【摘 要】
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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,
【机 构】
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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
【基金项目】
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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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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
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