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两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题,但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m,无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵;绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关,塑性黏度20~30 m Pa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/(m Pa·s)即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏,承压能力达25.64 MPa,表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181井气井全井筒段塞先导试验成功后,在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功,表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。 相似文献
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普光气田深部碳酸盐岩地层天然裂缝、溶洞与改造后人工裂缝结构共存,井筒液柱与地层形成压差时成为漏失通道,需实施暂堵。绒囊修井液封堵低压气层可行,但封堵大尺度通道用量过大,为此,引入固态堵剂辅助绒囊修井液降低流体用量。室内串联直径38 mm、长60 mm,含缝宽5.0 mm贯穿裂缝的人造岩心,模拟大尺度漏失通道。绒囊修井液复合质量分数0.1%~1.5%的碳酸钙颗粒和纤维,对比单一体系与复合体系注入裂缝至驱压达20 MPa时流体用量;封堵后,注入破胶液解除暂堵,重复测定清水流速恢复效果。实验结果表明,相同承压所需绒囊修井液体积随固态堵剂加量增大而下降12.3%~60.5%,与固态堵剂加量正比关系较明显;破胶后,裂缝中清水流速恢复率达98%,伤害程度较低。S-3X井、P-2Y井分别试验绒囊修井液与纤维、绒囊修井液与颗粒复合封堵技术,计算提高地层承压26 MPa、32 MPa,复合体系用量相对单一体系降幅超过30%。绒囊修井液复合固相堵剂满足普光气田深部气层大尺度漏失通道中封堵性与经济性双重要求,扩展了绒囊流体应用领域。 相似文献
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原缝无损压裂技术是指利用某种封堵材料,暂堵原裂缝,迫使压力向未压裂的地层发展,压裂完成后形成新裂缝且原裂缝的产液能力不受影响。绒囊工作液因其良好的暂堵性能而用于原缝无损压裂技术。室内评价表明,绒囊暂堵液能够增加人造岩心裂缝的流动阻力至25 MPa,封堵渗透率为17.5×10-3、163.9×10-3μm2的人造岩心后,地层原油渗透率0.7 h恢复90.9%和0.6 h恢复84.7%。LH1井现场先用绒囊暂堵液封堵地层,停泵压力稳定在22.0 MPa且10 min不降。重复压裂后60 d平均油井日产液量和日产油量比未压裂前30 d分别上升48.7%和119.2%,平均含水率下降了7.5%。表明绒囊暂堵液封堵性好,且对地层无伤害,可在提高单井产液量的同时降低含水率。 相似文献
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THY修井暂堵剂是以油溶性树脂作为桥堵剂,桥堵储层孔道,在井壁形成屏敝层.从而减少修井液的漏失。桥堵剂是油溶性的、投产后与原油相遇其桥堵作用自行解除,储层渗透性得以恢复。该修井暂堵剂经辽河油田96口井、112井次现场应用表明,可有效地控制渗透性好的低压储层漏失.起到保护储层和辅助增产措施顺利实施的良好作用。 相似文献
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《油气井测试》2018,(5)
鄂尔多斯下古奥陶系低压气井测试环节地层漏失严重,利用绒囊修井液封堵结构抗温耐酸性突出,暂堵地层后为气井测试提供安全稳定井筒环境。室内利用直径38 mm、长60 mm岩心柱塞中高0.5 mm贯穿型不规则裂缝模拟地层漏失通道,模拟温度110~150℃,连续注入绒囊修井液至驱压达20 MPa后,反向注入H_2S含量0.1%的酸性气体,测定48 h内驱压衰减幅度小于5%,表明高温酸性环境下承压结构稳定。实验测定绒囊流体返排后天然灰岩基质与裂缝渗透率恢复率87.15%、96.52%,储层保护效果良好。现场应用绒囊修井液于S-2X井、S-4Y井套管腐蚀检测暂堵,两口气井H_2S含量约1 000 mg/m~3,反循环泵入绒囊修井液64 m~3、68 m~3后,井口12h检测无气体,暂堵成功。补充清水33 m~3、20 m~3后见液,套管腐蚀检测作业顺利,气井产气效果恢复快速。该暂堵工艺为鄂尔多斯盆地下古奥套系气井安全测试作业提供了技术支撑。 相似文献
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鄂北地区大牛地气田是典型的低压、低渗裂缝性砂岩气藏,该区储层损害机理以储层液锁损害、应力敏感损害,以及水敏、盐敏损害等为主。使用适合该区储层的屏蔽暂堵钻井完井液技术,在鄂北大牛地气田多口探井及开发准备井进行了现场试验,取得了显著的效果。 相似文献
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冀东油田绒囊修井液控制储层伤害应用研究 总被引:1,自引:1,他引:1
针对冀东油田在修井过程中出现漏失、含水恢复时间长、储层伤害严重等问题,在分析了绒囊暂堵机理的基础上,现场采用绒囊修井液体系,利用绒囊自匹配漏失通道实现全面封堵并可自动
返排的特性解决了这一难题。室内评价表明,绒囊修井液体系稳定时间15 d以上,封堵地层后可提高地层承压能力达到7 MPa,修井液侵入地层在8 cm以内,岩心渗透率恢复值达90%以上。在L12-6井和
NP23-X2409井进行了现场应用,L12-6井采用绒囊修井液暂堵检泵,含水恢复至正常水平仅需3 d,且日产油增加3 t多,含水率下降了30%;NP23-X2409井采用绒囊修井液暂堵后挤水泥,承压能力提高了
6~7.5 MPa,日产油增加了10 t多,含水率下降了5%。室内和现场应用表明,绒囊修井液封堵效果好,对储层伤害较小。 相似文献
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天然气井的绒囊流体活塞修井技术 总被引:1,自引:0,他引:1
低压气井修井中的压井作业需要平衡地层压力,以防止天然气溢出引发井控安全问题。为此,引入绒囊流体作为压井液,室内评价研究结果表明:绒囊流体密度在0.5~1.5 g/cm~3,低剪切速率下的黏度达到7 850 000 mPa·s,性能可控,在井筒内胶结形成无固相、结构强度较高类似活塞的封堵段塞。修井时,通过注入不同密度和液量的绒囊流体建立不同的液柱压力,流体以低剪切速率下高结构强度控制天然气从活塞内部突破,阻止天然气从井筒内上升至地面,隔开井筒中天然气与地面的通道;作业中因地层压力变化或者起下管柱,流体可以像活塞一样整体上下浮动。作业后,同常规作业一样气举清理井筒内流体即可恢复生产。中国西北地区某天然气田地层压力系数下降到0.60~0.82,在该区进行了绒囊流体全井充满和绒囊流体活塞修井作业各3口井,作业时间分别为7 d、3 d,取得了较好的技术效果。该项技术为低压天然气井修井提供了一条新的途径。 相似文献
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THY修井暂堵剂在稠油井中的试验研究与应用 总被引:3,自引:0,他引:3
THY修井暂堵剂是以油溶性树脂作为桥堵剂,桥堵储层孔道,在井壁形成屏敝层,从而减少修井液的漏失,投产后与原油相遇其桥堵作用自行解除,储层滓透性得以恢复。该修井暂堵剂经实验室试验和辽河油区96口井,112井次现场应用表明,可有效地解决稠油井修井作业液漏失问题,起到了保护储层和辅助增产措施顺利实施的良好作用。 相似文献
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绒囊修井液在SZ36-1油田C22井修井后,产液量下降,产油量上升,含水率下降。如何评价绒囊修井液储层伤害效果成为焦点。利用C22井修井前后10个月的产液量、产油量和含水率变化趋势,发现产油趋势分析法评价绒囊修井液修井效果比平均产液法更合适。产油趋势法可以详细分析修井前后产液量、产油量等参数的变化幅度及变化速率,对产量预测和制定合理的工作制度更有指导意义。用产油趋势法分析该油田另一口使用绒囊修井的F20井,较好地解释了修井后的产液、产油等现象,可以评价绒囊修井液对储层的伤害程度。 相似文献
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靖边气田生产后期修井维护作业中,工作液漏失会造成固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化等问题,将严重破坏和伤害储层,导致排液复产困难,因此优选一种适合靖边气田的修井暂堵液显得尤为重要和紧迫。此科研针对靖边气田储层岩性特征,在对绒囊暂堵液体系理论研究的基础上,进行了大量的绒囊暂堵液基液配方筛选和处理剂加量优选实验,研制出了具有良好的盐稳定性、抗温性、耐腐蚀性、暂堵能力以及对靖边气田储层低伤害性的绒囊暂堵液体系,同时在此基础上对暂堵液体系进行室内小样实验评价和室外模拟地层环境的暂堵和返排实验,最终确定了适合靖边气田修井作业的暂堵液体系配方,为今后靖边气田气井井下作业工作的开展建立了技术储备,具有一定的指导意义。 相似文献
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苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。 相似文献
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为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。 相似文献