碳酸盐岩储层压井液漏失影响因素研究

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.

关键词：碳酸盐岩、气藏、压井液漏失、数值模拟、暂堵

所属期刊栏目：36

分类号：TE37(油气田开发与开采)

资助基金：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112016E-0511

在线出版日期：2019-09-05（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）

页数：共7页

页码：522-528