钻井液与完井液

作者：朱方辉,李明星,贺炳成,刘伟,李琼玮

单位：1. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室, 西安 710018;；2. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院, 西安 710018;；3. 中国石油长庆油田分公司第十采油厂, 甘肃庆阳 745100；

关键词：碳酸盐岩, 气藏, 压井液漏失, 数值模拟, 暂堵

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）

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。

来源：2019年第4期

《钻井液与完井液》期刊编辑部

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