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目前使用的滑溜水压裂液存在着与返排水不适应以及对储层伤害大等缺点。根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩特点及施工需要,研发出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系,进行了室内性能评价和现场应用。室内实验表明,该压裂液主剂JHFR-2的减阻性能好,使用现场返排液配制滑溜水时减阻率可达70%,溶解时间在30 s以内,最优加量为0.07%~0.10%;对岩心渗透率恢复率为91.9%;压裂液无毒,易返排。在长宁H26-4井的应用表明,清洁滑溜水压裂液的降阻性能好,能达到连续在线混配施工的要求,完全满足长时间大液量大砂量的页岩气井地层压裂。该压裂液配制工艺简单,可降低施工成本,有较好的应用前景。 相似文献
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维北油气田昌68断块属于低孔低渗储层,地层水矿化度高,储层极易发生损害,在对储层的基本特征及潜在损害因素进行分析的此基础上,优化设计了新型的广谱"油膜"及理想充填协同增效钻井完井液体系,通过室内评价,可知该体系具有良好的流变性、抑制性、抗污染能力,储层渗透率封堵率可达100%,渗透率恢复值可达到98.1%,初始流动压力明显下降,表明该体系在钻井过程中可有效封堵钻井液中的固相及液相侵入储层,而在开发过程中有助于油气反排,从而整体上提高储层保护效果。 相似文献
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�������¸�ѹ�뾮���嶯̬������ϵͳ������ 总被引:3,自引:0,他引:3
智能型高温高压入井流体动态损害评价系统是石油勘探开发中评价油气层损害程度的新型实验仪器,它可以测量岩心受入井流体损害前各分段的原始渗透率值,然后不需取出岩心,就可以直接在模拟储层温度、压力及流速条件下,用泥浆泵驱替高压液体罐中的入井流体,在岩心端面进行动态剪切损害。损害过程完成后,也不需取出岩心,而是通过换向阀门改变流体的流动方向,再由平流泵驱替液体,测量储层岩心受损害后各段的渗透率值。通过对比岩心各分段的渗透率变化情况,即可确定岩心受入井流体损害的深度和程度,从而优选出满足保护油气层需要的钻井液与完井液。此外,还可以进行岩心的各种敏感性实验。该评价系统体积小、造价低、适用范围广、功能强、自动化程度高,克服了因重复装卸岩心所造成的实验误差较大的缺点,与同类实验仪器相比具有明显的先进性和优越性。 相似文献
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3种交联剂与HPAM溶液交联后的调驱效果 总被引:1,自引:0,他引:1
对3种交联剂的制备方法及与HPAM溶液的交联性能进行了室内试验。将乳酸钠、重铬酸钠、有机硫按3:1:2质量比配备,制成有机醛;将重铬酸钠、氯化钴、有机硫和乳酸钠按6:3:8:20质量比配备,制备成复合金属交联剂。3种交联剂分别加入HPAM聚合物溶液中,结果证明,在HPAM聚合物溶液中加入有机铬、有机醛和复合金属复合金属交联剂后的调驱效果好于其它2种交联剂。复合金属交联剂适合于矿化度30000mg/L、温度70℃左右的地层,可提高采收率近27.3%。 相似文献
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为了筛选磺化钻井液高效降解菌株,以新疆某磺化钻井液伤害土壤为菌源,磺化钻井液为唯一碳源,通过富集驯化分离筛选出一株降解磺化钻井液效率较高的菌株Xh8,经鉴定为Bacillus flexus。经生理生化及16S rRNA基因序列分析确定了其分类地位,并进行了单因素和正交试验以确定其降解特性。单因素试验表明Xh8生长最佳条件为:pH值为9.5、盐质量分数为4%、转速为150 r/min、温度为35 ℃、接种量为10%、N源蛋白胨、P源K2HPO4。正交试验表明磺化钻井液COD降解最佳条件为:pH值为9.5、盐质量分数为4.5%、转速为150 r/min、温度为35 ℃。培养7 d,磺化钻井液COD降解率为22.9%。试验结果表明,Xh8可作为磺化钻井液降解的优良备选菌株。该研究可为进一步治理受到磺化钻井液伤害的地层提供理论指导。 相似文献
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随着油田开发的不断深入,南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主,开发效果不理想,平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度,开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征,采用减小段间距(60~80 m减小到20 m)、增加簇数(2~3簇增加到5簇)等措施对水平段进行均匀有效的压裂,以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大,并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明,采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂,利用主体段塞及变粒径加砂方式,入地液量为7 957.9 m3,是其他压裂方式的2.5~3.5倍,油井稳定日产油达到了9.5 t/d,是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明,优化后的水平井压裂参数合理,大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。 相似文献