碳酸盐岩储层压井液漏失影响因素研究

论文摘要

长庆碳酸盐岩气藏裂缝及孔洞较为发育,层间差异明显,非均质程度较严重,压裂改造后的储层裂缝更为复杂,此类气藏处于开发后期的气井在开展压井修井作业时,常规压井液漏失量大,漏失主要影响因素不清楚。围绕典型井的地质参数、生产数据,采用沃伦-茹特双渗模型,通过拟合产水量、产气量和地层平均压力修正模型,5种因素的数值模拟结果表明,井筒液柱正压差、压井液黏度和裂缝渗透率是影响压井液漏失最敏感的因素,但可控因素为液柱正压差和裂缝渗透率。适当增加压井液黏度和降低液柱正压差可较好控制漏失,但采取高黏度压井液会造成泵送困难,且易产生吸附滞留损害,增加黏度的另一个极端就是增加黏弹性（弹性）,一方面可增加压井液往地层的渗流阻力,此外也可以有效承压。根据研究结果,提出了以弹性凝胶为方向的长庆碳酸盐岩暂堵压井液研究思路。

论文目录

• 0 引言
• 1 数值模拟方法
•   1.1 数值模拟模型选择
•   1.2 数值模拟模型建立及修正拟合
•   1.3 历史拟合
• 2 结果与讨论
•   2.1 井筒液柱正压差影响分析
•   2.2 压井液黏度影响分析
•   2.3 压井液浸泡时间影响分析
•   2.4 裂缝渗透率影响分析
•   2.5 储层缝洞组合影响分析
• 3 结论及建议

文章来源

类型: 期刊论文

作者: 朱方辉,李明星,贺炳成,刘伟,李琼玮

关键词: 碳酸盐岩,气藏,压井液漏失,数值模拟,暂堵

来源: 钻井液与完井液 2019年04期

年度: 2019

分类: 工程科技Ⅰ辑

专业: 石油天然气工业

单位: 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,中国石油长庆油田分公司第十采油厂

基金: 中国石油天然气股份有限公司长庆油田5000万吨持续高效稳产关键技术研究与应用课题11(2016E-0511)

分类号: TE377

页码: 522-528

总页数: 7

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