CN115420861B - 一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法 - Google Patents
一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115420861B CN115420861B CN202211126625.3A CN202211126625A CN115420861B CN 115420861 B CN115420861 B CN 115420861B CN 202211126625 A CN202211126625 A CN 202211126625A CN 115420861 B CN115420861 B CN 115420861B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- plugging material
- physical particle
- particle plugging
- salt resistance
- physical
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 194
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 162
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 96
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 37
- 230000035882 stress Effects 0.000 claims description 29
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 24
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/02—Investigating particle size or size distribution
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
本发明公开了一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料耐盐性评价方法包括测量物理类颗粒堵漏材料的初始粒度分布D90,initial,施加闭合应力后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression,经过高矿化度地层水处理后的物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after salinity,以及施加闭合应力同时经过高矿化度地层水处理后的物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression,after salinity,来计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition,并根据物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition划分物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标。本发明考虑了地层高温、高裂缝闭合应力、高地层水矿化度的深层裂缝性地层的实际工程地质环境因素,评价结果可信度高且可操作性强,具有较强的现场指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气行业钻井完井过程中工作液漏失控制的技术领域,尤其涉及一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法。
背景技术
随着油气资源的勘探开发不断走向深层,重复性漏失频发。以塔里木盆地库车山前某区块为例,其储层深度7700m,储层温度168℃,地层水总矿化度平均为210000mg/L。最小水平主应力为167MPa,孔隙压力120MPa,此时施加在垂直作用在裂缝封堵层上的作用力达到47MPa。该区块储层段钻开过程中均发生了多次漏失,漏失量介于24.5~573.0m3,平均漏失量高达164.7m3。由于物理类颗粒堵漏材料形成的裂缝封堵层在高温、高地应力、高矿化度等储层条件下的长效稳定已成为深层裂缝性地层漏失控制的关键技术挑战之一。现有的传统方法还未可结合地层高温、高裂缝闭合应力、高地层水矿化度的深层裂缝性地层的实际工程地质环境因素进行评价,评价结果可信度低。
因此,在常规粒度分布、酸溶率等物理类颗粒堵漏材料评价指标基础上,需要考虑深层地层条件下物理类颗粒堵漏材料的抗盐性,优选抗盐耐物理类颗粒堵漏材料,形成深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,对深层裂缝性地层工作液漏失控制、安全高效钻井和储层保护有重要的意义。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊,而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述现有还未形成针对深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料的抗盐性的评价方法,提出了本发明。
因此,本发明目的是提供一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法。
为解决上述技术问题,本发明提供如下技术方案:
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:选取不低于50克的研究区待评价的物理类颗粒堵漏材料,测量物理类颗粒堵漏材料的初始粒度分布D90,initial;
对选取的所述物理类颗粒堵漏材料施加闭合应力,确定施加闭合应力后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression;
再次称取与所述研究区待评价的物理类颗粒堵漏材料等量的物理类颗粒堵漏材料,测量经过高矿化度地层水处理后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after salinity;
选取所述经过高矿化度地层水处理后的物理类颗粒堵漏材料,再施加闭合应力,确定施加的闭合应力,获取物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression,after salinity,并计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition;
根据所述物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition划分物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:所述闭合应力为根据实际地层作用垂直作用在物理类颗粒堵漏材料形成的裂缝封堵层上的裂缝闭合应力数值确定的。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:测量经过高矿化度地层水处理后的所述物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after salinity包括,
将所述物理类颗粒堵漏材料装入老化罐中并倒入模拟的高矿化度地层水;
将所述老化罐放入滚子加热炉中,在模拟地层温度条件下对所述老化罐加热,加热结束后取出老化罐并等待老化罐冷却;
当所述老化罐冷却后,取出老化罐内的物理类颗粒堵漏材料,清洗、烘干后测量。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:根据工区地层水配方确定实际工区地层水矿化度并配置模拟的高矿化度地层水。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:确保老化罐中模拟的高矿化度地层水没过物理类颗粒堵漏材料以隔绝空气中的氧气。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若Sattrition≤5,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为高。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若5<Sattrition≤10,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等偏高。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若10<Sattrition≤15,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若15<Sattrition≤30,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等偏低。
作为本发明所述的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其中:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若Sattrition>30,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为低。
本发明的有益效果:本发明考虑了地层高温、高裂缝闭合应力、高地层水矿化度等深层裂缝性地层实际工程地质环境因素,评价结果可信度高,评价方法可操作性强,评价方法给出的物理类颗粒堵漏材料抗盐程度评指标以现场常规粒度分布D90为基础,从裂缝长效封堵角度进一步优化物理类颗粒堵漏材料性能,具有较强的现场指导意义。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案,下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动性的前提下,还可以根据这些附图获得其它的附图。其中:
图1为本发明深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法的流程图。
图2为本发明深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法的物理类颗粒堵漏材料LCM-F1初始粒度分布和抗压后粒度分布图。
图3为本发明深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法的物理类颗粒堵漏材料LCM-F1高矿化度地层水处理后抗压前粒度分布和抗压后粒度分布图。
图4为本发明深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法的物理类颗粒堵漏材料LCM-K9初始粒度分布和抗压后粒度分布图。
图5为本发明深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法的物理类颗粒堵漏材料LCM-K9高矿化度地层水处理后抗压前粒度分布和抗压后粒度分布。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂,下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明,但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施,本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广,因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次,此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例,也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
再其次,本发明结合示意图进行详细描述,在详述本发明实施例时,为便于说明,表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大,而且所述示意图只是示例,其在此不应限制本发明保护的范围。此外,在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。
实施例1
参照图1,为本发明的一个实施例,提供了一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,如图1所示,包括:
S1:选取不低于50克的研究区待评价的物理类颗粒堵漏材料,测量物理类颗粒堵漏材料的初始粒度分布D90,initial;对选取的物理类颗粒堵漏材料施加闭合应力,确定施加闭合应力后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression。需要说明的是:
其中,闭合应力为根据实际地层作用垂直作用在物理类颗粒堵漏材料形成的裂缝封堵层上的裂缝闭合应力数值确定的。
S2:再次称取与研究区待评价的物理类颗粒堵漏材料等量的物理类颗粒堵漏材料,测量经过高矿化度地层水处理后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after salinity。需要说明的是:
根据工区地层水配方确定实际工区地层水矿化度并配置模拟的高矿化度地层水。
将物理类颗粒堵漏材料装入老化罐中并倒入模拟的高矿化度地层水。
确保老化罐中模拟的高矿化度地层水没过物理类颗粒堵漏材料以隔绝空气中的氧气。
将老化罐放入滚子加热炉中加热包括在模拟地层温度条件下对老化罐加热。
当老化罐冷却后,取出罐内的颗粒物理类颗粒堵漏材料,清洗、烘干,测量物理类颗粒堵漏材料高矿化度地层水处理后的粒度分布D90,after salinity。
S3:选取经过高矿化度地层水处理后的物理类颗粒堵漏材料,再施加闭合应力,确定施加的闭合应力,获取物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression,after salinity,并计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition。需要说明的是:
运用下式计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition:
S4:根据物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition划分物理类颗粒堵漏材料抗盐能力评价指标。需要说明的是:物理类颗粒堵漏材料抗盐能力评价指标包括选用物理类颗粒堵漏材料在高矿化度地层水高温热滚前后抗压粒度降级率差值为评价指标,具体如下:
若Sattrition≤5,则物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为高。
若5<Sattrition≤10,则物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等偏高。
若10<Sattrition≤15,则物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等。
若15<Sattrition≤30,则物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等偏低。
若Sattrition>30,则物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为低。
实施例2
参照图2~图5,为本发明的另一个实施例,对本方法中采用的技术效果加以验证说明。
以塔里木盆地某深层裂缝性油气藏为例,该储层深度7700m,储层温度180℃,地层水总矿化度平均为210000mg/L;最小水平主应力为167MPa,孔隙压力120MPa,此时施加在垂直作用在裂缝封堵层上的作用力达到47Mpa;深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法具体实施步骤如下:
A1:选取一定量的研究区常用的物理类颗粒堵漏材料LCM-F1、LCM-K9,测量物理类颗粒堵漏材料的初始粒度分布D90,initial,如图2、图4所示。
A2:根据研究区实际作用在裂缝封堵层上的闭合应力数值,对选取的物理类颗粒堵漏材料施加30MPa的闭合应力,稳压时间30min,确定施加闭合应力后物理类颗粒堵漏材料粒度分布D90,after compression,如图2、图4所示。
A3:称取50.00g的物理颗粒物理类颗粒堵漏材料,装入老化罐中。
根据工区地层水配方,配置模拟的高矿化度地层水矿化度为210000mg/L,将模拟的高矿化度地层水倒入老化罐中,确保液体没过物理类颗粒堵漏材料,隔绝空气中的氧气。
将老化罐放入滚子加热炉中,在180℃温度条件下加热24h后取出老化罐。
A4:待老化罐冷却后,取出罐内的颗粒物理类颗粒堵漏材料,清洗、烘干,测量物理类颗粒堵漏材料高矿化度地层水处理后的粒度分布D90,after salinity,如图3、图5所示。
选取物理类颗粒堵漏材料并施加闭合应力,确定施加裂缝闭合应力后高矿化度地层水处理后物理类颗粒堵漏材料粒度分布D90,after compression,after salinity,并计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition,如图3、图5所示。
A5:运用下式计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力Sattrition:
通过本方法制定的深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法可得,有机材料LCM-F1高矿化度处理前后承压D90降级率差Sattrition为9.29%,抗盐能力级别为中等偏高。无机架桥材料LCM-K3高矿化度处理前后Sattrition为29.85%,抗盐能力级别为中等偏低。由此可得本发明的评价方法可结合地层高温、高裂缝闭合应力、高地层水矿化度的深层裂缝性地层的实际工程地质环境因素进行评价,评价结果可信度高,评价方法可操作性强。
综上,本发明可以有效评价深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性,以便更有针对性的选择合适物理类颗粒堵漏材料,可为后续长效承压堵漏理论研究打下坚实的基础。
应说明的是,以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制,尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明,本领域的普通技术人员应当理解,可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换,而不脱离本发明技术方案的精神和范围,其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (10)
1.一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于,包括:
选取不低于50克的研究区待评价的物理类颗粒堵漏材料,测量物理类颗粒堵漏材料的初始粒度分布D90,initial;
对选取的所述物理类颗粒堵漏材料施加闭合应力,确定施加闭合应力后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after compression;
再次称取与所述研究区待评价的物理类颗粒堵漏材料等量的物理类颗粒堵漏材料,测量经过高矿化度地层水处理后物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after salinity;
选取所述经过高矿化度地层水处理后的物理类颗粒堵漏材料,再施加闭合应力,确定施加的闭合应力,获取物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,aftercompression,after salinity,并计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition;
运用下式计算物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition:
根据所述物理类颗粒堵漏材料的抗盐程度Sattrition划分物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标。
2.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:所述闭合应力为根据实际地层作用垂直作用在物理类颗粒堵漏材料形成的裂缝封堵层上的裂缝闭合应力数值确定的。
3.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:测量经过高矿化度地层水处理后的所述物理类颗粒堵漏材料的粒度分布D90,after salinity包括,
将所述物理类颗粒堵漏材料装入老化罐中并倒入模拟的高矿化度地层水;
将所述老化罐放入滚子加热炉中,在模拟地层温度条件下对所述老化罐加热,加热结束后取出老化罐并等待老化罐冷却;
当所述老化罐冷却后,取出老化罐内的物理类颗粒堵漏材料,清洗、烘干后测量。
4.如权利要求3所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:根据工区地层水配方确定实际工区地层水矿化度并配置模拟的高矿化度地层水。
5.如权利要求3所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:确保老化罐中模拟的高矿化度地层水没过物理类颗粒堵漏材料以隔绝空气中的氧气。
6.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若Sattrition≤5,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为高。
7.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若5<Sattrition≤10,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等偏高。
8.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若10<Sattrition≤15,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等。
9.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若15<Sattrition≤30,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为中等偏低。
10.如权利要求1所述的一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法,其特征在于:物理类颗粒堵漏材料的抗盐能力评价指标包括,
若Sattrition>30,则所述物理类颗粒堵漏材料抗盐能力级别为低。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211126625.3A CN115420861B (zh) | 2022-09-16 | 2022-09-16 | 一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202211126625.3A CN115420861B (zh) | 2022-09-16 | 2022-09-16 | 一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115420861A CN115420861A (zh) | 2022-12-02 |
CN115420861B true CN115420861B (zh) | 2023-12-29 |
Family
ID=84205103
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202211126625.3A Active CN115420861B (zh) | 2022-09-16 | 2022-09-16 | 一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115420861B (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115874978B (zh) * | 2022-12-19 | 2024-05-10 | 常州大学 | 一种深层裂缝性地层封堵层细观力链剪切稳定性判定方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011197161A (ja) * | 2010-03-17 | 2011-10-06 | Ricoh Co Ltd | トナーの製造方法、トナーの製造装置及びトナー |
WO2015156893A1 (en) * | 2014-04-11 | 2015-10-15 | Particle Size Engineering, LLC | Particle size control in drilling fluid |
CN110069878A (zh) * | 2019-04-29 | 2019-07-30 | 西南石油大学 | 一种钻井完井堵漏材料定量评分优选方法 |
CN111060401A (zh) * | 2020-01-02 | 2020-04-24 | 西南石油大学 | 一种基于光弹实验法的裂缝性地层堵漏材料选择方法 |
CN111057528A (zh) * | 2019-12-11 | 2020-04-24 | 西安交通大学 | 一种管外环空多级封堵材料及其制备方法 |
CN111303842A (zh) * | 2019-12-05 | 2020-06-19 | 西南石油大学 | 一种深层裂缝漏失地层缝孔转化防漏堵漏与储层保护材料 |
CN111537344A (zh) * | 2020-05-11 | 2020-08-14 | 西南石油大学 | 刚性堵漏材料抗压强度测试方法 |
CN114672289A (zh) * | 2020-12-24 | 2022-06-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于裂缝漏层的延迟膨胀防漏堵漏工作液及制备方法 |
-
2022
- 2022-09-16 CN CN202211126625.3A patent/CN115420861B/zh active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011197161A (ja) * | 2010-03-17 | 2011-10-06 | Ricoh Co Ltd | トナーの製造方法、トナーの製造装置及びトナー |
WO2015156893A1 (en) * | 2014-04-11 | 2015-10-15 | Particle Size Engineering, LLC | Particle size control in drilling fluid |
CN110069878A (zh) * | 2019-04-29 | 2019-07-30 | 西南石油大学 | 一种钻井完井堵漏材料定量评分优选方法 |
CN111303842A (zh) * | 2019-12-05 | 2020-06-19 | 西南石油大学 | 一种深层裂缝漏失地层缝孔转化防漏堵漏与储层保护材料 |
CN111057528A (zh) * | 2019-12-11 | 2020-04-24 | 西安交通大学 | 一种管外环空多级封堵材料及其制备方法 |
CN111060401A (zh) * | 2020-01-02 | 2020-04-24 | 西南石油大学 | 一种基于光弹实验法的裂缝性地层堵漏材料选择方法 |
CN111537344A (zh) * | 2020-05-11 | 2020-08-14 | 西南石油大学 | 刚性堵漏材料抗压强度测试方法 |
CN114672289A (zh) * | 2020-12-24 | 2022-06-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于裂缝漏层的延迟膨胀防漏堵漏工作液及制备方法 |
Non-Patent Citations (4)
Title |
---|
novel starch composite fluid loss additives and their applications in environmentally friendly water-based drilling fluids;xialiang li等;energy & fuels;第35卷;2506-2513 * |
optimization and performance evaluation of a form plugging profile control well selection system;hongda hao等;ACS omega;10342-10354 * |
新型吸水膨胀堵漏剂的研发与评价;应春业;钻井液与完井液;第34卷(第4期);38-44 * |
深井超深井钻井堵漏材料高温老化性能评价;康毅力等;石油学报;第40卷(第2期);215-223 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN115420861A (zh) | 2022-12-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Guo et al. | Investigation of the temperature effect on rock permeability sensitivity | |
CN115420861B (zh) | 一种深层裂缝性地层物理类颗粒堵漏材料抗盐性评价方法 | |
Lin et al. | Evaluation of reservoir deformation induced by water injection in SAGD wells considering formation anisotropy, heterogeneity and thermal effect | |
Li et al. | Preliminary experimental investigation on long-term fracture conductivity for evaluating the feasibility and efficiency of fracturing operation in offshore hydrate-bearing sediments | |
Wang et al. | A fractal model for low-velocity non-Darcy flow in tight oil reservoirs considering boundary-layer effect | |
CN110826142B (zh) | 一种裂缝性地层封堵承压能力的预测方法 | |
De Silva et al. | An experimental evaluation of unique CO2 flow behaviour in loosely held fine particles rich sandstone under deep reservoir conditions and influencing factors | |
Pedlow et al. | Changes in shale fracture conductivity due to interactions with water-based fluids | |
Zhao et al. | Research on a temporary plugging agent based on polymer gel for reservoir acidification | |
CN115792189A (zh) | 一种裂缝扩延型漏失储层钻井液堵漏效果评价方法 | |
Elsharafi et al. | Effect of back pressure on the gel pack permeability in mature reservoir | |
EP2743444A1 (en) | Compositions and methods for well completions | |
Brannon et al. | Evaluation of the Breaker Concentrations Required to Improve the Permeability of Proppant Packs Damaged by Hydraulic Fracturing Fluids | |
Alqam et al. | Treatment of super-K zones using gelling polymers | |
Sun et al. | SAGD dilation startup and its applications in a shallow super heavy-oil reservoir in Xinjiang Oil Field, China | |
Almohsin et al. | Research and Successful Field Application of Nanosilica System for Gas Shutoff in Horizontal Well | |
Yang et al. | Evaluation and prevention of formation damage in offshore sandstone reservoirs in China | |
Wang et al. | Investigation of the Mechanical and Permeability Evolution Effects of High‐Temperature Granite Exposed to a Rapid Cooling Shock with Liquid Nitrogen | |
Liu et al. | Pressure‐Predicting Model for Ultralow‐Permeability Reservoirs considering the Water Absorption Characteristics of Mudstone Formations | |
Zeng et al. | Shale shrinkage transition induced by the matrix-fracture equilibrium time lag: a neglected phenomenon in shale gas production | |
Sidiq et al. | A laboratory investigation of water abatement chemicals for potential use in the wanaea oil field | |
Vazquez et al. | Sensitivity study on the main factors affecting a polymeric RPM treatment in the near-wellbore region of a mature oil-producing well | |
Ou et al. | Prediction of high-temperature and high-pressure well sand production in the DF gas field | |
Ding et al. | Check for updates Research of CO2 Huff and Puff Technology Applied to Horizontal Well Energy Replenishment in Tight Oil Reservoirs of A Area | |
CN114526044B (zh) | 压裂过程中自适应暂堵降滤方法、装置、电子设备及介质 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |