Studie zur Optimierung der Stimulationstechnologie von heterogenen porösen Karbonatreservoirs

Das Mishrif (M) Reservoir des Faihaa (F) Ölfeldes im Irak ist ein heterogenes poröses Karbonatreservoir. Die Reservoireigenschaften jeder Reservoireinheit unterscheiden sich erheblich, und die Verteilung von Porosität und Permeabilität ist nicht gleichmäßig. Einige Reservoireinheiten haben das Problem, dass die erwartete Produktion nicht erreicht werden kann oder die Produktionsrückgangsrate nach der Matrixsäurebehandlung zu schnell ist. Diese Arbeit optimierte und verglich den Prozess der Säurefrakturierung und der hydraulischen Frakturierungs-Techniken. Die Schichten Mishrif B (MB) und Mishrif C (MC) werden als Zieleinheiten für die Frakturierung ausgewählt und die Perforationsintervalle werden optimiert. Der Säurefrakturierungsprozess nutzte die Säurefrakturierungstechnologie mit Guarkernpadflüssigkeit und mehrstufiger gelächerter Säureinjektion. Basierend auf den Druckgrenzen am Bohrkopf und der Geometrie der Frakturpropagation wird die Pumpgeschwindigkeit optimiert. Die empfohlene maximale Pumpgeschwindigkeit für die Säurefrakturierung beträgt 5,0 m3/min, und das optimierte Säurevolumen beträgt 256,4 m3. Die Druckveränderungen während der hydraulischen Fraktierung und der Säurefraktierung sind unterschiedlich. Es wird empfohlen, dass die maximale Pumpgeschwindigkeit für die hydraulische Frakturierung bei MB- und MC-Schichten 4,5 m3/min beträgt, und die Menge an Stützmittel in den MB- und MC-Schichten beträgt jeweils 37,5 m3 und 43,7 m3. Die Produktionsprognose der beiden optimierten Prozesse wird durchgeführt. Die Ergebnisse zeigten, dass die Wirkung der Säurefraktierung in den MB- und MC-Schichten besser ist als bei der hydraulischen Frakturierung, und es wird empfohlen, die Säurefrakturierungstechnologie zur Stimulation der MB- und MC-Schichten anzuwenden. Die Säurefraktierungsoperation wird im X-13-Brunnen durchgeführt, und es werden bessere Anwendungsergebnisse erzielt. Die Ergebnisse dieser Studie bieten optimierte Referenzideen für die Reservoirstimulation in heterogenen porösen Reservoirs.