大港油田油水井封堵技术再获新突破

大港油田采油工艺研究院的科技人员针对长期以来因注水开发导致油水井近井壁地层出现严重亏空、漏失、大孔道窜流,甚至是无效水循环的难题,研制开发出了一种能够迅速在近井地带、亏空壁、大孔道、裂缝入口处形成致密、网状薄壁的高强度封堵体系。     

枣园油田双向注入封堵工艺现场试验与探讨

为了实现注采层内特大孔道窜流通道的有效封堵,分析了大孔道形成机理并建立了特大孔道窜流井组的U型管流地层理想模型,指出控制U型管流地层两端井组的压力平衡是有效治理的关键。以大港油田枣南油田发育特大孔道窜流井组(枣1279-5井-风36-19井)为例,采用超细水泥封堵体系、强造壁复合封堵体系以及可酸溶性堵剂材料,进行了双向注入封堵工艺设计和现场试验,取得了较好的治理效果。     

HMXW 网状纤维承压堵漏实验

为提高复杂漏失地层的承压堵漏成功率,研究了HMXW 网状纤维的承压堵漏性能与堵漏机理。使用尺寸为3～6 mm 的滚珠和割缝钢块模拟大孔道和裂缝性漏失地层,研究了HMXW 在裂缝性漏失地层中的堵漏性能。实验结果表明:① HMXW 网状纤维加入现有承压堵漏体系后,能够在体系中形成独特的弹性网状结构,帮助承压堵漏剂快速失水,形成高强度的封堵层,阻断堵漏施工中的压力传递作用,加固漏失层近井带,提高承压强度;② 0.8% 的HMXW 网状纤维加入承压堵漏体系后,能够封堵3 mm 以下的裂缝性漏失地层;③ 1.6%HMXW 网状纤维加入承压堵漏体系后,能够封堵4～5 mm 的裂缝性漏失地层。HMXW 网状纤维堵漏技术的研究为承压堵漏技术提供了一个新的技术手段,有利于改进和提高现有承压堵漏体系在复杂漏失层中的承压堵漏强度和堵漏成功率。      

河南油田特高含水开发期化学封堵技术

综述了已进入特高含水开发后期的河南油田使用的化学封堵剂和化学封堵技术。所述封堵剂包括：改性脲醛树脂高强度堵水剂HN-DS-05；超细水泥封堵剂；蒸汽吞吐井用苛化泥调堵剂；稠油井堵边水用固体颗粒堵剂。所述封堵技术有：低效油井治理技术（包括堵水）；注水井大孔道封堵技术；套管外窜槽封堵技术；套管漏失封堵技术；蒸汽吞吐井井问汽窜孔道封堵技术；稠油井边水封堵技术。参2。     

蒸汽吞吐超稠油复合段塞调剖封窜技术

曙光油田超稠油油藏具有"浅、稠、散"储层胶结疏松、渗透率高、地层非均质性严重及孔隙度大等特点。在注蒸汽开采过程中,普遍存在严重的蒸汽指进或超覆、井间汽窜、蒸汽热效率低等问题。随着吞吐进入高周期,地层原有矛盾进一步加大,具体表现为:油井近井地带亏空严重,汽窜通道加大和层间吸汽差异扩大。为此,通过室内实验研究应用复合段塞调剖封窜技术。将颗粒凝胶堵剂、水玻璃粘土胶堵剂、树脂粉煤灰堵剂进行段塞式组合,大剂量注入,高强度封堵,在增加堵剂作用半径的同时实现深部调剖封窜。现场应用后,不但封堵了大的汽窜孔道,明显抑制了井间汽窜,而且通过启动中低渗透层,提高了油井的周期产量,为改善超稠油高周期吞吐效果、保持曙光油田持续稳产具有重要的指导意义。     

窜流型大孔道堵水材料的研究与评价

针对非均质疏松砂岩油藏长期注水和出砂形成窜流型大孔道的情况,研究了由丙烯酰胺、钙土、引发剂和交联剂共同反应制成的粘弹性堵水材料.通过优选交联剂而无需加入缓聚剂就可以实现材料的成胶时间在2～48 h之间变化.通过正交实验优选出了反应温度在60℃下的2种最佳堵水材料配方,可分别用于封堵浅层近井壁的大孔道和远井地带的深部大孔道.分析了地下深部堵水材料成胶性能的影响因素,并进行了封堵性能和粘弹性能等的评价.     

堵水堵漏用凝胶水泥的研究

油井水泥用于油田堵水调剖、层漏堵剂时,存在易被水冲释,不能有效驻留在封堵层位、堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失等问题,造成堵浆注入量大,施工安全不好保证,施工时间长。文章通过在油井水泥中加入减轻剂、调节剂、调节助剂来改善传统油井水泥的抗水侵性能差的问题,研发了一种低密度、低强度的堵水堵漏专用的凝胶水泥体系。该体系具有很好的抗水稀释能力,在水中不易被水冲释,密度、稠化时间可根据施工需求进行调节,适用于存在大孔道的砂岩油藏堵水及地层中存在暗河、大缝洞的漏失堵漏,应用时能够起到锁水固砂效果,封堵水窜通道,有效封堵大缝洞,从而起到很好的堵水堵漏作用。     

强抑制封堵钻井液体系研究及应用

针对伊拉克米桑油田Fauqi区块钻井过程中易发生井壁坍塌、漏失难题,设计开发了新型强抑制封堵钻井液体系。该体系通过KCl、硅酸钠和聚胺抑制剂的多元复合作用,实现对页岩水化分散的有效抑制,页岩膨胀率较清水降低67.6%,毛细管吸入时间较清水降低64.4%。该体系在物理封堵基础上配合硅酸盐的化学固壁作用,低渗沙盘封堵试验滤失量仅为9.6 mL,能有效封堵地层孔隙、微裂缝,减少滤液对地层侵入,提高井壁稳定性,避免井下漏失发生。该体系在伊拉克米桑油田FQCS-41井的五开井段进行了现场应用,结果表明该体系在钻进过程中性能稳定,流变状态良好,井径规则,五开井段平均井径扩大率仅为1.2%。     

河南油田特高含水开发期化学封堵技术应用效果

河南油田进入特高含水开发期后．封堵技术是“控水稳油”的主导工艺,它有效地治理了低效井．封堵了水井大孔道、汽窜井、稠油边水、套管外窜槽和套管漏失。取得了一定的经济效益。为下一步的开发指出了方向。     

提高复杂井固井质量的钻固一体化技术应用研究

钻井时钻井液在井壁上形成的泥饼不管有多薄，固井时都会在井壁上形成一个不可固化层，尤其是漏失层段，易导致第二界面的胶结强度达不到预期的效果。钻固一体化工作液技术通过引入复合活性材料，形成可固化泥饼层，固井施工时可以使钻井液的性能转换、潜活性激活，从而提高易漏地层的承压能力，促使井壁附着的泥饼固结，提高地层-泥饼-水泥环的胶结亲和力，有效地解决了传统固井水泥浆与钻井液不相容的问题。该技术在两口井进行了现场试验并获得成功，油层井段固井质量达到了优质标准，有效地提高了第二界面胶结质量，减少和阻止了各种流体的层间窜通。     

文23储气库封堵井完整性保障技术

文23储气库属于枯竭砂岩气藏型储气库,建设前需要对无法再利用的老井进行封堵。为确保老井的封堵质量,保障储气库的完整性,引入挪威石油工业协会井筒完整性技术标准的井筒完整性设计理念,识别了文23储气库老井封堵前后的窜漏风险状况,设计了井屏障系统,研发了适用于高温气层的耐高温缓膨气密封封堵体系,制定了确保封堵老井井筒完整性的工艺,形成了以井屏障设计、施工和监控为基础的井筒完整性保障技术。文23储气库老井采用该技术进行封堵,现场施工成功率100％,老井封堵后的井筒完整性良好,经受住多轮次注采交变应力的长期作用。研究和现场应用结果表明,根据井筒完整性设计理念进行井筒完整性设计和施工,可以确保老井封堵后井筒长期的完整性,也可为类似储气库设计提供借鉴。      

超深超高温裂缝性气藏固井水泥浆技术

顺南井区属于裂缝性气藏,漏失风险大,且水泥石在超高温条件下易发生强度衰退,导致气层固井质量无法满足后续施工要求,为此,开展了抗高温防漏水泥浆固井技术研究。通过探究硅粉加量对水泥石强度的影响,得到水泥石强度衰退预防的方法;利用水泥浆静态堵漏仪,评价纤维体系的堵漏能力,形成防漏水泥浆技术;综合水泥石强度衰退预防及漏失控制方法,优选关键外加剂,形成气藏固井用抗高温防气窜水泥浆体系。实验结果表明:井温大于180 ℃时,硅粉含量大于50%水泥石强度不易衰退;封堵1 mm裂缝和2 mm孔分别需加0.6%的6 mm纤维、1%的8 mm纤维。新型水泥浆体系具有较好的防气窜性能,且在顺南井区得到了成功应用。该抗高温防漏水泥浆固井技术对顺南井区具有一定的适应性,可为该区块勘探和开发提供技术保障。     

稠油蒸汽吞吐逐级深部封窜及乳化降黏复合技术

针对稠油高轮次吞吐阶段出现的严重汽窜问题,采取了稠油乳化降黏技术,大幅度地提高了周期吞吐采收率,为了克服单一封窜或乳化降黏技术的局限性与不足,提出了稠油蒸汽吞吐逐级深部封窜与乳化降黏复合技术。通过室内实验和物理模拟实验,优选了具有不同耐温能力的封窜剂和具有高效降黏效果的乳化降黏剂,进而确定了逐级深部封窜体系,即近井地带、过渡地带及远井地带组合封窜剂。室内实验结果表明,逐级封窜体系的封堵率达到了99%以上,乳化降黏体系的降黏率达到了95%以上。该技术在矿场的成功应用,有力地证明了该技术能够有效提高稠油开发效果,为同类稠油油藏提高采收率提供了理论支撑和技术支持。     

莺歌海盆地超高温高压井挤水泥承压堵漏技术

南海西部莺歌海盆地X构造具有超高温高压地质特征,最高地层温度204 ℃,最大地层压力系数2.19,但地层承压能力低,安全密度窗口窄,钻井过程中极易发生井漏等复杂情况,严重影响钻井安全。为提高地层承压能力,保证超高温高压井段钻井安全,设计了“前置液+抗高温水泥浆”注挤水泥浆体系,通过优化堵漏水泥浆配方,提高了堵漏水泥浆的耐温性能,增强了其封固性能;采用“试挤清洗液+注挤水泥浆”间歇式注挤水泥浆工艺,并利用Drillbench软件模拟分析了井筒温度场,根据井筒温度场精准控制注挤水泥时的水泥浆用量及胶凝时间,提高了堵漏效果。现场应用结果表明,X构造应用挤水泥承压堵漏技术,提高了地层承压能力,扩大了安全密度窗口,为后续超高温高压井段安全顺利钻进提供了重要条件。超高温高压井挤水泥承压堵漏技术可以满足莺歌海盆地X构造安全钻井的需求,并可为类似超高温高压井钻井提供借鉴。      

深层油气井井筒完整性检测方法

为解决深层油气井井筒“完整性失效部位不唯一、失效形式多样化”、定位识别难度大的问题，基于现有检测方法，集成优化相关设备和工艺，形成了以“声波+电磁”特征为核心的深层油气井井筒完整性检测方法，能够准确定位并识别油管泄漏、丝扣渗漏、套管泄漏、套后水泥环窜流、液面下泄漏和多重泄漏。采用该方法检测了试验井的井筒完整性，成功确定了生产管柱两泄漏点的位置和泄漏类型。研究和现场试验结果表明，研究形成的检测方法可准确识别深油气井井筒完整性失效类型和确定失效位置，可为深层油气井建井、修井和井筒完整性管理提供技术支撑。      

苯丙胶乳水泥浆防气窜效果与失重规律分析

水泥浆候凝期间,因其失重引发的环空气窜,是导致气井环空带压的重要因素之一,掌握水泥浆失重模式与规律,是预防环空气侵的重要基础。以苯丙胶乳防气窜水泥浆为研究对象,采用压力传导精确测量装置进行了水泥浆失重试验,测量了不同胶乳加量、温度、气压、模拟井筒深度等条件下水泥浆浆柱压力的变化,进行了防气窜效果评价与失重规律分析。试验发现:在气层压力（18 kPa）高于底部浆柱压力（12～16 kPa）的情况下,苯丙胶乳水泥浆依然可有效防止气窜;水泥浆形成触变或胶凝结构后压力快速降低,随着水化反应进行压力缓慢降低,稠化前压力再次加速下降,而气窜应出现在第一拐点附近。基于该研究成果,可对水泥浆的防气窜性能进行评价,以优选出适合高压气井的防气窜水泥浆,并为建立水泥浆失重预测模型提供试验基础。      

海上稠油泡沫堵水技术研究与应用

渤海油田生产井大多采用大段防砂和笼统注采方式,防砂段间水窜问题可以使用卡水方式解决,但无法解决防砂段内个别层水窜。化学堵水方法是治理此类问题的有效手段。为此,研究了泡沫体系堵水技术并在渤海某油田XX井进行了成功应用,现场应用后増油效果显著。该技术展现了良好应用前景。     

渤海油田泡沫吞吐解堵技术研究与应用

稠油油藏由于储层胶结疏松,原油胶质、沥青质含量高,加上稠油中重质组分与细粉砂、泥质成分混在一起,往往在防砂管柱筛孔处形成堵塞,造成近井地带堵塞,影响了油井产能。常规的有机解堵或酸化增产措施很难解除这种复合堵塞,即使解堵后,效果也不理想。针对上述问题,提出了泡沫流体吞吐解堵技术,进行了室内实验和数值模拟计算。优选的高效清洗剂Po-Ca,在5%浓度时降黏率达到99.28%、对油砂的清洗效率达到94.6%,并通过在渤海油田一口稠油井首次成功应用后该井由停产井变为产量为28~30 m3/d的高产井,取得了满意的效果。该技术为海洋稠油油藏低产低效井综合治理提供了一种新的技术手段,对渤海油田低产低效井的增产具有重要的意义。     

威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术

为解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳的问题,研制了具有强抑制性、强封堵能力的水基钻井液。分析了威远区块页岩储层矿物组分、储层物性和页岩地层井眼失稳机理,认为在该地层钻进水平段时,所用钻井液应具有较强的抑制性、封堵能力和一定的润滑性。在优选抑制剂、封堵剂和润滑剂的基础上,配制了深层页岩气水平井水基钻井液SM–ShaleMud,并对其性能进行了室内评价。室内试验结果表明:该钻井液流变性能好,高温高压滤失量低,润滑系数小;可抗温140 ℃,能有效抑制黏土水化和裂缝的产生、扩展;封堵能力和抗污染能力强。SM–ShaleMud水基钻井液在威远区块威页23平台3口井进行了应用,结果表明具有良好的综合性能,特别是井眼浸泡67 d后仍保持稳定,说明其具有强抑制性和强封堵能力。研究表明,SM–ShaleMud水基钻井液能够解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳问题,现场应用效果显著。      

海上稠油水平井蒸汽驱汽窜封堵体系评价与研究

针对海上蒸汽驱水平井汽窜问题,提出了一种有效的封堵方法。通过实验研制了一种新型的低成本耐高温药剂体系,分别对体系的注入性、成胶时间、耐温性和封堵能力进行了评价。实验结果表明,该体系在室温下黏度约为3 mPa·s,注入性良好。在80℃时开始凝固,最终形成块状固态。该体系能承受350℃高温,残余阻力系数高达30,具有良好的堵剂性能。通过三维模型实验和数值模拟,建立了均匀封堵技术,该技术的优点是有效封堵汽窜、注入压力适宜、提高采收率效果明显,对海上稠油蒸汽驱的开发具有十分重要的意义。