低损害无固相复合聚合物修井液体系研制及性能评价

在修井过程中,低压低渗裂缝较发育储层易发生修井液漏失,造成水敏、液锁等损害。为使该损害降至最低,采用动态挂片失重法、页岩抑制防膨法及表/界面张力和流变参数测定方法,优选出了适合储层特点的缓蚀剂、黏土防膨剂、表面活性助排剂及增黏降滤失剂等修井液组分,得到最佳修井液XJPS配方：模拟地层水＋1%GH1＋0.3%HTB＋2%DG-FPJ＋0.3%XC＋2%JMPS-1＋1%PRDS＋2%NaCOOH＋0.3%NaOH。室内实验结果表明,该修井液具有流变参数适宜、低滤失（〈8 mL）、渗透率保留率高（〉85%）、返排效果好等特点,可以实现修井液在无固相、不形成致密泥饼下的低滤失性能。矿场应用效果表明,与原用修井液相比,试验井应用XJPS修井液作业后,日产气量、日产油量降幅和含水量增幅均较小,明显减轻了因修井液漏失储层造成的液锁损害和产能损失,提高了储层保护效果和修井效率。图2表7参8     

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。      

低伤害低腐蚀的无固相修井液体系研制与性能评价

在南海西部油田修井作业过程中,修井液滤失进入地层造成储层伤害。为解决现场修井液对管材腐蚀严重、易引发黏土水化膨胀、降低储层渗透率等问题,研制了一种低伤害低腐蚀的新型无固相修井液,对黏土防膨剂、助排剂和弱酸MHA进行了筛选,确定了修井液体系的最佳配方,研究了修井液的缓蚀性和对岩心渗透率的影响。结果表明,修井液体系组成为过滤海水、5%有机盐黏土防膨剂TFB-2、0.5%黏土防膨剂HAS、1%MHA、0.5%助排剂FC310时可有效抑制黏土水化膨胀,其黏土防膨率(约90%)大于现场修井液(70%);对管材的腐蚀速率低,70℃下对钢片的腐蚀速率为1.2361 g/(m~2·h),仅为现场修井液的43.8%;新型修井液可提高岩心渗透率,处理岩心后的岩心渗透率恢复率约为110%,大于现场修井液的70%。新型修井液油水界面张力低、易于返排,可有效提高近井地带的储层渗透率,性能优于现场修井液。     

低压气藏用低密度无固相泡沫修井液的研制及试验

在产能低、漏失量大的低压气层,使用常规修井液时会带来排液困难、地层伤害严重、产能难以恢复等问题,为此,在可循环泡沫钻井液的基础上,通过添加高效两性离子型发泡剂及稳泡剂,使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料,研制了一种保护储层的低密度无固相泡沫修井液。该修井液的泡沫密度达到0.50~0.95 kg/L,黏度不大于90 mPa·s,100 ℃温度下的稳定时间达到24 h。室内性能试验表明:该修井液储层伤害率和滤失量低,堵漏效果良好,温度、压力对其稳定性影响较小。在新疆八二西80104井的现场试验表明,该修井液性能稳定,防漏堵漏效果良好。研究认为,低密度无固相泡沫修井液可在井漏严重、储层水敏和水锁严重的低压气藏应用,能有效保护储层,提高气井产量。      

保护低渗凝析气藏储层的低损害修井液

保护低渗储层修井液的关键技术在于能有效预防或减轻因漏失对储层造成的液锁损害。对吐哈油田丘东地区低渗凝析气田前期使用的修井液进行吸水性实验及岩心污染实验评价,发现实验后岩心的含水饱和度迅速增加,且经其污染后岩心的渗透率恢复值仅为56.5%,表明液体侵入造成储层中等程度损害。针对以上问题,结合该地区气藏低孔、低渗、喉道细小、易产生液锁损害的特点,从助排、防液锁等方面考虑,优选出了效果优良的表面活性剂、增黏剂、降滤失剂等处理剂,并进行配伍性评价,研发出了低损害无固相修井液,其岩心渗透率恢复值高达85.3%,API滤失量小于8mL。在QD3井的现场应用中,低损害修井液有效地解决了该地层修井液漏失、液锁严重等问题,很大程度地提高了修井效率,增强了修井过程中的储层保护效果。     

新型油溶暂堵型无固相修井液的研制

位于塔里木盆地北部的雅克拉-大涝坝凝析气田经过多年的开采,其储层条件发生了很大的变化。由于原修井液体系固相含量较高,致使气井相继出现污染,储层也受到不同程度的损害。针对该气田储层特点,从增黏剂、降滤失剂、抑制剂和对储层孔喉具有暂堵作用的特殊粒子等入手,以生物聚合物、羟乙基聚合物纤维素类为主处理剂,并辅以降滤失剂、油溶性暂堵剂等开展了一系列实验研究,研制出保护储层的新型油溶暂堵型无固相修井液体系。现场试验表明,新型修井液体系性能优良,流变性易于调整和控制,抗高温能力强,API滤失量小于等于8 mL且HTHP滤失量很低,岩心渗透率恢复值超过80%, 具有明显的储层保护效果。     

新型无固相修井液的研制及应用

针对雅克拉-大涝坝低渗透凝析气田储层特点,研制出了一种新型无固相修井液。性能评价实验结果表明,所研制的修井液流变性易于调整和控制、抗高温能力强、滤失量低,岩心渗透率恢复值可达到85%以上。新型无固相修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业中取得了成功应用;对于低渗透气田,该修井液是一种较为理想的低伤害修井液。     

XJPS无固相弱凝胶修井液的研究及其在低渗裂缝发育储层的应用

为了实现修井液在无固相、不形成致密泥饼前提下的低滤失性能,有效预防或减轻修井液对低孔、低渗、喉道细小及裂缝较发育储层造成的液锁损害,达到修井后流体产出能力的最大化．研制出了XJPS无固相、多功能弱凝胶修井液体系。该体系具有流变参数适宜、低滤失（〈8mL）、渗透率恢复值高（〉85％）、返排效果好等特点,Q3气井应用后产气、产油量降低幅度和含水量上升幅度均较小,明显减轻了因修井液漏失到储层造成的液锁损害和产能损失,提高了储层保护效果和修井效率。     

纳米复合泡沫凝胶修井液的研制与试验

随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为：1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。     

无固相气井储层保护液在克拉美丽气田中的应用

随着新疆油田克拉美丽气田的不断开发,高压高产气井的储层保护越来越受到重视。为了降低固相物质及入井液滤失对气藏的伤害,研究开发了无固相气井储层保护液。该储层保护液具有体系无固相、密度调节范围大、低滤失、低粘度、低伤害、性能稳定等特点,密度在1．0g／cm3～2．30g／cm3。滴西17高压气井大修套管补贴作业,在打开气层情况下选用密度1．50g／cm3的无固相气井储层保护液作为修井液,在无固相气井储层保护液中套管补贴2段射孔段,修井作业15天,无固相储层保护液体系均一、性能稳定,保证了修井作业顺利完成,取得良好效果。     

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。      

雅克拉-大涝坝凝析气田油溶暂堵型低伤害修井液

在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业过程中易发生修井液大量漏失而导致黏土膨胀、速敏、微粒运移以及润湿性改变等问题,引起较严重的储层损害.针对该气田储层特点,研究出了油溶暂堵型低伤害修井液,并利用离心法、页岩防膨法、API堵漏模拟实验以及沉降稳定等实验方法,优选出了适合该区块油溶暂堵型修井液的黏土稳定剂、表面活性剂、堵漏剂和悬浮增黏剂.性能评价结果表明,该修井液具有油溶暂堵功能,适用温度范围广;岩心渗透率恢复率达到85%以上,具有明显的储层保护效果;具有良好的流变性能,能满足现场施工要求.     

番禺30-1气田修井储层保护工艺优选

随着番禺30-1气田生产进入中后期,面临油藏压力降低、水侵、水淹、管柱腐蚀等问题,影响气井生产,需要进行修井作业,而压力亏空气井修井存在修井液大量漏失的风险,易造成储层伤害,导致气井复产困难等问题.通过研究修井储层保护技术,结合番禺30-1气田特点,推荐使用膨胀桥塞临时封隔储层工艺,避免修井液接触地层,最大限度地保护储...     

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。     

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。     

高孔高渗储层保护修井液在海上油田的应用

渤海南部A油田明化镇储层岩性为含砾砂岩,平均孔隙度30.9%,渗透率1 551 mD,具有高孔高渗特征。随着地层能量的不断下降,油井在修井过程中出现了不同程度的修井工作液漏失现象,导致水敏、结垢等伤害。本文通过对X井储层伤害因素分析,开发了针对该高孔高渗储层保护的修井工作液。现场应用表明,使用该体系在投产后油井产能恢复周期短,产液含水下降快,具有良好的增油效果。表明该体系能有效减小黏土膨胀、微粒运移、原油乳化、水敏等伤害,增大油流通道,提高作业后油井产能。     

产油趋势法评价绒囊修井液在海上SZ36-1油田修井效果

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。     

涠洲121油田储层损害及其防治

在钻完井及修井过程中 ,涠洲 1 2 1油田储层受到了一定程度的损害 ,这影响了该油田的投资回收和原油产量。文中根据该油田的地质情况、实际施工工艺及室内实验结果 ,重点分析了钻井液液相侵入产生的乳化堵塞对低压、低渗油层产能的影响 ,提出了提高钻井液暂堵性能 ,采用防漏的一次性不压井管柱完井工艺 ,以及使用防漏压井液等防治措施。这一研究成果为该油田新开发井的顺利投产、老井修井效果的提高 ,以及减少修井工作量提供了技术支持 ,对该地区同类油田的有效开发具有借鉴意义。