高渗稠油油田保护储层修井液的研发

高孔高渗的渤海S稠油油田采用水源井水修井后,漏失量大、产能恢复效果差。为了降低外来工作液对储层的损害,开发了保护储层的修井液体系。通过室内实验优选了配制前置液所用的边界膜清洗剂、降黏剂、阻垢剂和助排剂,评价了暂堵液的增黏性及其对岩心的封堵性能和破胶后岩心渗透率的恢复率。研究结果表明,配方为15%边界膜清洗剂GXXJ+1.5%降黏剂JN-01+0.5%阻垢剂ZG-02+1%助排剂ZP-01的前置液的洗油率、降黏率均达到90%以上,能够抑制钙镁垢形成,可将返排压力降低50%以上。配方为3%油溶性暂堵剂BH-ZD+0.7%增黏剂BH-VIS+3%破胶剂JPC(海水配制)的暂堵液在压力3.5数4 MPa、温度60℃的条件下封堵效果良好,破胶后岩心的渗透率恢复率在80%以上。采用该前置液加暂堵液体系修井能够有效预防有机质沉淀、油水乳化和无机垢堵塞等储层伤害。该体系已在S油田应用,修井后工作液漏失量低且产能恢复较好。     

塔里木吉拉克TII储层伤害因素分析及对策

塔里木吉拉克TII储层具有黏土含量高、水敏性强、地露压差小、反凝析污染严重、气藏出水、储层低渗部位水锁伤害严重等特征,限制了油气井产能发挥。实验表明常规的水基钻井液和压裂液对储层的水敏伤害严重。实验和实际生产动态证实了凝析油的存在会大大降低气体渗透率,从而降低产能。地层水入侵又会对储层低渗部位带来水锁伤害。水敏伤害需通过在入井工作液中加入高效黏土稳定剂来缓解,SA-V黏土稳定剂是效果较好的一种;水锁和反凝析伤害需通过注入高效润湿反转剂来消除,含氟表面活性剂与醇类组合的润湿反转剂体系是有效的选择。     

海洋石油高孔高渗油田开发储层保护研究

海洋石油开发是一个高风险、高投入的行业,在勘探、开发过程中因工作液使用不当等因素引起的油田储层损害会造成巨大损失。高孔高渗油田由于其自身的特点更容易受到伤害,做好储层保护的研究工作极其重要。对海洋石油高孔高渗油田钻完井过程中油气层保护技术的研究思路、技术要点等问题进行探讨。     

海洋石油高孔高渗油田开发储层保护研究

海洋石油开发是一个高风险、高投入的行业,在勘探、开发过程中因工作液使用不当等因素引起的油田储层损害会造成巨大损失.高孔高渗油田由于其自身的特点更容易受到伤害,做好储层保护的研究工作极其重要.对海洋石油高孔高渗油田钻完井过程中油气层保护技术的研究思路、技术要点等问题进行探讨.     

JB型气井低伤害工作液的研制与应用

针对新场气田蓬莱镇组和沙溪庙组储层水锁、水敏等伤害问题 ,采用先进的微交联技术 ,研制开发了JB型低伤害工作液。室内试验和 4口井的现场应用表明 ,该体系具有低滤失、易返排、低成本等特点 ,岩心渗透性恢复率在 70 %以上 ,能明显降低产层的伤害 ,值得推广应用。     

涠洲12-1油田储层保护修井液技术

涠洲12-1油田为复杂断块油田,储层物性较差,以中孔中渗和中孔低渗为主,存在多种敏感因素,容易受到伤害.通过对该油田储层伤害的机理分析,提出了解决储层保护问题的修井液技术对策.从现场应用的统计数据看,12口油井应用该修井液技术修井后产能恢复快,所有井作业均较顺利,部分油井产能得到明显提高,其中WZ12-1-B8井修井后产液能力提高90％,产油较修井前高出近5倍;WZ12-1-A8修井后产液能力提高42.3％,产油能力提高36.8％.     

高渗储层双降解修井液体系研究

渤海油田多高渗储层,修井过程中易发生修井液大量漏失,修井液进入地层后若与储层配伍性差,修井液中的聚合物难于降解,常常引起储层伤害,导致修井后产量降低。因此,要求修井液应具备强的封堵能力和易降解特性。考虑修井作业时间对降解速度的要求,从热降解和生物酶降解角度出发,研制出了双降解修井液体系。评价结果表明,该体系封堵能力强,热降解性和生物降解性好,具有较好的储层保护效果。     

东方1-1气田络合水水凝胶暂堵修井液技术研究与应用

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。     

轮古7 井区三叠系砂岩储层黏土矿物特征及敏感性损害研究

塔里木油田轮古7 井区油藏为中-高孔、中-高渗储层,为了研究该储层在开采过程中的伤害因 素,在了解其岩石性质及矿物成分特征的基础上,利用敏感性实验评价方法,分析了轮古7 井区三叠系油 藏储层损害机理。研究表明：高岭石含量高的中-高孔、中-高渗油藏不一定存在速敏损害;由长石溶蚀 改造而产出并局限于长石颗粒铸模内的高岭石引发的储层潜在速敏损害较小,碱敏损害较大;呈包膜形 式产出并以石英为主的碎屑颗粒表面的伊利石对储层潜在速敏损害较小;呈片状以孔隙充式填产出的伊/ 蒙混层主要引发水敏效应。另外,轮古7 井区三叠系油藏还具有中等偏强碱敏、中等水敏、中等偏弱酸敏 和无速敏的特征。     

储层保护技术在低压井修井作业中的应用

针对低压井在修井作业过程中因入井液漏失造成储层损害降低油井产能的问题，分析了入井液对储层损害的原因，在优化入井液体系、降低漏失量和防止二次损害三方面，有针对性的配套和完善了适合低压井修井作业的储层保护技术，在现场应用后，油井产能恢复时间比以前平均缩短了14d，取得了显著的经济效益。     

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修井是一项为恢复油气井的正常生产所进行的解除故障、完善井眼条件的工作。如果修井液与储层流体和储层矿物不配伍以及滤失量过大就会造成储层损害。文章以卫126井为例，对低压气井低伤害修井液的优选作了详细研究。针对地层高温、高渗透率、强水敏和强盐敏 的特征,把修井液盐度提高到12．5％，通过抗温抗盐有机降失水剂的滤失筛选实验、岩心伤害实验和修井液滤液表面张力评价实验，研制出性能优良的修井液配方TC2－5，并成功地应用于卫126井的修井作业，取得了“能压住井、压而不死、低伤害”的应用效果。     

适配型修井液在渤海油田的应用

针对渤海油田不同的储层及原油特性,通过实验分别提出了广谱型修井液、防膨型修井液和高效修井液三种适配型修井液用于常规修井作业。室内实验评价的结果表明,以广谱型修井液为基液,可以配置防膨型修井液、高效修井液,对于不同类型的油井,可以收到较好的效果。经过在埕北油田多口井的现场应用表明,新型修井液不仅能够减少油井修井以后的恢复时间,也能增加油井产能,所优选的配方经现场应用验证效果良好。     

启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透油藏直井产能的影响

由于低渗透油藏普遍具有低孔、低渗特征,导致其油水渗流存在非线性和流态的多变性,使得流体的渗流不再符合经典的达西定律。考虑启动压力梯度和基于岩石本体有效应力理论的应力敏感效应的综合影响,推导出修正的低渗透油藏直井产能方程。以某低渗透油藏为例,研究启动压力梯度和应力敏感效应对其产能的影响。结果表明,低渗透油井中启动压力梯度比应力敏感对产能的影响大,建议进行产能预测时充分考虑启动压力梯度的影响。     

西湖凹陷储层保护施工门限探讨

西湖凹陷探井表皮系数在0～80之间,随着储层物性条件变好,表皮系数先增大后减小,表现出低孔渗污染小、中-高孔渗污染大、特高孔渗污染解除效果好的特点.污染对气井产能有一定的影响,但产能主要与储层本身物性相关.对于物性极差的储层,仅通过储层保护,产能仍无法有效释放,造成了经济损失.针对上述问题,结合试油资料,采用测试法,明...     

适合海上某气田高温高压低渗储层的修井液体系

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。      

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

高孔渗边水油藏水侵机制及剩余油潜力研究

本文通过高孔渗边水油藏的开发特征、水侵机制及剩余油分布规律研究,针对开发中存在的问题,制定有效对策,剩余油精准挖潜,达到高效开发,提高采收率的目的.通过对高孔渗边水油藏开发井快速水淹生产情况进行分析,总结水侵特征,应用流体势分析方法定量描述边水上侵机理及剩余油潜力分布特征,证实开发井构造低方向与构造高方向储量动用程度、...     

流体粘度对储层岩石流速敏感性的影响

储层岩石的流速敏感性是合理开采油气藏的重要依据。利用标准盐水、中性煤油及不同粘度的精制油作流动介质，研究了不同胶结强度及不同渗透率的储层岩石的流速敏感性。结果表明，流体粘度增如，中等强度胶结和强胶结的中、低渗透率储层岩石的临界速度降低，弱胶结的高渗透率储层岩石的临界速度降低和速缺损害程度增强。     

SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液技术

为满足老油田修井需求、并兼顾储层保护,以KCl溶液为基液,通过优化屏蔽暂堵主剂、胶体保护剂及屏蔽暂堵辅剂加量,形成了SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液。室内评价表明:该修井液具有良好的滤失性和堵漏性能,暂堵颗粒可迅速被油井产出液中的油和水分解,缩短修井后的排水周期;岩心渗透率恢复率大于88.0%,较常规修井液渗透率恢复率大幅提高。SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液在胜利油田GU249井和哈萨克斯坦KKM油田301井、190井等3口井进行了现场应用,其封堵效果良好,能够满足修井作业需要,排水复产期缩短40.0%以上。研究表明,SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液的封堵和储层保护效果良好,具有推广应用价值。