苏里格气田压裂及返排工艺分析
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。
苏里格气田地面工艺技术研究
苏里格气田地面工艺技术研究
苏里格气田是典型的“低渗、低压、低丰度”三低气田,气藏非均质性强、横向连通性差、单井控制储量低、压力下降块。
与其客观条件相适应,苏里格气田开发建设过程中必然呈现出井间距离小、管网密度大的特点。
由于传统的气田地面工艺技术模式基本采用高压集气,其适用于单井控制储量大、井口压力高、稳产时间长、连通性好的气田,若采用该模式开发建设苏里格气田,不仅意味着高昂的成本
投入,更给日常运行管理带了极大困难。
为此,必须通过攻关研究,优化、筛选出适合苏里格气田特点、实际的配套地面工艺技术,以实现气田经济、科学、高效开发。
本文在充分借鉴国内外气田开发、管理经验认识的基础上,通过对苏里格气田自身气藏地质特点的研究分析,探索研究适合苏里格气田自身特点的地面工艺技术模式,以“三个降低(降低地面建设成本、降低生产运行成本、降低维护管理成本)”破解“三低”气田开发这一世界性技术难题,最终实现苏里格气田高效开发。
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【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。
浅谈压裂酸化返排液处理技术方法
浅谈压裂酸化返排液处理技术方法摘要：酸化技术是一种利用酸液与近井或储层中矿物反应、提高渗透率、提高油气井产量或增加注水井注入量的技术措施。
酸化施工结束后，残酸液会排至地面继而形成酸化废液。
酸化废液pH低、成分复杂，对其处理后回注储层或外排对保护环境有重要意义。
关键词：压裂酸化，返排液，处理，技术前言酸化技术是提高储层中油、气渗流能力及增加油气井产量的重要措施之一。
酸化过程是通过井眼向地层注入一种或几种酸液或酸性混合溶液，利用酸与地层或近井地带部分矿物的化学反应，溶蚀储层中孔隙或天然裂缝壁面岩石，增加孔隙和裂缝的导流能力，从而达到油气增产或注水井增注的目的。
酸化作业完成后，残酸通过注入井返排至地面，形成酸化废液。
为了提高对储层的改造效果，常将压裂与酸化过程相结合，在足以压开油气层形成裂缝或张开油层原有裂缝的压力下，对油气层酸压的一种工艺。
酸化压裂液体系由增粘剂、盐酸、有机酸等主剂及缓蚀剂、铁稳定剂、杀菌剂等组成，致使返排出的酸化压裂废液具有污染物含量高、酸性及腐蚀性强等特点，未经处理外排对环境会产生严重污染。
对其处理后回注或回配酸化压裂液是其重要出路。
1压裂酸化废液污染物的种类污染物的种类主要有以下几种：第一，压裂酸化施工中产生的废液。
其主要有压裂施工中压裂液的废液，施工过程中设备发生刺漏产生的冻胶，各种液体添加剂的残液，酸化施工中的残酸，施工后清洗罐体时产生的废水废液，尤其是用液量大的工程要求大罐数量多，产生的废液不可忽视；压裂后返排产生的废液，不同地区，不同井别的返排率在30%到85%，还有各种生活污水等；第二，压裂酸化过程中产生的固体废弃物。
比如，破胶剂使用中产生的残渣；支撑剂使用过程中产生的残渣；各种化工料的包装袋。
这些污染物处理不好，极易造成严重的环境污染；第三，因压裂酸化产生的气体污染源。
其主要包括酸化作业中盐酸挥发产生的废气、泵车造成的尾气等；第四，其他污染源。
比如，压裂酸化过程中的噪声污染；作业过程中人为产生的各种垃圾；特殊添加剂造成的污染。
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术
苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术作者：崔凯来源：《中国化工贸易·下旬刊》2020年第01期摘要：苏53-80-13CH井是苏里格气田一口小井眼侧钻水平井，从该井的基本情况，完井情况，通井情况，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，投球顶替座封座挂，油层气保护，以及打捞技术的研究，完善了苏里格小井眼侧钻水平井完井技术，在国内小井眼压裂压裂工艺及配套工具的研究上又跨进了一步。
小井眼压裂完井技术对储层改造效果明显，在苏里格气田具有较高的经济价值和应用价值。
关键词：小井眼;完井工艺;裸眼压裂完井;侧钻水平井1 概述苏53-80-13CH井构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕北斜坡北部中带苏里格气田苏53區块，该井钻井目的是利用侧钻水平井技术提高单井产能;利用侧钻水平井挖潜井间剩余气储量，提高部署区储量动用程度。
进行了单磨通井，双磨通井，下管前井眼准备，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，打丢手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方认可。
2 苏53-80-13CH井基本情况该井实际完钻井深4205m，窗口深度3025.9m，A点井深3537m，钻头通井到4170m遇阻，划眼憋泵，不再继续往下划眼，就此完钻，因为4170-4205m为泥岩段。
水平段长668m，裸眼段长1159.08m。
完井管柱下深4188m，裸眼压裂分段6段。
上部井段采用139.7mm生产套管下入至窗口，裸眼段采用118mm钻头裸眼完井，下入分段压裂完井管柱。
3 完井施工3.1 单磨通井①单磨通井到3800m，磨阻正常（不超过管柱正产磨阻8t），从3800m一直划眼到4188m，共划眼耗时12h;②单磨通井到底循环2周后短起下，短起下过程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋转时候悬重75t，采用的钻杆为φ88.9mm 85特锥扣钻杆）;③短起下过程中都在正常磨阻之内，没有超过正常磨阻8t的现象（理论上最大不要超过正常磨阻的10t）。
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
在油气田开发中，采用合理的排水增产技术和模式对于提高油气田产能和延长生产周期具有重要意义。
苏里格气田是我国的一个重要天然气田，针对其单井排水增产，本文提出了一种新的模式和技术，旨在实现更高效的生产与排水。
本文将对这种新模式以及技术进行详细的介绍和分析。
针对苏里格气田单井排水增产的背景和需求进行介绍。
苏里格气田作为我国的一个重要天然气田，具有丰富的气体资源，然而在长期的生产过程中，由于井底压力的下降和水平压裂技术的限制，单井产量逐渐下降，同时地层水分的逐渐增多也给生产带来了诸多困难。
为了解决这一问题，需要采用一种更加有效的排水增产技术和模式来提高油气田的产能。
然后，介绍了苏里格气田单井排水增产的新模式和技术。
我们提出了一种新的模式和技术，包括以下几个方面：一是采用水平井技术来提高井底压力和产量；二是采用水平井技术来实现井底水排；三是采用新型的地层水分调控技术来解决地层水分增多的问题。
这些新技术和模式可以有效地解决现有技术和模式存在的问题，提高油气田的产能。
苏里格气田单井排水增产的新模式和技术为解决当前存在的问题提供了一种新的思路和方法。
我们相信，通过进一步的研究和实践，这种新模式和技术将能够为苏里格气田的生产带来更大的效益和价值。
《2024年裂缝闭合过程中压裂液返排机理研究与返排控制》范文
《裂缝闭合过程中压裂液返排机理研究与返排控制》篇一摘要在油田开采过程中，裂缝闭合及压裂液返排是一个复杂而关键的环节。
本文着重研究了压裂液在裂缝闭合过程中的返排机理，探讨了其影响因素和控制措施。
通过分析裂缝的物理性质、化学性质和工艺操作条件，提出有效的返排控制策略，为油田的稳定生产和经济效益的提升提供理论支持和实践指导。
一、引言在油气田开发中，为了实现油田的高效开发及提高采收率，通常需要利用人工方法产生或利用天然裂缝。
然而，裂缝的闭合与压裂液返排过程往往涉及诸多复杂因素，对采收率和经济成本有着显著影响。
因此，深入研究压裂液返排机理和有效控制返排过程，对于油田的持续发展具有重要意义。
二、压裂液返排机理研究1. 物理机制压裂液返排的物理机制主要涉及裂缝的闭合过程。
当裂缝被压裂液撑开并达到一定宽度后，随着时间推移，由于地层压力变化和液体黏滞力的作用，裂缝逐渐开始闭合。
在此过程中，部分压裂液由于剪切力和吸附力的作用被挤出裂缝，形成返排现象。
2. 化学机制化学机制主要涉及压裂液与地层岩石的相互作用。
压裂液中的某些化学成分可能与岩石发生反应，改变其表面性质和孔隙结构，从而影响压裂液的流动和返排。
此外，地层中可能存在的粘土矿物也可能与压裂液发生相互作用，进一步影响其返排过程。
三、影响压裂液返排的因素1. 地层特性：地层的孔隙结构、岩石类型和粘土含量等都会对压裂液的返排产生影响。
2. 压裂液性质：压裂液的黏度、表面张力、滤失率等都是影响其返排的关键因素。
3. 工艺条件：注入速率、裂缝大小及闭合速率、回压等也会对压裂液的返排产生直接影响。
四、返排控制策略1. 优化压裂液配方：通过调整压裂液的黏度、表面张力等性质，以改善其在地层中的流动和返排性能。
2. 合理控制注入速率：根据地层特性和工艺要求，合理控制压裂液的注入速率，以避免过快或过慢的注入对返排过程的不利影响。
3. 监测与调整：实时监测裂缝的闭合过程和压裂液的返排情况，根据实际情况调整工艺参数，确保返排过程的顺利进行。
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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由嘴控制，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1MP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8-10mn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6-10mn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。
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。
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井号矿物种类和含量（%粘土矿物相对含量（%素10-34-30放喷曲线油压（Mpa ） .套压（Mpa ）■累计排液量（方） 油压趋势线 套压趋势线 /apM —力压co・8 2 Ou- 4 2Ou- _u 2Ou- _U2Ou-Ou- ox —7 -—CONOu- 4 17onu- _U2 onu-QoQoQoco・ 8 03-6 -COCONonu- 4 03-6 -COCONco・ o 03-6 -COCONonu- _U2 onu-naznaz -6nazco・ 8 92-6 -CCONonu- 4 92-6 -CCONco・ o 92-6 -CCONonu- 0U2 co・onu-oaz -6 CCC —oaz -6 CCC —oaz -6 CCC —co・8 82-6 -CCONonu- 4 82-6 -CCONco・ o 82-6 -CCONonu- 9 3-6 CCC —co・ 8 72-6 -CCONonu- 4 72-6 -CCONco ・ o 72-6 -CCON onu-_U2 6Z -6 CCC — co・CG-CCN -6 CCC — Ou.ox — 6Z -6 CCC — onu- 862-6 -CootN Ou. 4 62-6-CootN 86 62-6 -CCON 8・aNa -6 CCC ON•彳 a -6 CCC火 火喷点/井6m 换，关井 400累计排液量趋势线 关井喷,期喷 点火井3530 25205000 5020 5 O 5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。
&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。
50m，长半缝裂佳最0.05 0.1 0.25 0.3 0.350.15 0.2 有效渗透率，md规模图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。
35 __________________ ___________________ ___________________ ___________________0 ---------------------------- ------------------- ---------------------------------------0 5 10 15 20目的层厚度，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6MPa4、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%^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，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：1、压裂施工未达到设计要求，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）&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。