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题名衰竭气藏储气库绒囊修井液暂堵技术评价与应用
被引量：7
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作者
沈云波
于晓明
刘锋
张家富
李兵
魏攀峰
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机构
中石油长庆油田分公司气田开发处
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
中石油长庆油田储气库管理处
中石油长庆油田采气六厂
中石油长庆油田分公司油气工艺研究院
中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室·北京
北京力会澜博能源技术有限公司
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出处
《钻采工艺》
CAS
北大核心
2020年第4期112-114,128,共4页
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基金
国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发——多气合采钻完井技术和储层保护”(编号:2016ZX05066002-001)。
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文摘
衰竭气藏储气库注采井注气期地层压力低,井筒与地层间漏失压差较大且动态变化,修井液漏失严重,同时,注采井周期性生产特征要求作业后地层中气体双向流动能力快速恢复。室内评价绒囊修井液以0.5 m L/min流速连续注入施加回压0.5 MPa的高0.1 mm、0.5 mm、0.8 mm,宽38 mm、长60 mm贯穿型裂缝后,连续65~70 min出口不见液,至90~120 min后驱压达20 MPa。控制裂缝出口回压从0.5 MPa升至2.5 MPa,模拟地层压力升高,三种高度裂缝累计补液量0.05~0.07 m L,两端压差增幅小于0.04 MPa。三种高度裂缝中绒囊修井液返排后反向渗透率恢复率95.32%~97.29%,正向渗透率恢复率93.09%~96.30%。长庆储气库井S2X、G2Y井分别注入绒囊修井液105 m^3、165 m^3后泵压升至3~5 MPa,压井成功。修井21 d、35 d期间累计补充绒囊修井液35 m^3、60m^3,控制平均漏速低于0.25 m^3/h、0.50 m^3/h。作业结束后地层中修井液返排率达94%,后续注气量与采气量均恢复作业前水平。结果表明,绒囊修井液进入地层形成暂堵结构半径越长,暂堵地层强度越大,无人为干预时结构自然降解直至彻底解封以保护储层双向气体流动能力,期间通过补充修井液稳定或延长封堵半径可恢复承压强度,实现衰竭气藏储气库注采井动态暂堵。
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关键词
衰竭气藏
储气库
修井
压井
封堵
绒囊修井液
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分类号
TE972
[石油与天然气工程—石油机械设备]
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