双疏性表面处理预防致密储层水相圈闭损害实验研究

传统的屏蔽暂堵技术不能有效防止致密储层中工作液的侵入,而以往靠降低界面张力排驱液相的方法效果短暂。在工作液中加入氟表面活性剂,增大润湿接触角,是一种降低毛管力减弱毛管自吸的新方法。润湿实验筛选出能将致密砂岩由液润湿改变为气润湿的氟表面活性剂。100℃下将岩心片浸泡在含所选氟活性剂的滤液中处理40 min,岩心片与滤液和水的接触角分别为120°和110°。毛管自吸、岩心流动实验表明,处理后岩心总吸水量降低了60%,自吸速率较处理前降低了40%～50%,驱替速率约是处理前的2倍。表明,氟活性剂能够有效改变储层岩心的润湿性,具有预防水相圈闭损害的应用潜力。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害实验研究及应用

致密砂岩气藏已成为当前油气勘探开发的重点，但水相圈闭损害严重影响其勘探开发效益。鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏具有低孔低渗、低压、高毛管力、高有效应力、低初始含水饱和度、天然裂缝一定程度发育和粘土矿物丰富多样等特征。对塔巴庙致密砂岩气藏地质特征和水相圈闭损害机理的研究表明，致密砂岩气藏潜在水相圈闭损害严重，并通过典型致密砂岩岩样的毛管自吸实验和水相圈闭指数APt实验评价证实水相圈闭损害的严重性。毛管自吸实验揭示出，物性越好、初始含水饱和度越低的储层更易发生自吸诱发的水相圈闭损害。综合地质特征和实验结果，分析了塔巴庙地区应用屏蔽暂堵钻井完井液防止水相圈闭损害而促使盒2＋3段高产气藏及时发现的原因。     

致密砂岩储层水相圈闭损害及防治方法探索

致密砂岩气藏孔喉细微、毛管压力高、局部超低含水饱和度,极易发生水相圈闭损害,降低气井产能。利用相圈闭系数法评价了鄂尔多斯盆地M气田上石盒子组水相圈闭损害程度,通过展开毛管自吸、液相滞留评价实验分析了损害发生的原因,利用界面润湿性修饰处理剂FW-134开展了损害预防及解除研究。结果表明,上石盒子组储层潜在强水相圈闭损害;物性相对较好的盒2+3段储层水相自吸能力较盒1段强,液相平均返排率10%数47%,滤液返排率22.4%数32.3%,物性好的储层返排率相对较高;润湿性修饰为气润湿能有效抑制液相自吸,液相返排率由56.3%提高到了83.4%,使气测渗透率恢复程度由66.1%提高至88.2%。利用界面修饰处理剂使岩石润湿性由水湿变为气润湿,是有效预防和缓解致密气藏水相圈闭损害发生的重要途径,对恢复气井产能具有重要意义。     

气湿反转解除裂缝-基质液锁的实验研究

地层凝析液和外来流体在致密砂岩凝析气藏储层中形成液锁效应大大降低气井产量是其开采过程中面临主要问题之一。通过填砂管模型模拟压裂后形成的支撑裂缝与基质岩心驱替实验,评价气润湿反转剂CRS-850对裂缝-基质双重介质"液锁"损害解除效果,得出如下结论:氟碳类气润湿反转剂CRS-850可实现岩心表面润湿性由强水湿性转变为气相润湿,处理后岩心端面"气-液-固"平均润湿角从33. 3°增大到101. 2°;气润湿反转剂显著提高岩心内部液相渗流能力,增加气驱渗透率,岩心气驱渗透率恢复效果显著,在气驱盐水基础上提高了501. 69%～673. 91%,表明气润湿反转剂有利于致密砂岩储层解除"液锁"损害;气润湿反转剂可进一步解除填砂模型模拟压裂后形成的支撑裂缝液锁损害,填砂管模型渗透率越低,气驱排水率越高,润湿性改变后的气驱排水率提高幅度也越大;同时,气润湿反转剂有利于解除压裂后形成的裂缝-基质岩心双重介质中液相损害,有效恢复率达19. 47%。     

低渗透气藏防水锁剂FS 研究及效果评价

研究了通过化学处理方法来预防水锁效应的可行性。降低钻井液滤液表面张力及将岩石表面由水湿转变为气湿可减轻水锁损害。通过岩心自吸实验、接触角实验、岩心流动实验分析了防水锁剂FS的防水锁性能。结果表明,防水锁剂FS有优良的防水锁损害效果。文中研究对低渗致密砂岩气藏的高效开发有重要意义。     

致密砂岩气藏负压差水相圈闭损害过程模拟

致密砂岩气藏具有低孔低渗透、高毛管压力、天然裂缝发育和超低含水饱和度等工程地质特征,存在明显的毛管自吸现象,即使在负压差条件下,毛管压力也会使水相逆流自吸进入储层,引起水相圈闭损害。选用鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏相对低渗透(渗透率小于0.2×10~(-3)μm~2)、相对中渗透(渗透率为0.2×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2)和相对高渗透(大于0.5×10~(-3)μm~2)的3类致密砂岩岩样,开展水相毛管逆流自吸实验和气驱水返排实验,模拟负压差条件下水相圈闭损害发生过程,探讨水相逆流自吸对气相渗透率的影响,评价负压差条件下水相圈闭损害程度。实验结果表明:负压差下水相逆流自吸对气相渗透率的损害呈现由岩样物性控制的阶跃式变化特征。同一负压差下,3类岩样气相渗透率损害率为26.5%~34.9%,平均损害率为29.8%;负压差越小,对毛管压力的克服作用越弱,毛管自吸越明显,水相进入岩心位置越深,引起的水相圈闭损害越严重。因此,在欠平衡钻井、完井和开发过程中,确定生产压差时应综合考虑安全作业、储层水相返排等因素。     

致密气藏岩石毛细管自吸特征研究

致密气藏岩石具有孔喉细小、毛细管压力高、水相圈闭损害严重等特征.为此,利用岩心夹持器、摄像头、计量管组装了岩心自吸损害评价装置,利用该装置研究了大邑地区须家河组岩石的自吸特征,并进一步研究了岩石气相渗透率与含水饱和度之间的关系.结果表明,研制的岩心自吸评价装置能有效用于评价储层岩样的自吸特征;致密气藏的自吸速率随渗透率增加而增加,拐点的含水饱和度也随之增加;致密气藏储层毛管自吸效应是产生水相圈闭损害的重要方式,同一渗透率级别的岩样自吸拐点和气相渗透率为零点的含水饱和度区间基本一致.     

致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害实验评价——以南堡凹陷5号构造沙河街组为例

致密火山岩气藏通常与致密砂岩气藏呈互层分布,尽管储层岩石物性与致密砂岩气藏类似,但致密火山岩气藏水相圈闭和油相圈闭损害却未能引起关注。为了揭示致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害潜力,选取南堡凹陷沙河街组致密火山岩气藏储层岩心,开展了水相和油相毛管自吸与液相返排实验评价,并与沙河街组致密砂岩气藏液相圈闭损害进行对比。结果表明：①致密火山岩气藏储层岩石水相和油相毛管自吸能力弱于致密砂岩,致密砂岩既亲水又亲油,致密火山岩亲油性更强;②沙河街组致密火山岩气藏液相圈闭损害呈现“三低”特点,即毛管自吸进液量低、液相返排率低和渗透率损害率低;③沙河街组致密火山岩气藏水相圈闭损害比油相圈闭损害更严重。孔喉呈多峰分布、裂缝发育、存在大量溶蚀孔等孔喉结构差异是造成致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害显著区别于致密砂岩气藏的重要原因。致密火山岩气藏钻井过程中,需控制裂缝性漏失,避免水基或油基工作液滤液进入裂缝侧面储层深处;控制压裂等增产改造措施规模,以防沟通底水诱发水相圈闭损害;在开发生产过程中要制定合理工作制度,预防凝析油析出引起的油相圈闭损害。     

气湿性纳米SiO2颗粒对岩心润湿反转及解水锁机理

使用气湿反转剂能解除凝析气藏等温降压开采过程中产生的液锁损害,但目前的气湿反转剂存在价格高、用量大、气湿反转效果差等缺点。为此,通过采用改进的Stober法制备均一粒径的纳米SiO2颗粒,再对其表面进行功能化修饰,合成出了具备气湿反转功能的纳米颗粒,其最佳合成条件为,正硅酸乙酯和氨水的用量均为1~2 mL,非离子型氟碳表面活性剂FG24的浓度为0.3%。通过接触角法、Owens二液法和自吸吸入法研究了纳米SiO2颗粒对岩心润湿性的影响。研究表明,用0.3%气湿性纳米颗粒流体处理岩心,水相和油相在岩心表面的接触角可由未处理时的23°和0°增至157°和135°;岩心的表面能由67.9 mN/m降至0.23 mN/m;岩心的液相饱和度由87%和73%降至3.5%和32%,水相和油相的自吸速率由0.26和0.27 mL/min在2 h内降至0。实验还测定了气、油相在气(油)-纳米流体-岩心体系中的接触角,探索分析了气湿性纳米SiO2颗粒的作用机理。结果表明,该纳米颗粒具备良好的气湿反转功能。     

气湿性纳米SiO_2颗粒对岩心润湿反转及解水锁机理

使用气湿反转剂能解除凝析气藏等温降压开采过程中产生的液锁损害,但目前的气湿反转剂存在价格高、用量大、气湿反转效果差等缺点。为此,通过采用改进的Stober法制备均一粒径的纳米SiO_2颗粒,再对其表面进行功能化修饰,合成出了具备气湿反转功能的纳米颗粒,其最佳合成条件为,正硅酸乙酯和氨水的用量均为1~2 m L,非离子型氟碳表面活性剂FG24的浓度为0.3%。通过接触角法、Owens二液法和自吸吸入法研究了纳米SiO_2颗粒对岩心润湿性的影响。研究表明,用0.3%气湿性纳米颗粒流体处理岩心,水相和油相在岩心表面的接触角可由未处理时的23°和0°增至157°和135°;岩心的表面能由67.9 m N/m降至0.23 m N/m;岩心的液相饱和度由87%和73%降至3.5%和32%,水相和油相的自吸速率由0.26和0.27 m L/min在2 h内降至0。实验还测定了气、油相在气(油)-纳米流体-岩心体系中的接触角,探索分析了气湿性纳米SiO_2颗粒的作用机理。结果表明,该纳米颗粒具备良好的气湿反转功能。     

致密油藏孔喉分布特征对渗吸驱油规律的影响

自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理,构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义。基于毛管束模型,考虑束缚水和残余油饱和度,利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布,构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型,并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证,开展渗吸规律影响因素分析,明确孔喉分布、润湿角、界面张力等因素对渗吸驱油速率的影响。结果表明,致密砂岩微纳米孔喉分布在半对数图中呈二维高斯分布特征;在自发渗吸初期,渗吸驱油速率主要取决于大孔分布特征,岩心渗透率越高,渗吸驱油速率越大;在自发渗吸中后期,渗吸驱油速率主要受纳米孔喉分布影响;渗吸驱油速率随润湿角降低、油水界面张力增大、原油黏度降低而增大。明确致密储层孔喉分布特征能够准确预测致密油藏渗吸驱油速率,对致密油藏开采制度的确定具有一定的指导作用。     

考虑接触面积与压差的致密砂岩气藏水相自吸行为

钻完井过程中,水相通过毛管自吸和正压差进入储层,会引起致密砂岩气藏水相圈闭损害,导致储层测井解释错判为水层,阻碍致密砂岩气藏的及时发现和准确评价。为了揭示致密砂岩气藏水相自吸行为,选取典型致密砂岩气藏柱塞岩样,分别模拟了钻开储层时水相接触岩石的岩样端面自吸、裂缝水淹后的岩样浸泡自吸和正压差下的毛管强制渗吸实验,分析了接触面积与压差对致密砂岩水相毛管自吸的影响。结果表明:自吸速率受到渗吸面积与裂缝发育程度的影响,裂缝越发育,接触面积越大,渗吸速率越快,渗吸越易达到平稳阶段;正压差促进岩石毛管渗吸作用,但受岩石物性影响明显,当岩石物性低到一定程度时,渗吸作用主要受到毛管力的控制;裂缝的存在既增加渗吸接触面积,又进一步强化正压差作用,使渗吸能力显著增加。结合实验研究认为,在钻完井过程中,预防致密砂岩气藏水相侵入应以封堵裂缝、控制压差来减少水岩接触面积和水相侵入量为主。      

塔里木油田“三高”致密砂岩气藏防/解水锁技术

针对影响塔里木油田高温、高盐、高压致密砂岩气藏开发效果的水锁效应,在现有技术的基础上筛选并复配了适用于该气藏的高效防/解水锁剂,配方为:0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。利用致密砂岩气藏天然岩心,通过自吸实验、驱替实验和液相滞留实验,开展高效防/解水锁剂评价。实验结果表明:复配体系具有较好的吸附性和表面活性,处理后岩心自吸能力大幅度减弱,岩心含水饱和度降低了15%以上;随着驱替压力的升高,岩心渗透率增加;驱替压力为3.445 MPa时,处理前后岩心气测渗透率平均改善率在50%以上;在相同驱替压力下,与处理前相比,岩心的渗流能力增强,含水饱和度下降,大大减轻了岩心的水锁效应。该复配体系的研究,对恢复和提高致密砂岩气藏的产能,有一定的技术指导意义。     

低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究

通过低渗透亲水岩心自发渗吸实验,探讨了低渗透油藏不同界面张力体系的渗吸驱油过程。研究结果表明,注入水渗吸体系因毛细管力较高、毛细管力与重力比值较大,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸。与注入水渗吸结果相比,化学剂溶液因降低油水界面张力,在孔隙介质中能使更多的原油参与渗流过程,使更多的剩余油变为可动油,提高了渗吸平衡时的原油采出程度,因而提高了低渗透油藏原油的采收率。     

低自由水钻井液体系

基于对钻井液中自由水流动状态的研究,研制了自由水络合剂,其能有效络合钻井液中的自由水,提高自由水进入地层的毛管阻力,减少滤液侵入地层的量和深度;同时络合剂络合自由水后形成特殊的分子胶束,能形成致密的低渗透封堵膜,有效封堵孔喉和微裂缝,提高地层承压能力,降低钻井液密度。构建了低自由水钻井液体系,CST毛细管吸水实验、岩心自吸水实验和自由水含量测定均证实该体系具有较好的络合自由水的能力,能有效减少钻井液中液相向地层的侵入量。现场应用结果表明,该体系具有良好的流变性、润滑性及抑制性,可有效解决井壁稳定性问题,且能有效提高地层承压能力、降低钻井液密度、提高机械钻速、缩短钻井周期。图6表5参18     

致密砂岩气藏损害机理及低损害钻井液优化

针对塔里木盆地B区块致密砂岩气藏储层孔喉细小、渗透性差、束缚水饱和度高、非均质性严重、微裂缝发育、极易受到损害且损害难以解除的难题,模拟地层条件,开展了高温敏感性与水锁损害测试,分析了储层固相损害,系统揭示了致密砂岩气藏损害机理:应力敏感损害、水锁损害、微裂缝固相损害是该储层的主要损害类型。在该区块使用的磺化防塌、钾聚磺钻井液基础上,优选出暂堵剂及可有效降低表面张力的表面活性剂,运用理想充填技术与表面活性剂两者相结合,优化设计“协同增效”型保护致密砂岩气藏的低损害钻井液。通过配伍性测试、动态污染实验对优化钻井液的储层保护性能进行评价发现,优化钻井液与研究区块地层水配伍,岩心渗透率恢复值在85%以上,储层保护效果明显。优化钻井液在B区块B2井巴什基奇克组储层中取得成功应用,钻井后储层表皮系数极大降低,钻井液对储层的污染明显减少。      

表面活性剂对致密砂岩储层自发渗吸驱油的影响

自发渗吸驱油是致密砂岩油藏比较重要的一种采油方式。为了研究表面活性剂对长庆油田致密砂岩储层渗吸效果的影响,采用核磁共振技术,根据天然岩心在地层水和表面活性剂中的自发渗吸实验,研究了不同润湿性岩心自发渗吸的特点,以及表面活性剂对中性润湿砂岩渗吸结果的影响。实验结果表明:强水润湿砂岩的渗吸采出程度为60%左右,而中性润湿砂岩的渗吸采出程度只有33%左右;表面活性剂的加入能够有效提高中性润湿砂岩的渗吸采出程度,0.05%HYZ-5的效果最好。通过岩心驱替实验评价了HYZ-5表面活性剂对中性致密砂岩周期注水采收率的影响,可以看出HYZ-5可以显著提高周期注水的采收率。现场试验证明,A井采用周期注水,注入HYZ-5表面活性剂溶液渗吸驱油后,取得了明显的增产效果,说明表面活性剂可以提高致密砂岩储层的自发渗吸驱油效率。