正文语种】中文【中图分类】X703鄂尔多斯盆地苏里格气田合作区域的压裂返排液产生量多（（3～4）×104m3/a），液罐占用量大，环保风险高，严重威胁当地的环境和生态系统，增加了企业的经济负担。
随着新《环境保护法》的实施，油气开发要求采用“不落地、零污染”等生态、环保、安全的开采模式，对该区域油气开采的可持续发展提出了严峻考验。
压裂返排液循环利用技术是实现油气资源可持续开采的前提，对于生态保护和绿色生产具有重要的意义［1-6］。
目前，压裂返排液循环利用技术大部分处于室内研究和探索阶段，尚无大规模推广应用的先例［4-5］。
本工作针对苏里格气田压裂返排液的特点和处理难点［2-6］，灵活运用生物降解和化学氧化技术［3-6］，开创“微生物降解—化学氧化”多元处理技术，降低COD；采取“屏蔽-沉淀”方式去除Ca2+、Mg2+等高价金属离子［3-5］；采用“混凝-沉降”方式去除悬浮固体颗粒；采用除氧剂去除残余的破胶剂；首创交联抑制技术消除残余交联剂的不利影响；采用复合杀菌剂进行灭菌处理。
苏里格气田液氮助排工艺技术_罗小军
１ 液氮助排工艺
液氮伴注增能助排技术 ， 是采用延迟交联技术在压裂液的前置液中加入氮气 ， 形成均匀泡沫冻胶以 撑开地层 ， 并且在压裂后 ， 靠压力释放后的氮气膨胀提供驱动破胶水化液流动的能量 。 该技术可加快压 后压裂液的返排速度 ， 提高压裂液的返排率 ， 减少压裂液对地层的伤害 ， 确保压裂效果 。 施工中加入液 氮 ， 一是能够使压裂液起泡 ， 降低压裂液滤失 ， 提高造缝和携砂能力 ； 二是可降低气体膨胀 ， 降低液体 密度 ， 提高压裂液返排速率 。 苏里格气田储层物性差 ， 单井自然产能较低 ， 不经过增产措施改造就难以获得工业气流 。 该气田主 要采用液氮伴注加砂压裂对储层进行改造 ， 以达到增产增效的目的 ， 因此 ， 压后排液的时机与制度的确 定直接影响着压 裂 改 造 的 效 果 及 该 井 的 产 能 情 况 ， 压 后 排 液 工 作 在 整 个 试 气 过 程 中 的 作 用 就 显 得 特 别重要 。 １ ． １ 压裂后返排时机 根据压裂后的停泵压力 ， 来确定开井返排时机 。 根据经验 ， 苏里格气田气井在压裂后停泵压力大于 ２ ５ ＭＰ ａ时需要关井使压力扩散 ， 等压力降到 ２ ５ ＭＰ ａ以下时用油嘴或者针阀控制放喷 。 １ ． ２ 压裂后返排工作制度 ） 依据地层物性 、 压裂液的性能 （ ，结 合 压 裂 施 工 的 破 裂 压 力、延 伸 压 力、 主要为压裂液的黏度 ） １ 停泵后压降速度 、 闭合压力 、 压裂液的破胶效果进行综合分析 ， 以放喷时地层不出砂和充分利用地层能 量和伴注的液氮尽量多地排出压裂液为原则 。 ） 根据压力的高低选择合适的油嘴进行放喷排液 ， 保证能够在放喷 阶 段 尽 量 多 地 排 出 压 裂 液 并 形 ２
３ 液氮量／ ｍ
液氮排量 平均 ／ Ｌ·ｍ ｉ ｎ
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。