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。      

低孔低渗储层完井改造一体化工作液的研究与应用

针对海上M油田储层段低孔低渗的特点,如果使用常规完井液,仅仅起到完井的作用,不能对储层进行改造达到提高产能的目的。通过大量室内实验,优选出了适合低孔低渗储层的降压助排剂HWDA-2、溶蚀剂HTA-H、缓蚀剂HCA101-8以及防乳破乳剂H409。最终研究出1套适合该油田低孔低渗储层的完井改造一体化工作液体系,在完井的同时,其对储层也具有一定的改造能力。性能评价结果表明,体系具有良好的防膨性,平均防膨率为96.4%,较低的腐蚀性以及较好的储层改造能力,岩心驱替渗透率恢复值可以达到120%以上。现场2口井的应用情况表明,使用完井改造一体化工作液的油井比使用常规隐形酸完井液时具有较低的表皮系数、较高的比采油指数,并且初期产油量增加30%以上,具有比较明显的增产效果。      

南海东方气田高密度抗高温钻井液完井液室内研究

南海东方气田地层温度高,储层渗透率低,钻完井过程中钻井液、完井液的高温稳定性及储层保护性能至关重要。针对该问题,通过滚动老化与配伍性试验优选了各类抗高温处理剂,研制出了高密度(2.2 kg/L)抗高温(170 ℃)的水基钻井液体系和甲酸铯无固相完井液体系。采用堵漏试验、岩心流动试验及流变性、滤失性测试等,评价了其综合性能。研究得出,高密度抗高温水基钻井液体系在高温高压条件下流变性、滤失性良好,高温高压滤失量小于15 mL,岩心渗透率恢复率达85%以上,极压润滑系数为0.131,抗盐、抗钙、抗劣土能力分别为5.0%,0.5%和8.0%;甲酸铯无固相完井液体系腐蚀速率仅为0.066 9 mm/a,页岩回收率为87.28%,岩心渗透率恢复率达88%以上。性能评价认为,研制的钻井液完井液体系能够满足海上高温高压气井的钻井要求,为南海东方气田安全高效开发提供了技术支持。      

海上低孔渗气田完井技术

对低孔渗气田, 完井是低孔渗气田开发的关键环节。文章借鉴陆上低孔渗气田开发的成功经验, 针对海上低孔渗气田完井的难点, 通过对储层保护、 完井管柱、 诱喷工艺和海上平台压裂为一体的综合性研究及应用, 加深了对海上低孔渗气藏开发的认识。对于海上低孔渗气田尤其需要采取措施提高气井完善系数, 依靠增产改造技术提高单井产能和气田采收率。文章介绍了对某一海域气田适用的低渗漏完井液体系、 一体化完井生产管柱技术、 诱喷工艺、 基于海上平台的压裂等技术研究及应用, 为类似海上低孔渗气田完井提供借鉴。     

改善储层的进攻型隐形酸完井液技术

针对钻井、固井或压井、修井等作业过程中固相微粒和液相侵入损害以及各种作业液之间、各种作业液与储层流体、矿物之间的不配伍性造成的储层损害,研制出了改善储层的进攻型隐形酸完井液。该完井液具有降低pH值,消除无机、有机沉淀和屏蔽暂堵,溶蚀岩心、改善储层等优点。在渤海QK17-2油田现场试验结果表明,以YXA为主剂的隐形酸完井液,可改善储层渗透性,提高油田产能。     

海上低渗储层自降解暂堵液研究与应用

针对南海西部涠洲RRX油田低渗储层修井漏失造成水敏、水锁伤害的问题,通过单因素实验分析及药剂协同复配,研发了一套自降解暂堵液体系。室内实验结果表明,该体系流变性能优异,滤失量低,无需替入破胶液,6 d自降解率超过50%;气-液表面张力低于20 mN/m,防膨率超过95%,岩心模拟实验渗透率平均恢复值为90%。在现场应用过程中,零漏失,零污染,可解决低渗储层修井过程中的储层保护难题。      

保护低孔低渗油气层的钻井液体系

低孔低渗储层开发的主要难点为：储层渗透率低、孔隙度小,外来流体侵入后产生敏感性损害及水锁损害,导致毛细管压力大,含水饱和度上升,水锁损害严重;针对低孔低渗储层特征,在PLUS/甲酸钾钻井液体系的基础上,优选了成膜封堵剂,防塌抑制剂UHIB,防水锁剂SATRO,构建了一套适合于南海西部地区低孔低渗储层的钻井作业的钻井液体系。评价结果表明,该体系综合性能良好,抗温达150℃,渗透率恢复值90%以上,滤液界面张力小于2mN/m,具有良好的储层保护效果。     

东海低渗气藏射孔完井直井产能计算方法

低渗气藏渗流机理复杂,东海低渗气藏开发多选用套管射孔方法进行完井。充分考虑启动压力梯度、气体滑脱效应、应力敏感效应以及高速非达西等渗流特征及各种射孔参数的影响,应用等值渗流阻力法,形成了适用于海上低渗气藏的产能计算方法。对参数选取进行了敏感性分析,认为：产能对射孔深度、射孔直径、射孔密度、相位角的敏感性依次降低,对应力敏感效应、启动压力梯度、滑脱效应的敏感性依次降低。实例计算结果表明该计算方法的误差在10%以内,准确度较高。     

东海地区低孔低渗透气田完井液优化技术

针对东海地区高温、低压、低渗透油气藏常规完井液技术当前存在的问题,基于有机物高温碳化理论,用有机高分子吸水材料研制出了满足该地区完井作业的一种尺寸分布广泛的软颗粒状无(低)渗漏完井液体系,基本配方为:淡水+0.5%螯合剂YF-1+1%~2%胶凝剂SW-1+0.5%稳定剂WDJ-1。体系黏度在常温下(25~120 mPa.s)可调,与地层水配伍性好,对管材具低腐蚀性。完井液在120~130℃高温动态污染实验中可发生碳化反应,在岩心端面可生成一种致密黄、黑色黏稠状胶质暂堵层,有效地避免了工作液的滤失,岩心中黏土矿物对有机高分子吸水材料起到了一定的热催化作用。目的层岩心动态污染后,自然返排渗透率恢复率可超过90%。现场应用表明,该体系在东海地区天外天高温低渗透砂岩油气藏具有优异的保护储层效果,提高了低压产层的承压能力,极大地降低了水相圈闭损害,并促使了A7s等气井获得高产。     

海上油田高温解堵液体系

海上油田X-1井砂岩储层具有高温、异常高压和低渗等特征,且储层岩样溶蚀孔发育,含有一定的粒间缝被黏土矿物充填,黏土矿物较多,易造成水敏、速敏。针对上述问题研制出一种高温低渗敏感性储层解堵液体系。实验表明,在170℃的条件下,解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.880 g/m2·h,达到行业一级标准,且该体系具有较低的表面张力,鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。解堵液体系有较好的稳定铁离子能力,稳定铁量高达263 mg/mL。解堵液体系具有较好的防膨效果,终膨胀率降低值为32.19%,能有效控制黏土膨胀,抑制水敏伤害。岩心中注入解堵液体系后,渗透率呈明显的上升趋势,由于该体系对黏土矿物和基质的溶蚀率均较大,且不宜引起出砂堵塞孔喉,渗透率增加倍比约为3.5倍,是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。现场应用表明,解堵液基本解除井筒附近堵塞,对比酸化前后日产气量,本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。      

海洋石油高孔高渗油田开发储层保护研究

海洋石油开发是一个高风险、高投入的行业,在勘探、开发过程中因工作液使用不当等因素引起的油田储层损害会造成巨大损失。高孔高渗油田由于其自身的特点更容易受到伤害,做好储层保护的研究工作极其重要。对海洋石油高孔高渗油田钻完井过程中油气层保护技术的研究思路、技术要点等问题进行探讨。     

抗高温无黏土相钻井液体系研究

随着能源需求日趋紧张,向深部高温、低孔低渗油气储层进军已经成为很多油田区块保障产能和增加产量的一个重要战略.而钻井过程中高温、低孔低渗储藏面临的储层伤害问题,因为钻井液技术的局限没有得到很好的解决.为此,研制开发了1套抗温达170℃的无黏土相抗温水基钻井液体系PRD-HT,该体系高温稳定性、综合性能良好,为高温、低孔低渗油气田的安全高效开发提供了有力的钻井液技术支持.     

抗高温环保型弱凝胶钻井液

为了满足当前钻井逐渐深层次化、复杂化要求以及保护环境的需要,在分析目前各类环保型钻井液处理剂的基础上,以生物聚合物为主要原料,经过表面活化以及复合等工艺,研制出了抗高温弱凝胶提切剂GEL-ZL,并以此构建了抗高温弱凝胶环保型钻井液.实验结果表明,GEL-ZL的抗温性能可达160℃;能大幅度提高低剪切速率下的黏度,有利于提高钻井液悬浮和动态携砂能力,保持井眼清洁;形成的抗高温环保型钻井液滤失量低,具有良好的抑制性能和储层保护性能,渗透率恢复值达89.8％,是一种无害的钻井液体系.     

海上气田高压低温压力容器设计及材质选择

针对南海某气田高压低温压力容器低温板材厚度超过许用范围的问题,提出采取减小设计压力、降低筒体直径、合理进行压力与温度的设计工况组合等措施以减小低温压力容器的壁厚,得到适用于高压低温工况下压力容器材质选择的方法,为高压低温大壁厚压力容器的设计提供可借鉴的方法.     

东海低孔渗地层的钻井液体系优化与应用

东海西湖凹陷区块存在一批大型低孔渗油气田,这些油气田大多埋藏较深,地层岩性均质性差,砂泥岩互层胶结疏松且夹发育煤层,这些地质特征易导致钻井过程中泥岩水化膨胀、剥落掉块以及煤层垮塌等井下复杂情况.PEM钻井液体系是东海西湖凹陷区块广泛应用的成熟体系,使用效果和经济性良好.为满足东海井深日益增加的高温深井的作业需求,减少钻...     

用于滩坝砂低渗透油藏的复合盐低伤害钻井液技术

针对胜利油田滨425区块滩坝砂低渗透油藏低采油速度、低采出程度、低含水的“三低”开发阶段中的水敏、水锁损害为主的特点,结合渗流机理、储层保护原理,优选钻井液关键处理剂,通过“协同增效”作用,研发出一种复合盐低伤害钻井液体系。利用高分辨率CT扫描、扫描电镜SEM等微观评价手段,定量评价、分析了该体系对储层天然岩心的伤害程度和低伤害机制。结果表明,该体系封堵性能强,能最大程度地减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层,滤液表面张力低至26.2 mN/m,水锁损害小,渗透率恢复值大于90%。复合盐低伤害钻井液在滨425区块应用了26口井,平均机械钻速为22.80 m/h,平均钻井周期提前11.23 d,有效减少了钻井液对低渗储层的浸泡时间。该体系油气层保护效果显著,所钻新井表皮系数为负数,新井不需要压裂就可直接常规射孔投产,不仅减少新井投产费用,而且增产效果明显,为低渗透油气藏的高效、经济开发提供了一种新方法。