靖边气田低压气井修井作业暂堵技术实验研究

靖边气田生产后期修井维护作业中,工作液漏失会造成固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化等问题,将严重破坏和伤害储层,导致排液复产困难,因此优选一种适合靖边气田的修井暂堵液显得尤为重要和紧迫。此科研针对靖边气田储层岩性特征,在对绒囊暂堵液体系理论研究的基础上,进行了大量的绒囊暂堵液基液配方筛选和处理剂加量优选实验,研制出了具有良好的盐稳定性、抗温性、耐腐蚀性、暂堵能力以及对靖边气田储层低伤害性的绒囊暂堵液体系,同时在此基础上对暂堵液体系进行室内小样实验评价和室外模拟地层环境的暂堵和返排实验,最终确定了适合靖边气田修井作业的暂堵液体系配方,为今后靖边气田气井井下作业工作的开展建立了技术储备,具有一定的指导意义。     

低压油气层防漏型入井液室内研究

冀东油田低压油气层在作业过程中,入井液漏失严重,使储层受到损害,造成油井减产或作业无法进行等问题,针对这一情况,开展了防漏型入井液研究.对不同种类、不同浓度的降滤失剂进行了降滤失试验,对降滤失性能影响因素进行了研究,并与压裂液降滤失效果进行了对比;研究了暂堵率高、对地层损害小的油溶性树脂暂堵体系,分析了常温油溶性树脂暂堵体系的理化性能,并进行了岩心暂堵解堵试验,给出了高温油溶性树脂暂堵体系的性能和适用范围.试验表明,该体系可作为冀东油田低压油气层洗井、压井、修井及增产措施中漏失问题的主要入井液.     

无固相气井储层保护液在克拉美丽气田中的应用

随着新疆油田克拉美丽气田的不断开发,高压高产气井的储层保护越来越受到重视。为了降低固相物质及入井液滤失对气藏的伤害,研究开发了无固相气井储层保护液。该储层保护液具有体系无固相、密度调节范围大、低滤失、低粘度、低伤害、性能稳定等特点,密度在1．0g／cm3～2．30g／cm3。滴西17高压气井大修套管补贴作业,在打开气层情况下选用密度1．50g／cm3的无固相气井储层保护液作为修井液,在无固相气井储层保护液中套管补贴2段射孔段,修井作业15天,无固相储层保护液体系均一、性能稳定,保证了修井作业顺利完成,取得良好效果。     

渤海油田水平井用保护储层的无固相修井液技术

水平井是渤海油田新区开发及老区井网调整的重要手段,水平井检泵作业中修井液漏失情况十分严重,漏失导致储层污染,作业后产能恢复困难。实验及现场应用表明,渤海油田常用的“固相屏蔽暂堵液”、“聚合物交联暂堵液”及“无固相泡沫暂堵液”3 种暂堵液体系不适用于大漏失、高产出的水平井检泵作业。摒弃“以堵为主”的常规油层保护思路,开发出无固相清洁助排修井液。该无固相清洁助排修井液由过滤海水、黏土防膨剂、非离子表面活性剂和阻垢剂组成,具有较好的防膨、防乳化、防水锁、阻垢、降黏助排作用。其应用于渤海油田水平井作业后,使油井产能恢复率控制在95% 以上,产能恢复期在5 d 以内,取得了较好的油层保护效果。      

靖边气田新型微凝胶颗粒暂堵剂初探

对于低渗、低孔气藏,在修井作业中,对暂堵体系有较高的要求。常规堵漏材料,膨润土固相颗粒、高分子聚合物凝胶等,不能有效进入地层进行封堵,且易造成漏失污染地层,同时也存在难于返排或者返排率低的问题。因此,研究一种适合低渗气藏的暂堵液显得尤为重要和紧迫。本文结合靖边气田地质特征及气井特点,对微凝胶颗粒新型堵剂进行室内评价,分析颗粒与低渗储层孔隙配伍性、暂堵能力、抗温抗盐能力等,探讨新型暂堵剂对于低渗、低孔气藏的适应性。     

一种新型低固相油溶性暂堵型修井液的研制

针对柯克亚高温高盐凝析气藏储层敏感性强、修井液与储层不配伍导致地层严重伤害以及修井液漏失严重等生产实际问题,制备了一种具有抗温抗盐好、对地层伤害低、暂堵屏蔽能力强和防漏失能力高的低固相油溶性暂堵型修井液。实验对不同单剂进行了优选,并根据优选结果设计出最佳配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF-280助排剂+0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂+4%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5∶1.0)+0.030%(w)AES分散剂。对该修井液体系的表观黏度、静态悬浮时间、高温高压失水量(93℃,3.45 MPa)、24h耐温黏度保留率、暂堵率和岩心渗透率损害率进行了评价,各项指标优于SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》,表明该修井液性能良好,能应用于高温高矿化度油藏修井作业。     

新型无固相修井液的研制及应用

针对雅克拉-大涝坝低渗透凝析气田储层特点,研制出了一种新型无固相修井液。性能评价实验结果表明,所研制的修井液流变性易于调整和控制、抗高温能力强、滤失量低,岩心渗透率恢复值可达到85%以上。新型无固相修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业中取得了成功应用;对于低渗透气田,该修井液是一种较为理想的低伤害修井液。     

TB-O型低伤害修井液的研制与应用

采用无固相、低固相修井液修井时,修井液漏失量大、储层伤害大、修井效益低。针对这一问题,研究出了 1种TB -O型低伤害修井液,该修井液暂堵效果好,解堵彻底。配方选用YR -O1油溶性暂堵剂、HR水溶性非离子表面活性剂为分散剂和XT - 2 0羟乙基纤维素为增粘剂作为主要原料。室内试验表明:屏蔽带形成迅速,漏失量急速降低,解堵后渗透率恢复值达 99.2%以上。现场应用 10余口井表明:该体系针对性强,漏失量小,对储层损害小,修井效益高。     

保护低渗凝析气藏储层的低损害修井液

保护低渗储层修井液的关键技术在于能有效预防或减轻因漏失对储层造成的液锁损害。对吐哈油田丘东地区低渗凝析气田前期使用的修井液进行吸水性实验及岩心污染实验评价,发现实验后岩心的含水饱和度迅速增加,且经其污染后岩心的渗透率恢复值仅为56.5%,表明液体侵入造成储层中等程度损害。针对以上问题,结合该地区气藏低孔、低渗、喉道细小、易产生液锁损害的特点,从助排、防液锁等方面考虑,优选出了效果优良的表面活性剂、增黏剂、降滤失剂等处理剂,并进行配伍性评价,研发出了低损害无固相修井液,其岩心渗透率恢复值高达85.3%,API滤失量小于8mL。在QD3井的现场应用中,低损害修井液有效地解决了该地层修井液漏失、液锁严重等问题,很大程度地提高了修井效率,增强了修井过程中的储层保护效果。     

新型抗高温无固相完井液实验研制

在优选抗温性能好的增黏剂、降滤失剂等的基础上,以有机盐作为加重剂,以磺化降滤失剂、黄原胶、聚阴离子纤维素、两性离子聚合物等油田常见的聚合物为主处理剂,并加有成膜剂、超细碳酸钙、高温保护剂、缓蚀剂和杀菌剂,形成了一套新型的抗高温无固相完井液.该体系具有良好的流变性能、悬砂携岩能力、抑制性和油气层保护效果,抗温达150℃,腐蚀性低,密度在1.0～1.5 g/cm3范围内可调,维护方便,适用于压井、修井等完井作业,也可以满足钻井要求.     

低渗气藏开发的关键性技术与发展趋势

为了经济高效地开发低渗透气藏，对液相滞留、应力敏感性、水相自吸入等低渗气藏储层的主要伤害类型进行了分析，认为目前低渗气藏开发的主要关键性技术包括：①低渗气藏储层综合表征技术的应用（气藏地质和气藏工程）；②低渗气藏钻井技术（水平井、大斜度井技术和气体欠平衡钻井技术）；③低渗气层压裂改造技术。然后探讨了低渗气藏开发技术的发展趋势，提出需要加强发展的5个方面：加强基础理论研究；加强低渗透储层精细描述和储层预测；井间动态监测技术；低渗透气层改造技术；复杂结构井提高低渗气藏采收率技术。     

浅层透镜状岩性气藏储层损害机理研究

胜利油田中浅层天然气藏是受构造控制的透镜状岩性气藏。气藏储集层埋藏浅,压实作用差,胶结程度低,结构十分疏松,含气砂体多数具有边底水,气水关系复杂。为了实现胜利油田天然气发展规划,必须分析浅层透镜状岩性气藏的储层损害机理,为浅层气藏的合理开发提供理论依据与指导,是非常必要的。在对储层物性特征研究的基础上,系统的对浅层气藏储层损害机理进行分析。研究表明胜利油田储层有不同程度的出砂问题和储层水侵问题,应尽可能减少或避免储层水侵。     

低渗气藏低伤害压裂液技术研究与应用

根据中原油田文23和户部寨气田储层低渗、低压、中高温等特点,研究了适应该储层的低伤害HB-99有机硼交联压裂液和预前置液。通过对HB-99有机硼压裂液的延缓交联、自动破胶、热剪切稳定性、剪切后黏度恢复、表面活性、滤失、残渣含量以及对岩心伤害等性能评价,证明该压裂液延缓交联能力强,剪切后黏度恢复率高,滤失低,破胶水化彻底,残渣含量低,表面活性高,能防止黏土膨胀,对地层损害小。现场10井次试验表明,应用低伤害HB-99有机硼交联压裂液,施工成功率为100%,平均日增天然气28.3×104m3,增产效果显著。     

川西坳陷天然气地球化学及成藏特征

川西坳陷广泛发育上三叠统煤系烃源岩,为煤成气成藏提供了充足的气源。天然气以低含非烃气为特征,不同气藏天然气干燥系数差别明显,组分运移分馏现象明显。天然气成因类型主要是煤成气,只有中坝气田雷口坡组气藏为油型气,并含有少量H2S气体。川西坳陷经历了多期成藏,但主要成藏期发生在燕山期,后经过喜马拉雅期的逆冲断裂作用,浅层储集层被改造,形成次生气藏。气藏分布明显受古隆起控制,并且在构造强活动带发育浅层次生气藏,隐伏断裂在次生气藏形成过程中起重要作用。天然气主要分布在中、上组合,受储集条件控制,气藏形态主要呈透镜体。图6表1参19     

松辽盆地北部生物降解成因气及其成藏特征

松辽盆地具有与北美盛产生物气的白垩纪诸盆地最为接近的地质条件,无论维度上还是源岩质量均可以进行类比。目前,松辽盆地已探明17个具生物气特征的气藏:干燥系数大(C₁/ΣC₁₊大于0.95);甲烷稳定碳同位素较轻(δ¹³C₁分布在-60‰~-50‰)。因此,对这个地区的生物气潜力一直给与了极大的期望,这些气藏的赋存条件研究也成了找寻该区生物气聚集的主要立足点。然而综合分析认为,该区目前探明的"生物气藏"以次生型生物改造气藏为主,是热成因油气遭受生物降解产生的次生生物气与残留热成因甲烷混合而成。主要证据如下:①生物降解导致异构烷烃含量增加、丙烷含量明显减少;②湿气组分的稳定碳同位素特征具有生物降解痕迹;③天然气中氮气含量越高,反映生物活动有关的特征越明显;④生物气藏伴生液态烃均发生过明显的生物降解作用。微生物降解程度、保存条件以及后期热成因天然气有否补充是造成生物降解气特征复杂的重要原因。而目前尚未探明原生型生物气的赋存,主要原因是松辽盆地自晚白垩纪-古近纪以来长期处于抬升降温状态,不利于原生生物气的持续形成,更加不利于构造部位原生生物气的保存;只有在稳定性相对较好的区块发育的岩性圈闭中,才可能有原生生物气藏的赋存。最后,总结了次生生物气藏的判别方法和标志,以为同类地区浅层生物气勘探提供参考。     

新场气田蓬莱镇组气藏油气层保护及加砂压裂技术应用

加砂压裂技术在Ｊ３ｐ气藏成功应用，使该气藏取得显著经济效益和社会效益。文中对Ｊ３ｐ气藏１００多口勘探开发井的资料分析，钻井对储层损害的主要因素有超压钻井、钻井液浸泡时间过长、井喷后加高密度钻井液压井和深穿射孔等。分析了气藏损害对压裂效果影响，提出气藏油气层保护技术的合理方法是采用合理完井方式、使用优质钻井液、缩短钻井液对储层浸泡时间和避免井喷事故发生等。     

提高板桥凝析油气藏采收率的研究

板桥油气田内已发现的凝析油气藏共28个,大部分面积和储量较小,而且分布零散。其中已有27个凝析气藏采用消耗压力的方式开采,截止到1990年12月底,已先后有15个凝析气藏无生产能力。对己开发凝析油气藏开发全过程的分析研究,初步掌握了它们的开发特点,并从中找出了影响油气采收率的因素。通过数值模拟对开发方式的研究,以及现场排液采气的工艺试验和推广,初步摸索出一套提高油气采收率的方法和途径。     

中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望

中国致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。经过10多年持续攻关，已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺。实践证明，贯彻储集层保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究，重视水平井及特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。参42     

气举排水采气在川东石炭系气藏治水中的应用

气举排水采气在川东石炭系气藏治水中的应用越来越广泛且取得了保护气藏、延长气井无水采气期和提高采收率的良好效果。在对天东90井和池27井高压排水采气情况进行分析研究的基础上，总结了排水采气工艺在应用于川东石炭系气藏治水中取得的成效和存在的问题，提出了相关建议，为其他气井的排水采气提供了经验和技术支持。     

徐深气田成藏条件及勘探开发关键技术

火山岩气藏的勘探和开发是世界级难题,国内外可借鉴的经验极少。通过研究徐深气田的成藏条件,明确了徐深气田发育以沙河子组泥岩和煤层为主的4套烃源岩和以登娄库组二段和泉头组一段+二段泥岩为盖层的生-储-盖组合,通过成藏史模拟确定了徐深气田具有4次充注时期,以构造高、厚度大、物性好的火山口区为最有利勘探目标。以成岩机理为研究基础,建立了气层层序系列、岩性识别、储层类别等标准,精细刻画了火山岩体,厘清了气藏有效储层展布规律。在储层储渗特征评价基础上,确定了气井产能特征（以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类井为主）,形成了火山岩气藏开发优化设计技术。将徐深气田各区块气藏归纳为单体单一、多体不连通及多体连通3种气藏模式;形成直井多层压裂、裸眼水平井分段压裂及体积压裂等增产改造技术;根据气井生产动态、压力变化、井控储量及火山体空间展布,结合气藏数值模拟预测,形成了火山岩气藏剩余潜力评价方法。建立完善的复杂火山岩气藏有效勘探开发关键技术,实际应用开发效果良好。这一研究成果对同类气藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。