适合低渗透油藏的高效水基钻井液体系研究

针对海上某低渗透油藏前期使用钻井液体系存在的不足,结合目标油田实际情况,研制了一种适合低渗透油藏的高效水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价.结果表明,该钻井液体系具有良好的耐温性能,在140℃下滚动老化后体系的流变性能及滤失量等各项性能基本没有变化;该钻井液体系具有良好的防水锁性能,当防水锁剂HAW-1加量为1.5％时,钻井液滤液的表面张力、界面张力分别降至27.5mN·m-1、7.5 mN·m-1;该钻井液体系具有较强的抑制性能,对目标油田储层段岩屑的滚动回收率可达到90％以上;该钻井液体系具有较强的抗污染性能,当劣质土加量为20％时,钻井液体系的各项性能参数仍能保持稳定;另外,该钻井液体系还具有良好的储层保护性能,使用钻井液污染后,目标油田储层段天然岩心的渗透率恢复值可达到85％左右.     

致密砂岩油藏储层保护措施研究

以冀东油田致密砂岩油藏为研究对象,分析储层基本特征和损害因素,对抑制剂和防水锁剂进行优选评价,确定了一套适用于该油藏的储层保护型钻井液体系,结果表明：当抑制剂KCl加量(w)为5%时,滚动回收率可达95%以上,防水锁剂TF286抗温、抗盐性能良好,可大幅度降低溶液表面张力和界面张力;该储层保护型钻井液体系可抗150℃高温,高温下流变性稳定,滤失量小,渗透率恢复值达到93.3%,储层保护效果优异,可满足该致密砂岩油藏钻井需求。     

油田开发中防水锁伤害增产剂的实验研究

在油田钻井、完井、固井、修井及开采等过程中水锁易引起地层损害,分析了产生水锁伤害的机理,研制出了TA-2系列防水锁伤害增产剂,并利用程序界面张力仪、全自动旋转滴界面张力测定仪、岩心流动实验装置等仪器对其进行了综合性能评价.结果表明,与现有配方相比,TA-2系列防水锁伤害剂对储层的伤害程度最小;随着TA-2溶液浓度的增大...     

陆丰14-4油田储层保护钻井液技术研究

针对陆丰14-4油田古近系低渗储层保护技术难题，通过储层岩心矿物组成、微观结构、理化性能及敏感性评价实验，探讨了陆丰14-4油田储层损害机理，并提出了相应的储层保护钻井液技术对策，构建了适合陆丰14-4油田的储层保护钻井液体系。研究结果表明：陆丰14-4油田目标地层为低孔低渗储层，发育有不同尺度的微孔隙、微裂缝，岩石矿物组成以石英为主，黏土矿物含量较低，速敏、水敏损害中等偏弱，临界矿化度160 000 mg·L^-1，碱敏损害中等，临界pH值9.0，无酸敏损害。钻井过程中的储层损害类型主要包括固相侵入损害、水锁损害及敏感性损害，优选高效防水锁剂、优化暂堵剂类型及粒度级配是保护储层的主要技术措施。所构建的储层保护钻井液热滚前后流变性能稳定，且降滤失性及润滑性能较好，污染后的岩心渗透率恢复值大于80%，具有较好的储层保护性能，且其可抗10%NaCl、1%CaCl₂、8%劣土污染，能够满足陆丰14-4油田储层钻井及储层保护的技术要求。     

裂缝性致密油藏润湿性提高采收率技术研究

在裂缝性致密储层中,水驱效率往往由水自发吸入含原油基质块控制。当基质是原油润湿或中性润湿时,原油很难通过自发渗吸采出。研究目的是确定可以添加到注入水并提高深吸效率的表活剂组合。通过评价几种表活剂在储层温度和矿化度下的水稳定性并在富含粘土的砂岩上测量接触角,对储层岩心进行渗吸试验。结果表明使用一定浓度的表活剂溶液可实现矿物板的润湿反转。之后通过在致密油湿或中性润湿砂岩岩心上进行的自发吸入试验获得较润湿反转前68%的渗吸增量。同时数值模拟的研究也证实随着润湿性的变化,原油回收率也发生明显改变,且与断裂密度和原油粘度相关。     

自转向酸液在海上油田的应用

根据海上油田储层非均质性强、渗透率极差较大、后期频繁作业造成的储层污染等特点优选出适合海上作业的均匀酸化改造工艺技术即新型酸化自转向技术,并对其性能进行室内评价。结果表明：VWN抗温性能好,转向能力强,可以暂堵高渗透岩心,有效地改造低渗透岩心,因此,前置转向酸+主体酸的自转向酸液体系可以有效地运用于海上油田的酸化改造。     

新型多元复合酸化解堵液体系研究

针对海上H油田油井储层堵塞原因复杂、堵塞物种类多样以及常规土酸和盐酸解堵增产措施效果较差等问题,研制了一种新型多元复合酸化解堵液体系,主要由新型多元鳌合酸、防膨剂、缓蚀剂、助排剂以及互溶剂组成。室内评价了该酸化解堵液体系的综合性能,结果表明:该酸化解堵液体系具有良好的溶蚀能力,对目标油田现场无机垢的溶蚀率达到90%,对有机垢的溶蚀率达到85%以上;该酸化解堵液体系对目标区块储层段岩屑的防膨率达到90%以上,对油井现场套管钢的腐蚀速率仅为0.713 2 g/(m~2·h),有良好的防膨效果和缓蚀效果;该酸化解堵液体系对目标区块储层天然岩心的解堵效果较好,可以使天然岩心的渗透率恢复值达到100%以上,能在解除岩心孔隙内堵塞物的同时,改善岩心基质渗透率。该体系的酸化解堵效果优于常规土酸和盐酸,具有较好的推广应用前景。     

适合海上油田古近系沙河街组钻井液体系研究

针对海上油田古近系沙河街组钻井液体系抑制性和封堵能力不足的问题,通过对抑制剂、防塌剂和封堵剂的优选,构建出一套适合海上油田古近系沙河街组钻井液体系,体系配方为:3%海水土浆+0.25%Na OH+0.15%Na2CO3+0.25%LV-PAC+2%FLOCAT+3%PF-MORLF+0.5%PLUS+2GJFDJ+2%甲酸钾+2%聚合醇+0.1%XC,碳酸钙加重到1.2 g/cm3。并对改进后的钻井液体系防塌机理进行了分析,同时对优化后钻井液体系的抗污染能力、抗温能力、抑制能力和润滑性能进行了评价。实验结果表明:改进的钻井液体系能抗15%Na Cl、1.5%Mg Cl2、1.5%Ca Cl2和20%钻屑污染,同时体系抗温可达140℃,抑制性和润滑性较好,其岩屑滚动回收率在95%以上,泥饼粘滞系数低于0.1,能很好的满足海上油田古近系沙河街组钻井的需要。     

中性润湿增注剂实验研究

中性润湿增注剂是一种新型的降压增注剂,它是通过改变储层润湿性、降低油水界面张力,从而增加水相渗透率,降低注入压力。实验结果表明,中性润湿增注剂可使油、水界面张力从5．825mN／m降低到0．12mN／m;同时,降压增注剂可使亲油性储层变为弱亲水,润湿性能的改变使注水过程中的自吸作用增加。对于低渗透储层注入压力可降低40％-50％。     

含氟纳米乳液的制备及在储层润湿逆转中的应用

以甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸丁酯、γ－甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、全氟烷基乙基丙烯酸酯(PEA)为原料,制备了一种可改变储层润湿性、防止储层水锁的含氟纳米乳液（FPA）。采用FT-IR、SEM、XRD、粒径对FPA乳液的结构及稳定性进行了表征,结果表明,PEA成功引入到聚合物链上,随着PEA质量分数增加,乳液粒径增大,当PEA质量分数大于1.5 %时,乳液出现分层, PEA质量分数为1.5 %时（FPA-3）,乳液稳定性最好。采用表面张力、排出率、毛细管自吸、接触角等测试方法,考察了FPA-3溶液质量分数对改变岩心润湿性的影响,结果表明,随着FPA-3溶液质量分数增大,FPA-3水溶液表面张力减小,排出率增大,毛细管自吸高度减小, 与水的接触角增大。当FPA-3乳液质量分数为2.0 %时,其表面张力由46.01 mN/m减小至22.68 mN/m,表面张力减少了50.7 %;排出率由19.89 %提高至29.47 %,排出率提高了48.16 %;毛细管自吸高度由42 mm减小至30 mm,毛细管自吸高度减少了28.6 %;岩心的表面自由能由73.2 mN/m减小至8.7 mN/m,岩心的表面自由能减少了88.11 %;使岩心由亲水性（θ=69.8 °）转变为疏水性（θ=125.1 °）。因此,含氟纳米乳液可作为润湿反转剂改变储层润湿性,提高气井采收率。     

适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系研究

为满足海上油田高温储层段钻井施工对钻井液性能的要求,室内通过对抗温型增黏剂、抑制剂和封堵剂的优选及评价,研究出了一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系,并对钻井液体系的综合性能进行了评价。实验结果表明,该钻井液体系在密度范围为1.3～1.7 g/cm3内时均具有良好的流变性能和降滤失性能;当老化温度为180℃时,体系仍能保持良好的黏度和切力值,滤失量小于10 mL,具有良好的抗温性能;在钻井液体系中加入5%的NaCl后,体系的黏度和切力稍有下降,滤失量稍有增大,具有良好的抗盐性能;体系中加入10%的钻屑后,体系的各项参数变化幅度整体较小,具有良好的抗钻屑污染能力。储层岩心使用钻井液体系污染后渗透率恢复值在60%以上,切除污染端面后渗透率恢复值可以达到90%以上,具有良好的储层保护效果。     

海上油田注水井缓速酸深部酸化解堵增注技术研究

针对海上油田注水井使用盐酸、土酸酸化解堵措施时有效期短,容易对储层造成二次伤害等问题,通过对目标油田注水储层伤害因素进行分析,结合大量室内实验,研制出一种适合海上油田注水井深部酸化解堵增注的新型复合缓速酸液体系,并对缓速酸体系的综合性能进行了评价。结果表明,相比较于5.0%盐酸溶液而言,该缓速酸体系具有更好的防腐蚀性能、防膨性能以及缓速效果。天然岩心酸化流动实验结果表明,复合缓速酸体系对目标油田储层天然岩心的渗透率改善率能够达到50%左右,是普通盐酸的2倍多,并且其有效期明显延长。     

延长气田致密砂岩区块高效防塌钻井液体系研究

针对延长气田某致密砂岩区块钻井过程中易出现井漏、井塌等严重井下复杂事故的情况,通过优选合适的抑制剂和封堵剂,并结合其他处理剂,研制了一套适合延长气田致密砂岩区块的高效防塌钻井液体系,室内对其综合性能进行了评价.结果表明:该钻井液体系高温滚动老化后的流变性能稳定,滤失量较小;钻井液的抑制性能较强,对目标区块储层段岩屑的一次滚动回收率在95％以上,二次滚动回收率仍能达到90％以上;钻井液的封堵性能较强,能够有效阻止钻井液滤液进入地层深部;与聚磺钻井液体系相比,高效防塌钻井液体系的润滑性能更好,极压润滑系数和泥饼黏附系数明显更低;此外,该钻井液体系还具有良好的抗污染性能,体系中分别加入15％岩屑、15％NaCl和1％CaCl2后,其流变性和滤失量的变化幅度较小.     

无土相氯化钾聚合物钻井液体系室内研究

在国家环保法律法规日趋严格的情况下,研发出了一套适合于辽河油田环境敏感区块的非磺化钻井液体系。通过优选抗盐降滤失剂、润滑剂、抑制剂等非磺化核心处理剂,形成了新型非磺化无土相氯化钾聚合物钻井液配方。室内实验表明:该体系具有类似弱凝胶钻井液的流变特性;可抗130℃高温;抑制性较强,岩屑相对回收率大于90%;体系无土,具有较好的储层保护性能,储层伤害评价岩心渗透率恢复率大于90%;能够满足环境敏感区块钻井施工要求。     

防水锁钻完井液体系在QK18-2油田的研究与应用

本文针对歧口18-2油田钻完井过程中易发生水锁伤害的问题,通过在钻完井液体系中加入乳化石蜡、零渗透剂、防水锁剂,提高体系储层保护性能。研究表明新钻完井液滤液油水界面张力低于1 m N/m,钻井液体系承压能力高于7 MPa,岩心渗透率恢复率超过85%。现场应用于4口调整井,投产后产油量均达到或超过配产。     

高强度无机复合高温堵剂体系研究

针对海上某油田高温、高矿化度和存在大孔道的储层条件，制备了耐高温高强度无机复合堵剂体系。通过静态实验，研究了主剂、增强剂和固化剂对体系固化性能的影响，评价了体系耐温性能、耐盐性能和热稳定性能。通过动态实验，研究了体系封堵性能、耐冲刷性能和解堵性能。结果表明：无机复合堵剂体系固化强度高，耐温120℃,耐盐50000mg/L,老化180d强度仍较高。后续水驱10PV后，无机复合堵剂体系对岩心封堵率达到94%以上，封堵性能和冲刷性能好。注入解堵剂后，岩心渗透率恢复率达到67%以上，具有一定的可解堵性能。     

适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系研究

针对海上低渗储层钻井过程中易发生井下复杂事故等问题,通过室内实验,研究出了一套适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明：该钻井液体系具有良好的流变性能、降滤失性能、抑制性能、封堵性能、防水锁性能和抗污染能力,综合性能明显优于KCl/PLUS钻井液以及聚磺钻井液体系。该钻井液体系能够满足...     

低渗透油田油井复合解堵增产液体系的构建与应用

针对低渗透油田油井储层污染导致的产能下降问题,室内构建了一套适合低渗透油田油井的复合解堵增产液体系,并对其综合性能进行了评价.室内实验表明,该体系对无机堵塞物和有机堵塞物均具有良好的溶解能力,能够有效解除低渗透油田油井储层污染;该体系具有良好的防膨性能,对目标油田储层段岩屑的防膨率可以达到98％ 以上;该体系具有良好的...     

保护储层修井液实验研究及应用

延长油田属于低渗透油田,修井过程中工作液侵入是造成油田储层伤害的主要因素之一.为了降低外来工作液对储层的伤害,缩短修井产量恢复时间,研制了有利于保护储层的修井液.通过微波法对黄原胶XG改性得到的XG-GM作为增粘剂.对该增粘剂性能进行评价,并对降滤失剂、粘土防膨剂、表面活性剂、缓蚀剂等进行优选并组合复配.确定的修井液：清水＋0.4％XG ＋2％RS ＋0.3％AY ＋0.3％MOA-E ＋0.2％S-HSJ ＋JZ-2.实验表明,该修井液具有良好的增粘流变性,API滤失量控制在10.5 mL,岩屑回收率为95.3％,低界面张力.动态伤害模拟实验表明,该修井液体系对岩心的恢复率为84.6％～92.4％.在延长油田应用结果表明,该修井液体系能有效地保护油气层,提高单井产量,应用前景良好.     

防水锁剂的研究进展与展望

在低渗透油气田开采过程中,水锁伤害容易引起储层渗透率下降,造成产量大幅度降低,使用防水锁剂能抑制或消除水锁伤害。通过调研国内外文献,对目前室内研究及现场应用的防水锁剂进行了综述,并对未来防水锁剂的发展方向进行了展望。