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7-建南气田储层伤害因素分析与对策

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气田 伤害 因素 分析 对策
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建南气田储层伤害因素分析与对策江汉油田分公司采气厂二○一一年四月汇报人:造位于四川盆地东缘石柱复向斜中部建南构造。截止 2010年 12月,在鄂西渝东地区共发现 7套工业气层(其中飞三和长二为主力层), 1个气田、 1个气藏和 5个含气构造(含金鸡)。已探明地质储量 08080808三段储层以 颗粒灰岩 为主,长二段 白云岩 贡献最大。方解石 白云石 硬石膏 有机质 黄铁矿 菱铁矿 硅质 沥青 石英 泥质飞三 自生矿物 % 陆源矿物 %0 . 00 . 51 . 01 . 52 . 02 . 53 . 0平均孔隙度(%)白云岩 云质灰岩、灰质云岩 生物灰岩 灰岩051015202530354045厚度(m)储层厚度颗粒灰岩鲕粒灰岩砂屑灰岩云质灰岩白云岩飞三段储层岩类平均厚度分布图 飞三段由下至上可划分 4个沉积层序:( 1)下部:泥晶灰岩段( 2)中下部:砂屑灰岩段( 3)中上部:鲕粒灰岩段( 4)上部:泥晶灰岩夹颗粒灰岩段¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡¤¡ð¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤ ¡¤¡¤ ¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤¡¤70¡ð9031 00¡¤29 60¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð ¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð¡ð¡¤¡ð70809030 0010203040506080º¨ 4 5 ±¾ ¸ý Ì­ «Ö Ëö ʹ¡¤¡¤10003 0 0 0 ¿ö ±å / «Ö¬Ô Ÿ ؤ ¿±Ãø °ú ¾¼Ê ´ «º /Å Õ¡û¡û¡û¡û¼§½¨öÛ¾£¡¢Æ©Í¹¸ÒÎÒ³× ° ã »®Æî( m)ʱ ¬° ´ËÈÁ´Ë´þ´Ë«ÆÌ¿³þÅýÅý¶×´ËʱÌƬ° Ó Æ Á­ »§¸Ò ÎÒ ¹© Æ© ͹ ¸ÒÎÒ ¬° ±Æ £© ˧ ³Ù´þ ²Ë ·£ «· ±¾ ¸ý £©º® Çø ÎÍ »¼ Äø ɨÁÙ É° Éå ³Á ±¾ ¸ý ¡£ Ó Æ É° ¹ä·£ Á­ »§ ¸Ò ÎÒ ¬°±Æ ¡£ÎÒ ½­ «Ö Ëö £¨ ÎÒ Í¹ ª¡ é £¦«º ºâ ǯ ©¬ Ôà ǯ öÛ ¾£ ·© ¾¼±¾ ¸ý Ì­ ÎÒÍÔ°ã Í ´ ³ × ° ã·£ ú Àæ ªä ¸¯ÆýÈÈÈà Èò0 2 0 0 0 « Á« À¬À¯ ÇööÛ¾£¸ÒÎÒÆ© ͹¸Ò ÎÒƩ͹¸ÒÎÒɨÁÙöÛ¾£É°öÛ¾£¸ÒÎÒ100 50 100% 0 50 100%0 50 100% 0 £ ²µ Í¡ÓÆ ¾¾¼ öÛ ¾£ ¸Ò ÎÒ £©Æ© ͹ ¸Ò ÎÒ ¬°±Æ £© öÛ ¾£ ·©¾¼ 50% ʾ £©Ë§ Ò¸ ±Ö Íø ¸·¿ý ·£ ÊÈ ¶ý ±É £©±¾ ¸ý ·ñ ´Å ²µ £©±¾ ¸ý Ëï ª³ ÌÖ˧ Ì´ ÆÌ ¹Ó ¸ý³Á É× ³ã ¡£ÓÆ Á­»§ ¸Ò ÎÒ ¹© Ʃ͹ ¸Ò ÎÒ ¬° ±Æ £©·ñ ´Å ª¡ ¡£ Ó Æ öÛ ¾£¸Ò ÎÒ £© Æ© ͹ ¸ÒÎÒ ¬° ±Æ ¡£ Ë § Æ© ͹¸Ò ÎÒ £© Á­ »§ ¸ÒÎÒ ¬° ±Æ ¡£H Ë § Æ© ͹ ̵«Ú »§ ¸Ò ÎÒ £© ¾ »§öÛ ¾£ ¸Ò ÎÒ ¡£T Ó Æ Á­ »§ ¸ÒÎÒ ¬° ±Æ £© ·© ÆØ ¾¼Æ© ͹ ¡£ÑÇÏàɨ³×Á­»§¸ÒÎÒÁ­»§¸ÒÎÒɨ³×ªßÔ³°ãÍ´º®¶¶¢ñ¢ò¢ô¢óƩ͹¸ÒÎÒÁ­»§¸ÒÎÒÁ­»§¸ÒÎÒɨԳͪÿɨԳɰ©ÓÉ°¹ä·£Î¢ÏàÈÈÈÈÈÈÈȺ³É°¹ä·£建 45井建 45井飞三段综合柱状图② 长二段长二段可划分为上下两个滩体,储集岩类以 云岩、云质灰岩 、生屑灰岩和含生屑灰岩为主。建平7 井(垂深)长三段长二段长一段4 0 5 04 1 0 04 1 5 04 2 0 04 2 5 000050钻时深度(m)0甲烷1 0粘度1000 5000氯根气测解释100 100000000000050孔隙度三级层序划分生物滩体划分测井解释建评 411块岩心样品资料和统计结果, 样品为特低孔, 样品为特低渗,反映出 建南地区储层物性总体较差,以特低孔、(特)低渗储层为主 。( %) 渗透率 Κ( 10大 最小 平均 最大 最小 平均飞三 30 三段储层孔隙度较低,低孔致密且储层部分层段经后期改造,储层物性局部变好。长二段生物滩储层物性较好,其中建评 7井最高。① 密储层,不进汞;第二类:基质仍为致密灰岩,局部裂缝发育。第三类:飞三段孔隙结构相对较好区域,飞三段储层基质孔隙结构特征代表。毛管压力 - 5 进汞建 61井毛管压力曲线层位孔隙度(%)渗透率(10 -3 )中值压力(驱压力(大孔喉半径(均孔喉半径(汞累积饱和度 选系数微观均质系数结构系数进汞迂曲度特征结构系数歪度退汞迂曲率结构优度 均值(三段 南气田岩屑薄片孔缝统计表构造缝 溶蚀缝 缝合线 成岩缝 张开缝 孔洞 小计建15井 30666 14 11 7 18建25井 343163 21 23 1 8 32建27井 361230 13 12 1 2 15建38井 306333 21 15 1 4 4 24建43井 296152 9 7 3 3 13建45井 296244 21 18 8 11 1 38建61井 32013 7 8 1 9建63井 315457 9 10 2 1 131018 115 104 12 12 11 16 7 162合计裂缝、孔洞数(条)井号岩心薄片分析井段(m)样品数(块)见缝薄片数(块)见缝率 南气田岩心薄片孔缝统计表构造缝 压溶缝 溶蚀缝 张开缝 毛细管缝 2 2建38井 0 6 6 1 2 2 4 4建61井 69 12 7 5 7 19建63井 1 27 22 11 2 1 36合计 348 51 35 23 9 3 2 72裂缝、孔洞数(条)井号岩心薄片分析井段(m)样品数(块)见缝薄片数(块)建 46侧 1井,井深 隙以粒内溶孔为主,粒间溶孔次之。储层中裂缝发育。总体来看,飞三段储渗类型为裂缝 — 孔隙型;储层基质渗透率较低。长二段生屑滩储层最主要的储集空间类型为孔隙型,以溶蚀孔隙中的 晶间溶孔、非组构溶孔 等为主。0. 010. 50. 30 160. 250 6311 546 01010 011 0 0 8 0 6 0 4 0 2 0 0Æø ʵ ¿Ç ¶ª ̬ Ö³ %¼¬ ·³ «Ö °¹ ó ¿Ç %¶¯ ª¤ ·Ê ´Å %ÎÒ ÍÁ ·Â £· º¨ 4 9 »® 2ζ ¶¯ «¨ À¨ ¶Û ζ ¾¥ °â ´Å Äú Ìß°â ÇÔ ÅÕ ÃÙ £· 2 0 0 2 - 0 7 - 1 9À¨¶Ûζ¾¥ 4 0 20 0¼¬·³©ë»´¥É 010. 50. 30 160. 250 6311 546 01010 01100 80 60 4 0 20 0Æø ʵ ¿Ç ¶ª ̬ Ö³ %¼¬ ·³ «Ö °¹ ó ¿Ç %¶¯ ª¤ ·Ê ´Å %ÎÒ ÍÁ ·Â £· Í¿ ±¡ 2 »® 6 3ζ ¶¯ «¨ À¨ ¶Û ζ ¾¥ °â ´Å Äú Ìß°â ÇÔ ÅÕ ÃÙ £· 2 0 0 2 - 1 1 - 0 3À¨¶Ûζ¾¥ 4 0 20 0¼¬·³©ë»´¥É mⅡ 类 Ⅲ 类0. 010. 50. 30 160. 250 6311 546 01010 01100 80 60 4 0 20 0Æø ʵ ¿Ç ¶ª ̬ Ö³ %¼¬ ·³ «Ö °¹ ó ¿Ç %¶¯ ª¤ ·Ê ´Å %ÎÒ ÍÁ ·Â £· ¹û ɲ ©Ó J H - C - 1 8 - 2ζ ¶¯ «¨ À¨ ¶Û ζ ¾¥ °â ´Å Äú Ìß°â ÇÔ ÅÕ ÃÙ £· 2 0 0 2 - 0 5 - 1 9À¨¶Ûζ¾¥ 4 0 20 0¼¬·³©ë»´¥É mⅠ 类晶间溶孔非组构溶孔总体上孔隙结构较好白云岩( Ⅰ 类曲线)对储层贡献最大② 长二段建平 5(导眼 )井综合柱状图飞三段储层普遍发育裂缝 ,均位于中下部,为北北东与北北西向两组高角度缝 60暗色正弦波条纹。长二段裂缝不太发育 ,裂缝密度基本小于 2条 /米,宽度多小于 10微米,孔隙度基本小于 隙度 裂缝、孔洞、 ×104m3/d)Ⅰ 类储层 Φ≥5% 裂缝、溶洞发育,渗透性好 不措施产气> 4Ⅱ 类储层 2%≤Φ < 5% 裂缝、溶洞发育,渗透性好 措施产气> 2Ⅲ 类储层 Φ < 2% 裂缝、溶洞发育一般 措施产气< 2Ⅳ 类储层 Φ < 裂缝、溶洞不发育或仅孤立裂缝发育 措施产气< 井是储层性质的直接反映,结合产能标准,一般将海相碳酸盐岩储层划分为四类。分析可知:①建南气田储层类型主要为裂缝 裂缝型储层,其中 Ⅰ 类储层基本没有,只有少数井为 Ⅱ 类储层, Ⅲ 类储层占多数 。②长二段储层为 Ⅱ ~ Ⅲ 类储层,飞三储层以 Ⅲ 类储层为主,少量 Ⅱ 类储层。① 飞三速敏实验结果表明 速敏表现为无 ;②长二段储层速敏损害程度为 无 说明碳酸盐储层岩性致密,可运移颗粒少,速敏几乎没有或程度很弱。位 岩心号渗透率( 10-3临界流量(ml/敏程度5 飞三 256 建 38 飞三 386 建 44 长二 136 等偏弱建 44 长二 16建评 7 长二 28 建南气田储层岩心速敏典型实验曲线岩心号: 28 - 50. 00 00. 00 10. 00 20. 00 30. 00 40. 04 0. 08 0. 12 0. 16流量 ,c m i 0飞三储层水敏程度为 中等偏弱 ,这表明淡水对裂缝性岩芯渗透率的伤害较小。②长二储层水敏 弱 建南气田储层岩心水敏实验结果表K w /K fK f K 1/2 K 1/4 K w (%)建 38 飞三 38 - 14 16 . 57 13 . 29 12 . 40 12 . 29 74 . 17 弱建 15 飞三 15 - 4 59 . 73 42 . 26 35 . 41 30 . 66 51 . 33 中等长二 16 - 4 86 . 35 60 . 85 55 . 02 32 . 69 37 . 90 中等偏强长二 13 - 2 12 0. 40 71 . 30 / 68 . 40 56 . 80 中等建评 7 长二 28 - 3 0. 00 19 6 0. 00 18 4 0. 00 18 1 0. 00 16 9 86 . 40 弱建评 7 长二 58 - 4 0. 00 28 9 0. 00 27 6 0. 00 26 4 0. 00 25 6 83 . 70 弱备注建 44K f、 K 1/2 、 K 1/4 、 K w 分 别 表 示 用 地 层 水 、 1/ 2 、 1/ 4 倍 地 层 水 矿 化 度 盐 水 及 蒸 馏 水 所测的岩心渗透率,前 4 块岩心均为人造裂缝。井号 层位 岩心号渗透率( 10敏程度建南气田储层岩心水敏实验曲线岩心号: 1 3 - 25060708090100110120130140150132262 66131 0矿化度( m g / l )渗透率(10 . 00 . 20 . 40 . 60 . 81 . 01 . 21 3 1 5 7 . 0 3 9 8 6 7 . 7 7 6 5 7 8 . 5 2 3 2 8 9 . 2 6 0盐水矿化度( m g / l )渗透率比值岩心号: 3 8 - 1 4 岩心号: 1 5 - 飞三储层岩芯渗透率恢复值平均为 酸敏程度无 。②长二储层岩心酸敏程度中等偏强 。建南气田储层岩心酸敏实验结果表酸液类型层位 岩心号液测渗透率10-3后恢复渗透率10-3透率恢复值( 0)( %)酸敏程度3%38长二16偏强15偏中等12%2500 无长二13偏强16等建南气田储层岩心酸敏实验曲线3 . 1 8 46 . 9 6 452 . 2 0 60123456783 8 - 1 7 3 8 - 1 6 3 8 - - 9 2 5 - 2 4岩心编号渗透率比值酸敏前 酸敏后0 . 4 6 60 . 6 7 10 . 3 2 20 . 7 6 40 . 00 . 20 . 40 . 60 . 81 . 01 3 - 3 1 6 - 3 1 6 - 5 1 5 - 5岩心编号渗透率比值酸敏前 ① 飞三储层岩心碱敏程度均表现为 弱 。当 3时,岩心渗透率变化较小,其渗透率保留率在 85%以上;②长二储层碱敏损害程度表现 弱 建南气田储层岩心碱敏实验结果表K m i n /K m K 8 K 9 K 10 K 11 K 12 K 13 ( % )建 25 2 5 - 2 2 4 0 . 5 8 3 8 . 2 3 5 . 2 3 5 . 2 3 5 . 2 / 3 4 . 8 8 5 . 9 弱建 15 1 5 - 1 2 6 3 . 2 5 7 . 3 5 8 . 4 5 8 . 4 5 8 . 4 / 5 6 . 3 8 9 . 1 弱建 44 1 3 - 4 4 4 . 2 2 3 9 . 3 2 8 . 3 / 20 1 7 . 5 1 6 . 6 3 7 . 7 中等偏强建 44 1 6 - 1 1 0 5 . 4 8 6 . 5 6 7 . 5 / 6 4 . 5 5 7 . 8 5 6 . 3 4 5 . 7 中等偏强建评 7 2 8 - 9 0 . 0 0 2 5 3 0 . 0 0 2 4 7 0 . 0 0 2 3 4 0 . 0 0 2 2 9 0 . 0 0 2 1 8 8 6 . 1 3 弱备注碱敏程度K i 表示 p H = i ( 6 , 8 , 9 , 1 0 , 1 1 , 1 2 , 1 3 ) 的地层水所测的岩心渗透率井号 岩心号渗透率 ( 1 0 m 2 )建南气田储层岩心碱敏实验曲线10305070901101306 7 8 9 10 11 12 13渗透率(10心号 2 5 - 2 2 岩心号 1 5 - 1 2岩心号 1 3 - 4 岩心号 1 6 - 样的孔隙度、渗透率均逐渐降低。但岩心渗透率降低明显,孔隙度降低幅度不大。 这说明低渗透气藏孔隙度对应力敏感性远远小于渗透率。序号净有效覆压( 43井 1 354 建 358覆压孔隙度(%)降幅(%)覆压孔隙度(%)降幅(%)覆压孔隙度(%)降幅(%)1 0 0 5 0 0 5 样孔隙度与净围压关系曲线0. 750. 800. 850. 900. 951. 001. 050 3 6 10 15 20 30 45净围压, M P 建 43 井 1 - 1建 3 5 - 2 井 1 4建 3 5 - 2 井 1 29井 1 35 建 43井 30幅( %)覆压渗透率(10幅( %)覆压渗透率(10幅( %)1 4 2 7 10 15 20 30 45 29井 18 27 36 45净围压,09井 1 18 27 36 45净围压,05号岩样渗透率与净围压关系曲线建43井 18 27 36 45净围压,03井 3 18 27 36 45净围压,03井 2着有效压力的增加,岩心孔隙度、渗透率均有不同程度的下降,当有效压力再降低,岩心的 渗透率、孔隙度不能恢复到原始状态,应力敏感性较强 。飞三储层岩心速敏程度无,但临界流量高,水敏损害程度中等偏弱,无酸敏,但具有强应力敏感, 因此储层应力敏感损害是储层敏感性伤害的重要内容 ;②长二储层速敏损害程度弱,水敏、酸敏、碱敏均中等偏强,且 具有强应力敏感 ,建议 在实际作业中既要控制入井液密度,又要注意生产压差 ,防止造成储层应力敏感损害程度加大。建南气田储层敏感性综合结果汇总表项目层位 速敏 水敏 酸敏 碱敏 应力敏感飞三 无 中等偏弱 无 弱 强长二 弱 中等偏强 中等偏强 中等偏强 亚微米级粘土颗粒到数百微米甚至毫米级砂粒,其形状有球形(如碳酸钙颗粒)、椭球形、棒状等。泥浆中固相微粒在裂缝表面的沉降;裂缝中固相颗粒沉降堵塞对裂缝导流能力的影响。过平衡 ),钻井液将沿裂缝进入地层,裂缝和井眼处于相同的压力系统中而形成泥饼,钻井滤液将渗入基质的内部,形成对基质的损害。附带吸附和布朗运动产生的微粒截留;裂缝下表面泥饼形成过程中所伴有微粒的沉降。基质具有低孔低渗或低孔特低渗储层特征,固相颗粒一般很难进入储层基质或储层微裂缝,因此 滤液的侵入是造成这类储层伤害的主要因素 。①滤液造成储层敏感性损害滤液造成储层损害主要表现在水敏、酸敏和碱敏,以 水敏最为突出 。但对灰岩或碳酸盐岩储层,以蒙脱石为代表的水敏矿物含量少或没有,水敏程度很弱。②毛细管阻力造成的低孔低渗储层伤害低孔低渗或低孔特低渗储层毛细管压力较大,滤液侵入后,滤液造成地层损害较大。 因此防止滤液侵入储层对于降低或避免储层伤害非常重要 。处理剂与地层水发生反应生成无机或有机沉淀如腐植酸: ↓② 处理剂与地层、流体接触发生固 而使微裂缝或储层基质孔喉变得更加细窄,流动阻力增大。二水型分析表项目层位×104mg/l)总矿化度( ×104mg/l) 水型飞三 储层 60对其储层导流能力起着非常重大的影响。①在钻井完井作业时, > 力敏感正作用,微裂缝开启,钻井液漏失 /滤失进而堵塞油气从基块进入裂缝以及裂缝进入井筒的通道,引起储层损害程度增加;②试气或生产作业时, < 分微裂缝闭合,造成储层发生应力敏感损害,地层渗透率大大降低,加之前期大量滤液和颗粒侵入后造成的地层损害,使气藏产量显著下降。措施液与储层岩石不配伍造成的损害建南储层主要为碳酸盐岩储层,矿物主要是方解石、白云石,且伴有自生、陆源矿物,应控制酸液与储层矿物反应产生二次沉淀,堵塞孔道。②措施液与储层流体不配伍造成的损害储层中流体本身含有 K+、 离子,会产生有害沉淀( 硫沉积 ),损害气层。尤其在酸化含硫化氢储层时,铁离子与 ↓+2++2H+; 3e(3↓+3H +; 2H +故:需在酸液中添加性能较好的铁离子稳定剂和硫处理剂。③措施液返排不及时造成的损害建南气田地层压力系数低,残酸返排困难,造成大量高粘度液体残存于储层和裂缝中,使残酸对地层造成了二次污染,需要采取有效的返排措施。成为低渗致密气藏的主要损害类型之一 。在钻、完井及增产中又广泛地使用水基工作液,水相接触到岩石表面后,立即在毛管力的作用下自吸进入地层,达到与毛管力状态相平衡,故具有 普遍性 和 严重性 。吸水锁伤害随着自吸时间的延长而增加 (40%),但变化幅度趋于缓和。并通过对比发现,在同等的自吸时间内,渗透率越低,水锁伤害率越高。说明当低渗透气藏地层岩石在接触外来水后,随着自吸接触时间的增加,对地层岩石渗透率的水锁伤害率会越大,而且这种伤害对渗透率越低的岩石作用更大。水锁伤害率与自吸时间关系曲线010203040500 15 30 60 120 180自吸时间( m i n )水锁伤害率(%)建 43 井 3 - 1建 43 井 2 - 1建 47 井 1 - 3建 47 井 2 - 1自吸水锁伤害实验数据表井号 样号 层位自吸时间( 前渗透率(10锁伤害率( %)建47井2三段0 二段0 一定压力下随着加压作用时间的延长,水锁伤害越严重 (80%);在相同作用时间内,随着外部压力的增大,渗透率逐渐下降,水锁伤害率逐渐上升。说明在油气增产措施中,譬如压裂作业中,外来的压力将地层水和外来流体强行压入,使得储层含水饱和度明显增加,水锁损害更加严重。01020304050607080900 10 20 30 60加压时间( m i n )水锁伤害率(%)1 M P P P 0 20 30 60加压时间( m i n )水锁伤害率(%)1 M P P P 相对储层裂缝、基质渗透率的侵入和裂缝中的微粒运移。② 钻、完井及措施液侵入损害储层低孔、细喉和岩石亲水特征,引起自吸、压力作用下的水锁损害。③ 储层的 水锁效应损害飞三、长二均具有强应力敏感性,且孔隙度对应力敏感性远远小于渗透率。① 效保护裂缝 欠平衡或近平衡钻进是进行气层保护的最好手段气田现状: 建南地区储层为碳酸盐岩双重介质储层 ,具有极强的非均质性,气藏压力系数在 井深在 3000层天然气中硫化氢含量较高 。采取措施: 采用屏蔽暂堵技术努力降低固相颗粒对裂缝 、孔隙的堵塞伤害,对气层进行暂堵保护。合暂堵技术室内 研究建南气田储层暂堵强度试验统计表井 号 岩心号渗透率( 10-3m2)kf k3 7 11建 38井 388井 388井 385井 25、 5、 7、 9、 11南气田储层解堵剂优选试验结果解堵剂 1%) 153 176 84 22 知 ,由于第一类解堵剂解堵率最高,但对地层岩石骨架伤害较大,决定选用 第 3类解堵剂 。效保护裂缝 井方式及复合暂堵方案,结合储层对渗透率贡献的裂缝宽度总区间为 20~ 78μm,架桥粒子 16~ 62μm。经设计、加工生产、 粒度分布 选用复合暂堵剂复合解堵工艺。暂堵强度可达 9足现场施工要求。号层位 暂堵体系测试产量104m3/ 111井 须六 2平 1井 飞三 5合暂堵剂 + 2胶液 平 4井 飞三 %平 5井 飞三 %评 12井 飞三1%2%2堵剂 +聚合醇 +暂堵剂 (% 35三 % 35 飞三 1%堵剂(% 69井 长二 %显示9 建 32炭 2采用屏蔽暂堵技术,有效保护裂缝 建平1井, 实施屏蔽暂堵后水平井段气测几乎无明显异常 ,暂堵效果明显 。 试气 获测试 产量 21万方 ,是同构造邻井措施作业前 平均无阻产量的 说明水平井和复合暂堵 /解堵技术的联合应用可有效地提高低压低渗低自然产能碳酸盐岩气藏的产量。效提高单井产能建南气田目前在气井钻探中使用了屏蔽暂堵泥浆,完井时可通过氧化解堵达到解除屏蔽,恢复储层的渗透性。但由于储层低孔特低渗和酸敏性特点,单纯酸化改造效果有限。 压裂具有很好的改善裂缝 酸盐储层普遍采用酸压技术实现储层渗流能力的改善,达到大幅度提高单井产能的目的 。效提高单井产能氧化解堵通过部分溶解屏蔽剂、破坏滤饼结构和强度,并与井壁碳酸盐岩反应,使滤饼脱落,在地层能量和反应气体的刺激下分散并随残液返排出井筒,恢复地层渗透性。该工艺先后在建南气田应用 10井次,见到了较好的增产效果。如建平 1井和建 27侧平 1井,解堵后产量超过 10万方,但在建 41侧平 1井和建 46侧平 1井措施后无显示。① 氧化解堵不足: 只能解除井壁滤饼堵塞,并在一
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本文标题:7-建南气田储层伤害因素分析与对策
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