深水储层保护型测试液研究及在陵水17-2气田的应用

根据南海北部深水区储层特征及温度压力条件,对适合LS17-2-1井的测试液进行了优选。络合剂HWLH能通过分子内和分子间与水分子形成氢键,使水分子内和水分子间形成网络结构而成为络合水。以络合剂HWLH为核心处理剂配制了络合水测试液,该络合剂能阻止测试液中的水与地层中的水相互迁移,从而保证其优良的抑制性、防水锁性及储层保护特性。室内评价结果表明,络合水测试液不仅具有较好的流变性、防水敏性、防水锁性(气-液表面张力为25.7~25.9 m N/m)、防腐性和气体水合物抑制性,与前期工作液、非储层段测试液和地层水均具有较好的配伍性,而且具有优良的储层保护性和自返排能力。络合水测试工作液在陵水17-2-1井测试作业中成功应用,证明了该体系的适应性和可行性。     

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。     

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     

保护储层的络合水修井液技术研究

为了满足崖城13-1气田高温180℃、低压(压力因数0.22,压差达30MPa左右)储层修井作业过程中的施工安全和储层保护要求,优选出了具有密度可调范围大(1.0~1.26g/cm3)、液相黏度高(15.6914mm2/s)、抑制性强、界面张力低、抗温稳定性好的络合水基液,结合该气田储层渗透性漏失的特点,从漏失的根源入手,构建了崖城13-1气田高温低压气井储层保护型络合水修井液体系。室内评价数据表明,该修井液在180℃下静止恒温老化60d,流变性稳定,上下密度差极小,具有较好的耐温稳定性;在180℃、30MPa下,90min的承压封堵试验中,岩心的漏失量为0ml,具有较好的承压封堵性。该络合水修井液体系能满足崖城13-1气田高温、低压储层修井作业要求。     

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。     

陵水17-2气田深水测试液类型选择

南海北部深水区陵水17-2气田储层地层压力系数1.19~1.21、孔隙度平均值为31.5%,渗透率平均值为633×10-3 μm2,储层孔渗关系好;黏土含量为16.1%,具有盐敏、水敏等特点。对该气田测试液类型进行了优选:氯化钙海水溶液、甲酸钾海水溶液和100%络合水3种基液均能满足密度在1.28~1.30 g/cm3内可调的要求;均具有较好的抑制性,防膨率均在95%左右;3种基液抑制气体水合物生成的浓度低限为28.06%氯化钙、51.05%甲酸钾和72.00%有机醇,因此甲酸钾基液抑制气体水合物生成的能力不足;氯化钙基液矿化度高,具有盐敏潜在损害;络合水自身具有较好的防水锁性,表面张力约为25 mN/m,而氯化钙和甲酸钾基液的表面张力较大。最终优选100%的络合水作测试液基液。其在陵水17-2-1井进行了应用,测试后产量为160×104 m3/d,表皮系数为0.2,储层保护效果好。     

陵水17-2气田深水测试液类型选择

南海北部深水区陵水17-2气田储层地层压力系数1.19~1.21、孔隙度平均值为31.5%,渗透率平均值为633×10-3μm2,储层孔渗关系好;黏土含量为16.1%,具有盐敏、水敏等特点。对该气田测试液类型进行了优选:氯化钙海水溶液、甲酸钾海水溶液和100%络合水3种基液均能满足密度在1.28~1.30 g/cm3内可调的要求;均具有较好的抑制性,防膨率均在95%左右;3种基液抑制气体水合物生成的浓度低限为28.06%氯化钙、51.05%甲酸钾和72.00%有机醇,因此甲酸钾基液抑制气体水合物生成的能力不足;氯化钙基液矿化度高,具有盐敏潜在损害;络合水自身具有较好的防水锁性,表面张力约为25 m N/m,而氯化钙和甲酸钾基液的表面张力较大。最终优选100%的络合水作测试液基液。其在陵水17-2-1井进行了应用,测试后产量为160×104 m3/d,表皮系数为0.2,储层保护效果好。     

低孔低渗高压砂岩储层损害机理及保护技术研究

根据低渗高压致密砂岩储层的构造特征、岩性特征、孔渗特征及矿物组成,分析储层主要的潜在损害机理为敏感性、液锁及应力敏感性损害,资料表明,该储层液锁损害程度可达70%～90%,应力敏感损害程度可达25%～60%.室内研发了高效防液锁表面活性剂、架桥粒子与可变形粒子组成的复配暂堵剂及聚醚多元醇等组成的防液锁、强包被、强抑制、强封堵的广谱暂堵钾盐聚磺钻井完井液,经高压深探井应用表明,广谱暂堵钾盐聚磺钻井完井液具有流变性参数合理,暂堵效果好,与储层岩性、流体配伍好,保护储层效果好的特点;并具有防液锁、强包被、强抑制、强封堵的特点,渗透率恢复值高,防塌性能好,较好地解决了在高陡构造和存在大量煤层的致密砂岩储层中稳定井壁和有效保护储层的技术难题.     

涠洲12-1S-2井水力喷射完井液研究与应用

针对涠洲12-1S-2井的储层特点,国内首次构建了储层保护的甲酸盐水力喷射完井液体系,其基本配方为:海水+3％防水锁剂HFS+ 2％防乳破乳剂HFR+ 2％防垢剂HFG,甲酸钾加重.室内实验结果表明,该体系具有较好的防膨性、防水锁性、配伍性以及储层保护性等.径向射流甲酸盐喷射液于201 1年7月在WZ12-1S-2井流一段进行了现场试应用.     

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。      

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。     

针对SZ36-1油田的堵漏返排型修井液体系研究

在SZ36—1油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的改变等问题，从而引起储层损害。针对SZ36—1油田绪层岩性和储层孔隙、孔喉以及渗透率特点，研究开发出了堵漏返排型修井液体系，并利用离心法、页岩防膨法和API堵漏模拟实验评价法以及沉降稳定评价等实验方法，依据防膨理论和1／2～2／3架桥规则、1／4～1／2充填规则，优选出了适合于SZ36-1油田堵漏返排型修井液体系的黏土稳定剂、堵漏荆和悬浮增黏剂的类型、粒径和加量，确定出了具体配方。性能评价结果表明，该堵漏返排型修井液具有良好的泵送性、封堵性和自行解堵性，解堵后在2h内岩心渗透率恢复值均能达到92％以上。     

低渗致密砂岩凝析气藏液锁损害机理及防治 ——以吐哈油田丘东气藏为例

吐哈油田丘东低渗凝析气藏钻采过程中存在不同形式的液锁损害,系统分析了其损害机理和主要影响因素.液锁损害程度主要与岩心的渗透率、孔隙度、初始含水饱和度及油水界面张力有关,还与储集层岩性、胶结物类型及含量、孔隙结构特征和侵入流体的性质有关.针对钻/完井、生产、储集层改造及修井过程中液锁损害机理及特征,研发出防液锁低损害成膜钻井液及保压、增能、助排等综合防治技术,改进的钻井液可使受损害储集层岩心的渗透率恢复值由平均54%提高到81%,研发的助排剂可明显提高残酸的返排效果(助排率达88.9%),改进的修井液可使岩心渗透率恢复值提高16.1%,各种改进工艺在现场应用后,较好地保护了产层,提高了低渗透气藏的综合开发效益.     

TB-O型低伤害修井液的研制与应用

采用无固相、低固相修井液修井时,修井液漏失量大、储层伤害大、修井效益低。针对这一问题,研究出了 1种TB -O型低伤害修井液,该修井液暂堵效果好,解堵彻底。配方选用YR -O1油溶性暂堵剂、HR水溶性非离子表面活性剂为分散剂和XT - 2 0羟乙基纤维素为增粘剂作为主要原料。室内试验表明:屏蔽带形成迅速,漏失量急速降低,解堵后渗透率恢复值达 99.2%以上。现场应用 10余口井表明:该体系针对性强,漏失量小,对储层损害小,修井效益高。     

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.     

垦利10-1油田修井作业储层保护技术北大核心CSCD

垦利10-1油田沙三段渗透率8.2~839.1 mD,孔喉半径平均值7.84μm,泥质含量4.2%~32.8%,修井作业漏失修井液极易对储层造成损害。通过分析垦利10-1油田修井作业储层损害机理,得到该油田储层损害原因主要为外来固相颗粒堵塞、有机垢堵塞、无机垢堵塞和水锁。提出了快速过滤技术、加热车加热技术、防水锁技术、防垢技术和自生热解堵技术等“物理+化学”多种技术方法配合使用的储层保护技术。垦利10-1油田现场应用效果表明,本文所提出的储层保护技术可显著提升储层保护效果,使产量恢复期由20 d以上降低至3~6 d,为该类油田储层保护提供了新思路。     

一种新型低固相油溶性暂堵型修井液的研制

针对柯克亚高温高盐凝析气藏储层敏感性强、修井液与储层不配伍导致地层严重伤害以及修井液漏失严重等生产实际问题,制备了一种具有抗温抗盐好、对地层伤害低、暂堵屏蔽能力强和防漏失能力高的低固相油溶性暂堵型修井液。实验对不同单剂进行了优选,并根据优选结果设计出最佳配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF-280助排剂+0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂+4%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5∶1.0)+0.030%(w)AES分散剂。对该修井液体系的表观黏度、静态悬浮时间、高温高压失水量(93℃,3.45 MPa)、24h耐温黏度保留率、暂堵率和岩心渗透率损害率进行了评价,各项指标优于SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》,表明该修井液性能良好,能应用于高温高矿化度油藏修井作业。     

涠洲油田群强水敏储层钻井完井液伤害分析及解堵技术应用

针对涠洲油田群强水敏储层投产后达不到配产要求、采液指数很低、表皮系数较大等问题,选取典型井WZ11-1N-A12Sa作研究对象,找出了储层损害原因,研制了水基乳液复合解堵液HJD-S并对其进行评价,得出该解堵液对油基泥浆滤饼有较好的分散、清洗能力,防破乳能力强,与地层流体、岩石的配伍性好,解堵液对钻完井液污染后的岩心具有较好的解除效果,渗透率恢复值大于100%。现场应用表明,解堵液能有效解除该井涠洲组的堵塞,实现日增油208m3,2012年增油量达4.52×10^4m^3。     

减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用

准噶尔盆地中部的深层低渗储层西山窑组具有含水饱和度高、孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质性严重、油气流动阻力大、常伴有天然裂缝等特点.岩心流动实验结果表明,水锁损害是该低渗透孔隙型砂岩储集层的主要损害因素之一,渗透率损害率为49.3%～89.2%.研究了多元醇类处理剂降低滤液表/界面张力的特性,应用防液锁技术、理想充填理论及d<,90>规则研发了具有侵入量低、防水锁和防塌能力强、润滑性好等特点的高性能多元醇钻井液.现场应用表明,该钻井液既能满足超深井安全快速钻井的需要,也有助于保护深层低渗油气藏,对其它区块超深井钻井完井液的设计有一定借鉴意义.     

水凝胶修井液破胶技术研究与应用

为解决水凝胶修井液完成修井作业后引起油气渗流受阻问题,优选了破胶液体系,即海水＋1．0％破胶剂HTS＋1．5％粘土稳定剂HXJ＋1．0％助排剂HRT＋2．0％缓蚀剂HCI。并对其破胶效果、配伍性、储层保护性进行了系统评价,结果表明,该破胶液具有较好的破胶效果、缓蚀性能和储层保护性,泥饼失重率和岩芯渗透率恢复值均在90％以上,与平湖气田地层水及水凝胶修井液滤液之间具有较好的配伍性。