庆深气田套管压裂效果分析范文

《中国石油和化工杂志》2015年第二期

1压后放喷分析

压后返排是压裂施工中的重要环节，针对埋藏深、渗透率低的气井，压后用Φ114.3mm套管返排速度过快，容易造成应力敏感性伤害。因为返排太快则孔隙压力下降快，岩石应力上升快，形成压实，导流能力下降；而且如果破胶不彻底，天然气所产生的气流对支撑剂的冲击过大，导致地层出砂和支撑剂返吐严重，高强度的支撑剂在强大的冲击力下突出，对工具和地面管线造成严重损害。但也不能过慢，否则压裂液会对地层造成伤害，降低导流能力，影响压裂效果。通过总结现场放喷排液实践经验，获得返排过程中油嘴、油压和排量的关系曲线。一般关井扩散时间长，徐深1-平3井关井扩散24小时。由于压裂液、砂量大和压裂段数多，充分利用弹性能放喷，初期放喷用Φ2mm或Φ4.76mm油嘴控制，为了防止地层吐砂，小油嘴控制放喷时间为5～7天为宜，然后根据井口油压情况判断是否更换下一个油嘴。宋深12H和宋深103H井按照常规井做法放喷，更换大油嘴过早导致地层吐砂，影响后续排液求产。

2压后排液分析

综合支撑剂沉降距离和支撑剂回流之间的平衡，确定出最佳的压后返排油嘴尺寸，随着返排的进行，井口压力逐渐降低，所以油嘴尺寸的优化过程是动态的。根据不同时刻尺寸油嘴对应的临界返排量对油嘴进行相应的优化设计，计算出不同井口压力下合适的油嘴系列。徐深1-平3井同一油嘴排液初期气液比随时间呈直线增加，后期逐渐稳定；随着油嘴的增大，气液比也增大，气液比随着产气量增加而增大，总体比值由200增大至1400。在Φ9.53mm油嘴放喷后期气液比稳定后更换Φ73mm油管进行系统测气求产。徐探1井S1-1层为沙河子组砂砾岩，采用Φ139.7mm套管分两段压裂合排求产，压后Φ6.35mm油嘴日产气58886m3，日排液48m3，井口油压16.75MPa，由于工艺限制未下压力计监测井底压力。根据生产情况模拟计算了在不同管径生产的情况，其中，Φ139.7mm套管为实际生产管柱，Φ88.9mm和73mm油管为模拟管柱。对比分析不同管径测气求产参数（流压、液体流速、气体流速及井筒持液率等）的差别，进一步分析套管压后排液测气的优缺点。通过徐探1不同管径的排液参数对比（见表3.1）得到以下认识：当日产气量为58886m3、井口压力为16.75MPa生产时，随着生产管径增大，流动压力增大，生产差变小，液体流速及气体流速降低，说明大管径不易携液；井筒的持液率高，流态为泡状流，说明井筒易积液。因此，建议排液求产阶段更换较小的管径测气排液。

3压后求产分析

求产阶段如果满足系统试气要求，依次选择从小到大油嘴；如果不满足，则进行一点法产能试井。测气求产阶段每30min准确记录一次气、液产量及井口油套压，并描述液体颜色，检测PH值和密度。根据油套压以及气液比变化情况判断是否改变工作制度。宋深12井求产阶段前3个工作制度的气液比小，呈近似水平线，总体比值约1600，试气阶段12.7mm油嘴生产时，气液比逐渐增加，后期稳定在1800左右。同时，结合生产动态分析技术，分析判断工作制度是否合理。通过生产系统模拟得到两点认识：试气时要求各油嘴的产量升幅和压降落幅合理，11.11mm油嘴不满足条件；分析得到的协调产量与实测产量相近，12.7mm油嘴所求产量已接近无阻流量，无需采用下一个工作制度。

4结论与建议

(1)套管压裂具有降低施工摩阻、降低地面泵压、改造规模大的特点，而且改造后能获得较高的产能。(2)通过工程计算结果分析，套管排液求产管径过大，流体流速低不易携液容易导致井筒积液。因此，建议更换较小内径的管柱试气排液求产。

作者：费璇刘宝华李少明吴华单位：大庆油田有限责任公司中石化江汉油田分公司雅丹石油技术开发有限公司