钻井液高温封堵剂的实验方法研究

当钻井遇到地层岩石裂缝时,就要求钻井液的添加剂能封堵地层裂缝。为此应提出一套高温封堵剂封堵能力的评价方法,以此来鉴定高温封堵剂在作用于地层裂缝时的作用效果。通过对比研究用10～20目沙粒、20～40目沙粒、40～60目沙粒和100～140目沙粒两两等质量混合的评价效果,最后筛选出用10～20目沙粒和20～40目沙粒等质量混合沙床模拟地层条件然后用此沙床测试加入封堵剂前后渗透率的变化来评价封堵剂的封堵能力的方法。应用此方法,在80℃时封堵率达到99. 34%。     

一种低分子选择性堵水剂实验研究

利用填砂管模型对开发的小分子选择性堵水剂进行了实验研究。考察了堵水剂对渗透率、油水层的选择性封堵和油水混合层选择性封堵的影响。结果表明,堵水剂对高渗透层封堵效果明显,对低渗透层几乎没有作用;堵水剂对水敏感而对原油或油类不敏感,可选择性封堵高渗透层又不至于堵住油层。对油、水混合层也具有选择性堵水效果,含水量越高,封堵效果越好。     

木质素磺酸钠/AM耐高温高盐堵水剂的室内评价

用丙烯酰胺、木质素磺酸钠作为成胶剂,使其与交联剂、引发剂和稳定剂在120℃下共聚成一种堵水剂。本实验旨在考察该堵剂的抗温(120℃)、抗盐(20~30×104mg/L)性能,并考察了其对不同渗透率岩心的封堵情况。结果表明,该堵剂抗温、抗盐性能好,封堵强度也很高,对不同渗透率的岩心封堵率在98%以上。     

新型抗高温堵水剂的研制及评价

结合堵水剂的交联反应机理,从提高堵水剂耐温性能的思路出发,获得了一种高温堵水剂的配方为：1．0％-2．0％聚合物A＋0．8％～1．0％交联剂P＋0～4％缓凝剂H＋0．015％-0．025％稳定剂w＋0．015％～0．025％除氧剂L。该配方具有成胶时间可调可控,长期热稳定性好等特点。堵剂对不同渗透率的基质岩心及裂缝均具有很好的封堵效果,其中对基质岩心封堵率均〉99．8％。     

LXH-3型堵水剂的影响因素评价

胜利油田经过多年的强注强采，使非胶结性储层结构破坏，形成高渗透带或大孔道，甚至层间窜。多次注示踪剂和井间同位素监测结果表明，胜利油田主力油层平面大孔道和层间窜槽已经相当严重，水线推进速度最大达85m／h。目前胜利油田已进入特高含水开发期，综合含水达94％，油井水淹情况严重，部分油藏边水活跃，因此油井堵水已经成为高含水期控水稳油的主导工艺。针对高含水油井开发需要，我们研究了一种效果较好、成本较低、施工简单、堵水选择性较好、适应的油层渗透率和温度范围较宽的LXH-3型堵水剂。     

二氧化硫脲用于油井堵水剂的新配方研究

针对目前国内使用的油井堵水剂聚丙烯酰胺铬凝胶存在可泵入时间短、堵剂用量小及有效期短等缺点,提出用二氧化硫脲代替铬凝胶配方中的硫代硫酸钠作为还原引发剂。通过试验,探讨了二氧化硫脲对聚丙烯酰胺(PAM)和水解聚丙烯酰胺(HPAM)凝胶化过程的影响,结果表明,用二氧化硫脲取代硫代硫酸钠后,PAM和HPAM体系的初凝时间可分别达到3h和7h,混胶强度均很高,适合于大面积、深地层堵水施工采用。     

耐高温高盐水平井堵水剂的研究与应用

研发了一种适合水平井先期堵水的堵水剂体系,以丙烯酰胺基-甲基丙磺酸为单体,亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,甲醛合次硫酸钠-过硫酸铵为引发剂,考察了单体浓度、交联剂浓度、引发剂浓度、温度以及矿化度对堵剂体系性能的影响。结果表明,适合水平井先期堵水的堵水剂体系为8%单体丙烯酰氨基-甲基丙磺酸+0. 08%交联剂亚甲基双丙酰胺+0. 08%引发剂甲醛合次硫酸钠-过硫酸铵的复合聚合物,该堵剂体系具有较好的堵水性能,可以实现水平井段脚跟部堵水,适用矿化度可达10 000 mg/L,耐温性可达160℃,突破压力梯度可达9. 65 MPa/m,180℃以上完全破胶。现场实验表明,井日产液量从35. 2 m3下降到18 m3,日产油量从0. 5 t上升到4. 5 t,综合含水从98%下降到75%,目前累积增油达3 212 t,取得了比较好的结果。     

MT-2型堵水调剖剂的室内评价

MT-2型堵水调剖剂是针对特高含水油田而研制的一种新型高效堵水调剖剂。从pH值、温度、原始渗透率等各个方面对该堵水剂进行了性能评价。结果表明,它可以用于特高含水期的油井堵水和水井调剖工作。     

中原油田油井堵水界限研究

从油井堵水对油藏开发可能造成影响的主要方面入手 ,分析研究了高含水井的堵水时机。封堵层的最低含水界限一般控制在 94%～ 95 % ,造反井网注采或油层非均质性造成油层平面矛盾较大的油层进行堵水。结合中原油田的具体情况 ,提出了高含水井层的堵水界限和实施堵水的具体条件。     

水基钻井液用防塌封堵剂封堵效果实验研究

采用高温高压静失水评价方法,开展了沥青类封堵剂、刚性颗粒封堵剂以及其它封堵剂等单剂的评价与优选,并开展了复配封堵剂优化的实验。结果表明,乳化沥青在沥青类封堵剂中封堵效果最优,超细碳酸钙(1 000目)在刚性颗粒封堵剂中封堵效果最优,乳化石蜡在其它封堵剂中封堵效果最优。在常用封堵剂的组合中,3%超细碳酸钙(1 000目)+2%乳化沥青为水基钻井液用最佳封堵配方。     

水基钻井液用防塌封堵剂封堵效果实验研究

采用高温高压静失水评价方法,开展了沥青类封堵剂、刚性颗粒封堵剂以及其它封堵剂等单剂的评价与优选,并开展了复配封堵剂优化的实验。结果表明,乳化沥青在沥青类封堵剂中封堵效果最优,超细碳酸钙(1 000目)在刚性颗粒封堵剂中封堵效果最优,乳化石蜡在其它封堵剂中封堵效果最优。在常用封堵剂的组合中,3%超细碳酸钙(1 000目)+2%乳化沥青为水基钻井液用最佳封堵配方。     

活性油堵水剂室内岩心实验研究

针对国内大部分油田注水主力区块陆续进入高含水和特高含水开发阶段、剩余油分布零散挖潜难度大等问题。以油田现场高含水非均质储层为模拟对象,以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了稠化油堵水室内岩心模拟验。结果表明,堵水剂进入储层高渗透的渗透层后,一方面可以对高渗透层的无效循环通道进行封堵,另一方面从后续水驱渗流阻力和吸液启动压力以及采收率的增加,判断出后续水进入岩心的中低渗透的层,起到扩大波及体积的效果。     

濮城油田高含水期油井封堵水层技术界限研究

油田开发过程中，通过研究其经济规律，提高开发经济效益。本文通过运用盈亏平衡原理推导出濮城油田高含水期油井封堵水层技术界限，试 图解决濮城油田进入高含水期后的经济界限问题，并进行了实例计算，是到了濮城油田高含水期油井封堵水层技术界限。     

泡沫冻胶封堵性能实验研究

筛管完井的水平井堵水,层间层内矛盾突出、出水部位判断不清的直井堵水,套管损坏的直井堵水,都需要高效的选择性堵剂。泡沫流体具有良好的选择性封堵性能,但封堵强度低,冻胶封堵强度高,但没有选择性。泡沫冻胶是在冻胶体系的基础上加入起泡剂形成的,交联前具有泡沫的性质,交联后具有冻胶的性质。泡沫冻胶不仅具有选择性封堵性能,又可节省冻胶堵剂的用量,减少冻胶堵剂对油品的影响。室内实验表明,起泡剂和冻胶体系的配伍性良好,泡沫冻胶的封堵性能和冻胶相差不大,可以满足现场施工的需要,泡沫冻胶具有良好的耐冲刷性能。因此,泡沫冻胶选择性堵水技术具有广阔的应用前景。     

DC-1油井深部堵水剂的研制与应用

针对砂岩油藏非均质严重,注入水沿部分高渗透层突进或舌进,油井产液剖面不均。为改善产液剖面,提高油井堵水效果、降低施工风险、费用,研制出DC-1堵剂,经矿场试验证明,该堵剂适用于油井封堵高渗透层,具有封堵有效率高、处理半径大、施工周期短、工艺简单、费用低等优点,具有较广泛的应用前景。     

MT-2型堵水调剖剂的室内实验评价

MT-2型堵水调剖剂是针对特高含水油田而研制的一种新型高效堵水调剖剂，它的适应性很强。本文作者从pH值、温度、原始渗透率等各个方面对该堵水剂进行了性能评价，结果表明，它可以用于特高含水期的油井堵水和水井调剖工作。     

高含水油井相变堵水技术研究与应用

长庆油田X区块长8层是低压低渗油层,开发模式为超前注水和压裂后投产,然而部分油井投产后短时间内便出现见水和高含水问题,严重制约了油田高效开发。本文首先剖析了区块堵水难点并提出相应对策;通过室内实验手段,参照行业标准SY/T 5811,研制并评价了相变堵水剂;通过现场试验方法,结合行业标准SY/T5874,检验了相变堵水技术的有效性。研究结果表明：油井多为裂缝性见水,且来水强度大;研制的相变堵水剂具有注入性好(相变前是低黏液体)、相变时间可控(15 h～2 min)、封堵强度高、适用温度范围广、性能稳定的特点;结合相变堵水剂特征,提出了先注入前置液张开裂缝和过顶替相变堵水剂的相变堵水工艺;现场试验结果显示P312油井含水从98.5%降至10.3%,降水增油效果显著;7井次现场试验表明技术成功率为85.7%,证实相变堵水技术是可行的,可在同类见水油井推广应用。     

裂缝型油藏油井深部堵水技术应用效果分析

随着油田注水开发时间的增加,部分油井含水会持续上升,直接造成水淹油层现象。本文结合实际工程案例,对油井深部堵水施工的必要性、施工要点及工程效果等问题进行分析与阐述。     

新型化学封堵剂的研发及在老井重复改造中的应用

文章研发了两种用于高含水油田重复压裂用化学封堵剂FDJ-1和FDJ-2,FDJ-1为无机氧化物和有机稠化剂组成,FDJ-2为无机类化学固化剂,对两种化学封堵剂的性能进行了评价,在长庆油田老井重复改造过程中应用了10余口井现场取得了较好的效果。     

塔河油田高温特高盐油藏冻胶堵水剂研究

针对塔河油田高温特高盐缝洞油藏堵水困难的技术难题,通过配方优选获得了一种耐温抗盐选择性堵水冻胶,从微观形貌、亲水性角度分析了耐温抗盐机理,并对其封堵效果进行了评价。结果表明,最优冻胶由聚丙烯酰胺磺酸盐共聚物和低浓度的3种交联剂(苯酚、间苯二酚、六亚甲基四胺)组成,冻胶强度为G级、成胶时间为12 h、130℃、30 d脱水率为8.9%;该冻胶微观网格中的孔洞较小,分布密集,且冻胶骨架粗壮,冻胶中的水易于存留在孔洞中,同时,冻胶中的结合水含量较高,说明冻胶体系对水具有较强的亲和能力,因而冻胶不易脱水失稳;老化30 d后,冻胶经过5 PV地层水的冲刷其残余阻力系数和封堵率仍然分别高于5和80%,由此表明冻胶具有优异的耐冲刷性能和长期封堵能力,有利于延长堵水有效期。该研究填补了塔河油田耐温抗盐选择性堵水冻胶的技术空白,对于塔河油田堵水技术的发展具有重要的指导意义。