建南气田储层伤害因素分析与对策

建南气田储层伤害因素分析与对策第1页/共52页汇报提纲2.储层伤害因素分析3.储层保护技术对策及效果4.存在的主要问题及建议1.基本情况第2页/共52页1.1气田概况1.基本情况建南气田区块分布示意图

建南气田地理位置位于湖北省与重庆市交界处，构造位于四川盆地东缘石柱复向斜中部建南构造。截止2010年12月，在鄂西渝东地区共发现7套工业气层（其中飞三和长二为主力层），1个气田、1个气藏和5个含气构造（含金鸡）。已探明地质储量159.91×108m3、控制储量57.42×108m3、预测探明地质储量569.42×108m3，三级储量规模达到786.75×108m3。第3页/共52页1.2储层地质特征1.2.1岩性特征

天然气富集区域位于飞三段台缘滩坝和长二段生物滩主体厚带，飞三段储层以颗粒灰岩为主，长二段白云岩贡献最大。飞三段储层岩类平均厚度分布图长二段生物滩岩类孔隙度分布图建南气田岩屑薄片分析矿物成分统计表第4页/共52页1.2储层地质特征1.2.1岩性特征①飞三段由下至上可划分4个沉积层序：（1）下部：泥晶灰岩段（2）中下部：砂屑灰岩段（3）中上部：鲕粒灰岩段（4）上部：泥晶灰岩夹颗粒灰岩段建45井建45井飞三段综合柱状图第5页/共52页②长二段

长二段可划分为上下两个滩体，储集岩类以云岩、云质灰岩、生屑灰岩和含生屑灰岩为主。建评7井长二段综合柱状图1.2储层地质特征1.2.1岩性特征第6页/共52页1.2储层地质特征

根据1411块岩心样品资料和统计结果，87.38%的样品为特低孔，72.74%的样品为特低渗，反映出建南地区储层物性总体较差，以特低孔、（特）低渗储层为主。1.2.2储层物性建南气田储层物性统计表

参数气藏孔隙度φ（%）渗透率Κ（10-3μm2）最大最小平均最大最小平均飞三5.80.251.234.20.0010.554长二5.30.161.131300.0021.339飞三段储层孔隙度较低，低孔致密且储层部分层段经后期改造，储层物性局部变好。长二段生物滩储层物性较好，其中建评7井最高。第7页/共52页①飞三段1.2储层地质特征1.2.3储层孔隙结构第一类：致密储层，不进汞；第二类：基质仍为致密灰岩，局部裂缝发育。第三类：飞三段孔隙结构相对较好区域，飞三段储层基质孔隙结构特征代表。建47井毛管压力曲线建61井毛管压力曲线建南气田飞三段孔隙结构特征值

第8页/共52页见缝率11.3%

建南气田岩屑薄片孔缝统计表

见缝率14.7%

建南气田岩心薄片孔缝统计表

建46侧1井，井深3010.7m,粒间和粒内溶蚀作用1.2储层地质特征1.2.3储层孔隙结构储集空间以孔隙和裂缝为主。孔隙以粒内溶孔为主，粒间溶孔次之。储层中裂缝发育。总体来看，飞三段储渗类型为裂缝—孔隙型；储层基质渗透率较低。第9页/共52页长二段生屑滩储层最主要的储集空间类型为孔隙型，以溶蚀孔隙中的晶间溶孔、非组构溶孔等为主。Ⅱ类Ⅲ类Ⅰ类晶间溶孔非组构溶孔总体上孔隙结构较好白云岩（Ⅰ类曲线）对储层贡献最大②长二段第10页/共52页建平5(导眼)井飞三段成像测井图340234151.2储层地质特征1.2.4裂缝建平2井综合柱状图

飞三段储层普遍发育裂缝，均位于中下部，为北北东与北北西向两组高角度缝60-80o，呈暗色正弦波条纹。长二段裂缝不太发育，裂缝密度基本小于2条/米，宽度多小于10微米，孔隙度基本小于0.2%。第11页/共52页1.2储层地质特征1.2.5储层分类评价建南气田储层分类评价表

项目类型孔隙度裂缝、孔洞、K情况产能标准（×104m3/d）Ⅰ类储层Φ≥5%裂缝、溶洞发育，渗透性好不措施产气＞4Ⅱ类储层2%≤Φ＜5%裂缝、溶洞发育，渗透性好措施产气＞2Ⅲ类储层1.5%≤Φ＜2%裂缝、溶洞发育一般措施产气＜2Ⅳ类储层Φ＜1.5%裂缝、溶洞不发育或仅孤立裂缝发育措施产气＜0.1由于岩心资料有限，测井是储层性质的直接反映，结合产能标准，一般将海相碳酸盐岩储层划分为四类。分析可知：①建南气田储层类型主要为裂缝-孔隙型和孔隙-裂缝型储层，其中Ⅰ类储层基本没有，只有少数井为Ⅱ类储层，Ⅲ类储层占多数。②长二段储层为Ⅱ～Ⅲ类储层，飞三储层以Ⅲ类储层为主，少量Ⅱ类储层。第12页/共52页汇报提纲1.基本情况3.储层保护技术对策及效果4.存在的主要问题及建议2.储层伤害因素分析第13页/共52页2.1储层敏感性评价实验结果:①飞三速敏实验结果表明速敏表现为无；②长二段储层速敏损害程度为无-弱，说明碳酸盐储层岩性致密，可运移颗粒少，速敏几乎没有或程度很弱。2.1.1速敏性实验建南气田储层岩心速敏实验结果表井号层位岩心号渗透率（10-3m2）临界流量(ml/min)Kmin/Kmax速敏程度KminKmax建25飞三25-1246.5456.82>60.819无建38飞三38-2862.5378.68>60.795无建44长二13-2123.2137.8>60.753中等偏弱建44长二16-2274.4340.90.750.805弱建评7长二28-50.002010.00218/0.924无建南气田储层岩心速敏典型实验曲线第14页/共52页实验结果表明：①飞三储层水敏程度为中等偏弱，这表明淡水对裂缝性岩芯渗透率的伤害较小。②长二储层水敏弱-中等偏强。

建南气田储层岩心水敏实验结果表

建南气田储层岩心水敏实验曲线2.1.2水敏性实验第15页/共52页实验结果表明：①飞三储层岩芯渗透率恢复值平均为433.85％，酸敏程度无。②长二储层岩心酸敏程度中等偏强。建南气田储层岩心酸敏实验结果表酸液类型层位岩心号液测渗透率K0（10-3m2）酸后恢复渗透率Ka（10-3m2）渗透率恢复值（Ka/K0）（%）酸敏程度3%HF飞三38-1740.25128.16318.4无38-1629.33204.25696.4无长二16-5236.02108.232.2中偏强15-5240.4183.676.4弱偏中等12%HCl飞三38-943.7296.45220.6无25-2478.21391.05500无长二13-348.7522.7446.6中偏强16-3230.4154.667.1中等

建南气田储层岩心酸敏实验曲线2.1.3酸敏性实验第16页/共52页实验结果表明:①飞三储层岩心碱敏程度均表现为弱。当pH值上升到13时，岩心渗透率变化较小，其渗透率保留率在85%以上；②长二储层碱敏损害程度表现弱-中等偏强。建南气田储层岩心碱敏实验结果表建南气田储层岩心碱敏实验曲线2.1.4碱敏性实验第17页/共52页

随着净围压的增加，岩样的孔隙度、渗透率均逐渐降低。但岩心渗透率降低明显，孔隙度降低幅度不大。这说明低渗透气藏孔隙度对应力敏感性远远小于渗透率。序号净有效覆压(Mpa)建43井1-1建35-2井14建35-2井18覆压孔隙度(%)降幅(%)覆压孔隙度(%)降幅(%)覆压孔隙度(%)降幅(%)101.020.000.930.000.970.00230.965.880.903.230.925.15360.938.820.885.380.898.254100.9011.760.876.450.8710.315150.8813.730.867.530.8512.376200.8714.710.858.600.8413.407300.8516.670.849.680.8314.438450.8417.650.8310.750.8215.46建南岩样覆压下孔隙度变化测试数据表岩样孔隙度与净围压关系曲线2.1.5应力敏感性实验建南岩样覆压下渗透率变化测试数据表

序号净有效覆压(Mpa)建29井

1-7

建35-2井

6

建43井

3-1

覆压渗透率(10-3μm2)降幅（%）覆压渗透率(10-3μm2)降幅（%）覆压渗透率(10-3μm2)降幅（%）140.009100.008900.02010270.007913.190.007416.850.016915.923100.007121.980.006823.600.015423.384150.006330.770.00632.580.014129.855200.005935.160.005637.080.013234.336300.005341.760.00543.820.011940.807450.004748.350.004549.440.011144.78第18页/共52页建29井1-7号岩样渗透率与净围压关系曲线

建35-2井6号岩样渗透率与净围压关系曲线建43井3-1号岩样渗透率与净围压关系曲线建43井2-2号岩样渗透率与净围压关系曲线孔隙变形具有弹塑性变形的特征，随着有效压力的增加，岩心孔隙度、渗透率均有不同程度的下降，当有效压力再降低，岩心的渗透率、孔隙度不能恢复到原始状态，应力敏感性较强。2.1.5应力敏感性实验第19页/共52页储层敏感性综合评价：①飞三储层岩心速敏程度无，但临界流量高，水敏损害程度中等偏弱，无酸敏，但具有强应力敏感，因此储层应力敏感损害是储层敏感性伤害的重要内容；②长二储层速敏损害程度弱，水敏、酸敏、碱敏均中等偏强，且具有强应力敏感，建议在实际作业中既要控制入井液密度，又要注意生产压差，防止造成储层应力敏感损害程度加大。建南气田储层敏感性综合结果汇总表

项目层位速敏水敏酸敏碱敏应力敏感飞三无中等偏弱无弱强长二弱中等偏强中等偏强中等偏强强2.1.6储层敏感性综合评价第20页/共52页2.2外因作用引起的储层伤害分析2.2.1钻井完井液对储层裂缝的损害泥浆中的固相微粒静止泥浆中纸纤维的形态1.固相对储层裂缝的损害钻井完井液中含有多种尺寸量级的固相颗粒，从亚微米级粘土颗粒到数百微米甚至毫米级砂粒，其形状有球形（如碳酸钙颗粒）、椭球形、棒状等。泥浆中固相微粒在裂缝表面的沉降；裂缝中固相颗粒沉降堵塞对裂缝导流能力的影响。相颗粒沉降对系统导流能力的影响第21页/共52页2.2外因作用引起的储层伤害分析2.液相对储层裂缝的损害储层打开后(过平衡)，钻井液将沿裂缝进入地层，裂缝和井眼处于相同的压力系统中而形成泥饼，钻井滤液将渗入基质的内部，形成对基质的损害。附带吸附和布朗运动产生的微粒截留；裂缝下表面泥饼形成过程中所伴有微粒的沉降。2.2.1钻井完井液对储层裂缝的损害

侵入裂缝的钻井液在裂缝表面形成泥饼第22页/共52页2.2外因作用引起的储层伤害分析

对于微裂缝发育或裂缝性气藏，其基质具有低孔低渗或低孔特低渗储层特征，固相颗粒一般很难进入储层基质或储层微裂缝，因此滤液的侵入是造成这类储层伤害的主要因素。①滤液造成储层敏感性损害滤液造成储层损害主要表现在水敏、酸敏和碱敏，以水敏最为突出。但对灰岩或碳酸盐岩储层，以蒙脱石为代表的水敏矿物含量少或没有，水敏程度很弱。②毛细管阻力造成的低孔低渗储层伤害低孔低渗或低孔特低渗储层毛细管压力较大，滤液侵入后，滤液造成地层损害较大。因此防止滤液侵入储层对于降低或避免储层伤害非常重要。2.2.2钻井完井液对储层基质渗透率的损害

第23页/共52页2.2外因作用引起的储层伤害分析①处理剂与地层水发生反应生成无机或有机沉淀

如腐植酸：Ca2++SO42-→CaSO4↓②处理剂与地层、流体接触发生固-液吸附因含处理剂的吸附膜厚度大于无处理剂的水膜厚度，从而使微裂缝或储层基质孔喉变得更加细窄，流动阻力增大。2.2.3处理剂对微裂缝或基质的伤害

岩心CMC网状膜吸附扫描电镜照片建南气田飞三、长二水型分析表

项目层位Cl-（×104mg/l）总矿化度（×104mg/l）水型飞三11.218.4CaCl2型长二6.410.8CaCl2型第24页/共52页2.2外因作用引起的储层伤害分析飞三储层存在着大量的微裂缝(储层P破裂≈60MPa)，对其储层导流能力起着非常重大的影响。①在钻井完井作业时，Pd>>Pp应力敏感正作用，微裂缝开启，钻井液漏失/滤失进而堵塞油气从基块进入裂缝以及裂缝进入井筒的通道，引起储层损害程度增加；②试气或生产作业时，Pd<<Pp

部分微裂缝闭合，造成储层发生应力敏感损害，地层渗透率大大降低，加之前期大量滤液和颗粒侵入后造成的地层损害，使气藏产量显著下降。2.2.4作业压差引起的储层伤害

压差对地层微裂缝作用示意图第25页/共52页2.2外因作用引起的储层伤害分析①措施液与储层岩石不配伍造成的损害建南储层主要为碳酸盐岩储层，矿物主要是方解石、白云石，且伴有自生、陆源矿物，应控制酸液与储层矿物反应产生二次沉淀，堵塞孔道。②措施液与储层流体不配伍造成的损害储层中流体本身含有K+、Mg2+、Fe2+/Fe3+、Al3+等离子，会产生有害沉淀（硫沉积），损害气层。尤其在酸化含硫化氢储层时，铁离子与H2S发生氧化还原反应。2Fe3++H2S→S↓+2Fe2++2H+；Fe3++3H2O→Fe(OH)3↓+3H+；Fe2++H2S→FeS↓+2H+

故：需在酸液中添加性能较好的铁离子稳定剂和硫处理剂。③措施液返排不及时造成的损害建南气田地层压力系数低，残酸返排困难，造成大量高粘度液体残存于储层和裂缝中，使残酸对地层造成了二次污染，需要采取有效的返排措施。2.2.5措施或作业液引起的储层伤害

第26页/共52页

水锁损害严重影响气藏开发效果，已成为低渗致密气藏的主要损害类型之一。在钻、完井及增产中又广泛地使用水基工作液，水相接触到岩石表面后，立即在毛管力的作用下自吸进入地层，达到与毛管力状态相平衡，故具有普遍性和严重性。2.3水锁效应引起的储层伤害水锁伤害自吸水锁伤害超压水锁伤害第27页/共52页2.3水锁效应引起的储层伤害2.3.1自吸作用下的水锁损害

从实验结果看出：自吸水锁伤害随着自吸时间的延长而增加(40%)，但变化幅度趋于缓和。并通过对比发现，在同等的自吸时间内，渗透率越低，水锁伤害率越高。

说明当低渗透气藏地层岩石在接触外来水后，随着自吸接触时间的增加，对地层岩石渗透率的水锁伤害率会越大，而且这种伤害对渗透率越低的岩石作用更大。水锁伤害率与自吸时间关系曲线自吸水锁伤害实验数据表井号样号层位自吸时间（min）当前渗透率(10-3μm2)水锁伤害率（%）建47井2-1飞三段00.00800.00150.006222.50300.005630.00600.005136.251200.004741.251800.004445.00建43井2-1长二段00.09600.00150.079117.60300.073523.44600.065132.191200.061336.151800.058838.75第28页/共52页2.3水锁效应引起的储层伤害2.3.2压力对储层的水锁损害水锁伤害率与加压时间曲线

从实验看出：在一定压力下随着加压作用时间的延长，水锁伤害越严重(80%)；在相同作用时间内，随着外部压力的增大，渗透率逐渐下降，水锁伤害率逐渐上升。

说明在油气增产措施中，譬如压裂作业中，外来的压力将地层水和外来流体强行压入，使得储层含水饱和度明显增加，水锁损害更加严重。第29页/共52页2.4储层伤害因素评价

固相、液相对储层裂缝、基质渗透率的侵入和裂缝中的微粒运移。②钻、完井及措施液侵入损害

储层低孔、细喉和岩石亲水特征，引起自吸、压力作用下的水锁损害。③储层的水锁效应损害

飞三、长二均具有强应力敏感性，且孔隙度对应力敏感性远远小于渗透率。①

储层强应力敏感性损害第30页/共52页汇报提纲1.基本情况2.储层伤害因素分析4.存在的主要问题及建议3.储层保护技术对策及效果第31页/共52页3.1.1工作液体系的优选3.1采用屏蔽暂堵技术，有效保护裂缝-孔隙储层渗流能力措施优选：欠平衡或近平衡钻进是进行气层保护的最好手段气田现状：建南地区储层为碳酸盐岩双重介质储层，具有极强的非均质性，气藏压力

系数在0.8左右，且井深在3000m以上，产层天然气中硫化氢含量较高。采取措施：采用屏蔽暂堵技术努力降低固相颗粒对裂缝、孔隙的堵塞伤害，对气层进

行暂堵保护。第32页/共52页3.1.2复合暂堵技术室内研究建南气田储层暂堵强度试验统计表井号岩心号渗透率（10-3m2）kfk3k5K7K9K11建38井38-2540.0<0.01<0.01<0.01<0.01<0.01建38井38-52.19<0.01<0.01<0.01<0.01建38井38-6255.3<0.01<0.01<0.01<0.01建25井25-2362.13<0.01<0.01<0.01<0.01<0.01备注k3、k5、k7、k9、k11分别为暂堵后在3、5、7、9、11MPa压差下用地层水测得的渗透率。建南气田储层解堵剂优选试验结果解堵剂1-11-22-12-23-13-2解堵率（%）1531768476.612295.5

综合分析可知，由于第一类解堵剂解堵率最高，但对地层岩石骨架伤害较大，决定选用第3类解堵剂。3.1采用屏蔽暂堵技术，有效保护裂缝-孔隙储层渗流能力

根据钻井、完井方式及复合暂堵方案，结合储层对渗透率贡献的裂缝宽度总区间为20～78μm，架桥粒子16～62μm。经设计、加工生产、粒度分布选用复合暂堵剂JHZD和SAA洗井液、AC洗井预解堵及OX浸泡解堵的复合解堵工艺。暂堵强度可达9-11MPa，满足现场施工要求。第33页/共52页3.1.3现场应用效果建南气田储层保护屏蔽暂堵体系应用统计表序号井号层位暂堵体系测试产量104m3/d1建111井须六2-3%QS-2+3-5%JH-80.22建平1井飞三5-6%复合暂堵剂+2.5-5.5%FT-388(或EP-2)+2-3%稀胶液21.03建平4井飞三0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-190.74建平5井飞三0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-192.3645建评12井飞三1%SPNH或SMP+12%QS-2+2-3%QS-2暂堵剂+2-3%封堵剂+聚合醇+暂堵剂(0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-19)0.366建35-2井飞三0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-199.557建35-支平1飞三1%SPNH或SMP+1-2%QS-2+暂堵剂(0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-19)3.048建69井长二0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-19无显示9建32-1井石炭2-3%QS-22.03.1采用屏蔽暂堵技术，有效保护裂缝-孔隙储层渗流能力

复合暂堵技术其优越性之一就在于它充分考虑到了水平井钻井工艺对工作液的要求。如建平1井，实施屏蔽暂堵后水平井段气测几乎无明显异常，暂堵效果明显。试气获测试产量21万方，是同构造邻井措施作业前平均无阻产量的9.6倍。

说明水平井和复合暂堵/解堵技术的联合应用可有效地提高低压低渗低自然产能碳酸盐岩气藏的产量。第34页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能

建南气田目前在气井钻探中使用了屏蔽暂堵泥浆，完井时可通过氧化解堵达到解除屏蔽，恢复储层的渗透性。但由于储层低孔特低渗和酸敏性特点，单纯酸化改造效果有限。压裂具有很好的改善裂缝-孔隙型储层渗透性的作用，碳酸盐储层普遍采用酸压技术实现储层渗流能力的改善，达到大幅度提高单井产能的目的。储层改造氧化解堵酸压加沙压裂常规酸化第35页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能

氧化解堵通过部分溶解屏蔽剂、破坏滤饼结构和强度，并与井壁碳酸盐岩反应，使滤饼脱落，在地层能量和反应气体的刺激下分散并随残液返排出井筒，恢复地层渗透性。

该工艺先后在建南气田应用10井次，见到了较好的增产效果。如建平1井和建27侧平1井，解堵后产量超过10万方，但在建41侧平1井和建46侧平1井措施后无显示。①氧化解堵不足：只能解除井壁滤饼堵塞，并在一定程度上依赖裂缝发育能力和地层能量，如果实施后气井产量不理想，必需进行大规模的深部改造工艺。建南气田不同储层氧化解堵措施效果对比表序号井号层位施工方式施工液（m3）测试产量(104m3/d）施工前施工后1建46侧平1井嘉一氧化解堵解堵剂24无显示2建平1井飞三氧化解堵解堵剂30213建27侧平1井飞三氧化解堵解堵剂30104建41侧平1井飞三氧化解堵解堵剂16无显示5建35-支平1井飞三分层解堵上层12+下层12/1.5m/6min6建平5井飞三氧化解堵盐酸120+氧化剂22.3647建平4井飞三氧化解堵解堵剂343.18建47侧平1井长二氧化解堵解堵剂300.0579建69井长二氧化解堵氧化剂8+盐酸8最高1m10建平2井长二氧化解堵盐酸、ClO2各2+活性水14/无显示第36页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能①氧化解堵建平1井措施后产气21×104m3/d，累计产气量1.02×108m3。建27侧平1井措施后产气10×104m3/d，累计产气量0.70×108m3。产气量(万方）产气量(万方）第37页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能

地层存在严重污染时，酸化处理可大幅度提高油气井产量，受伤害地层酸化一般可获得较好增产效果；无污染地层，酸化处理效果甚微。

建南气田已完成17井次的酸化措施（老井挖潜、新井改造），其中只有建32-1、建平4井两口新井的酸化措施见到较好的产量。②常规酸化不足：对无污染地层，在作增产处理时应考虑采用其他增产措施，如压裂等。建南气田不同储层酸化措施效果对比表序号井号层位施工方式施工液量测试产量（104m3/d）施工前施工后1茶园1须家河土酸酸化10+18断续点火2建36井巴三土酸酸化10+10断续点火3建69井嘉二盐酸酸化30断续点火4建29井飞三、嘉一酸化多次酸化/0.0320.0320.0245建49井飞三胶凝酸化200.46建30井飞三酸化20000.0397建39井飞三酸化240.218建42井飞三盐酸酸化500.549建45井飞三盐酸酸化80/3.6910建平4井飞三盐酸酸化603.711盐2井飞三盐酸酸化30无显示12建38井长二盐酸酸化16%盐酸104.74(两次)/0.35513建43井长二盐酸酸化56.8/15.514建49长二盐酸酸化3015建平2井长二盐酸酸化50/0.816新场2井石炭、栖霞、茅口盐酸酸化35、30、20未测17建32-1井石炭盐酸酸化302.018建37井石炭盐酸酸化603.3第38页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能②常规酸化建平4井措施后产气3.7×104m3/d，累计产气量0.34×108m3。建32-1井措施后产气2×104m3/d，累计产气量0.09×108m3。产气量(万方）产气量(万方）第39页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能压裂的作用：①降低地层中流体的渗流阻力②解除受损害气层的堵塞作用

建南地区砂压裂措施共实施10井次，只有建49井、建26井应用“压裂+酸压联作”技术获得成功，见到一定效果，但均未达到工业气流标准。③加沙压裂不足：加砂压裂技术难度较大,压裂液滤失难以控制，最终形成砂堵，造成施工失败。但适用于砂岩储层改造，且效果较好。建南气田不同储层压裂措施效果对比表序号井号层位施工方式施工液量(m3)加砂量(m3)测试产量（104m3/d）1建36井巴三加砂压裂17023断续点火2建42井飞三加砂压裂1008.50.543建37井飞三加砂压裂242.111断续点火4建49井飞三加砂压裂140120.45建26井飞三加砂压裂13090.0326茶园1井须家河加砂压裂19023断续点火东岳庙加砂压裂9014断续点火7建111井须六段加砂压裂前置液80+携砂液217.8480.20518建志1井志留系加砂压裂前置酸15+隔离液5+前置液180+携砂液271.7312.09建26-1井志留系加砂压裂158.85断续点火志留系295.8251-6m10建深1井志留系加砂压裂233.723.52.8

338.9240.83

第40页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能

对于碳酸盐岩储层，缝长对增产效果起主导作用，选用胶凝酸酸压工艺（建南气田主要的储层改造技术）能降低液体滤失、增加裂缝长度、提高裂缝的导流能力。至2006年以来，在建平5井、建评7井以及建35-2井应用“全程伴注液氮胶凝酸酸压+连续油管气举排液”工艺获得非常好的效果。④酸

压建南气田不同储层酸压措施效果对比表序号井号层位施工方式施工液量（m3）测试产量（104m3/d）施工前施工后1建26井飞三酸压1000.642建39井飞三酸压100断续点火3建49井飞三酸压1180.34建68X井飞三酸压180举通点火5建37井飞三酸压900.36建41侧平1飞三酸压1021.07建平5井飞三酸压胶凝酸2002.741921.388建评12井飞三酸压240火焰9建35-支平1井飞三酸压胶凝酸1403.0410建评12井（水射流）飞三酸压前置酸20+胶凝酸145断续点火飞三酸压前置酸20+胶凝酸15011建35-2井飞三分层前置液90+胶凝酸285+闭合酸209.56胶凝酸140+闭合酸1012建评12侧1井飞三酸压胶凝酸440+闭合酸387.1413建35-支平1井飞三酸压胶凝酸300+闭合酸191.4114建30井长二酸压1000.02115建63侧平1井长二酸压600.416建63侧平1井长二酸压1800.117建平2井长二酸压胶凝酸1200.81.6218建评7井长二酸压2726.6719建431井长二酸压胶凝酸291（油管容积18.6）1.96-0.320建431c井长二酸压前置液45+胶凝酸350+闭合酸15焰高1m21建35-3井长二分层胶凝酸1451.22替酸18+胶凝酸373第41页/共52页3.2采用酸压等储层改造技术，有效提高单井产能建平5井措施后产气21.38×104m3/d，累计产气量1.72×108m3。建35-2井采用套管完井+胶凝酸酸压，措施后产气9.56×104m3/d，累计产气量0.05×108m3。④酸

压产气量(万方）产气量(万方）第42页/共52页3.3积极探索防水锁技术，努力保障储层改造效果

建南气田储层水锁伤害明显，而钻井、完井、措施或作业等过程中的液相进入储层是不可避免的。通过室内实验和现场应用认为：①采用有效降滤失剂；②提高排液速度；③添加防水锁剂等方法，能够有效地减弱和消除储层水锁伤害。防水锁措施：①伴注液氮：降滤、降温、缓速、清缝等作用，驱走近井地带滞留液，提高液体返排效率；②连续油管注液氮气举：酸压后助排，缩短排液周期；③甲醇基酸压体系：减缓水锁效应，提高储层有效渗透率。第43页/共52页建35-2井水锁伤害实验曲线3.3积极探索防水锁技术，努力保障储层改造效果应用效果：建35-2井采用2.0%胶凝酸+20%甲醇+全程伴注液氮工艺，酸压后采用连续油管注液氮气举助排。试气求产获得9.56×104m3的较高产量，增产倍比为1.0～3.38，措施效果明显。建35-2井生产时间与产气量曲线累计产气量0.05×108m3第44页/共52页汇报提纲1.基本情况2.储层伤害因素分析3.储层保护技术对策及效果4.存在的主要问题及建议第45页/共52页（1）长兴组储层改造与保护技术有待进一步攻关实例：

建35-3井酸压后返排困难，导致井底大量积液，试气仅获得1.2万方测试产量。发展方向：

进一步加强长兴组储层的伤害机理与改造技术攻关，做到有效改造与有效保护的有机统一，努力使建南长兴