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M气藏压裂施工砂堵原因剖析_李勇明

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收稿日期 :2007 -07 -09;修回日期 :2008 -02 -19 基金项目 :四川省天然气开采重点实验室基金项目 (GPL04 -06);教育部博士学科点专项科研基金 (20040615003)。 作者简介 :李勇明 (1974 -), 1997年毕业于西南石油学院石油工程专业 , 副研究员 , 博士 , 现主要从事 油气藏增产新 技术研究 , 发表学术 论文 30 余篇 。 地址 :(610500)四川省成都市新都区 , 电话 :13072896966, E-mail:swpifrac@
(6)压裂液在井筒内流动的摩阻高 , 考虑到压 裂设备的安全 , 限制了压裂施工排量的提升 ,致使形 成的裂缝宽度小 , 在高砂比注液段极易发生砂堵 。
压裂液的摩阻大小 , 既关系到压裂施工能否顺 利进行 , 又关系到施工泵压对地层做功的大小 。 压 裂液摩阻愈高 , 则会使泵压愈高 , 排量降低 , 在井口 设备功率一定时 , 因压裂液摩阻大而导致用于造缝
二 、M气藏压裂砂堵原因分析
表 1为 M气藏发生严重砂堵井层的设计参数 和实际施工参数列表 。 M气藏 M2储层温度平均为 76.6℃, 该气藏所用压裂液的评价结果表明 , 压裂液 体系在 75℃、剪切 100 min的条件下 , 压裂液的黏度 保持在 100 mPa.s以上 , 具备较强的携砂能力 , 完全
80
21.3
46
1 28.1 1 14.1 1 27.4 1 02.2 1 24.7 2 7.3 3
2 6.25 2 4.55 32.2 21.2 2 6.08
5.3
图 1 A井 M2气层测井曲线
A井的压裂施工中破裂特征不明显 , 表现出非 常强的塑性变形特征 , 主裂缝形成困难 。 图 1为 A 井压裂层 段测 井 曲线 , 该井 压 裂射 孔 段 2 680 ～ 2 684 m, 在 2 681 ～ 2 682 m有 1.0 m的泥岩夹层 。 和 A井破裂特征表现相类似的井有 C、F两口井 。
(1)压裂层段的纵向非均质性强 , 中间夹有泥 岩小夹层 , 压裂裂缝起裂复杂 , 裂缝面不规则 , 难以 形成有效的主裂缝 。
表 1 M气藏砂堵层位主要设计及实际施工参数
井号
A井 B井 C井 D井 E井 F井
层位
M2 M
2
M2 M2上 M2 M2
设计施工参数
前置液 (m3) 携砂液 (m3) 前置液 ：携砂液
采用较少的前置液量对于提高压裂效果是非常
有益的 , 但对于该气藏前期压裂的 39井层有 10井 层在加砂后期压裂施工压力较快上升 , 表明裂缝内 存在不同程度的砂堵 , 其中 6井层因严重砂堵而被 迫停止施工 , 未加完设计的砂量 , 砂堵率较高 。
第 31卷 第 2期 Vol.31 No.2
开采工艺
钻 采 工 艺 DRILLING＆ PRODUCTIONTECHNOLOGY
· 5 5 ·
M气藏压裂施工砂堵原因剖析
李勇明 , 李崇喜 , 郭建春 , 赵金洲
(油气藏地质及开发工程国家重点实验室 ·西南石油大学 )
能够满足携砂要求 。在分析砂堵原因时未需考虑压 裂液的携砂性能因素 。
由于 M气藏采用分层压裂 , 未进行小型压裂测 试和压裂后递减测试 、也无井底压力监测数据 , 无法 分析压裂注液过程中的实际滤失系数 、井底净压力 等参数 , 这给砂堵曲线分析带来很大困难 。 考虑到 引起压裂施工砂堵的因素很多 , 为此 , 重点在结合单 井压裂设计 、压裂施工曲线 、压裂层段测井曲线进行 了综合分析 。 认为砂堵的可能原因有以下几点 :
第 31卷 第 2期 Vol.31 No.2
钻 采 工 艺 DRILLING＆ PRODUCTIONTECHNOLOGY
高度得到较好控制 , 裂缝长度方向扩展较好 。 但是 在 35 ～ 55 min注携砂液 , 压裂施工压力基本稳定 , 考 虑到目的层岩性低渗 , 即在基岩中的滤失是有限的 , 表明在水力裂缝延伸过程中沟通了天然裂缝 (微裂 缝 )或孔洞网络 , 使得滤失与注入基本平衡 , 进入到 “临界压力 ”, 此时并未采取提排量或降砂比措施 , 导致后期砂堵 。
· 5 7 ·
图 2 B井 M2气层压裂施工曲线
(3)压裂层段的渗透率较高 、有效厚度大 , 地层 吸液能力强 , 压裂液滤失高 , 施工排量偏低 , 压裂液 效率低 。
E井的压裂射孔段为 2 574 ～ 2 578 m, 测井曲 线显示隔层较好 , 在裂缝破裂后的注前置液阶段施 工压力明显降低 , 可排 除裂缝高度过 快延伸所致 。 测井曲线显示在 2 570 ～ 2 582 m段的岩性较纯 , 此 段应被全部压开 。 此段渗透率 2.06 ×10-3 μm2 , 渗 透性好 , 必定压裂液滤失速度大 , 加之至少 12 m的 滤失高度 , 压裂液总的滤失量大 , 造缝效率低 。 而该 井压裂的施工排量一直稳定在 2.4 m3 /min, 偏低 。
李勇明等 .M气藏压裂施工砂堵原因剖析 .钻采工艺 , 2008, 31(2):55 -57, 64 摘 要 :气井压裂施工过程 中产生砂堵在影响压裂 效果的 同时将 会产生严 重的经 济损失 。 通 过考虑 影响压
裂施工的地层 、压裂液 、工程 、设计等各种因素 , 剖析了压裂过程中 产生砂堵的 常见原因 。 针 对 M气藏 6口 压裂施 工井的砂堵情况 , 结合压裂施工曲线 、测井 曲线 、测井解 释成果 、压裂 施工设 计及实 际施工 参数对产 生砂堵 的具体 原因进行分析 , 在此基础上提出了防止 M气 藏压裂 施工砂 堵的具体 建议 。 砂 堵原因 的深入认 识和相 关建议 对 M 气藏后续压裂设计和施 工具有很高的参考价值 , 对其他类似的低渗砂岩气藏 的压裂施工也具有重要指导意义 。
图 3 D井 M2上气层压裂施工曲线
M2上 段 压 裂 时 , 其 下 隔 层 仅 3 m(2 592 ～ 2 955 m), 裂缝向下缝高扩展阻力较小 。 压裂施工 动态曲线反映出压力平缓下降也表明裂缝高度延伸
较快 , 下隔层突破 , 并连通之前压裂的 M2下段的支 撑裂缝 , 导致大量压裂液滤失 , 发生砂堵 。
(2)压裂沟 通了天然裂缝 (微裂 缝 )和孔洞网 络 , 地层滤失性较大 , 压裂液严重滤失 , 滤失与注入 基本平 衡 , 进入 “临 界压 力 ”区 , 而未 采取 必 要措 施 [ 3] 。
图 2为 B井的压裂施工曲 线 。 该井的 压裂射 孔段为 2 659 ～ 2 663 m, 测井曲线反映在 2 661 ～ 2 662 m有 1 m厚的 泥 岩夹 层 , 表 现 在 注液 10 ～ 12 min时在施工排量恒定的情况下施工压力出现了 明显波动 。随着前置液的不断注入 , 施工压力缓慢 上升 , 主要是该井 段岩性致密 、测井解释渗 透率为 0.321 ×10-3 μm2 , 表明裂缝延伸阻力较大 。 该井测 井曲线显示压裂层段的隔层良好 , 在 2 650 ～ 2 657 m、2 666 ～ 2 671 m具有较致密的盖层和底层 , 裂缝
(4)储层水敏 性 。 储层遇水 膨胀分散 , 从而裂 缝内堆积了垮塌分散的泥沙 , 流动阻力急剧增加 , 易 导致加砂困难而砂堵 。
(5)形成了多条水力裂缝 。压裂施工时极有可 能形成多条水力裂缝 , 这就可能发生压裂液的强烈 滤失 (漏失 ), 使用于主裂缝造缝的流量迅 速降低 , 造成主裂缝动态缝宽变小 , 增加砂堵的风险 。
· 56·
钻 采 工 艺 DRILLING＆ PRODUCTIONTECHNOLOGY
2008年 3月 March2008
的有效功率减少 , 限制裂缝的形成和延伸 , 甚至可能 会受设备功率的限制 , 导致压裂失败 。
(7)岩石弹性模量高 , 人工裂缝窄 。 (8)砂比过高或提升速度过快 。 (9)前置液量偏少 。
(4)压裂裂缝高度延伸过快 , 沟通高渗带 , 导致 大量液体滤失 , 造缝效率低 。
该井本次压裂射孔段 2 588 ～ 2 591 m。 之前 , 对 M2下 (2 601 ～ 2 604 m)进行压裂 , 施工排量 2 m3 / min, 破裂压力 45.4 MPa, 测井渗透率 0.199 ×10-3 μm2 。采用 PT软件模拟显示 , 注前置液阶段 M2下 裂 缝向上扩展突破了 2 597 ～ 2 601 m的上部隔层 , 进 入到 2 592 ～ 2 955 m(M2上段的下隔层 ), M2下支撑 裂缝上高 15.0 m。 从 D井 M2上 段压裂施工曲线 (图 3)可以看出 , D井 M2上 压裂初期在地层破裂之后 , 施 工压力有明显回升 , 主要是岩性致密 , 裂缝延伸阻力 大 , 裂缝正常延伸 。在注液 28.5 ～ 33 min加入了支 撑剂段塞 , 施工压力略有降低 , 表明打磨作用较好 。 之后压力又略有上升 , 裂缝在继续扩展 。
(1)压裂沟 通了天然裂缝 (微裂 缝 )和孔洞网 络 , 压裂液严重滤失, 没有采取必要的降滤失措 施 [ 1] 。
天然裂缝渗透率很大 , 压裂液的滤失严重 ;潜在 缝受压后张开 , 进一步加剧了滤失 , 不能形成较宽的 主裂缝 , 高砂比混砂液无法进入裂缝 , 容易导致加砂 初期砂堵 。
(2)压裂液的携砂性能差或抗剪切性能差 。 压 裂液的抗剪切性能差 , 压裂液在裂缝内流动时受温 度和剪切作用的有效黏度下降快 , 悬砂性能差 , 导致 大量的支撑剂在缝口附近很快沉降堆积 , 裂缝过流 面窄 , 容易引起砂堵 。
一 、压裂施工砂堵常见原因分析
砂堵是造成压裂施工失败的直接原因 , 导致砂 堵的因素较复杂 , 主要包括地层因素 、压裂液因素 、 工程因素 、设计因素等 。 如何有效避免砂堵的产生 一直是压裂设计和施工作业中非常棘手的难题 。对 于砂堵的主要原因进行分析有助于 指导设计和施 工 , 尽量避免砂堵发生 。常见原因归结如下 :
70
11 8.5

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探讨压裂管柱砂卡原因与解卡对策

探讨压裂管柱砂卡原因与解卡对策

探讨压裂管柱砂卡原因与解卡对策作者：彭志敏来源：《中国科技博览》2013年第37期摘要：目前采用压裂对地层进行改造是行之有效的手段之一，达到疏通地层，解除堵塞，增大过流截面，提高渗透率，提高油井产量。

但在压裂施工中经常出现因各种原因造成管柱砂卡，分析压裂管柱砂卡原因，结合现场实际，采用组合解卡工艺技术，有效地解决了现场生产难题，同时缩短修井时间，降低生产成本。

关键词：压裂管柱；砂卡；解卡；对策【分类号】：TD327.3引言随着油田勘探开发的不断深入，在油田老区相继出现了第二、三次采油。

为了疏通地层，解除堵塞，增大过流截面，提高渗透率，提高油井产量，而采用压裂对地层改造是目前行之有效的手段之一。

在压裂施工中经常会出现因各种原因造成管柱砂卡，对于以往在作业施工现场，处理管柱的砂埋卡钻事故时，通常采用大力上提、倒扣+套铣等作业手段来进行解除，但当油管砂埋深度较大（几十米）时，强提活动解卡很难奏效；采用倒扣+套铣的作业手段，不但处理事故的周期长，难以奏效，而且投入的人力、物力和费用也很大。

针对现场作业中出现的压裂管柱砂卡的问题，采用在油管内下小直径管柱冲砂，加破胶剂浸泡，并配合采用抽汲工艺，经现场应用，取得了良好的效果。

一、常规砂卡解卡工艺技术1. 常规砂卡原因分析常规油水井管柱砂卡主要有以下几个方面的原因：（1）油井生产时，油层中的砂子随着油流进入套管，随压力降低逐渐沉淀，使砂面上升埋住封隔器或一部分油管造成砂卡。

注水井在注水过程中，由于压力不稳定或停注造成倒流现象，使砂子进入套管，也会造成砂卡。

（2）压裂时所用管柱的尾管过长，含砂比大，排量小，压裂后放压过猛等，均能造成砂卡。

（3）使用封隔器进行分层或选层压裂时，固井质量不好、油层薄造成压裂时管外窜或压裂砂窜入封隔器、水力锚等大直径井下工具之上，造成砂卡。

（4）压裂后，大斜度定向井探砂面，操作方法和负荷控制不当，管柱擦入砂面，易造成砂卡。

（5）冲砂时泵的排量不够，使液体上返速度过小，携砂能力差，不能将砂子完全携带到地面造成砂卡。

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》范文

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》范文

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》篇一一、引言随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为了国内外研究的热点。

在致密气藏开发过程中，体积压裂技术作为一种有效的开采方法，已得到了广泛的应用。

然而，在实施体积压裂的过程中，往往会带来一些潜在的伤害，这些伤害会直接影响到油气藏的开采效率和储层稳定性。

因此，本文将针对致密气藏体积压裂的伤害机理进行实验研究，以期为优化体积压裂技术提供理论依据。

二、实验材料与方法1. 实验材料本实验所使用的材料主要包括致密岩心、压裂液、支撑剂等。

其中，致密岩心取自某致密气藏，具有较高的代表性。

2. 实验方法（1）岩心制备：将取得的致密岩心进行切割、磨平，制备成适合实验的岩心样品。

（2）体积压裂实验：采用模拟实际油田的体积压裂条件，对岩心样品进行压裂实验。

（3）伤害机理研究：通过观察压裂前后岩心的形态变化、分析压裂液及支撑剂的分布情况，研究体积压裂对致密气藏的伤害机理。

三、实验结果与分析1. 岩心形态变化在体积压裂过程中，岩心表面出现了明显的裂缝。

裂缝的形态和分布与实际油田的体积压裂现象相似。

同时，裂缝周围的岩心出现了明显的破碎现象，表明体积压裂对岩心结构产生了一定的破坏。

2. 压裂液及支撑剂分布在压裂过程中，压裂液和支撑剂在裂缝中分布不均。

部分区域压裂液和支撑剂分布较多，形成了较为密集的裂缝网络；而部分区域则分布较少，导致裂缝不均匀。

这种不均匀分布会影响到油气藏的开采效率和储层稳定性。

3. 伤害机理分析根据实验结果，致密气藏体积压裂的伤害机理主要包括以下几个方面：（1）物理破坏：体积压裂过程中产生的裂缝和破碎现象会对岩心结构造成物理破坏，降低储层的稳定性。

（2）化学伤害：压裂液中的化学成分可能对岩心产生化学腐蚀作用，进一步加剧了储层的损伤。

（3）流体流失：在压裂过程中，部分储层流体可能会随裂缝流失，导致油气藏的产量下降。

四、结论与建议通过本实验研究，我们深入了解了致密气藏体积压裂的伤害机理。

气井井筒堵塞原因分析及解堵工艺研究进展

气井井筒堵塞原因分析及解堵工艺研究进展

２０２４年１月第３９卷第１期西安石油大学学报（自然科学版）ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ）Ｊａｎ．２０２４Ｖｏｌ．３９Ｎｏ．１收稿日期：２０２２ １１ ２３基金项目：陕西省重点研发计划（２０２２ＧＹ－１４４）；西安市科技计划项目科技创新人才服务企业项目（２０２０ＫＪＲＣ００９６）；陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室开放基金（ＹＪＳＹＺＸ２２ＳＫＦ０００２）第一作者：李善建（１９７９ ），副教授，博士，研究方向：油气田应用化学。

Ｅ ｍａｉｌ：ｌｉｓｈａｎｊｉａｎ＠ｘｓｙｕ．ｅｄｕ．ｃｎＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３ ０６４Ｘ．２０２４．０１．００７中图分类号：ＴＥ３５８文章编号：１６７３ ０６４Ｘ（２０２４）０１ ００５６ １０文献标识码：Ａ气井井筒堵塞原因分析及解堵工艺研究进展李善建１，２，３，何浩轩１，２，３，王泽坤１，２，３，薛波４，高同福４，王帅４（１．西安石油大学化学化工学院，陕西西安７１００６５；２．陕西省油气田环境污染控制与储层保护重点实验室，陕西西安７１００６５；３．油气田化学陕西省高校工程研究中心，陕西西安７１００６５；４．陕西延长石油有限责任公司延长气田采气一厂，陕西延安７１６０００）摘要：随着天然气气田的开发，井筒堵塞问题逐渐凸显，井筒堵塞给生产带来诸多负面影响，如作业时间延长、产能下降、采收率降低以及储层应力状态改变等问题。

因此明确气井堵塞的原因，选用正确的解堵工艺十分关键。

通过对不同类型堵塞物的成因、机理及其危害性展开分析，结合解堵工艺的研究进展，对不同类型的堵塞提出针对性的解堵技术，探讨了工艺的原理、工艺的优缺点及其适用性，为解堵技术的深入研究和在气田的现场应用提供参考。

关键词：气井；井筒堵塞；井筒解堵；解堵工艺ＡｎａｌｙｓｉｓｏｆＲｅａｓｏｎｓｆｏｒＷｅｌｌｂｏｒｅＢｌｏｃｋａｇｅｉｎＧａｓＷｅｌｌｓａｎｄＲｅｓｅａｒｃｈＰｒｏｇｒｅｓｓｉｎＢｌｏｃｋａｇｅＲｅｍｏｖａｌＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＬＩＳｈａｎｊｉａｎ１，２，３，ＨＥＨａｏｘｕａｎ１，２，３，ＷＡＮＧＺｅｋｕｎ１，２，３，ＸＵＥＢｏ４，ＧＡＯＴｏｎｇｆｕ４，ＷＡＮＧＳｈｕａｉ４（１．ＳｃｈｏｏｌｏｆＣｈｅｍｉｓｔｒｙａｎｄＣｈｅｍｉｃａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｘｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００６５，Ｃｈｉｎａ；２．ＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＳｈａａｎｘｉＰｒｏｖｉｎｃｅｆｏｒＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌＰｏｌｌｕｔｉｏｎＣｏｎｔｒｏｌａｎｄＲｅｓｅｒｖｏｉｒＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｆＯｉｌｆｉｅｌｄｓ，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００６５，Ｃｈｉｎａ；３．ＳｈａａｎｘｉＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｆｏｒＯｉｌａｎｄＧａｓＦｉｅｌｄＣｈｅｍｉｓｔｒｙ，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００６５，Ｃｈｉｎａ；４．Ｎｏ．１ＧａｓＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔｏｆＹａｎｃｈａｎｇＧａｓｆｉｅｌｄ，ＳｈａａｎｘｉＹａｎｃｈａｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｙａｎ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１６０００，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｉｔｈｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｎａｔｕｒａｌｇａｓｆｉｅｌｄｓ，ｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｏｆｗｅｌｌｂｏｒｅｂｌｏｃｋａｇｅｈａｓｇｒａｄｕａｌｌｙｂｅｃｏｍｅｐｒｏｍｉｎｅｎｔ，ｂｒｉｎｇｉｎｇｍａｎｙｎｅｇａｔｉｖｅｉｍｐａｃｔｓｔｏｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｓｕｃｈａｓｐｒｏｌｏｎｇｅｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｔｉｍｅ，ｒｅｄｕｃｅｄｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙ，ｒｅｄｕｃｅｄｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅ，ａｎｄｃｈａｎｇｅｓｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｒｅｓｓｓｔａｔｅ．Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｉｔｉｓｃｒｕｃｉａｌｔｏｉｄｅｎｔｉｆｙｔｈｅｃａｕｓｅｓｏｆｇａｓｗｅｌｌｂｌｏｃｋａｇｅａｎｄｃｈｏｏｓｅｔｈｅｃｏｒｒｅｃｔｕｎｂｌｏｃｋｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓ．Ｂｙａｎ ａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｃａｕｓｅｓ，ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ，ａｎｄｈａｒｍｆｕｌｎｅｓｓｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｙｐｅｓｏｆｂｌｏｃｋａｇｅｓ，ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｇｒｅｓｓｏｆｕｎｂｌｏｃｋｉｎｇｔｅｃｈ ｎｉｑｕｅｓ，ｔａｒｇｅｔｅｄｕｎｂｌｏｃｋｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓａｒｅｐｒｏｐｏｓｅｄｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｙｐｅｓｏｆｇａｓｗｅｌｌｂｌｏｃｋａｇｅｓ．Ｔｈｅｐｒｉｎｃｉｐｌｅｓ，ａｄｖａｎｔａｇｅｓ，ｄｉｓａｄｖａｎｔａｇｅｓ，ａｎｄａｐｐｌｉｃａｂｉｌｉｔｙｏｆｔｈｅｕｎｂｌｏｃｋｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓａｒｅｄｉｓｃｕｓｓｅｄ，ｐｒｏｖｉｄｉｎｇｒｅｆｅｒｅｎｃｅｆｏｒｉｎ ｄｅｐｔｈｒｅｓｅａｒｃｈａｎｄｏｎ ｓｉｔｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｕｎ ｂｌｏｃｋｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎｇａｓｆｉｅｌｄｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｇａｓｗｅｌｌ；ｗｅｌｌｂｏｒｅｂｌｏｃｋａｇｅ；ｗｅｌｌｂｏｒｅｂｌｏｃｋａｇｅｒｅｍｏｖａｌ；ｂｌｏｃｋａｇｅｒｅｍｏｖａｌｐｒｏｃｅｓｓ［Ｃｉｔａｔｉｏｎ］李善建，何浩轩，王泽坤，等．气井井筒堵塞原因分析及解堵工艺研究进展［Ｊ］．西安石油大学学报（自然科学版），２０２４，３９（１）：５６ ６５．ＬＩＳｈａｎｊｉａｎ，ＨＥＨａｏｘｕａｎ，ＷＡＮＧＺｅｋｕｎ，ｅｔａｌ．Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｒｅａｓｏｎｓｆｏｒｗｅｌｌｂｏｒｅｂｌｏｃｋａｇｅｉｎｇａｓｗｅｌｌｓａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｇｒｅｓｓｉｎｂｌｏｃｋａｇｅｒｅｍｏｖａｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ），２０２４，３９（１）：５６ ６５．李善建等：气井井筒堵塞原因分析及解堵工艺研究进展引　言气井井筒堵塞是国内气田开发过程中常见的现象，气井生产和作业过程中产生的腐蚀产物、气井采出液、缓蚀剂裂解产物及其他有机物质在高温高压下共同作用，在气井井筒中形成堵塞。

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》范文

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》范文

《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》篇一一、引言随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为了国内外研究的热点。

在致密气藏的开发过程中，体积压裂技术因其能够有效地提高气藏的开采效率和产量而被广泛应用。

然而，体积压裂过程中也可能导致一定的伤害，影响气藏的长期开发效果。

因此，对致密气藏体积压裂伤害机理的实验研究显得尤为重要。

本文旨在通过实验研究，深入探讨致密气藏体积压裂的伤害机理，为优化体积压裂技术提供理论依据。

二、实验材料与方法1. 实验材料本实验所使用的材料主要包括致密岩心、压裂液、气体等。

其中，致密岩心取自某致密气藏，具有代表性。

2. 实验方法（1）制备岩心样品：从致密岩心中取样，制备成标准尺寸的岩心样品。

（2）进行体积压裂实验：在岩心样品上施加一定的压力，模拟体积压裂过程。

（3）观察并记录实验现象：通过高速摄像技术，观察并记录岩心样品在体积压裂过程中的变化。

（4）分析实验数据：对实验数据进行处理和分析，探讨体积压裂的伤害机理。

三、实验结果与分析1. 体积压裂过程中的岩心变化在体积压裂过程中，岩心样品出现了一定的变形和破裂现象。

随着压力的增加，岩心样品逐渐出现裂纹，并逐渐扩展。

当压力达到一定值时，岩心样品发生明显破裂，形成压裂缝。

2. 体积压裂对岩心伤害的机理分析（1）机械损伤：体积压裂过程中产生的应力作用在岩心上，导致岩心样品发生变形和破裂，从而造成机械损伤。

（2）化学损伤：压裂液中的化学成分可能对岩心造成一定的化学损伤，如酸化作用等。

（3）物理损伤：由于压裂缝的形成和扩展，可能导致气藏的连通性变差，影响气体的开采效果。

四、讨论与结论通过对致密气藏体积压裂的实验研究，我们发现在体积压裂过程中，岩心样品会发生变形和破裂现象，并受到机械、化学和物理等多方面的损伤。

这些损伤不仅会影响气藏的开采效果和产量，还可能对气藏的长期开发造成不利影响。

因此，在体积压裂技术的研究与应用中，需要充分考虑这些伤害因素。