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题名碳酸盐岩储层压井液漏失影响因素研究
被引量：4
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作者
朱方辉
李明星
贺炳成
刘伟
李琼玮
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机构
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
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出处
《钻井液与完井液》
CAS
北大核心
2019年第4期522-528,共7页
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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)
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文摘
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。
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关键词
碳酸盐岩
气藏
压井液漏失
数值模拟
暂堵
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Keywords
Carbonate rock
Gas reservoir
Loss of kill mud
Numerical simulation
Temporary plugging
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分类号
TE37
[石油与天然气工程—油气田开发工程]
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