顺北油田碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力实验研究
《2024年低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》范文
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》篇一一、引言随着油气勘探开发的深入，低杨氏模量碳酸盐岩储层逐渐成为重要的油气资源。
然而，由于储层特性的复杂性，如低杨氏模量、高孔隙度等，导致酸蚀裂缝的形成与导流能力成为开发过程中的关键问题。
因此，研究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力，对于提高油气采收率、优化开发方案具有重要意义。
二、研究背景及意义碳酸盐岩储层因具有多孔性、多孔结构及相对低的杨氏模量等特点，导致酸蚀过程中容易形成复杂的裂缝网络。
导流能力是评价裂缝对油气开采效率的影响的重要指标。
然而，低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力受多种因素影响，如酸液浓度、酸蚀时间、裂缝形态等。
因此，研究该类储层酸蚀裂缝的导流能力，有助于揭示其形成机理及优化酸蚀技术参数。
三、研究方法本研究通过物理模拟和数值模拟相结合的方法，探究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力。
首先，通过物理实验获取不同酸蚀条件下的裂缝形态数据；其次，利用数值模拟软件分析裂缝形态与导流能力的关系；最后，结合实验数据与模拟结果，综合分析导流能力的变化规律及影响因素。
四、实验设计与实施实验过程中，选用具有代表性的低杨氏模量碳酸盐岩样品，在不同酸液浓度、酸蚀时间下进行酸蚀实验。
通过观察裂缝形态的变化，记录相关数据。
同时，利用扫描电镜等手段对裂缝形态进行详细分析。
此外，为验证实验结果的可靠性，我们还进行了多次重复实验。
五、实验结果与讨论（一）实验结果实验结果显示，酸液浓度和酸蚀时间对低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的形态有显著影响。
随着酸液浓度的增加和酸蚀时间的延长，裂缝宽度和长度均有所增加。
同时，导流能力也呈现出明显的变化趋势。
（二）影响因素分析导流能力受多种因素影响，包括裂缝宽度、长度、迂曲度等。
此外，岩石的杨氏模量也是影响导流能力的重要因素。
低杨氏模量岩石形成的裂缝更易扩展，导致较高的导流能力。
然而，过度的酸蚀可能导致裂缝形态的不稳定，从而降低导流能力。
《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。
了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。
本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。
二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。
储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。
2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。
由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。
3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。
多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。
四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。
2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。
通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。
五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言在地质资源领域中，缝洞型碳酸盐岩油藏以其特有的储集与流动机理成为了国内外学者的研究重点。
该类型油藏不仅关系到能源的开发和利用，更关乎环境与生态的可持续性。
因此，研究其流动机理对科学开发和高效利用此类资源具有深远意义。
本文将详细分析缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，探讨其地质特性及流动过程。
二、缝洞型碳酸盐岩地质特性缝洞型碳酸盐岩主要由石灰岩、白云岩等碳酸盐矿物组成，具有多孔、多缝、多洞的复杂地质结构。
这些缝洞网络为油气的储集和运移提供了条件。
该类岩石多形成于古代的沉积盆地，并因后期地壳运动而暴露地表或深埋地下。
地质上具有明显的不均一性和非均质性。
三、流动机理研究（一）流体的赋存状态缝洞型碳酸盐岩中的流体以气相和液相的形式存在，两者在岩石的缝洞网络中相互影响，共同形成复杂的流场。
其中，气相主要指天然气，而液相则主要为石油或与之伴生的水体。
这些流体在不同的缝洞网络中受到各种力的作用而流动。
（二）驱动力的研究1. 压力差驱动：油藏内部的压力差是流体流动的主要驱动力之一。
当地下油气分布不均时，高压力区与低压力区之间会形成压力梯度，驱动流体沿缝洞网络流动。
2. 浮力效应：油气与水的密度差异使得油气上浮、水下沉，这种浮力效应也会驱动流体流动。
3. 渗流作用：当流体通过岩石微小孔隙时，受到的摩擦力会驱动流体持续流动。
（三）流场特性分析缝洞型碳酸盐岩的流场具有多尺度性、非线性及非均质性等特点。
多尺度性指流体在不同尺度上的运动特性，如微孔隙的渗流、宏观的脉动等；非线性主要表现在流体与岩石相互作用过程中复杂的力学关系；非均质性则与地质条件及岩性差异密切相关，表现为局部流动速率的巨大差异和复杂的渗流现象。
四、影响因素研究（一）储层地质结构储层的几何形态、大小和分布特征直接影响着流体的流态和路径选择。
在裂缝或孔洞较发达的区域，流体的流通速度相对更快；而封闭性或岩石质地坚硬的区域则阻碍了流体流通或仅局部发生微小渗流。
顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法
DOI: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.05.017顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法李春月1， 李沁2， 李德明2， 吴霞3（1. 中国石化西北油田分公司工程技术研究院, 乌鲁木齐 830011；2. 成都理工大学能源学院, 成都 610059；3. 中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院, 四川德阳 618000）李春月，李沁，李德明，等. 顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法[J]. 钻井液与完井液，2022，39（5）：646-653.LI Chunyue, LI Qin, LI Deming, et al.Method of predicting flow conductivity of long-term acid-etched fractures in carbonate reservoirs in shunbei oilfield [J]. Drilling Fluid & Completion Fluid ，2022, 39（5）：646-653.摘要 顺北碳酸盐岩油气藏温度压力高，储层酸压改造难度大。
为解决在闭合应力长期作用下，酸蚀裂缝导流能力损失，导致酸压效果大幅降低的问题。
通过酸蚀裂缝导流能力评价实验，研究不同酸液质量分数、温度和闭合时间条件下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。
综合各条件下酸蚀裂缝导流能力关系式，建立并验证了顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法，模拟计算了不同时间和排量下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。
结果表明：低闭合应力下，酸液反应速率是酸蚀裂缝导流能力主控因素。
高闭合应力下，闭合应力、岩石特征和岩面非均匀性是酸蚀裂缝导流能力主控因素。
闭合应力是影响岩石表面变形的主控因素，是长期酸蚀裂缝导流能力的决定因素。
闭合应力长期作用时裂缝深部导流能力下降幅度比缝口大。
人工裂缝中长期酸蚀裂缝导流能力分布规律受酸岩反应速率控制。
顺北5井产量递减原因分析及酸化压裂效果评价
顺北5井产量递减原因分析及酸化压裂效果评价朝鲁门史继伟王天柱陈亮李宁（中国石油西部钻探工程公司试油公司,新疆克拉玛依834000）摘要：顺北5井是在顺托果勒低隆北缘所钻的一口油藏探井，完钻层位鹰山组。
实钻一间房组顶深7324m ，鹰山组顶深7434m 。
试油期间出现产量递减、油压下降现象，后期进行了酸化压裂改造，得到了良好效果。
本文对储层污染进行了分析，并对酸化压裂效果进行了评价。
关键词：顺北5井；储层污染；酸化压裂；效果评价塔北奥陶系深层勘探证实（现今埋深超过7000m 的地区），在巨厚的上奥陶统覆盖区，中下奥陶统发育加里东中期岩溶作用，深大断裂具有控储控藏的特征，奥陶系中下统主要的储集空间为受断裂带改造的裂缝-孔洞型储层。
前期研究认为，顺北地区处于沙雅隆起的南部倾末端，与邻区英买力、托甫台、跃参等地区具有相似的沉积、构造演化背景，奥陶系中下统为台地相沉积。
加里东中期，奥陶系中下统可能存在短暂的暴露，具有形成岩溶作用的条件。
区内加里东期、海西期断裂发育，为碳酸盐岩储层改造形成了条件。
顺北5井是在顺托果勒低隆北缘所钻的一口油藏探井，完钻层位鹰山组。
实钻一间房组顶深7324m ，鹰山组顶深7434m 。
顺北5井钻进至7514.30m 发现漏失。
综合分析认为，顺北5井录井见油气显示，并邻井获得工业油气流，表明顺北5井断裂带成藏条件好，是油气富集区带。
对该井进行了油管测试作业。
该井在完井试油后期油压下降、产量递减，无法稳压生产，试油效果不理想，针对该现象对该井储层进行了酸压改造。
1酸压前试油情况(1)第一次开井试油7月22日16:05开井，油嘴4↓3↑4mm ，油压26.9↑28↓25.2MPa ，小时产液7.5↓3.4↑5.7m 3/h ，产气量5800m 3/d ，关井前累计出液580.6m 3。
(2)第一次关井7月26日16:00关井，关井后25.4MPa ，油压缓慢上升，开井前油压稳定在27.2MPa(237h)。
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》篇一一、引言随着油气勘探开发的深入，低杨氏模量碳酸盐岩成为了油气田开发的重要领域。
在碳酸盐岩储层中，酸蚀裂缝技术被广泛应用于提高油气采收率。
然而，酸蚀裂缝的导流能力直接影响着油气开采的效率和产量。
因此，对低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力的研究具有重要的理论和实践意义。
本文旨在通过对低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力进行研究，为实际油气田开发提供理论依据和技术支持。
二、文献综述前人对于碳酸盐岩酸蚀裂缝的研究主要集中在酸蚀机理、裂缝形态以及导流能力等方面。
在导流能力方面，学者们普遍认为导流能力与岩石的杨氏模量、裂缝的宽度、长度、形态以及流体性质等因素密切相关。
然而，对于低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力研究尚不够充分。
因此，本研究将重点关注低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力，并探讨其影响因素及作用机制。
三、研究方法本研究采用室内实验和数值模拟相结合的方法，对低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力进行研究。
具体步骤如下：1. 选取具有代表性的低杨氏模量碳酸盐岩样品，进行酸蚀实验，观察酸蚀裂缝的形态和发育情况。
2. 通过数值模拟软件，建立低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的三维模型，模拟流体在裂缝中的流动过程。
3. 结合实验和模拟结果，分析低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力，探讨其影响因素及作用机制。
四、实验结果与分析1. 酸蚀裂缝形态与导流能力通过室内实验观察发现，低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的形态呈现出复杂多变的特点。
其中，裂缝的宽度、长度、迂曲度和连通性等因素对导流能力具有重要影响。
较宽、较长、迂曲度较低且连通性较好的裂缝具有更高的导流能力。
2. 杨氏模量对导流能力的影响本研究发现，低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力相较于高杨氏模量岩石更为优越。
低杨氏模量岩石在酸蚀过程中更容易形成复杂的裂缝网络，从而提高导流能力。
此外，低杨氏模量岩石的变形能力较强，能够更好地适应地下应力变化，保持裂缝的连通性和稳定性。
碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力试验研究
较 大 ， 响测试结 果 ； 影 闭合压力 的增 加使得裂缝导流能力快速 下降 ， 灰岩露头在 闭合压力 高于 ３ Ｍ ａ 的有效导 流 ０Ｐ后 能力能下降至极低水平 ； 测试流量的增加也会使 裂缝导流能力测试值下 降。另对岩板 表面 的刻 蚀形态差 异性及其
对裂缝 导流能力的影响进行 了分 析。图 ９参 ５ 关键词 碳酸盐岩 酸蚀裂缝 导流能力 影 响因素
考察 了裂缝缝宽 、 注酸排 量、 实验温度 、 闭合压力 、 测试 流量等 因素对 裂缝 导流能力 的影 响。实验 结果 表明 ： 窄裂缝 缝宽和高注酸排量 能使 酸液在裂缝 中的流速加快 ， 有利于形 成高导 流能力 通道 ； 升高 温度能加 快酸 一 岩反 应速率 ， 利于提高酸溶蚀率更 高的大理石裂缝导流能力 ； 而灰岩露头与 酸反应产生 的不溶物及刻蚀 坑对裂缝 导流能力影 响
裂缝长度 和酸蚀 导流能力 。裂缝 的酸蚀导流 能 力是 很难 预测 的 ， 流能力 的大小取 决 于一个 随机 的 导
析酸液流动对裂缝导流能力 的改善效果 ， 以及各种因
素对酸蚀裂缝导流能力 的影响。实验参照常用 的酸 化施工设 计 中 的模 拟 参 数 ， 计 裂 缝 缝 宽 １０～ 设 ． ３０ ｍ、 ．ｍ 注酸排量 ６ ｍ／ ｉ １０ ｌ ｉ 来进行酸液 ０ ｌｍｎ一 ６ ｍ／ ｎ ｍ 流动实验 ， 拟人工裂缝 中 ０Ｏ ｍ ｓ ０ １ ／ 流速 模 ． ｌ ／ 一 ．ｍ ｓ 下的酸液流动过程 ； 裂缝导流能力 的测定采用 ｌｍ／ Ｏｌ ｍｎ的测试流量 ， ｉ 闭合压力范围为 １ Ｐ ９ Ｍ ａ ０Ｍ ａ一 ０ Ｐ 。
分别对多个裂缝缝 宽 （ ． ３０ ｍ） 的人 造 １０— ． ｍ 下 大理石 和灰 岩露 头岩 板进 行酸 蚀裂 缝导 流能 力实验 ，
酸蚀裂缝导流能力影响因素研究
酸蚀裂缝导流能力影响因素研究【摘要】本文研究了酸蚀裂缝导流能力的影响因素，包括裂缝孔隙度、裂缝宽度、溶液pH值和渗流速度。
研究发现，裂缝孔隙度和裂缝宽度对导流能力有显著影响，裂缝孔隙度越大、裂缝宽度越宽，导流能力越强。
溶液的pH值和渗流速度也会影响导流能力，不同的pH值和不同的渗流速度都会导致不同的导流效果。
本文结论指出，裂缝导流能力受多种因素影响，需要进一步研究探讨。
未来的研究可以着重从影响因素相互作用的角度进行研究，以更全面地了解酸蚀裂缝导流能力的机理。
【关键词】酸蚀裂缝、导流能力、影响因素、裂缝孔隙度、裂缝宽度、溶液pH值、渗流速度、研究结论、未来研究展望1. 引言1.1 背景介绍酸蚀裂缝在地下水运移和传播过程中具有重要作用，然而当前对于酸蚀裂缝导流能力影响因素的研究还相对不足。
深入研究酸蚀裂缝导流能力的影响因素对于提高地下水资源勘探和保护的效率具有重要的意义。
国内外对于酸蚀裂缝导流能力影响因素的研究也仍处于初级阶段，目前尚未形成系统的理论框架和研究成果，亟需进一步深入探讨。
通过对酸蚀裂缝导流能力影响因素的研究，可以更好地理解地下水系统的运移规律，为地下水资源的科学管理和有效利用提供理论支撑。
1.2 研究意义酸蚀裂缝导流能力是地下水文地质领域的重要研究内容，对于地下水资源的开发、管理和保护具有重要意义。
了解裂缝导流能力影响因素有助于深入理解地下水流动规律，为地下水资源的有效利用提供理论支持。
对于地下水环境中存在的酸蚀裂缝导流影响因素进行研究，可以帮助预测地下水中污染物的迁移规律，为地下水环境的污染防治提供科学参考。
对裂缝孔隙度、裂缝宽度、溶液pH值和渗流速度等影响因素的研究，也有助于优化地下水资源的开发利用方式，提高地下水资源的利用效率，为地下水资源管理和保护工作提供技术支持。
探究酸蚀裂缝导流能力影响因素具有重要的科学价值和实际意义。
1.3 国内外研究现状目前，关于酸蚀裂缝导流能力影响因素的研究已经引起了广泛的关注。
塔中1号气田碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力的研究
一
，
酸 压 的导 流 能力 则 是 评 价 酸化 压 裂 施 工 有 效 性 的 主 要 指 标 。 针 对 塔 中 １号 气 田碳 酸 盐 岩 储 层 ， 用 自行 采
塔 中 １号 气 田 碳 酸 盐 岩 储 层 酸 蚀 裂 缝 导 流 能 力 的 研 究
刘 林 森 付 ， 珍。
（ ． 东 石 油 技 术 （ 团 ） 限 公 司 ， 京 １ ０ ０ １安 集 有 北 ０ １ ２； ２ 西 南 石 油 大 学 建 筑 工 程 学 院 ， Ｉ 都 ６ ０ ０ ． 四Ｊ Ｉ成 １ ５ ０）
ｆａ ｔ ｒ ｏ ｏ ｄ ｔｖ ｔ ｅ ｔ ｉ ｔｕ ｒ ｃ ｕ ｅ ｆ ｗ ｃ ｎ ｕｃ ｉ ｉｙ ｔ ｓ ｎｓｒ ｍｅ ｔ ｗｈｉ ｈ ｗａ ｌ ｎ ｃ ｓ ｍａ ｕ ａ ｔ ｒ ｄ ｉ ｄ ｐ ｎ ｅ ｔｙ Ｔｈ ｘ ｒ ｍｅ ｔ ｌ ｎ ｆ ｃｕ ｅ ｎ ｅ ｅ ｄ ｎ ｌ ． ｅ ｅ ｐｅ ｉ ｎ ａ
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Ｋｅ ｒ ： ｃ ｄ ｅｃ ｅ ｙ ｗｏ ｄｓ ａ ｉ ｔ ｈ ｄ； ａ ｉ ｒ ｃ ｕ ｉ ｇ； ｆ ｗ ｃ ｎ ｕｃｉｉｙ ｃ ｄ ｆａ ｔ ｒｎ ｌ ｏ ｄ ｔｖｔ ｏ
压改造具有非常重要的参考和指导意义 。 关键词 ： 酸蚀 ； 压 ； 流 能 力 酸 导 中 图 分 类 号 ： Ｅｌ ２ ３ Ｔ ２ ． 文 献标 识 码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：０ ８９ ４ ２ １ ０ —０ １０ １ ０ —４ ６（ ０ ０） ４０ ０ －４
酸化压裂导流能力的系统实验研究
酸化压裂导流能力的系统实验研究M. S . Beg et al .翻译: 王兴宏操红梅谢政(青海油田公司开发工艺研究所)校对: 饶鹏(青海油田公司开发工艺研究所)摘要: 评价酸化压裂工艺增产措施成功的标准, 就是看其产生的导流能力的大小, 但这是很难预测的。
我们做了一系列实验, 在岩心室里使岩心在下面的条件下进行酸化: 酸液在垂直裂缝中呈线性流动, 并且有酸液滤失现象, 然后对作为闭合应力函数的裂缝导流能力进行测量。
结果发现, 增加酸液的接触时间有时会降低裂缝的导流能力, 酸液滤失会增加裂缝的导流能力, 并且Nie r od e - Kr uk 预测方法能准确预测岩石埋藏压力和闭合应力对酸压导流能力的影响。
我们也观察到, 当酸液在裂缝表面产生一深的酸蚀槽时能产生很高的导流能力。
主题词酸化压裂岩心裂缝导流能力酸化时间滤失量酸蚀形状Nierode2Kruk 方法闭合应力一、介绍在酸压设计中, 首要讨论的问题是有效酸在裂缝中渗透的距离, 酸液能产生的导流能力及酸压后增加的产量。
因为在碳酸盐地层的处理中, 与使用支撑剂的压裂方法相比, 酸化压裂必须能产生足够大的导流能力。
酸压的导流能力很难预测, 因为它是一种随机过程, 如果裂缝壁被均匀溶蚀, 那么裂缝闭合之后, 几乎不产生导流能力, 因此, 预测酸压导流能力是一种经验方法。
在多数情况下都是利用Nierode - Kruk 方法进行裂缝导流能力的预测, 这一方法是根据大量岩心裂缝导流能力实测数据而产生的。
在这些实验中,在张力作用下使岩心产生垂直裂缝并使酸液流过裂缝, 但没有酸液滤失现象。
除Nierode - Kruk 方法外, 还没有有关酸压裂缝导流能力的文献报道。
二、实验仪器和实验过程在研究中, 对Malik 和Hill 实验装置进行了改进以使实验装置的拆卸更加容易, 使测量结果更加可靠。
图1 是实验装置横截面的俯视图, 岩心室内可放2 块岩心。
实验装置由一个岩心室、一个氟化橡胶垫片、两个像柱塞一样的岩心夹和压盖组成。
《2024年基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究》范文
《基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，裂缝性碳酸盐岩油藏的开采逐渐成为石油工业的重点研究领域。
然而，在脱气后开采过程中，由于地质结构的复杂性和油田的不稳定性，常常出现水窜问题，对油田的安全、稳定、高效开采构成了巨大挑战。
为解决这一难题，本研究采用了微流控技术进行实验研究，旨在探索裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理的有效方法。
二、微流控技术概述微流控技术是一种在微观尺度上对流体流动进行精确控制的技术。
该技术通过精确控制流体在微小通道中的流动行为，实现对复杂流体系统的模拟和优化。
在裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理中，微流控技术可以模拟油田的实际流场，为制定有效的治理方案提供有力支持。
三、实验材料与方法1. 实验材料：本实验采用裂缝性碳酸盐岩样品、模拟油藏流体、脱气后流体等材料。
2. 实验方法：（1）制备裂缝性碳酸盐岩样品，并模拟实际油藏环境。
（2）对脱气后的流体进行微流控实验，观察水窜现象。
（3）利用微流控技术模拟不同治理方案，分析其治理效果。
（4）根据实验结果，选择最佳治理方案。
四、实验结果与分析1. 水窜现象观察：在脱气后开采过程中，观察到明显的水窜现象，对油田的稳定开采构成威胁。
2. 微流控技术模拟：通过微流控技术模拟不同治理方案，发现某些治理措施能有效减缓水窜现象。
3. 治理效果分析：对不同治理方案的治理效果进行分析，发现某些方案在减缓水窜、提高采收率等方面具有显著优势。
4. 最佳治理方案选择：根据实验结果，选择最佳治理方案，为实际油田治理提供参考。
五、讨论与展望1. 讨论：本实验研究表明，微流控技术为裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理提供了有效手段。
通过模拟不同治理方案，可以直观地观察治理效果，为实际油田治理提供有力支持。
然而，在实际应用中还需考虑地质条件、油藏特性等因素的影响。
2. 展望：未来研究可进一步优化微流控技术，提高其模拟精度和适用范围。
碳酸盐岩酸压裂缝导流能力随缝长变化规律研究
碳酸盐岩酸压裂缝导流能力随缝长变化规律研究王玉芳;杜建军;牛新年【摘要】酸压裂缝的缝长和导流能力是评价酸化压裂效果的2个重要指标,通过应用FracproPT软件对碳酸盐岩酸压过程中酸蚀裂缝导流能力和缝长变化趋势的拟合,总结了碳酸盐岩油气藏不同储层类型中的裂缝导流能力随缝长的变化规律,从裂缝导流能力随缝长的变化趋势中可以半定量判断碳酸盐岩储层中缝洞发育带的发育规模.拟合结果与地震和测井解释结果相结合,对定性和定量判断碳酸盐岩缝洞发育体的规模具有重要意义.【期刊名称】《地质力学学报》【年(卷),期】2015(021)004【总页数】9页(P546-554)【关键词】碳酸盐岩;酸压;裂缝导流能力;裂缝缝长;缝洞发育带【作者】王玉芳;杜建军;牛新年【作者单位】中国地质调查局油气资源调查中心,北京100029;中国地质科学院地质力学所,北京100081;中石油塔里木油田测井中心,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE357酸化压裂是碳酸盐岩油气藏提高采收率的重要措施，酸压裂缝导流能力和酸压缝长是影响压裂效果的重要因素，对储层改造后的高产稳产有重要的作用。
国内外对酸蚀裂缝导流能力实验和根据实验推导的理论计算模型有很多［1～20］，但对裂缝导流能力随缝长的变化规律还缺少研究。
本文通过FracproPt软件对不同储层类型的碳酸盐岩酸压改造后裂缝导流能力随缝长变化关系进行了拟合分析，总结了碳酸盐岩油气藏中基质孔隙型、裂缝孔洞型、裂缝型、孔洞型及溶洞型等不同类型储层的裂缝导流能力随缝长的变化规律。
拟合结果与地震和测井解释结果对比结合，可以定性和定量判断储层类型及缝洞发育体的规模。
FracproPT软件使用三维压裂裂缝几何形状模型确定酸液段在不断扩展的压裂裂缝内部的延伸，每个段的酸消耗率被分别追踪，岩石的累积溶蚀和相应的裂缝导流能力被作为压裂裂缝壁面上的分布状态来计算，同时考虑了裂缝宽度上酸浓度的变化以及在特定酸消耗率条件下裂缝壁面处的酸反应速率。
顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术
顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术蒋廷学;周珺;贾文峰;周林波【摘要】顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究.合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数.研究发现,采用\"清洁酸+胶凝酸\"组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍.超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100％,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果.研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2019(047)003【总页数】8页(P140-147)【关键词】碳酸盐岩储层;非均匀刻蚀;导流能力;深穿透;酸化压裂;顺北油气田【作者】蒋廷学;周珺;贾文峰;周林波【作者单位】页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE357.2国外（如中东地区）碳酸盐岩储层埋深大多小于4 000.00 m，储层温度为70～120 ℃；对于井深大于5 000.00 m的油气井，采用基质酸化工艺或常规酸压工艺即可提高单井产量。
顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术
◄钻井完井►doi:10.11911/syztjs.2020003顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术王建云1， 杨晓波2， 王 鹏1， 范红康3（1. 中国石化西北油田分公司工程技术管理部，新疆乌鲁木齐 830000；2. 中国石化西北油田分公司资产管理中心，新疆乌鲁木齐830000；3. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）摘 要: 为了解决顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏钻井过程中溢流和漏失同存的问题，保证钻井安全，分析了其溢流和漏失同存的原因，制定了首先暂堵裂缝阻止气体侵入井筒、然后在气体侵入井筒的情况下控制气体侵入量和上窜速度以保证钻井安全的技术思路，并将裂缝性气藏暂堵技术、控压钻井技术和高温气滞塞技术进行集成，形成了顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术。
应用该关键技术时，先用裂缝性气藏暂堵技术阻止气体进入井筒；发现气体侵入井底时，用控压钻井技术控制气体侵入量；气体侵入井筒的情况下，用高温气滞塞技术降低气体上窜速度，保障钻井安全。
顺北油气田在应用碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术后，解决了溢流和漏失同存的难题，提高了钻井速度，保证了钻井安全。
关键词: 碳酸盐岩油气藏；裂缝性气藏；溢流；漏失；暂堵；高温气滞塞；控压钻井；顺北油气田中图分类号: TE28+3 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2020）03–0008–08Key Technologies for the Safe Drilling of Fractured CarbonateGas Reservoirs in the Shunbei Oil and Gas FieldWANG Jianyun1, YANG Xiaobo2, WANG Peng1, FAN Hongkang3(1. Engineering Technology Management Department, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830000, China;2. Asset Management Centre, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830000, China;3. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing, 100101, China)Abstract: In order to solve the problems created by the coexistence of overflow and circulation lost during drilling through fractured carbonate gas reservoirs in the Shunbei Oil and Gas Field and to ensure drilling safety, a technical solution was worked out by means of analyzing the causes of the coexistence of overflow and lost circulation in fractured carbonate gas reservoirs. According to this solution, the first thing to do is to temporarily block fractures that prevent gas invasion into the wellbore, and in the case of gas influx, it is necessary to control the amount of gas influx and the speed of gas channeling to ensure drilling safety. Based on this, tje key technologies for the safe drilling of fractured carbonate gas reservoirs involves integrating temporary blocking technology for fractured reservoirs, using MPD and implementing high temperature gas-block plugging. First, the temporary blocking technology for fractured gas reservoirs should be used to prevent gas from entering the wellbore. In case of gas influx occurs in the bottom hole, MPD should be used to control the influx amount, while high temperature gas-block plugging should be adopted to reduce the speed of gas channeling if the gas is found in the wellbore. After the application of such key technologies in the fractured carbonate gas reservoir in the Shunbei Oil and Gas Field, the coexistence of overflow and circulation lost was solved and drilling speed was increased and the drilling safety ensured.Key words: carbonate oil and gas reservoir; fractured gas reservoir; overflow; lost circulation; temporary blocking; high temperature gas-block plug; managed pressure drilling; Shunbei Oil and Gas Field顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏埋藏超深（6 600.00～8 300.00 m）、温度高（170～238 ℃）、含酸性气体（H2S平均含量0.002%、C O2平均含量9.36%），多为裂缝–孔洞型储层[1–3]，传统的井控技术在某些工况下已不能满足安全钻井的需求[4]。
顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术
顺北油气田主干断裂带深穿透酸化技术
石 油 钻 探 技 术 PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES
Vol. 48 No.2 Mar., 2020
◄油气开发►
d顺北油气田主干断裂带深穿透酸化技术
李新勇， 李春月， 赵 兵， 房好青， 黄燕飞， 胡文庭
（中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）
摘 要: 顺北油气田主干断裂带碳酸盐岩储层裂缝发育，钻井过程中井壁易垮塌掉块，超深水平井中岩屑难以 返出，且部分井钻井液漏失量大，造成储层堵塞严重，常规酸化技术无法解除污染，稳产难度大。为此，通过优选解 堵酸及优化施工参数等攻关研究，形成了“近井解堵+远井疏通”的主干断裂带深穿透酸化技术，其基本原理为： 近井地带采用低黏度、反应速度快的酸液，快速扩散形成各向蚓孔，穿透污染带；远井地带大排量、较大规模地注入 高黏酸液，对远井通道进行疏通，建立高导流渗流通道。该酸化技术在顺北油气田应用 6 井次，酸化效果显著，同 时解决了近井和远井供液通道堵塞的问题，累计增产油量 16.06×104 t。现场应用结果表明，该酸化技术可以解决顺 北油气田主干断裂带碳酸盐岩储层的堵塞问题，对国内外类似储层酸化解堵具有借鉴价值。
LI Xinyong, LI Chunyue, ZHAO Bing, FANG Haoqing, HUANG Yanfei, HU Wenting (Research Institute of Petroleum Engineering, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830011, China) Abstract: Due to fractures developed in the carbonate reservoirs of main fault zones in the Shunbei Oil and Gas Field, the well wall is prone to sloughing and falling frequently during drilling, and the cuttings in ultra-deep horizontal well have very difficult flow back, along with serious leakage in some wells. The cuttings accumulation and serious leakage cause the payzone to be blocked heavily, and this blockage cannot be removed by conventional acidizing technologies. In fact, they experience great difficulty in keeping stable production. In order to solve the problem, the team developed a working hypothesis and then tested it. The low-viscosity and quick reaction acid was used in near the wellbore to create wormholes by rapid diffusion penetrating damage zone, while large amount of high-viscosity acid was injected to far wellbore zone to create high-conductivity channels. On this basis, a deep penetration acidizing technology in the main fault zone was developed, featuring “plug removal near wellbore and channeling far from wellbore”. This technology has been applied to 6 wells, resulting in cumulative oil increment of 16.06×104 t, which shows great acidizing effects and resolves the problems of payzone blocking near and far from the wellbore. Field application results showed that the technology could effectively solve the blocking problems of main fault zone in Shunbei oil and gas field, and provide a reference for acidizing and plug removal of similar carbonate reservoirs at home and abroad. Key words: main rupture zone; carbonate reservoir; plugging; acidizing; plug removal; Shunbei Oil and Gas Field
顺北油田S井超深超高温碳酸盐岩断溶体油藏大型酸压关键技术
顺北油田S井超深超高温碳酸盐岩断溶体油藏大型酸压关键
技术
李新勇;李骁;赵兵;王琨;苟波
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2022(50)2
【摘要】顺北油田S井目的层属于典型的超深超高温断溶体储层,工程地质条件和井筒条件复杂,酸压改造面临巨大挑战。
针对上述酸压改造难点,提出了“回填井段集中改造+酸损伤降破+管柱浅下+加重压裂液组合提排量+前置液造缝+交替注入造高导流裂缝+自生酸疏通远端断溶体”的复合酸压技术,通过试验优选了超高温工作液体系,包括180℃聚合物压裂液、160℃加重瓜胶压裂液、160℃交联酸和自生酸;基于数值模拟结果优化了大型酸压方案,推荐压裂液规模为1800~2200 m^(3),酸液规模为800~1000 m^(3)。
现场试验表明,相同注液排量下,注加重压裂液的井口压力比注聚合物压裂液降低了7%,应用效果明显。
S井大型酸压后,测试天然气产量10.45×10^(4) m 3/d,取得了顺北4号断裂带开发的突破,也为类似油气藏大型酸压方案优化设计提供了技术借鉴。
【总页数】7页(P92-98)
【作者】李新勇;李骁;赵兵;王琨;苟波
【作者单位】中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室;西南石油大学石油与天然气工程学院
【正文语种】中文
【中图分类】TE35
【相关文献】
1.塔河油田碳酸盐岩油藏控缝高酸压选井原则
2.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大型复合酸压选井优化论证
3.超深碳酸盐岩油藏水平井套管分段酸压技术实践
4.顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术
5.超深断溶体油藏油井见水特征及生产制度优化
——以塔里木盆地顺北油田Z井为例
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基金项目：国家自然科学基金项目“热储层水力压裂低温诱导热应力致裂机理研究”（51874338）
摘 要 顺北油田碳酸盐岩油藏的开发以酸化压裂为主！针对该油田高温、高压、纯石灰岩储层的特性，利用FCES-100导
流仪开展室内酸蚀裂缝导流能力的测试！岩样选用该油田一间房组储层石灰岩！实验结果表明：在酸岩接触时间相同的条
0引言
在塔里木盆地顺北油田的开发过程中，酸化压裂 改造工艺技术已经成为碳酸盐岩油藏增产和稳产的主 导技术"T。酸蚀裂缝导流能力的增加，对该地区的增 产效果影响显著"4$。对于碳酸盐岩的酸蚀裂缝导流能 力，很多学者都只对酸液类型、酸液用量及注酸排量进 行了研究"5#7$ '而对于考虑顺北油田实际地层条件下， 室内酸蚀裂缝导流能力实验的研究太少，不足以指导
Engineering, Northwest Oilfield Company, SINOPEC, Urumqi 830001, China)
Abstract： The development of carbonate reservoirs in Shunbei Oilfield is based on acid fracturing. For the characteristics of high temperature and high pressure pure limestone reservoirs in this area, the FCES-100 flow director was used to test the acid-etched conductivity in the laboratory. The rock samples were selected from a group of reservoir limestones in the area. The experiment shows that under the same condition of acid rock contact time, the acid-etched conductivity is greater than that of cross-linked acid; the optimum acid-rock contact time for turning acid is 40 min; the turning pressure of turning acid and cross-linked acid is 40 MPa and 46 MPa, respectively. When the pressure is lower than the turning closure pressure, the conductivity of the acid-etched fracture is greater than that of the sanding acid-etched fracture. When the pressure is higher than the turning closing pressure, the conductivity of the acid-etched fracture is smaller than that of the sanding acid-etched fracture; the long-term conductivity of acid and cross-linked acid decrease rapidly within 48 h and 72 h, respectively, and become stable after 96 h and 120 h, respectively. Studies show that in the acid pressure design, it is necessary to optimize the injection method and the amount of acid to improve the acid-etched effect. Key words： carbonate reservoir; acid-etched fracture conductivity; acid-etched fracture with proppant; long-term conductivity
断
块
油
气
田
第26卷第4期
FAULT-BLOCK OIL & GAS FIELD
2019年7月
顺北油田碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力实验研究 doi: 10.6056/dkyqt201904026
曲占庆？,林强？，郭天魁？，王洋2
）1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2•中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830001）
关键词 碳酸盐岩储层；酸蚀裂缝导流能力；酸蚀加砂裂缝；长期导流能力
中图分号:TE357
文献标志码:A
Experimental study on acid fracture conductivity of carbonate rock in Shunbei Oilfield
QU Zhanqing1, LIN Qiang1, GUO Tiankui1, WANG Yang2 (l.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China; 2.Research Institute of Petroleum