煤层气储层水锁伤害影响因素及防治措施研究

煤层气储层因其独特的孔隙特征以及割理组成,在勘探开发过程中极容易产生水锁伤害,从而影响煤层气的开发效果。以鄂尔多斯盆地某煤层气储层为研究对象,评价了煤样含水率、渗透率、表面润湿性以及入井流体表面张力对煤层气储层水锁伤害的影响。结果表明,煤样含水率越高,渗透率越低,接触角越小,入井流体的表面张力越大,煤层气储层的水锁伤害率越高,伤害程度越严重。在此基础上开展了水锁防治措施的研究,优选出了性能优良的防水锁剂HRJ-D,并对其性能进行了评价。现场使用防水锁剂HRJ-D的煤层气井日产气量比未使用的邻井大幅提高,表皮系数显著下降,说明HRJ-D有效降低了水锁伤害程度,提高了煤层气井的产量。     

富县低渗砂岩气藏压裂改造中水锁伤害与防治措施

水锁伤害是低渗气藏的主要伤害类型之一,分析了造成富县区块上古生界储层强水锁伤害的原因。富县区块上古生界储层水锁伤害严重的主要原因为储层的孔喉半径小,其次为压裂液滤液表面张力偏大,压裂液进入地层后产生的毛管阻力大;同时储层地层压力偏低,导致压裂液水相侵入深、液体返排能力差也是造成储层水锁伤害的重要原因。通过研究,提出了以降低液体表面张力和减小压裂液滤失为目的的富县区块上古生界储层水锁伤害防止措施。     

新场气田难动用储量启动压力特征研究

川西新场气田JS21、JS23储层品质差,属于难动用储量,储层改造过程中容易造成水锁伤害,而储层启动压力的变化能够反映外来液体水锁伤害的大小.在分析储层水锁伤害机理的基础上,通过室内实验的方法测定了新场气田JS21储层的启动压力梯度值,并对影响储层启动压力的因素,如岩心渗透率、含水饱和度、外来液体的入侵深度和性质进行了定量分析.经研究发现,渗透率的降低导致启动压力的增加,启动压力随含水饱和度的增加而增加,破胶液的滤失是造成储层水锁伤害的主要原因.提出优化压裂液配方,提高破胶液返排性能和质量是降低储层水锁伤害程度的关键措施.     

水基压裂液对储层液相伤害的实验研究

文中从微观角度系统分析了压裂液对储层造成的水敏伤害与水锁伤害,并且将核磁共振分析技术应用于压裂液对储层液相伤害的研究领域,与常规流动实验相结合,提出了一套评价压裂液对储层伤害的实验方法,建立了每种伤害机理与伤害程度间的对应关系。实验结果表明,压裂液滤液渗入储层后均会不同程度地造成束缚水增加、可动水滞留,从而引起储层渗透率降低,造成储层液相伤害,并且,对于不同渗透性储层其伤害程度不同,通过增大返排量和加入表面活性剂的措施可以使液相伤害得到一定程度的缓解。研究成果对压裂液性能优化及油井压裂改造,将具有重要指导意义。     

解除牙哈低渗气藏水锁伤害室内研究

针对低渗气藏的储层特点,分析水锁伤害的机理,开展水锁伤害解除的室内研究。室内实验结果表明,筛选的表面活性剂复配体系,降低气E液表面张力能力强。玉东区块水锁伤害后注入0.6.~0.8pv解锁剂,岩心渗透率恢复率达到70%以上;羊塔区块水锁伤害后解锁剂的注入量在0.4~0.6pv时,岩心渗透率恢复率在90%以上,两种配方均可以有效的解除牙哈低渗气藏的水锁伤害,而油田提供的JLK解锁剂效果不及氟碳与双子磺酸盐复配的两个解锁体系。     

涠洲油田B井水锁解除技术研究与应用

针对涠洲油田B井低渗储层存在的水锁伤害问题,通过大量室内研究,形成了低界面张力剂SLT与改性有机膦酸复合解堵工艺。实验结果表明:SLT气—液表面张力低至18.2 mN/m,润湿角为0,可有效降低水锁造成的返排阻力;改性有机膦酸体系岩屑溶蚀率5%且无二次沉淀伤害,水锁伤害解堵后岩心渗透率恢复值为98.2%。在B井现场应用后,有效解除了水锁伤害,平均日增油250 m~3,增油效果显著,对该区块低渗储层增产挖潜具有良好的借鉴和推广意义。     

应用核磁共振技术研究低渗储层压裂液伤害

开展压裂液伤害性研究对于低渗透储层压裂开发具有重要的指导意义。结合低磁场核磁共振岩心分析技术和常规岩心流动实验方法,深入研究了低渗储层压裂过程中压裂液的水锁伤害、固体残渣堵塞伤害以及敏感性伤害。实验结果表明:岩心由于可动孔隙中水相滞留引起的水锁平均伤害率为23.4%;由于压裂液破胶形成的固体残渣堵塞对储层的平均伤害率高达66.1%,且储层越致密,孔喉越细小,伤害程度越高;同时对于水敏或碱敏严重的储层,通过优化压裂液配方,可将由于储层敏感性所导致的伤害率降至10%以下。利用核磁共振横向弛豫时间(T2)谱分析技术,实现了储层伤害的微观定量描述,并首次建立了与宏观渗透率伤害率的联系。     

高温高压裂缝性致密砂岩气藏水锁伤害及解除

针对塔里木油田库车山前裂缝性致密砂岩气藏水锁伤害问题,通过室内实验评价、微观机理论证和现场生产分析,在储层高温高压下开展水锁伤害程度和解除措施研究,明确高温高压下的水锁伤害率为7.5%～40.8%,伤害程度为无-中等偏弱;添加防水剂只能小幅度降低水锁,不能消除水锁,但水锁可随生产自动解除。对水锁伤害和解除取得的新认识有效支撑了库车山前改造液体系的优化,现场应用降本增效显著。      

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。     

腰英台油田水锁损害影响因素及其减轻和解除方法研究

腰英台油田储层非均质性严重,属低孔、特低渗-超低渗、微细喉型储层,具有中等水锁性(平均损害程度40.4%)。水锁损害影响因素分析表明,油水界面张力越高,钻井液滤液等外来流体侵入储层后的含水饱和度越高,储层的渗透率越低,水锁损害程度越严重。由实验可知,提高返排速度,减小钻井液滤液等外来流体侵入的深度,在水驱过程中提高驱动压力梯度可减轻水锁损害;解除水锁损害较合适的途径可能是采用酸化或酸化与压裂相结合的方法增加储层的渗流能力,同时采用低毛管力工作液加强自身的返排,降低二次水锁损害。     

低渗气藏水锁伤害及解除方法研究

鄂尔多斯盆地上古生界气层是典型的低渗透储集层，属于细孔微孔型，非均质性强，具有强水锁性(平均伤害程度83．6％)。通过水锁伤害实验分析影响因素，结果是：水锁的伤害程度与渗透率明显呈负相关关系，渗透率越大伤害越小；与孔隙度的相关性较差，但总的趋势是孔隙度越大伤害越小；伊利石、泥质含量越高的储集层水锁伤害越大；与原始含水饱和度呈负相关关系，与束缚水饱和度呈正相关关系。对17块样品进行的室内返排实验表明，返排水量与储集层物性、排驱压力和排驱时间有一定的关系，改善储集层渗流能力可以减轻水锁伤害。对低渗透气藏实施压裂改造，不仅能增产，还有助于减轻水锁和其他敏感性对储集层的伤害。图2表1参5     

低渗透油藏水锁机理与助排表面活性剂的优选原则

低渗透油藏水力压裂之后，压裂液进入岩石基质会造成水锁伤害，从而降低基质渗透率。由于低渗透岩石具有孔喉小、毛细管力大、原油动用深度浅等特征，毛细管末端效应会加剧毛细管力滞留侵入压裂液所产生的水锁伤害。明确这种水锁形式的伤害程度与作用时长，有利于正确评估水平井单井产能在返排过程中的恢复程度，并依此合理地优化现场"焖井"处理时机与压裂液中助排剂的使用。利用CT扫描实时监测下的岩心流动实验，明确了低渗透岩石中毛细管末端效应造成的附加水锁伤害，及其伤害程度与作用时长随岩石渗透率与水侵深度的变化规律。该附加伤害从程度和时长上，都大于原油生产对应毛细管数下残余水饱和度对基质渗透率的水锁伤害，其作用时长随岩心物性参数√K/φ的减小而线性增加，随水侵深度的增加而呈幂函数增加趋势。实验结果表明，利用渗吸作用解除水锁伤害对致密储层的效果甚微，需要依靠在压裂液中添加表面活性剂（助排剂）辅助压裂液返排而进行提产。通过对比3种能够实现跨越5个数量级油水界面张力（10^-4~23 mN/m）的表面活性剂体系，揭示了水湿低渗透油藏中助排剂的显著效果，以及油湿低渗透储层中润湿性反转优于降低油水界面张力的提产效果。     

水基压裂液对致密砂岩气层的损害机理——基于《水基压裂液性能评价方法：SY/T 5107—2016》的改进

目前，针对压裂液的损害评价主要参考《水基压裂液性能评价方法：SY/T 5107—2016》（以下简称行业标准），而行业标准设定的压裂液驱替岩心过程与实际压裂施工中压裂液高压快速侵入储层的过程不吻合，并且压裂液损害评价实验未考虑压裂液残渣、破胶方式、原始含水饱和度等因素的影响，从而影响了评价结果准确性。为此，选取塔里木盆地库车坳陷迪北地区下侏罗统阿合组（J1a）致密砂岩岩心，通过改进实验流程与方法来模拟压裂液侵入致密砂岩气层的过程，评价了压裂液对气层的损害程度，进而系统剖析了损害机理。研究结果表明：①改进后的压裂液损害评价方法，考虑了气层的原始含水饱和度（小于束缚水饱和度）、压裂过程中的高压瞬间“击穿”效应、压裂液残渣等因素的影响，能更加客观地评价压裂液对致密砂岩气层的损害程度；②基于行业标准的评价结果显示，压裂液对致密砂岩气层渗透率的损害程度为中等偏强，而改进后方法得到的损害程度则为中等偏弱；③压裂液残渣滞留于裂缝中是对渗透率造成损害的主要因素，残渣易堵塞裂缝与缝面孔，绝大多数残渣滞留在基质岩心表层（侵入深度小于3 cm）孔隙中，基质孔隙对残渣有过滤作用；④压裂液从岩心表面向内部运移的过程中，高分子聚合物依次以薄膜层状、局部片团状、晶体包裹状滞留于储层孔隙中；⑤实验条件下，岩心中会产生盐析晶体，盐析晶体在岩心中分布不均，裂缝中盐析晶体与高分子聚合形成复合包裹体，基质孔隙中盐析晶体与少量伊利石等碎片包裹形成复合体；⑥速敏产生的运移微粒通常与残渣、高分子聚合物等形成复合包裹体，进而堵塞裂缝与孔隙。     

表面活性剂与页岩油岩石和流体作用机理的试验研究

页岩油藏由于特殊的成藏模式和储层特征,储层非常致密,纳米级孔隙、喉道发育,原油流动阻力大,页岩油整体的采收率较低。通过开展接触角、界面张力和洗油试验等研究,明确不同类型的表面活性剂与页岩油岩石和原油之间相互作用的机理,判断是否可以采用表面活性剂来提高页岩油采收率。试验结果表明,表面活性剂可以改变页岩油岩石表面润湿性、降低界面张力,并能起到乳化的作用,最终实现提高洗油效率的效果。     

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。      

应用高性能多元醇钻井液保护深层低渗透油气藏

准噶尔盆地中部3区块的深层油气藏具有低渗透储层的典型特征,表现为含水饱和度高、孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质性严重、油气流动阻力大及常伴有天然裂缝等特点。经岩心流动实验证实,水锁是损害该低渗透储层的主要因素之一,渗透率损害率为49.3%~89.2%。应用防液锁技术、理想充填理论及 d₉₀ 规则,研发了具有防水锁、低侵入特点的高性能多元醇钻井液。通过配伍性实验、表面 界面张力评价实验、动态污染实验及水锁实验,对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验及现场应用结果表明,该钻井液不仅能够满足超深井安全快速钻井的需要,而且多元醇SYP-1与表面活性剂HAR之间的协同作用能显著降低滤液表面张力和滤液-油界面张力,提高钻井液返排效率,减轻深层低渗透储层水锁损害。     

双子表面活性剂表面活性的研究

利用胜利油田临盘采油厂的注入水配制了不同含量的双子表面活性剂,考察了双子表面活性剂的表面活性,并将其与对应的传统表面活性剂进行了对比.结果表明,双子表面活性剂具有较强的耐温抗盐性能,且在较低含量下降低表面张力的能力明显优于对应的传统表面活性剂,可用于高矿化度和温度为70～90℃的油藏.     

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低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害，而且渗透率越低，水锁伤害越严重；造成水锁效应有内在和外在两方面的因素。储层致密、孔隙喉道小，油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素；驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低，孔喉半径越小，油层压力越低，越容易产生水锁损害，且越难以解除其损害。通过室内实验研究认为：提高排液速度可以提高渗透率的保留率，抑制水锁效应；向油层中挤注一定的表面活性剂体系工作液，可以有效地提高油相渗透率的保留率，减弱和部分消除水锁效应；在注入水中加入优化后的表面活性体系，可以改变低渗透油藏流体的渗流特性，可以有效地增大油水两相同流区，改善其水驱开发效果。     

致密砂岩气藏润湿性对液相圈闭损害的影响

致密砂岩储层易因外来工作液入侵造成严重的液相圈闭损害,岩石表面润湿性对于液相圈闭损害程度具有重要影响。使用氟碳表面活性剂Zonyl8740处理岩心,降低岩心表面能,制得不同润湿程度的岩心。通过岩心驱替和毛管自发渗吸实验分别研究了气湿岩心和液湿岩心的束缚水饱和度、自吸油水动态;建立初始含水饱和度岩心流动实验,对比了钻井液加入气湿反转剂前后液相圈闭损害率。实验表明,致密砂岩表面由液湿反转为优先气湿可大幅度减弱毛管自吸效应、降低自吸液量和最终滞留饱和度。气湿反转剂可有效减少钻井液对储层液相圈闭损害。对预防致密砂岩储层液相圈闭损害具有一定指导意义。     

表面活性剂修饰SiO2纳米颗粒增强油/水界面活性分子动力学模拟

中高渗透率老油田进入高含水开采期后,剩余油分布零散,提高采收率难度大。纳米颗粒在老油田提高采收率方面优势明显:它在水中形成纳米尺度的小颗粒,大幅降低油水界面张力,使孔隙中的原油易于被驱替出来;同时,纳米颗粒对小孔道有暂时堵塞作用,通过扩大波及提高采收率。采用分子动力学模拟方法,研究了SiO₂纳米颗粒接枝各类表面活性剂的溶液分散性和界面活性。首先筛选得到羧酸链修饰的SiO₂体系,考察了降低油水界面张力的能力（从50.880 mN/m降低至37.956 mN/m）。引入Janus结构（双子结构）,设计了烷烃和羧酸表面活性剂混合修饰的SiO₂纳米颗粒。研究结果表明,该结构能够进一步降低油/水界面张力（从37.956 mN/m降低至32.028 mN/m）,表明了纳米颗粒表面修饰表面活性剂体系与界面活性之间的构效关系,为高效纳米驱油剂的设计与实验合成提供了一定的理论依据。