新型低损害,高密度盐水完井液的研制

方法根据海上油田开发实际情况,结合油层保护,选择适当增粘剂、加重剂和盐水,配制一种新型完井液。目的改善完井液性能,保证油井在以后生产时获得最高产量。结果该有机完井液组成为：饱和ＫＲ盐水溶液加ＺＴ２和石灰石粉。该完井液经１６０℃×２４ｈ高温老化后,仍具有较好的流变性,静止５ｄ不产生沉淀;加入适量的ＺＴ２和石灰石粉调配可达１７４ｇ／ｃｍ３的高密度。结论该完井液体系可显著抑制油层粘土的水化膨胀,与储层配伍性好,对储层损害较轻,渗透率恢复值均在８０％以上,现场应用起到了较好的储层保护作用。此外还具有施工工艺简单、维护方便及性能稳定的优点     

有机盐强抑制可降解钻(完)井液在胜利油田的应用

胜利油田低渗油藏储量丰富,目前多采用水平井开发方式,但常规钻井液往往会对储集层造成伤害,降低油气井产量。因此,有必要选择一种适合的钻井液体系。对有机盐强抑制可降解钻、完井液技术进行了筛选,并在胜利油田多个区块进行了现场应用,取得了较为理想的效果,有机盐强抑制可降解钻、完井液体系对胜利油田低渗储集层有较好的保护作用,能显著提高油气产量,提高勘探开发效益。     

不同区块钻井液性能优化评价

钻井过程中，钻井及完井液性能、体系选择不当，将会导致钻井液滤液或固相侵入储层，与敏感性矿物发生物理化学变化，堵塞孔隙喉道，伤害储层。针对雁木西、牛圈湖、红台及葡北等不同区块储层特征，对钻井及完井液开展了性能优化研究，并进行了现场应用，取得了很好的现场应用效果。     

完井液用处理剂与甲酸盐盐水相容性研究

塔里木油田现场使用的甲酸盐完井液主要应用于高温深井,温度高达180℃,环境条件苛刻,为了保障现场完井作业顺利进行,对完井液热稳定性、黏度、滤失量、封堵性能、沉降稳定性、渗透率恢复值等性能均要求较高,因此合理选择甲酸盐钻完井液用处理剂是保证其性能达到要求的必要条件。探讨了完井液用处理剂与甲酸盐水相容性规律,为甲酸盐完井液处理剂的筛选与使用提供依据;并研发了抗180℃高温高密度无土相甲酸盐完井液。      

水平井保护油层问题

水平井更易于在钻井液、完井液、修井液的固相和液相侵入时以及盐类、表面活性剂、胶质物的影响下产生化学性、物理性、生物性的地层渗透率损害。各种因素造成的损害程度不同,可根据实际资料分析对比。为了对损害因素更深入地评价研究,德国、美国、日本等都新研制了一些仪器设备和评价方法。特别值得重视的是完井液对储层损害的影响因素、规律及对策。完井液影响因素主要有:储层自身属性,固相微粒,完井液性能,外来液成分和性质。减缓完井液影响对策包括严格控制固相擞粒含量、尽可能降低压差、尽力控制好储层进液量及其性质、严把井漏关等方面的多项措施。     

海域天然气水合物完井液体系构建及性能评价

砾石充填防砂方式是解决水合物储层开采出砂的有效手段,但与之配套的完井液体系面临水合物二次生成和砾石充填效率不高等技术难题。结合南海常规油气藏开发完井经验,考虑水合物储层的特殊性,构建了不同水合物完井液体系,评价了体系性能。研究结果表明,常用的热力学抑制剂乙二醇和盐类需要比较高的添加量才能达到比较好的抑制效果,但较高的完井液密度无法满足现场施工要求,需要替代使用动力学抑制剂;使用自行研发的SYZ-2动力学抑制剂配制的完井液体系能够满足现场各项指标要求,取得比较好的完井效果。优选出完井液配方为：盐水+2.5%PF-HCS+2.0%PF-CA101HT+6.5%NaCl+1.0%SYZ-2。     

耐高温高盐黏弹性表面活性剂入井液的性能研究

为满足高温、高盐油气藏生产作业的需要,研究了VES-HD复合型黏弹性表面活性剂在Ca Br2和Ca Cl2高密度盐水条件下的流变性能,并对影响其流变性能的各个因素进行了全面考察。研究结果表明,VES-HD表面活性剂可在1.55 g/cm3Ca Br2和1.30 g/cm3Ca Cl2超高密度盐水中形成黏弹性液体,该体系具有抗高剪切、对地层无伤害、易于降解等性能,150℃时该体系在两种盐水中的黏度仍可保持在60 m Pa·s以上。不同极性溶剂对该体系黏度有不同的影响,油和水可降低黏度,体系也可以兼容缓蚀剂。可作为新型的完井液、井下加重压裂液、作业液及砂控携液在油气田开发中应用。     

新型无固相完井液技术在胜利油区的应用

通过考察不同储层的完井技术特点,结合地层要求和完井液体系特点,分别研究了无固相有机盐甲甙完井液和生物完井液.室内研究表明,无固相甲酸盐甲甙完井液具有较强的抑制性能,相对膨胀率可降至10%,且对筛管不会产生堵塞;生物完井液具有优良的储层保护性能.18口水平井的现场应用结果证实,针对不同地层特点设计使用的2种新型无固相完井液,不仅能够满足不同地层在井壁稳定、防止地层水化膨胀和环境保护的要求,还可有效清除滤饼、避免筛管堵塞,保证油气通道顺畅,单井产量显著提高.     

黏弹性表面活性剂用做完井液性能研究

黏弹性表面活性剂在水溶液中表现出与常规聚合物类似的性能,可作为完井液稠化剂运用到完井作业中,评价了黏弹性表面活性剂作为盐水完井液、碳酸钙无伤害完井液及膨润土对黏弹性表面活性剂的影响,实验结果表明,盐水完井液中黏弹性表面活性剂随着盐浓度的增加黏度有所降低,体系比较适用于低压储层,碳酸钙无伤害完井液中黏弹性表面活性剂与碳酸钙表现出协同效应黏切力显著提高,滤失量明显降低,由于表面电荷的中和效应,膨润土对黏弹性表面活性剂溶液黏度破坏较大.     

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文章在总结大位移水平井的完井液体系研究过程中,针对大位移水平井的技术特点及渤海QK17—2油田的储层物性和特征,着重解决大位移水平井水平井段长、完井作业时间长、储层埋藏浅、高孔高渗、胶结疏松、成岩性差以及完井过程中还可能发生井漏等问题。此外,充分考虑完井作业等几方面因素的影响：大位移井的水平段完井液需要具备悬浮携带运移的特性;大位移水平井需要砾石充填先期防砂;套管射孔作业过程对储层的伤害;打开储层后各种工作液对储层的综合影响。通过室内研究和现场应用,成功地解决了四项关键核心技术：射孔后的屏蔽暂堵油层保护技术;水平井射孔液的悬浮携砂技术;携砂液的胶液悬浮、携砂及破胶技术;水平井工作液综合影响评价思路和技术。为渤海首次成功应用大位移钻井技术、完善和充实了完井技术,为在渤海地区进一步推广和应用大位移井完井技术奠定了坚实的基础。     

超深井射孔爆轰波非线性传播及影响因素

随着油气井逐渐走向深井、超深井,射孔中完井管柱安全问题越来受到关注。基于计算流体力学原理,建立了射孔段-封隔器爆轰波传播模型,揭示了井筒完井液中爆轰波传播、反射规律,明确了完井液对爆轰波传播的影响特征。研究表明,爆轰波传播过程中表现出极强的非周期性、不规则性,传播至封隔器位置时爆轰波压力幅值降低高达75.65%,而爆轰反射波具有较好的周期性,传播至射孔段时的爆轰压力波幅值降低23.4%。完井液密度不仅对传播过程中爆轰波的幅值造成较大影响,对爆轰波波形特征也产生较大的干扰。完井液黏度对传播过程中爆轰波波形特征几乎没有影响,对爆轰波幅值有较小的影响。仅考虑爆轰波对完井管柱的影响时,应优先选择密度小、黏度大的完井液体系以降低爆轰波对井下完井管柱的冲击影响。研究结果为油气井现场完井液参数设计提供参考依据。     

克深地区完井液难题及治理对策

塔里木油田完井时间长,井底温度压力高,对完井液抗温及热稳定性要求非常高。克深13-2、克深13-3两口井的完井作业过程中,均出现了不同程度的完井液问题,通过完井液性能检测、调整完井液性能等措施,解决了这两口井的完井液难题,降低了完井作业的风险,缩短了完井作业时间,大幅度节约了施工成本。     

生物聚合物钻井液能减除水平井故障

美国Kelco Oil Field Group研制出了一种用生物聚合物Xanvis~(TM)增粘的水平井钻井、完井液体系。经现场实践证明,该体系具有悬浮能力强,清洁井眼能力强,地层损害性小,天然润滑能力极佳,能改善井下马达性能,减除水平井钻井故障等一系列优点,因而该文作者认为在水平井钻井、完井液中用生物聚合物作增粘剂是最佳的选择。     

胜利油田保护储层的水平井钻、完井液技术

胜利油田的水平井钻、完井液开发应用已经有20余年历史,形成多项具有胜利特色的保护油气层的钻、完井液技术.从低密度钻井液、全油基钻井液完井液、保护低渗储层钻井液完井液、非渗透钻井液完井液和特殊的分支井钻井液完井液技术等5个方面进行了阐述.研究发现,在水平井钻、完井液技术中,最重要的是要保持钻井液具有强润滑性能、携岩性和储层保护性.在特强水敏性地层,需要采用全油基钻、完井液体系;在将来的水平井钻、完井液技术中,要特别注意采用全过程欠平衡钻井结合使用低(无)伤害体系;在储层钻进中建议使用专门的储层钻开液,以最大程度保护储层;钻完井后,需要实施高效解堵技术,特别是无伤害解堵技术(免酸洗和自解堵技术).实施以上技术可以建立有效的储层-油气井通道,实现油气产量最大化.     

固化水完井液体系在平湖油气田B8井中的应用与创新

固化水完井液体系是一项油气层保护新技术,在陆上油气田多用于开发后期的修井作业,用海水配制并应用于我国海上油气田开发井完井作业尚属首次。平湖油气田B8井各气层压力系数差异较大,经过可行性分析,并进行以海水为基液的固化水完井液配制试验获得成功后,在该井采用固化水完井液体系进行了完井。应用效果表明,采用固化水完井液体系,既防止了完井液向低压气层中的漏失,有效保护了气层,还确保了该井高压气层压井的需求。B8井完井后,诱喷投产一次成功,日产气量比原预测产量增加了30%以上。固化水完井液体系在平湖油气田B8井首次应用成功,为今后在海上其他油气田应用该项技术提供了借鉴。     

水基完井液静态沉降稳定性影响因素研究

通过研究不同密度的水基完井液在不同温度下沉降1～15 d的流变性能、滤失性能和沉降稳定性,计算不同因素间的皮尔森系数绘制热力图,考察了不同因素对静态稳定分层指数(SSSI)的影响。实验结果表明：沉降15 d内,不同密度完井液的清液量与SSSI值的相关性系数均达到0.91;完井液密度、老化时间以及沉降温度与SSSI值的相关性系数分别为0.64、0.58和0.23,即沉降稳定性的影响因素由大到小排列的顺序为完井液密度—老化时间—沉降温度,但沉降温度、老化时间分别与密度呈现竞争关系。     

甲酸钠完井液体系系列化实验研究

目前使用的有机盐无黏土相完井液的密度范围较窄.因此确定了一种新型无黏土相甲酸钠完井液,该完井液使用PF-VIS作为增黏剂,PAC-HV和PAC-LV复配作为降滤失剂,该配方密度调节范围为1.10～1.60 g/cm3.对体系的综合性能进行了实验评价,结果表明该完井液具有较好的高温(170℃)稳定性、较强的抗NaCl、CaCl2 和岩屑污染能力以及很强的抑制性,对环境无污染,可满足大多数完井液的要求.     

高性能测试完井液的评价与应用

测试完井液性能稳定是高温超深气井安全测试的关键因素。库1井直井段在完井测试期间, 2次测试井下封隔器均被埋死,造成非常严重的井下事故。根据库1井侧钻完井试油及井身特殊要求,通过室内研究,测试完井液采用无固相甲酸盐完井液+甲酸盐钻井液稠垫液+高密度聚磺钻井液体系的高性能复合型完井测试液,该体系抗温达167℃以上、悬浮能力强、对油层无污染。使用高密度的完井液现场测试25d静止后, RD安全阀开启和解封均很顺利,有效解决了复杂深井高温、高压及长时间测试环境下的井眼稳定性和长时间静止下的测试稳定性,为以后高温高压井的完井安全测试提供了一个范例。     

水平井冲砂技术的应用与改进

影响水平井冲砂效果的因素很多,如不同的完井方式、冲砂管柱结构、冲砂液的性能以及冲砂施工中各种参数的选择等。将冀东油田水平井冲砂施工过程中遇到的诸多问题,提出相应的改进措施,从冲砂方式,携砂速度,防止冲砂液漏失三方面采取措施,基本解决了水平井冲砂问题。     

渤海BZ25—1油田开发井型及完井方式适应性

为了寻找适合渤海BZ25—1油田的合理开发井型和完井方式,首先应用产能预测解析方法,计算了不同井型的理论产能,并结合各种测试资料、开发井实际生产动态的对比分析,对渤海BZ25—1油田不同井型、完井方式油井的合理产能进行评价：然后利用灰色关联分析方法,找出了影响产能的主要因素;分析储层渗透率、地层系数变化时,不同完井方式对储层条件的适应性：最后提出了适合渤海BZ25—1油田的开发井型及完井方式。研究认为：对于海上油田的地质条件和开发要求,适合采用水平井、分支井等开发井型,宜采取裸眼优质筛管完井方式。研究结果为渤海BZ25—1油田及其他相似油藏．选择合理的开发井型、完井方式提供了科学依据。