压裂液破胶液对低渗储层伤害机理研究

通过2种压裂液破胶液的岩心伤害、胶团粒径、分子质量、吸附性能等评价,研究了压裂液破胶液对低渗储层伤害的机理。实验结果表明：胍胶压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为27.3%和4.5%,并在岩心端面观察到大量固相残留物;胍胶压裂液破胶液胶团粒径较大,难以进入岩心深部,伤害主要由岩心端面的滤饼引起。聚合物压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为22.2%和15%,在岩心端面和深部均观察到固相残留物;聚合物压裂液破胶液胶团平均粒径较小,易进入岩心深部,在孔喉处吸附滞留,造成低渗储层深部伤害。     

龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理

大庆龙26外扩试验区为典型致密储层,对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90 ℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验;结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明,胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示,胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10～2/5段和前1/2段,表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少,但能侵入岩心各处;胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%,6.43%和3.14%,8.94%和6.27%。分析认为,3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主,固相损害次之。      

煤层气生物酶可解堵钻井液的岩心流动实验研究

为解决煤层钻井井眼净化、井壁稳定和储层保护之间的矛盾,采用生物酶可解堵钻井液技术进行黏度衰减实验,验证了聚合物与生物酶最优匹配性研究,对8种生物酶可解堵钻井液材料进行了岩心流动实验和金相显微观察实验,用固液耦合法分析了影响生物酶在岩心中解堵聚合物的可能因素。岩心流动实验结果表明:生物酶对特定聚合物的解堵速率:酶C>酶B>酶A>酶F;采用特定生物酶破胶,岩心渗透率恢复率可达70%以上;可解堵钻井液用于煤层气钻探具备前期稳定井壁后期降低对煤储层伤害的特性。     

海洋油田水平井破胶液技术

为解除水平井无固相PRD钻井液中聚合物对储层造成的损害,研究了利用氧化剂作破胶剂降解聚合物的可行性,实验结果表明,过硫酸盐类氧化型破胶剂能够较好地降解聚合物,有效解除聚合物对储层造成的污染。并对过硫酸盐类氧化型破胶液的组成、评价方法和性能进行了研究。介绍了破胶液施工工艺和应用情况,最后分析了氧化型破胶液存在的主要问题。     

压裂液对宝浪低孔低渗储层伤害因素的研究

实验考察了压裂液对岩心膨胀及润湿吸附性的影响、压裂液浸泡对岩心的影响、压裂液矿化度和pH值以及压裂液破胶液粘度对储层伤害率的影响,结果表明,造成储层伤害的主要因素为：储层毛管阻力高,对水的润湿吸附严重,造成水锁伤害;压裂液在储层滞留时间长,岩心浸泡后粘土微粒运移对孔道伤害;压裂液破胶不彻底,当压裂液的破胶液粘度大于7 mPa·s时会造成储层的渗透率明显降低。不适当的压裂液矿化度和pH值也会对储层造成较大伤害,则压裂液KCl加量应大于2%,压裂液的破胶液和滤液pH值应小于11。     

用于消除钻井过程固相损害的氧化方法研究

对两种现场钻井完井液体系进行了岩心损害与解堵实验测试，并对不同类型的氧化型解堵液和酸化液进行了腐蚀性对比实验评价。实验结果表明，正电胶钻井液具有较好的储层保护性能；氧化型解堵液的解堵效果明显优于非氧化型解堵液；氧化型解堵液适合于解除聚合物钻井液固相损害，而且对金属设备的腐蚀性小，可以进行现场作业。     

不同pH值下改性瓜胶压裂液的微观伤害机理

针对常规高pH值改性瓜胶压裂液对储层伤害大的问题,分析了改性瓜胶在不同pH值条件下的交联行为,研制出了一种在低pH值下交联的改性瓜胶压裂液,该压裂液在170s-1下剪切90min黏度达到256mPa·s,破胶液黏度小于5mPa·s,岩心平均综合伤害率约为20%。采用原子力显微镜和扫描电镜研究了滤液和岩心作用的微观结构对体系伤害性的影响。结果表明,常规改性瓜胶碱性交联体系形成的聚合物网较散,经滤失作用后造成液相入侵和网状膜堵塞储层孔隙喉道,严重损害储层渗透率;弱酸性改性瓜胶交联体系在pH值为4.5时交联形成的冻胶具有更强的网状结构,减小了经滤失进入储层的固相颗粒和残胶,对储层裂缝和其他油气渗流通道影响较小。     

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。     

渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响

储层层间物性差异是影响非均质油藏聚合物驱采收率的重要因素。为揭示由水驱转为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律,通过物理模拟实验研究了岩心渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响。结果表明,由水驱转为聚合物驱的过程中,产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚合物驱速降段、聚合物驱缓降段以及聚合物驱回返段四个阶段;在非均质岩心实验中,储层渗透率级差变化对聚合物驱阶段的产液指数下降幅度具有明显影响,具体表现为聚合物注入后产液指数、采收率随渗透率级差的增大而减小。研究结果对于判定存在储层渗透率级差油藏的聚合物驱合理产液下降幅度、预测产液下降周期具有一定的指导意义。     

不同压裂液对大庆外围扶杨储层孔隙喉道伤害机理研究

不同压裂液体系对大庆外围致密油储层孔隙喉道具有不同的敏感性。基于X射线衍射、薄片鉴定等技术对区块储层的宏观和微观孔隙结构特征进行表征,分析了储层潜在敏感伤害特性,通过岩心驱替伤害试验,进一步评价了表面活性剂、高分子聚合物、胍胶3种压裂液基液与破胶液对储层岩心的伤害,并使用岩石润湿性测定、CT断层扫描和电镜扫描等方法,厘清了不同压裂液对2个区块致密油储层孔隙喉道微观伤害机理。结果表明,大庆外围致密油储层黏土含量高,易引起水敏、速敏;陆源碎屑中岩屑含量比较高,长石含量少,胶结物以方解石或方解石+黏土为主,储层孔隙结构性质差。3种基液对致密油储层均存在伤害,伤害程度依次增加,3种压裂液的破胶液对2个区块的孔隙和孔喉伤害率分别为45.11%和16.02%、34.57%和7.45%、13.06%和6.49%。实验结果为优化大庆外围致密油区块压裂液体系配方提供依据,可降低压裂液对致密油储层的伤害,提高大庆油田致密油藏的有效动用。     

无机地质聚合物凝胶堵剂的性能评价

针对胶结疏松易形成大孔道的高温高矿化度油田,以渤海油藏储层和流体为研究对象,用增黏剂蒙脱土、交联剂氢氧化钠、缓凝剂柠檬酸和主剂粉煤灰等制得无机地质聚合物凝胶堵剂,研究了堵剂的成胶速度及影响因素、耐温耐盐性能、封堵效果、液流转向效果以及封堵后的调驱效果。结果表明,随着主剂与交联剂浓度和温度的增加,无机地质聚合物凝胶成胶速度增大。配液水矿化度对无机地质聚合物凝胶成胶效果基本无影响,配液水中较高浓度的碳酸根和碳酸氢根会延长聚合物胶液的交联时间。当岩心水测渗透率大于18800×10~(-3)μm~2时,无机地质聚合物凝胶对岩心的封堵率随渗透率的增加而增大,且封堵率均大于90%。无机地质聚合物凝胶的耐冲刷能力和液流转向效果较好,可对高渗透层大孔道有效封堵,提高低渗岩心分流率。对于大孔道或特高渗透条带,封堵长度越大,增油降水效果越好。无机地质聚合物凝胶的封堵效果好于常规的聚合物凝胶和淀粉胶,可用于高温高矿化度油田大孔道的封堵。图5表5参19     

两性离子聚合物凝胶成胶效果及油藏适应性研究

为客观有效评价交联聚合物溶液在储层孔隙内的成胶效果,采用黏度计、动/静态激光光散射仪、原子力显微镜和岩心流动实验,对两性离子聚合物溶液(AIPS)和交联聚合物溶液(AICPS)的黏度、分子线团尺寸、分子聚集态、渗透率极限和静态成胶效果及影响因素进行了研究。结果表明,AICPS具有良好延缓成胶特性,AIPS中聚合物分子聚集体呈现稀疏网络结构,AICPS成胶后分子线团尺寸大幅增加,网络结构变得致密、粗壮;随聚合物浓度增加,AIPS和AICPS渗透率极限值增加;在岩心驱替实验后续水驱阶段,与AIPS压力下降不同,AICPS注入压力先上升后平稳,表现出独特的渗流特性;岩心渗透率和聚合物浓度越大,AICPS成胶效果越好;当聚合物质量浓度为800、1500、2500和4000 mg/L时,只有对应的储层气测渗透率大于400×10~(-3)、800×10~(-3)、1700×10~(-3)和3500×10~(-3)μm~2时,AICPS才可以取得较好的静态成胶效果。     

聚合物钻井液对储层损害因素的研究

在压差作用下,聚合物钻井完井液的固相微粒和滤液不可避免地要侵入储层造成损害,文中从采用的小阳离子NW—1和BD—Plus两种聚合物钻井液体系中固相粒子大小分布与锦州9—3油田储层岩心孔喉大小及分布的配伍性出发,研究了钻井液处理剂之间、处理剂与储层水之间的配伍性、处理剂对储层的抑制性及钻井液微粒在岩心中运移因素对该油田储层的损害,为该油田储层保护提供了依据。     

南堡35-2油田保护储层钻井液完井液优化设计

南堡35-2储层具有高孔隙度、高渗透率特点，而且原油粘度高，密度比较大，胶质和沥青质含量都较高．流动性质差，使用常规钻井液完井液对储层稠油的开采很不利。结合活性剂HXJ，优选出了聚合物小阳离子钻井液、PEM聚合醇钻井液、合成基钻井液及活性完井液。室内通过钻井液性能、钻井液完井液与储层流体的配伍性及HXJ对钻井液完井液的岩心渗透率恢复值的影响等实验测试，证明优选出来的3种钻井液体系均可以满足现场的正常钻进，与其它钻井液相比，合成基钻井液滤液使稠油粘度降低的幅度最大，然后依次是加有HXJ的PEM聚合醇钻井液和聚合物小阳离子钻井液；在钻井液完井液中加入HXJ后，能降低油水界面张力，使稠油粘度降低，有利于稠油开采；合成基钻井液的岩心渗透率恢复值最高，在85％以上，加有HXJ的钻井液的渗透率恢复值在83％以上，加有HXJ的完井液的岩心渗透率恢复值比没有加HXJ的完井液高13％左右；优选出的钻井液和完井液对储层的保护效果都比较好。     

大型砂岩储层模拟驱油装置研发与应用

研究开发出能模拟常规砂岩储层油藏条件下，人造岩心和天然岩心的水驱、聚合物驱、微生物驱及多元化学驱的驱油全过程，实现岩心物理参数的测定、化学驱油效果评价等研究。本项目研制开发了大型砂岩储层模拟驱油装置，该装置由注入系统、模型系统、采出液计量系统、仪表控制系统和微机系统组成，在模型设计、自动计量、填砂和取砂工艺方面均具有现代最新技术。该装置能较真实地模拟油藏中油、水和驱替液的运动规律。大型砂岩储层模拟驱油装置开发了多种相关的新技术，项目创新点：     

合成基钻井液储层保护技术研究

针对用合成基钻井液钻井后用水基完井液完井时储层渗透率下降的问题，进行了合成基钻井液泥饼清洗剂优选和破胶剂对用清洗剂清洗过的岩心渗透率影响的室内实验，结果表明，15%ZXW1清洗剂能使合成基钻井液在滤纸上泥饼渗透率提高127.6%，使岩心上的泥饼溶解脱落；15%ZXW1清洗剂清合成基钻井液污染的岩心，再用ZJA与ZJB复合破胶，岩心渗透率提高17%左右，达到了解除污染，保护储层的目的。     

羟丙基胍胶压裂液滤饼对岩心伤害试验研究

以有机硼羟丙基胍胶羟压裂液为试验介质,研究了不同羟丙基胍胶浓度、试验压力、温度、挤入时间、岩心渗透性等条件下,压裂液滤饼特征参数和岩心的伤害程度。试验结果表明,当提高聚合物浓度、试验压力、温度、时间、岩心渗透性时,均可使得压裂液滤饼质量、岩心端面滤饼单位质量、滤饼中固体含量等滤饼参数增加,滤饼伤害程度加剧;因滤失液造成的岩心内部伤害率除随着聚合物浓度的增加而降低外,其它条件值增加时均使得伤害率升高;并且在压裂液对岩心的总伤害中,各个试验条件下由滤饼产生的伤害程度远远高于滤失液对岩心内部产生的伤害程度。     

页岩油储层聚合物压裂液伤害机理研究

聚合物压裂液已在页岩油储层改造中得到了广泛应用,但其对储层的伤害机理还不明确。本文以鄂尔多斯盆地页岩油储层为研究对象,改性聚丙烯酰胺为主体,开展聚合物压裂液破胶液对页岩油储层裂缝渗透率的伤害实验,并辅以其他相关实验,以期明确聚合物型压裂液对页岩油储层的伤害机理。     

低伤害合成聚合物压裂液体系研究与应用

本文研发了一种新型低伤害合成聚合物压裂液体系,该体系主要由人工合成聚合物与金属交联剂交联组成。室内评价了该压裂液体系各项性能,结果表明:该压裂液体系聚合物使用浓度低、耐温耐剪切性能好、破胶彻底、耐矿化度性能好(高达20 000 mg/L)、残渣含量小(10.83 mg/L)、对岩心渗透率损害小(平均渗透率损害率为9.98%),相同条件下瓜胶压裂液残渣含量约为300 mg/L,岩心损害率为30%左右。该体系满足100℃以内储层压裂改造需求,尤其适用于淡水稀缺、配液水矿化度高的地区压裂改造。     

性能可控油藏深部调驱剂制备的研究

实验室通过对自制复合交联剂FP配方优化调整,实现了聚合物凝胶体系成胶速度的有效控制,通过对聚合物及交联剂质量分数的调整实现体系成胶强度的有效控制,同时考察影响聚合物凝胶体系成胶的因素。结果表明,温度对体系成胶速度影响明显,聚合物相对分子质量对体系成胶速度及成胶强度影响不明显;体系在岩心连续剪切条件下可顺利成胶。非均质模型驱油试验表明,该体系对非均质岩心吸水能力具有优良调整能力,可大幅提高低渗模型中原油动用率,采出液含水率由95%降至20%以下,较水驱提高采收率近30%。