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射孔孔眼连接井筒和储层,提供泄油通道、有效降低储层破裂压力和引导裂缝走向。开展大型真三轴物理模拟试验,研究射孔长度、射孔密度、射孔孔径、射孔相位和射孔簇间距对裂缝起裂特征、扩展形态和储层破裂压力的影响规律。试验结果表明:射孔参数的改变本质上是改变射孔孔间距,孔间距决定孔眼之间的连通性,影响近井筒裂缝扩展形态和岩石破裂压力;射孔孔径和射孔密度的增加,减小孔间距,有利于裂缝间相互沟通,降低近井筒裂缝复杂性和岩石破裂压力;射孔相位的增大,增大孔间距,易产生分层复杂裂缝,岩石破裂压力增高;而射孔长度和射孔簇间距的变化对裂缝扩展形态没有影响。根据试验结论,给现场提出了射孔参数优化的理论基础和施工建议。 相似文献
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天然气井的绒囊流体活塞修井技术 总被引:1,自引:0,他引:1
低压气井修井中的压井作业需要平衡地层压力,以防止天然气溢出引发井控安全问题。为此,引入绒囊流体作为压井液,室内评价研究结果表明:绒囊流体密度在0.5~1.5 g/cm~3,低剪切速率下的黏度达到7 850 000 mPa·s,性能可控,在井筒内胶结形成无固相、结构强度较高类似活塞的封堵段塞。修井时,通过注入不同密度和液量的绒囊流体建立不同的液柱压力,流体以低剪切速率下高结构强度控制天然气从活塞内部突破,阻止天然气从井筒内上升至地面,隔开井筒中天然气与地面的通道;作业中因地层压力变化或者起下管柱,流体可以像活塞一样整体上下浮动。作业后,同常规作业一样气举清理井筒内流体即可恢复生产。中国西北地区某天然气田地层压力系数下降到0.60~0.82,在该区进行了绒囊流体全井充满和绒囊流体活塞修井作业各3口井,作业时间分别为7 d、3 d,取得了较好的技术效果。该项技术为低压天然气井修井提供了一条新的途径。 相似文献
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