高pH值工作液对油气层的损害

东河塘石炭系储层由于大量高pH值工作液侵入被严重损害。对岩心碱敏损害进行了评价,分析了碱敏损害机理。结果表明,pH值大于9的工作液对储层造成严重的碱敏损害。其实质是粘土矿物(主要为高岭石)颗粒在高pH值盐水中分散并释放微粒,导致微粒堵塞孔喉,造成对储层的损害。储层碱敏损害是不可逆的。     

羧甲基酸性压裂液在安塞油田的应用

普通胍胶压裂液,由于它低廉的价格和较好的流变控制特性,多年来一直用于油气井的储层改造,尤其是羟丙基瓜尔胶-硼所形成的水基冻胶压裂液携砂性能较好、具有抗剪切性好、热稳定性好、控制滤失能力强,成本低等诸多优点,是长庆油田低渗透储层压裂改造较为成熟的压裂液体系。然而,安塞油田长_(10)储层绝大部分粘土矿物均能与碱发生反应,致使粘土水化,膨胀,运移,生产沉淀而堵塞地层,所以各类粘土矿物都存在碱敏损害问题,而普通胍胶压裂液利用的是有机硼交联,交联的环境要求为弱碱性。羧甲基酸性压裂液是在酸性条件下交联的冻胶压裂液体系,避免常规水基压裂液的以上不足,从而更加有效地改造储层特别是碱敏地层,该压裂液体系在长_(10)储层的现场应用中,压裂施工过程平稳,增产效果明显。     

特低渗储层敏感性实验研究

在特低渗储层的钻井、压裂等施工过程中,如果注入井液体配伍性不好,将严重影响储层产量.为了减少开发过程中对陕北特低渗储层的损害程度,对其长武区块延长组特低渗储层进行了敏感性评价(包括速敏性、水敏性、盐敏性、酸敏性和碱敏性评价)实验.研究结果表明,延长组长武1井表现为强速敏、盐敏和酸敏,水敏性为中等;早胜3井的速敏性和水敏性为中等偏强,盐敏性和碱敏性表现为中等,酸敏性较弱.采用恒压方法比较适合进行致密储层的敏感性实验,该项实验研究对指导延长组储层的开发具有重要意义.     

连续流动碱性流体与碳酸盐岩作用的碱敏损害实验研究

碳酸盐岩储层粘土矿物含量低,普遍认为其储层碱敏性弱。然而在富含H2S和CO2的碳酸盐岩储层中,在酸性介质条件下长期存在于碳酸盐岩储层中的粘土矿物,所接触的钻井完井液pH值一般高于11,碱敏损害研究的意义尤为重要。为了模拟高pH钻井完井液对储层造成的损害,文中以四川盆地中部雷口坡组和嘉陵江组碳酸盐岩气层为研究对象,实验评价了连续流动下碱性流体与碳酸盐岩储层作用的损害行为,并与常规碱敏实验对比。实验表明,常规碱敏实验随着流体pH值的升高,损害率61％-85％,连续流动实验损害率91％-97％,比常规碱敏实验损害率增加12％-30％。连续流动加快了反应速率和反应进程,有利于碱液与自云石和粘土矿物的反应进行, 生成新矿物相,从而降低储层渗透率。对于富含H2S和CO2的碳酸盐岩气藏,采用近平衡钻井技术、快速钻井技术与屏蔽暂堵技术结合是保护储层的重要途径。     

苏里格气田中下二叠统砂岩储层碱损害研究

为减小苏里格气田在勘探开发过程中造成的储层损害,提高低渗气藏储层的产能,针对致密砂岩储层的碱损害进行了实验研究,分析了碱损害机理及影响因素。结果表明,pH值为9的碱液对储层损害程度为弱,与储层中高岭石含量高且晶体较大有关。pH值为12的碱液对储层不仅无损害,反而能大幅度地提高储层渗透率,这与强碱对高岭石的溶蚀有关。最后提出了可以用强碱改造纯气藏储层,在压裂过程中可用强碱作为前置液。     

特低渗砂岩储层敏感性实验研究

通过分析长庆某区块的岩性特征、物性特征、孔隙孔喉结构、裂缝及储层温度压力系统等进行系统研究,得到长庆某区块的潜在损害因素,在此基础上进行储层敏感性实验分析,进一步得到储层的损害机理。分析结果表明,储层整体敏感性较弱,速敏、水敏、盐敏、碱敏弱,酸敏强,应力敏感性强。在该区块作业中需要控制合理的钻井完井液密度,钻井完井液体系宜尽量采取高矿化度体系,在采取增产措施过程中需采取预防措施应对酸化压裂带来的额外损害。     

储层造缝前后敏感性差异评价

随着对江汉油田地下储层的不断开发,尤其是针对低渗、特低渗油藏采用的各种压裂工艺,使储层物性及储层流体的渗流性质发生了改变,对储层的敏感性也产生了不可忽视的影响。针对马王庙油田的地质特征,通过开展现场施工与室内实验研究,根据室内造缝填砂处理技术以及储层敏感性流动实验,评价了马王庙油田新沟嘴组的储层岩样在造缝前后的敏感性差异,发现速敏、碱敏及酸敏对储层损害较小,水敏及应力敏对储层伤害较大。     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...     

酸敏研究进展

酸化也会产生某些不溶性物质堵孔喉,给储层带来新的损害,即产生所谓酸敏反应。综述了有关酸敏的研究进展。盐酸引起的酸敏及其防止对策为：石膏的二次沉淀,防止对策为在酸化液中加入CaCl2,但只要酸化液进入储层后不是优先与石膏接触,酸溶解碳酸盐矿物生成的钙离子就足以抑制石膏溶解,而无需外加钙离子;氢氧化钱沉淀,应用EDTA和NTA络合剂,并与乙酸复配,可有效抑制酸化液残液中析出氢氧化钱沉淀,由于亚铁离子生成氢氧化亚铁沉淀的pH值远大于残酸的pH值,所以应用抗坏血酸等还原剂将铁离子还原为亚铁离子也是抑制氢氧化铁沉淀的有效方法;水合二氧化硅,在储层中占优势的铝硅酸盐矿物的T50低于储层温度时,用醋酸代替盐酸可以防止生成水合二氧化硅。土酸引起的酸敏及其防止对策为：碱金属的氟硅酸盐沉淀,降低氢氟酸的浓度;铝垢,增大盐酸的浓度;氟化钙沉淀,用盐酸作前置液除去钙质。     

陆梁储层压裂改造首轮会战顺利完成

<正>2014年4月11日至15日,新疆油田公司工程技术研究院、陆梁油田作业区、工程技术公司、西部钻探井下作业公司等单位共同合作经过5天的奋战,顺利完成了陆梁储层压裂改造首轮会战。首轮压裂施工的14口油井均属陆梁油田作业区石南21井区。工程院在接到储层压裂改造工作任务之后,设计人员积极开展施工层位地质条件、储层物性、邻井施工资料分析及设计讨论等工作。液体组科研人员针对压裂改造储层中等偏强的盐敏和水敏、中等偏强的体敏、中等偏弱速敏的这一特点,展开了一系列室内实验,调整优化了压裂用液体系配方,以确保本轮会战顺利实施。     

川西侏罗系低渗气藏压裂增产措施中地层损害研究

水力加砂压裂既是气藏增产改造的主要措施,同样也会对地层造成损害,这种损害较钻井、完井过程的损害更易被忽视,特别是低渗致密气藏在压裂增产中地层损害现象及其影响尤为严重。岩心流动实验证明,川西侏罗系气藏储层属于低渗致密敏感性砂岩储层,除碱敏相对较弱外,其水敏、速敏和应力敏感属强-极强敏感损害,是压裂增产措施中潜在的损害因素。目前现场使用的压裂液对川西地区储层和支撑充填层均存在损害,损害原因除地层潜在的敏感损害因素外,还与压裂液残渣形成的滤饼,未完全破胶的有机胶团以及滤液滞留地层引起的“水锁”损害等有关。“水锁”是造成川西侏罗系低渗气层损害的主要原因之一。使用压裂液助排剂技术和压裂液损害解堵技术,能有效降低和解除由此而引发的地层损害。     

建南致密砂岩气藏压裂液伤害主控因素

实验测定了建南致密砂岩油气藏羧甲基羟丙基瓜胶压裂液、低聚物压裂液和羟丙基瓜胶压裂液3种压裂液破胶后的黏度、表面张力及残渣含量,发现3种压裂液破胶后的性能参数存在一定的差异。通过测试不同压裂液体系对岩心的总伤害率和基质伤害率并计算出了水锁伤害率,发现岩心的水锁伤害率（65%~80%）远大于基质伤害率（5%~15%）,水锁伤害才是降低储层渗透率的主要伤害来源;且岩心基质伤害率和水锁伤害率不仅与压裂液的性能参数有一定的关系,还与岩心渗透率和岩性存在一定的关系。通过分解实验法逐步分析测定了这些因素对压裂液伤害的影响后得出,压裂液的残渣含量是影响基质伤害的主控因素;岩心渗透率是影响水锁伤害的主控因素。通过解水锁实验发现,严重水锁的岩心通过相应的解水锁措施后,岩心渗透率恢复值高达70以上,说明通过相应措施确实能减小水锁伤害。      

页岩储层压裂工作液研究进展及启示

滑溜水和线性胶压裂液体系在页岩油气的增产中得到了广泛应用。但随着页岩油气资源开发的不断深入,该体系也暴露出了携砂能力有限、返排液处理难度高和对储层伤害大等诸多问题。因此,分析了目前页岩储层压裂工作液体系存在的问题,认为在掌握了页岩软化的损伤机理后,应该对前期的压裂施工和室内岩心评价资料进行整理,对由页岩软化损伤造成的压后无效井,进行再一次的增产尝试。综述了新型的页岩储层压裂工作液体系,认为基于产出水配制压裂液是必然的节能减排发展趋势;泡沫压裂液是有效的少水压裂方案;而超低浓度、疏水缔合和星形聚合物压裂液体系都具有较强的工业应用前景。根据调研内容提出了页岩储层体积压裂的节水方案,建议根据压裂液再生后的类型和用途,具有针对性地净化和处理返排液,从而降低返排液的处理成本。      

高温水配制压裂液技术研究与现场应用

苏北盆地阜二段储层原油具有高凝固点、不含沥青质和低含硫的特点,常温水配制压裂液易对储层造成冷伤害。笔者对压裂液冷伤害控制进行了优化,分析了瓜胶在高温水中的分散机理,并用高温水配制了压裂液。考察了高温水对瓜胶压裂液表观黏度、溶胀时间、剪切黏度、悬砂时间、破胶液黏度和岩心伤害等因素的影响,形成了70℃高温水配制热压裂液技术。现场应用表明,高温水配制压裂液技术有效地降低了储层冷伤害,提高了压裂效果。     

国内烃基无水压裂液技术研究与应用进展

压裂是油气增产的主要措施之一,常规水基压裂对环境和水资源带来前所未有的威胁,低伤害和环境友好型无水压裂液将成为今后压裂技术研究与应用的热点。介绍了烃基无水压裂液的组成、技术优势和存在的问题。通过文献调研发现,以二烷基磷酸酯及其盐作为胶凝剂、三价金属离子作交联剂、醋酸钠和碳酸钠作破胶剂制备的烃基无水压裂液技术,能满足130℃以内油气储层压裂施工需求,可解决页岩油气等非常规油气藏在压裂改造中遇到的水资源消耗大、返排废液难处理、储层伤害大等技术难题。烃基无水压裂液在实现油气田绿色高效开发过程中,具有广阔的技术优势和应用前景,但是,施工安全和价格仍然是制约无水压裂液规模化现场应用的最大障碍。      

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

耐高温低浓度瓜胶压裂液研究与应用

在高温、低孔低渗储层压裂改造中,常用的瓜胶压裂液浓度一般为0.45%~0.50%,瓜胶的浓度高,对储层的伤害大,且近年来瓜胶的价格明显上涨,施工费用增加。因此优选了性能优异的超级瓜胶、表面张力小的助排剂,并研制出水解半径大的复合型多头交联剂,最终得到耐高温低浓度瓜胶压裂液,该压裂液瓜胶质量分数为0.30%~0.35%时,耐温达130℃(黏度小于8 m Pa·s),具有破胶彻底、低残渣(117 mg/L)、对岩心的伤害率小于10%、流变性能好等优点。该压裂液在塔河535井现场应用取得了显著效果。