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针对吐哈油田三塘湖盆地储层原始产能低、地层压力低、导流能力差等特点,结合原油特性等情况,就射孔、地层测试工作制度、测试压差、储层改造及排液等工艺技术进行试验研究,总结出一套适合该地区储层的试油工艺技术系例,为优质快速录取试油资料打下了基础,为储量计算提供了可靠依据。 相似文献
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目前长宁地区主体采用大通径桥塞分段压裂工具,压裂完成后不能实现井筒全通径。该地区页岩气井地层出砂较为普遍,除砂手段单一,只能通过连续油管井下冲砂来解除井筒堵塞,该项作业成本高,井下风险大。通过对页岩储层物性、页岩压裂模式、压裂液体系、返排制度适应性等分析表明:页岩气井地层出砂与储层岩石特征、大排量大液量滑溜水加砂压裂模式、压裂后返排制度有关,统计发现,页岩气井出砂量与该井胶液使用量存在一定的相关关系。提出了采用纤维防砂工艺、延长小直径油嘴排液时间、确保胶液在储层中彻底破胶等方式来防止和控制地层出砂,为后期页岩气井出砂防治、页岩气规模效益开发提供了技术支撑。 相似文献
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气井储层水锁效应解除措施应用 总被引:4,自引:1,他引:3
低渗气藏的通道较窄,渗流阻力较大,液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中,由于地层水或外来流体(尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等)未排干净,致使气井储层气相相对渗透率下降,从而造成储层水锁,严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点,因此通过降低近井地带储层含水饱和度,改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明,使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应,提高了产层气相渗透率,使气井的产气量得到明显提高。 相似文献
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低渗透储层经过一段时间排液后,地层能量下降,完成抽汲排液后在解封、起排液管柱 过程中,势必使大量环空水倒灌进地层,对地层产生二次污染,影响地质资料的准确性、可信性。针 对这种情况,设计了两种抽汲排液管柱,在排液结束时砸断反循环阀销子,抽出井筒内环空水;若发 生砂卡,可采用正洗井冲净上封隔器上部沉积的砂子,既可解除砂卡,又避免大量洗井地面水进入 地层,大大降低对压后排液层的再次污染,确保合排后不再对地层产生二次污染及合排后求单层地 质资料的准确性。经过现场实际应用,效果显著。 相似文献
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针对苏里格气田砂岩储层的水锁损害,提出通过尽量减少滤液进入或通过改变滤液性质使进入的滤液能抑制地层膨胀并易于返排等来解决这一问题的技术思路。据此,研制出了油溶屏蔽暂堵型完井液和滤液易于返排的润湿反转型完井液,并分别在该气田进行了现场应用。结果表明,无固相润湿反转型完井液用于该气田的开发中使钻速得到了提高,成本降低,并保护了气层,提高了产量;油溶屏蔽暂堵型完井液在现场应用后,侵入储层的滤液显著减少,试验井与邻井相比明显增产,平均渗透率恢复率达90%以上,岩心束缚水饱和度接近原始地层束缚水饱和度。 相似文献
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《断块油气田》2020,(4)
随着凝析气藏地层压力的不断下降,修完井过程中压井液漏失与储层伤害现象凸现,严重影响了油气采收率和开发效益。针对此问题,文中结合塔北地区砂岩凝析气藏高温、低压、高地层水矿化度等特点,按照地面预交联、井下强交联、段塞封堵、黏弹防漏、易于返排的技术思路和要求,研制了弹性凝胶储层保护液。研究表明:弹性凝胶储层保护液突破了多项技术极限,抗温150℃,抗盐30×10~4mg/L,正向抗压差29.4 MPa,反向解堵压差小于1.0 MPa,产能恢复率达100%,形成了高温低压凝析气藏低成本、防漏型修井储层保护技术。此技术有效避免了修完井过程中压井液漏失,同时防止地层气侵上窜,保障了井控安全,大大降低了保护液成本和后期诱喷费用,实现了经济有效的储层保护。 相似文献