解除低渗凝析气井近井污染研究现状及进展

解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。通过对国内外文献的调研，分析了凝析气藏近井带反凝析油堵塞和反渗吸水锁形成的机理及其对气井产能的影响，总结了解除凝析气井近井堵塞提高产能的实验和理论研究成果以及形成的主要技术手段。结果认为：低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来，可能是解除低渗凝析气井近井堵塞研究的发展趋势。     

川西防水锁压裂工艺技术研究及应用

川西低渗致密砂岩气藏特有的低孔-喉连通性和黏土矿物特征,使压裂改造中水基压裂液的水锁伤害成为储层的主要伤害类型之一。针对川西中浅层气藏难动用区块Ⅲb＋Ⅲc类储量开采中面临的压裂水锁伤害问题日益凸现、制约了难动用储量的动用程度等问题,在储层水锁伤害特征分析评价基础上,开展了以防水锁低伤害压裂液为特色,以“尾追纤维”强制裂缝闭合返排技术为配套手段的防水锁压裂工艺技术研究。现场应用4井次,相比邻井压后见气时间明显缩短,压后增产效果显著。     

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。      

致密气藏防水锁易返排滑溜水研究与应用

吉林油田致密气储层微纳米级孔隙发育,喉道窄小且连通性差,属低孔低渗储层。随着气藏的长期开发,地层压力、产能的逐渐降低,水锁伤害的影响逐渐显现,导致压后返排难度大,加之黏土的膨胀运移与堵塞,进一步降低了储层有效渗透率,严重制约了气藏采收率的提高。针对此问题,研发了防水锁易返排滑溜水压裂液体系,该体系主要由减阻剂XY-205、纳米微乳助排剂与黏土稳定剂XY-63组成。实验证明该体系具有速溶与低黏特性,能够满足快速连续混配要求,减阻率能够能达到70%以上,表面张力比常规气井滑溜水降低40%以上,利于致密气井压后助排,且能够较好地抑制黏土膨胀,对地层伤害小。该滑溜水对岩心的伤害率为9.45%,24 h岩心渗透恢复率接近90%,解除水锁伤害程度较高。该滑溜水体系在致密气区块现场应用4口井,压裂成功率100%,压后返排率提高2倍以上,试气效果显著,具有较好的大规模推广应用前景。     

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。     

建南气田低渗透气藏水锁伤害的防治

低渗透储层的喉道半径更为细小,气体通过喉道所需克服的附加压降更大,水锁现象更为突出,同时对产能带来的不利影响更大.为评价建南气田储层水锁伤害程度,选用合理的储层保护措施,2010年选取了长兴气藏J43井和石炭系气藏J34井的岩心开展了水锁评价实验,测试不同压力条件下的水锁伤害程度.国内外一些油气田采用的减轻或消除水锁损害的主要方法有水力压裂、预热地层、注混相溶剂、添加表面活性剂、增大生产压差和酸化处理等.对具有低渗透储层特征的气井开展大型酸压作业,在前置液中加入适量的表面活性剂,在措施液中拌注液氮,既有利于加快残酸返排,还可有效地防治储层水锁伤害,提高气井产能.     

英买7-19凝析气藏储层液相伤害评价

英买7-19凝析气藏为边水层状带油环凝析气藏,以一套井网衰竭式方式开采。为了研究不同液相介质对地层气相渗透率的影响,分析了凝析油、地层水、凝析水、完井液和压井液等对英买7-19凝析气藏储层的伤害。通过不同流体对岩心气相渗透率的伤害实验表明,反凝析伤害主要发生于反凝析初期（占70%）,而且渗透率愈低,其对储层气相有效渗透率伤害愈大,对应凝析油临界流动饱和度愈高;含水饱和度增加,地层水和凝析水对气相渗透率的伤害越大,渗透率愈低,伤害愈严重,相同含水饱和度下,凝析水对储层气相渗透率的伤害总是大于地层水;凝析油与束缚水共存时,其对储层气相渗透率伤害大于单一油、水介质的伤害,应密切注意油水共存带来的影响;岩心渗透率愈低,油水共存作用对岩心气相渗透率伤害愈大;YM7 H4井完井液和无机盐压井液对储层渗透率伤害较大,应进一步改进完善。该结论对高效开发英买7-19凝析气藏具有指导作用。     

基于页岩气井返排特征的闷井时间优化方法

为确定页岩气井压后闷井时间，提高最终采收率，提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先，以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象，开展自发渗吸试验确定实验室尺度闷井时间；然后，利用返排液矿化度和返排率数据反演得到矿场尺度裂缝宽度和特征长度；最后，结合自发渗吸无因次时间模型，计算得到矿场尺度闷井时间。结果表明，矿场尺度闷井时间与岩心尺度闷井时间并不一定呈正相关关系，其结果受渗吸速率、返排液矿化度和返排率等因素影响。研究结果为页岩气井压后闷井时间优化提供了一种新的方法。     

低渗透储层水锁伤害及解除机理核磁共振实验研究

低渗储层由于孔喉细小,开发过程中入井液进入储层后容易造成严重的水锁伤害。在分析水锁原因的基础上,开展了水锁伤害评价实验,研究了水锁伤害变化规律,并首次应用核磁共振技术研究了表面活性剂解除水锁伤害的机理。实验结果表明:外来液侵入岩心后初期水锁伤害率高达85%以上,经返排后水锁伤害有较大幅度降低,水锁伤害程度与小孔隙中外来液的滞留量有较好的正相关关系;通过降低表面张力可以大幅度降低岩心水锁伤害率。通过实验认为可以通过核磁共振技术测得小孔隙中外来液的滞留量计算水锁伤害程度;提高返排量和降低入井流体的表面张力可以降低储层的水锁伤害。     

杭锦旗地区致密砂岩气藏水锁伤害评价及防治对策

以鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界致密砂岩储层为研究对象,结合工区储层工程地质特征,开展室内岩心水锁伤害以及相渗实验,分析孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等因素对水锁伤害影响。实验结果表明:水锁伤害程度与渗透率、束缚水饱和度呈负相关,与储层伊利石含量正相关;太原组、山西组的水锁程度明显大于下石盒子组,伤害率基本都在40%以上,毛管自吸和天然裂缝的作用强化了水锁储层伤害。并提出相应的防治措施:控制压裂规模,减少水相与储层接触时间,添加防水锁剂、液氮等方式降低水锁伤害。     

低渗透凝析气藏反凝析水锁伤害解除方法现状

低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响,因此研究解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸地层伤害,提高气井产能的技术方法,具有重要的实际意义。调研了国内外文献,详细阐述了反凝析和水锁效应机理,提出了各种解除此两种伤害的方法,并提出在注气吞吐之前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析油和水锁产生的地层堵塞,以改善注气吞吐,提高凝析气井产能的效果,该方法在现场得到了成功应用。     

强水锁强水敏复杂气藏压裂液体系研究与应用

国内某气田Y1组气藏属于典型的中-低孔、中-低渗储层、埋藏深、温度高(135℃~150℃)、存在强水锁强水敏伤害,平均水敏指数78.4%,平均水锁伤害率83.9%,且为含凝析油气藏,凝析油含量最高达40%,属于复杂气藏。该区块作业工况条件差,井下管柱结构复杂,加上压裂技术在该区块的研究及应用处于起步阶段,压裂改造难度较大。室内通过开展大量研究工作,研发、筛选出水锁处理剂、抗凝析油起泡剂、高效黏土稳定剂等添加剂产品,形成了一套适合该气田Y1组气藏的压裂液体系。室内评价结果表明,该压裂液体系在150℃、170 s-1下,连续剪切90 min,黏度保持在100 m Pa·s左右;破胶剂过硫酸铵加量0.02%,残渣含量为363 mg/L,压裂液体系对储层强水锁、强水敏岩心基质渗透率平均损害率为18.4%,对于强敏感性岩心,属于较低伤害压裂液体系。成功完成了该气田首次压裂施工,共计完成8口井现场试验,取得了很好的增产效果。     

压裂气井水锁伤害解除的数值模型研究

低渗透凝析气藏一般需要实施水力压裂措施后才能进行有效地开发，但大量室内实验和现场实践表明，压裂过程中往往会产生压裂工作液对储层的伤害，特别是在低渗透常压或异常低压油气藏中，压降常常与毛细管力在数量级上大小相当，故在进行一些修井作业及水力压裂后会出现气藏产量递减的现象。在低渗透凝析气藏压裂过程中,压裂液沿裂缝壁面进入气藏后将会产生气水两相流动，改变原始含气饱和度，毛细管压力使得流体流动阻力增加及压裂后返排困难，如果气层压力不能克服升高的毛细管力，就会使压裂液无法排出，出现严重的水锁效应。利用气体饱和水后的蒸发作用解除水锁伤害的机理，建立了压裂气藏水锁伤害模型，并选取岩样进行了研究，结果认为蒸发速度越大，温度越高，渗透率越大，压降越大水锁伤害解除得就越快，压裂气井中的水基流体的滤失会对压裂气井产能造成严重伤害。     

英南2井储层伤害评价及保护措施研究

英南2井在钻探完井后产量明显下降,储层受到了严重的伤害,需要进行储层伤害评价及保护措施的研究。通过对储层岩性物性、孔隙结构及黏土成分进行分析的结果表明,储层孔隙喉道细小,且存在大量的伊蒙间层矿物,容易导致较为严重的敏感性伤害。在此基础上,进行了水锁和各种敏感性伤害实验评价,结果表明,水锁、水敏以及压敏是储层的主要伤害因素。设计了一种预防水敏伤害的钾基聚合物钻井液体系,对黏土矿物起到了稳定作用,静态伤害实验结果表明岩心渗透率恢复率较高,更有利于保护储层;针对英南2井储层水锁程度强的特点,采用了CO2泡沫压裂技术进行压裂,同时在生产过程中控制地层压力在合理的范围内。各种措施效果较好,可大面积推广应用。     

解除牙哈低渗气藏水锁伤害室内研究

针对低渗气藏的储层特点,分析水锁伤害的机理,开展水锁伤害解除的室内研究。室内实验结果表明,筛选的表面活性剂复配体系,降低气E液表面张力能力强。玉东区块水锁伤害后注入0.6.~0.8pv解锁剂,岩心渗透率恢复率达到70%以上;羊塔区块水锁伤害后解锁剂的注入量在0.4~0.6pv时,岩心渗透率恢复率在90%以上,两种配方均可以有效的解除牙哈低渗气藏的水锁伤害,而油田提供的JLK解锁剂效果不及氟碳与双子磺酸盐复配的两个解锁体系。     

凝析气藏压裂返排过程中液锁对产能的影响

在对低渗透凝析气藏采取压裂措施时,压裂后的返排过程影响到液锁对地层的伤害程度。建立了凝析气藏压裂后返排模型和凝析气藏压裂后的产能模型,利用该返排模型可以确定出压裂返排过程中裂缝和地层内的压力分布,结合产能模型可以确定出不同返排速度时两种液锁现象对产能的影响。同时结合实例分析了返排速度对产能的影响,为优化凝析气藏压裂后的返排过程提供了理论依据。     

高温、高盐、深层凝析气藏水锁伤害及解除研究

塔河凝析气藏储层易敏感,气井因井筒积液或者外来入井液的入侵易发生水锁.通过长岩心实验并利用考虑水锁影响气井产能方程,明确了水锁对产能的影响:气井水锁后具有较高的启动压力,渗透率降低达到89.06%～99.65%.通过室内实验,研制出适合高温、高盐的解水锁剂.研究表明,xbf-1解水锁荆具有较强的适应性,损伤后长岩心渗透率恢复了2.32～5.01倍,并在现场试验取得了良好效果,为解除凝析气井水锁提供了技术手段,对其他类似凝析气藏解水锁具有借鉴作用.     

徐深气田火山岩气藏水锁效应

徐深气田火山岩气藏储层复杂,开发难度较大。为制定合理的气藏开发方案,提高单井产量和经济效益,减少开发过程对气藏的伤害,研究了不同孔隙类型火山岩气藏的全直径岩心水锁伤害机理。利用核磁共振T_2谱给出了不同孔隙类型储层自吸水和气相反排后滞留水分布规律,从微观角度解释了不同孔隙类型储层水锁伤害恢复快慢差别的原因。研究认为:火山岩气藏储层岩心含水饱和度随渗吸时间的延长而增加;储层大孔隙越发育则渗透率越高,微孔隙占比越大则渗透率越小;储层孔喉连通性越差,非均质性越强,则自发渗吸时岩心吸水量越小;连通性较差的大孔隙是残余气分布的主要孔隙空间;储层水锁伤害随气体反排孔隙体积倍数的增加而减小。     

不同岩性致密砂岩水锁伤害深度实验研究

致密砂岩气井压裂后产量极大地受到水锁伤害的影响,不同岩性砂岩水锁伤害深度存在较大差异。钻取了长庆油田石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩等不同岩性岩心,采用多功能岩心驱替装置,测试了不同岩性的水锁伤害程度,采用观察和“截断”方法测试了不同岩性的水锁伤害深度。通过测试发现：含水饱和度越高,水锁伤害率越大。致密砂岩水锁伤害率总体较高,地层含水饱和度下岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的水锁伤害率高达80%,东部石英砂岩和榆林石英砂岩水锁伤害率低于50%;水相侵入深度与岩性无关,20 s内侵入深度为1.1～1.9 cm;渗透率越大,水相侵入速度越大。水相侵入深度不等于水相伤害深度,黏土含量越高,伤害深度越大,岩屑石英砂岩伤害深度约为石英砂岩的2倍。研究不同岩性砂岩水锁伤害深度对预测压后产量和提出储层保护措施具有重要的意义。     

组合段塞工艺解除凝析气井水锁伤害实验评价

在凝析气井生产过程中,井底长期积液极易导致近井地带发生反渗吸水锁效应,形成水锁伤害,降低储层渗流能力,增大生产压差,严重影响气井产能的释放。以Y凝析气井为例,采用考虑反渗吸水锁的气井产能方程,分析反渗吸水锁效应对气井产能的影响,并采用"甲醇+酸+解水锁剂+氮气吞吐"组合段塞工艺方式,开展Y井长岩心解除水锁效果实验评价。实验结果表明,气井无阻流量随着反渗吸水锁侵入深度的增大而急剧降低,"甲醇+酸+解水锁剂+氮气吞吐"组合段塞解除水锁效果很好,渗透率恢复倍数达到6.2。