高含CO2天然气藏储集层结垢及欠平衡钻井液技术

摘要：

通过研究温度、压力、pH值等因素对CO2、CaCO3垢溶解度的影响,分析高含CO2天然气藏储集层的结垢机理.CO2的溶解度随温度升高而降低,随压力升高而升高,随地层水矿化度的升高而降低；CaCO3在水中的溶解度随温度升高而降低,随压力的升高而升高,溶液pH值升高会促进CaCO3的生成.结合吉林油田典型含CO2天然气藏储集层特征进行了结垢预测,认为钻井液滤液侵入储集层后,储集层近井地带存在结CaCO3垢的可能.针对气藏储集层埋藏深、井底温度高、地层压力系数低、裂缝发育等特点,优选了水包油及甲酸盐无固相两种欠平衡钻井液体系,CO2侵入、动态污染实验评价表明,两种钻井液均具有很好的抗CO2污染能力,储集层保护效果显著.两种欠平衡钻井液体系已分别在龙深2井和龙深3井进行了现场应用,效果良好,现场钻井液的岩心渗透率恢复值均在85％以上,满足欠平衡钻井的要求.

关键词：高含CO2气藏、CaCO3垢、结垢预测、欠平衡钻井液、CO2侵入

所属期刊栏目：38

分类号：TE254(钻井工程)

资助基金：中国石油国家科技重大专项"含CO2天然气藏和CO2驱油安全生产配套工艺技术"2008ZX05016-002

在线出版日期：2012-03-30（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）

页数：共6页

页码：750-755