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。     

出砂油田洗井模拟试验研究

针对青海油田跃进Ⅱ号油田出砂严重、洗井液漏失造成二次污染的特点,研究开发了复合暂堵剂和多功能清洗剂。室内模拟试验表明,平行岩心流动试验中复合暂堵剂对低渗透岩心的堵水率小于10%,而对于高渗透率的岩心其堵水率大于97%,突破压力梯度可达8MPa/m以上,两者油相渗透率恢复率均在90%以上;污染后天然岩心用含多功能清洗剂的洗井液清洗后,其渗透率恢复率可达80%以上。说明研制的复合暂堵剂能有效封堵高渗透层。多功能洗井液对石蜡、胶质、沥青质和无机垢混合物堵塞具有良好清洗解除效果。     

稀油井热洗用防漏失暂堵剂 ZD-1的研制及应用

针对月海油田海南3块的稀油井洗井漏失严重问题,研制了配方为0.5%羟丙基瓜尔胶+0.3%有机钛+0.3%十二烷基二甲基甜菜碱+5%石油树脂(6#)+0.10%亚硫酸钠的稀油井热洗用防漏失暂堵剂ZD-1,评价了ZD-1暂堵剂的封堵性、破胶性和对储层的伤害性。结果表明,该暂堵剂对渗透率100×10~(-3)数1000×10~(-3)μm~2的岩心封堵率在92%以上;加入0.02%数0.04%过硫酸铵后能在3数5 h内完全破胶;破胶液对岩心渗透率的损害率为5.23%,对储层伤害较小。现场应用8口井,单井平均降低热洗用水37 m3,在满足热洗效果的基础上热洗井排水期平均缩短3.8 d。     

雅克拉-大涝坝凝析气田油溶暂堵型低伤害修井液

在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业过程中易发生修井液大量漏失而导致黏土膨胀、速敏、微粒运移以及润湿性改变等问题,引起较严重的储层损害.针对该气田储层特点,研究出了油溶暂堵型低伤害修井液,并利用离心法、页岩防膨法、API堵漏模拟实验以及沉降稳定等实验方法,优选出了适合该区块油溶暂堵型修井液的黏土稳定剂、表面活性剂、堵漏剂和悬浮增黏剂.性能评价结果表明,该修井液具有油溶暂堵功能,适用温度范围广;岩心渗透率恢复率达到85%以上,具有明显的储层保护效果;具有良好的流变性能,能满足现场施工要求.     

可降解抗高温暂堵体系研究

随着油井生产时间延长,地层能量不断降低,修井作业中修井液漏失量较大,对储层和油井后期恢复都有较大影响。目前常见的暂堵剂针对高温井的堵漏效果较差,不能满足作业要求。实验针对高温井开发出一种可降解抗高温暂堵体系:2%暂堵剂(VES:VIS=3:1)+0.4%BH-SYSN,结果表明:该体系最高抗盐矿化度为10 000 mg/L;适用的最高温度为140℃;120℃封堵24 h后加入破胶剂浸泡4 h破胶,岩心渗透率恢复值为79.17%,具有较好的高温封堵和降解效果。     

适用于疏松砂岩衰竭油藏的封堵型弱凝胶完井液体系

疏松的砂岩稠油油藏储层具有的特征如下:温度低、埋藏浅、胶结疏松以及成岩性差等。该类油藏大都采用高速水流进行砾石充填完井,这就导致了完井液大量漏失等问题。基于以上考虑,在室内试验室研究出了适合疏松的砂岩稠油油藏储层的封堵型弱凝胶完井液。弱凝胶封堵配方:0.7%流型调节剂+2.0%降滤失剂+0.25%Na2CO3+海水。破胶液配方:3%新型破胶剂+3%KCl+海水。该体系使用后漏失降低率大于90%,解堵后岩心的渗透率恢复值达到86.8%,储层保护效果好,并且悬浮稳定性强,与后续工作液的配伍性好。渤海海域上绥中36-1区块广泛应用了本完井液体系并能很好地解决工程实际问题。     

吸水膨胀型聚合物暂堵剂储层保护效果研究

探讨了吸水膨胀型聚合物暂堵剂对油层及水层或高含水储层保护效果。结果表明:JBD吸水膨胀型聚合物暂堵剂对不同渗透率的岩心均具有良好的封堵效果;对油层具有良好的储层保护效果,JBD暂堵剂体系封堵岩心后,用煤油驱替测得岩心油相渗透率均大于85%;JBD吸水膨胀型聚合物暂堵剂对水层或高含水储层将造成较大的伤害,必须配合使用JPC破胶剂进行破胶解堵,此时岩心渗透率恢复值可大于90%,从而取得理想的储层保护效果,满足了注水井或高含水油井暂堵作业的需要。     

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。      

纳米复合泡沫凝胶修井液的研制与试验

随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为:1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。      

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。