Para abordar el desafío de modificar el reservorio del pozo exploratorio S1 en la zona nueva, caracterizado por ser compacto, ultra profundo, de alta temperatura y alta tensión de cierre, se diseñó un plan de modificación de acidificación compuesta de alta conductividad. Su característica principal es el uso de fluidos de alto rendimiento, con adición continua de arena en las etapas de fluido previo y ácido, logrando la colocación de soportes dentro de todas las fracturas (cercanas y lejanas al pozo). Al mismo tiempo, el ácido erosiona la fractura principal, comunicando con el reservorio circundante y formando un canal compuesto de partículas cerámicas y erosión ácida en todo el rango de fracturas. La evaluación de la capacidad de flujo en laboratorio mostró un aumento del 40 % en la capacidad de flujo del canal compuesto. La profundidad promedio de incrustación del soporte cerámico de alta resistencia es solo de 85 μm. Usando técnicas de análisis de fluidos de laboratorio, se seleccionó un sistema de fluido de fracturamiento resistente a 180 ℃ como fluido previo, logrando una creación efectiva de fracturas hidráulicas largas. Se desarrolló un sistema ácido entrecruzado resistente a 160 ℃ en superficie, optimizando la concentración de ácido al 15 % HCl para cumplir con los requisitos de transporte de arena y penetración profunda. Se seleccionaron el tipo de soporte y el método de adición para un soporte efectivo en todas las fracturas. El pozo S1 utilizó equipo de superficie resistente a 140 MPa, se completó con éxito la operación de acidificación con una máxima tasa de flujo de 5,1 m³/min y presión de 108,5 MPa, con una cantidad acumulada de arena añadida de 78,6 t. La producción diaria de líquido después de la acidificación alcanzó 72,9 t con producción estable, y la capacidad de flujo a largo plazo de las fracturas compuestas se mantuvo en un nivel alto.

pozos ultra profundos; alta tensión de cierre; capacidad de flujo; acidificación compuesta; transporte de arena con ácido