苏里格气田压裂及返排工艺分析

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1、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

2、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

3、，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。-10-3、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2-3MPa,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

4、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2-3MPa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

5、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4-8mm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）

6、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。-10-4、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

7、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-10-井号矿物种类和含量（%）粘土矿物总量（%）粘土矿物相对含量（%）石英方解石伊利石高岭石绿泥石平均

8、72.92.625.437.124.338.6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0.86-0.91MPa/100米，排驱压力一般在0.4-