Pour résoudre le problème de la modification du réservoir du puits d'exploration S1 dans la nouvelle zone, qui est dense, ultra-profond, à haute température et à haute contrainte de fermeture, un schéma de modification par acidification composite à haute perméabilité a été conçu. Sa caractéristique est l'utilisation de fluides haute performance, avec ajout continu de sable pendant les phases de fluide préalable et d'acide, permettant le placement de supports dans toutes les fractures (proches et éloignées du puits). En même temps, l'acide grave la fracture principale, communique avec les réservoirs environnants, formant un canal composite de particules d'argile expansée et d'acide dans toute l’étendue des fractures. L'évaluation en laboratoire de la capacité de perméabilité montre une augmentation de 40 % de la capacité de flux du canal composite. La profondeur moyenne d’implantation du support en particules d’argile haute résistance est seulement de 85 μm. Grâce à la technique d’évaluation des fluides en laboratoire, un système de fluide de fracturation résistant à 180 ℃ a été sélectionné comme fluide préalable, réalisant une création efficace de fissures hydrauliques étendues. Un système acide réticulé résistant à 160 ℃ a été développé, optimisant la concentration d’acide à 15 % HCl, répondant aux exigences de transport de sable et de pénétration profonde. Le type et le mode d’ajout du support ont été optimisés pour un soutien efficace de toutes les fractures. Le puits S1 a utilisé un équipement de surface résistant à une pression de 140 MPa, réussissant l’opération d’acidification avec un débit maximal de 5,1 m³/min et une pression de 108,5 MPa, avec un ajout total de sable de 78,6 t. La production quotidienne de liquide après acidification a atteint 72,9 t avec une production stable, et la capacité de perméabilité à long terme du canal composite est maintenue à un niveau élevé.

puits ultra-profonds; haute contrainte de fermeture; capacité de perméabilité; acidification composite; transport de sable par acide