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针对涠洲RRX复杂断块油田涠四段生产井修井液漏失造成储层伤害的问题,通过室内实验及软件模拟分析,明确了造成储层伤害的主要原因为水锁、水敏及有机质沉积等,并研制了清洗剂+防水锁降压助排液+有机酸的复合解堵液体系。实验结果表明:清洗剂OTY对油垢的溶解率可达100%;防水锁降压助排液润湿角为0°,表面张力低至26.0mN/m;8%有机酸HY-A在4h内对储层岩粉的溶蚀率为5%,且无二次污染;水侵伤害解堵后岩心渗透率恢复值为98.2%。该体系在BX-1井现场应用后采油指数由1.5m3/(d•MPa)增至65.0m3/(d•MPa),产能提高43倍,日增油量为650m3/d,解堵增油效果显著。该技术对同类型储层的伤害解堵有较好的借鉴作用。 相似文献
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针对海上某高温高压低渗气田修井作业过程中修井液易对储层造成污染伤害以及对井下管柱易产生严重腐蚀等问题,室内以可溶性复合盐加重材料HGBZ为基础,并结合抗高温缓蚀剂HSJ-S、耐温抗盐防水剂HAD-2以及抗高温键合剂HJH-2等主要处理剂,研制了一套适合海上高温高压低渗气田的双保型高温高密度修井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该修井液体系的基本性能良好,密度在1.03~1.80 g/cm3之间可调;修井液具有较好的防腐蚀效果,对井下设备钢材的腐蚀速率低于0.076 mm/a;修井液对目标气田储层段黏土矿物的防膨效果较好,防膨率可以达到95%以上;修井液与储层段地层水具有较好的配伍性,不会产生结晶沉淀等;修井液体系可以有效降低天然岩心的自吸水量,并且经过修井液污染后的天然岩心在长时间高温条件下的渗透率恢复值可以达到90%以上,具有良好的储层保护效果。X井使用双保型高温高密度修井液体系修井过程顺利,未发生井下复杂事故,修井后产能恢复率较高,说明研究的双保型高温高密度修井液体系能够满足海上高温高压低渗气田的修井作业要求。 相似文献
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海上疏松砂岩泥质含量较高,见水膨胀、分散易造成微粒运移伤害。针对南海西部某油田疏松砂岩储层见水后产能缓慢下降问题,通过储层物性、井下管柱及生产动态资料分析,明确其伤害主因为微粒运移堵塞筛管及近井地带的基础上,优化酸性螯合剂,形成冲洗解堵液体系。该体系已现场应用5井次,其中BX-2井作业后油井产能提升6倍,产液量由45 m~3/d增至239 m~3/d,5井次作业日增油100余m~3,累计增油1万余m~3。该技术与常规酸化相比,单井作业成本降低100余万元,且规避了酸化后进一步加剧微粒运移风险,对本油田及本区块类似油田解堵增产,具有很好的借鉴和指导意义。 相似文献
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针对高产开采10多年的崖城13—1气田出现的地层压力持续下降、单井产量持续降低、产液量和水(液)气比总体上升、气井水淹等现状,在调研了大量国内外高温低压油气藏修井液体系类型及应用情况扣国内外低密度钻井液体系研究现状以及应用情况的基础上,结合崖城13—1气田高温(气藏中部温度达176℃)低压(地层压力系数部分低至0.17)和储层非均质性强(渗透率2.2~1604mD)的特征,选择适合其储层特征的修井液类型为暂堵型修井液,为崖城13—1气田高温低压井的稳产增产改造和高效开发提供了技术保障。 相似文献
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通过对东方1-1气田待修井储层损害因素分析,该储层具有非均质性强、强水敏等特点,在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害,而且要防止水敏损害。针对以上储层保护要求,推荐以防水锁性(20.6mN/m)好、抑制性(防膨率99.5%)强和储层保护性(渗透率恢复值96.5%)好的络合水作为基液,构建络合水水凝胶暂堵修井液;该修井液不仅具有较好的封堵性能,而且本身具有较好的返排能力,在储层改造破胶液的作用下,渗透率恢复值均大于98%,能满足修井增产的目的。该体系在DF1-1-B2h井修井作业中取得了成功的应用。 相似文献