试议深井储层改造工艺技术研究

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1、试议深井储层改造工艺技术研究深井储层改造工艺技术论文导读：本论文是一篇关于深井储层改造工艺技术的优秀论文范文,对正在写有关于深井论文的写有一定的参考和指导作用,工数据，深井压裂改造存在的主要问题：一是施工压力高、施工成功率低，砂堵几率高；二是施工砂比低，平均砂比不到20％(见表2.1)；施工排量相对较低。表2.1国内其它油田近年超深井压裂试工参数表井号层系井段（m）厚度（m）渗透率（10-3μm2）孔隙度（％）砂量（m3）砂比（％）排量（m3/min）泵压（MPa）1O4827.5-4911.0　1.06.024.017.12.57深井储层改造工艺技术研究摘要　　本文针对国内油气田深井

2、储层的特征，分析了其储层改造的难点，通过室内研究和现场试验，研发了长庆油气田深井储层改造的液体体系、优化选择了入井工具和管柱，初步确立了相应的排液技术，在现场应用中取得成功。为下步长庆油气田深井改造和试油气工艺技术提出了建议和攻关方向。通过研究施工工程中井底和裂缝中的温度分布，根据随着施工的进行，井底和裂缝中的温度逐渐降低的规律，采用压裂液变粘度技术，并在加砂中后期追加破胶剂，达到了压裂液既具备一定的粘度保证携砂性能，又能在压后实现快速破胶、快速返排的目的。关键词：国内油田；储层改造；承载构件目录第一章绪论1第二章国内油田超深井压裂概况2第三章国内超深井储层特征3第四章深井储层改造和试

3、油气的难点4　4.1施工泵压高4　4.2对压裂液和支撑剂的性能要求高4　4.3注液方式及压裂管柱结构选择难度大5　4.4提高施工成功率难度大5　4.5对井下工具要求较高6　4.6改造后井内液体难排出6第五章长庆油田深井改造工艺技术7　5.1压裂液7　　5.1.1TA-1温度稳定剂8　　5.1.2JL-3（高温）交联剂9　5.1.3压裂液总体性能评价：12　5.2井口、入井工具、注入方式及管柱的选择14　　5.2.1井口选型、配置14　　5.2.2注液方式的优选16　　5.2.3入井管柱力学分析17　　5.2.4井下工具性能评价22　5.3支撑剂24第六章现场施工27　6.1压裂液配方2

4、7　6.2压裂管柱27　6.3压裂作业28　6.4压后排液31第七章结论和建议34深井储层改造工艺技术论文导读：本论文是一篇关于深井储层改造工艺技术的优秀论文范文,对正在写有关于深井论文的写有一定的参考和指导作用,-5035.34.8035.286.9331.78223.98差气层山15070.3-5073.02.7057.667.0848.70223.04差气层　　5073.0-5076.83.8046.934.4713.91209.91干层从表3.1和3.2可见：长庆油田已完试深井储层总体有埋深大、地层温度较高、地层压力系数低、气层薄、岩性较致密、物性差和含气性普遍差等共性，为特低

5、孔、低渗透储层。这样的储层特性决定了必须进行较大规模改造才有可能获得工业产能。但受实际井况和现有施工设备、工艺技术的限制，对这样的储层进行改造和试气具有很大的挑战性。第四章深井储层改造和试油气的难点　　对于这样的深层压裂改造和试气存在的主要问题有：地层温度高，要求压裂液具有良好的耐温性能，并且由于压裂液流经的管路较长，经历的高剪切时间增加，要求压裂液具备在高温及高剪切下的良好的粘度恢复性，还要具有延迟交联性能，以降低流动摩阻；气藏埋深大，地层破裂压力高，闭合应力大，要求支撑剂具有高强度、高导流能力；压裂时摩阻高，使得注液方式选择性差，限制了施工排量，而低的注入排量必然导致水力压裂裂缝宽

6、度窄，难以提高砂比，也难以形成高导流能力的裂缝，造成砂堵，导致施工失败。同时由于储层物性差，地层压力低，靠地层自身能量无法自喷，受目前排液方式和设备的限制，这些超深井的排液也面临很大困难。4.l施工泵压高　　地层破裂压力高，地层破裂压力主要受地应力及岩性的控制，通常地层破裂压力随深度的加深而增加；压裂管路沿程摩阻高，施工时流体摩阻与流经的井段长度成正比，即压裂井越深摩阻损失越大。4.2对压裂液和支撑剂的性能要求高　　压裂液是水力压裂改造油气层过程中的工作液，起着传递压力、造逢、携带支撑剂进入裂缝的作用。对于深层油气藏，由于压裂井段深、地层温度高，要求压裂液具有良好的耐高温性能，并且由于

7、流经的管路较长，经历的高剪切时间增加，所需压裂液应具备在高温及高剪切下的良好的粘度恢复性，从而确保造缝和携砂能力。　　支撑剂用于充填水力压裂产生的裂缝使之不完全闭合，从而形成有较高导流能力的油气流通道，支撑剂类型选择不当时，会造成对支撑剂裂缝导流能力的伤害，且由于深层油气藏岩性致密、产生的裂缝窄，容易造成砂堵；同时因深层油气藏闭合压力大，所以要求支撑剂高强度、高导流能力。4.3注液方式及压裂管柱结构选择难度大　　由于井深、地层的破裂压力高,流体