Optimierung der Parameter für fraktionierte tiefe Säurebehandlung von gelösten Fault-Speichern im Shunbei-Karbonat

Zusammenfassung Bei der Begegnung mit günstigen Reservoirs, die entlang der Bohrlochbahn von Shunbei-Karbonat-Fraktur-Hohlräumen nicht erschlossen wurden, ist eine tiefe Säurebehandlung erforderlich, um mit den günstigen Reservoirs zu kommunizieren und eine Produktion zu erreichen. Derzeit gibt es keine optimierte Methode zur Gestaltung der Parameter für tiefe Säurebehandlungen für Shunbei-Fraktur-Hohlraumspeicher, was zu Problemen wie dem Versagen der Kommunikation mit günstigen Reservoirs nach der tiefen Säurebehandlung oder einem raschen Produktionsrückgang nach der Kommunikation führt. Um diese Probleme zu lösen, erstellt dieses Papier ein geologisches Merkmalsmodell für Fraktur-Hohlraumspeicher basierend auf den Eigenschaften der Shunbei-Fraktur-Hohlraumspeicher und schlägt einen Ansatz zur Optimierung der Frakturparameter der tiefen Säurebehandlung vor, der die Produktionskapazität zum Ziel hat. Mithilfe eines multi-feldgekoppelten Modells zur Säurebehandlung, das die großen Leckageeigenschaften der Fraktur-Hohlraumspeicher reflektieren kann, werden die vorgeschlagenen Frakturparameter verwendet, um das Verhältnis von Vorspülflüssigkeit zu Säureflüssigkeit zu simulieren und zu optimieren. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass der gewünschte Produktionsanstieg erreicht werden kann, wenn die Ablenkkapazität der Fraktur 30D·cm beträgt und das Eindringverhältnis zwischen 0,1 und 0,3 liegt. Darüber hinaus empfiehlt dieses Papier, 450~900 m³ Vorspülflüssigkeit zu injizieren, um mit günstigen Reservoirs (0,1≤De≤0,2) zu kommunizieren, gefolgt von der Injektion von 900 m³ vernetztet Säure und 450 m³ gelierter Säure, um die Frakturanlenkkapazität durch Säurekorrosion aufzubauen.