钻井储层伤害及其应对措施室内模拟实验研究

通过一系列实验,量化了渤海海域钻井液对砂岩储层物性的损害程度和酸化解堵后储层物性的变化。钻井液对疏松储层损害明显,有机解堵后物性得到恢复,解堵效果好。利用核磁共振技术评价了致密砂岩储层钻井液污染酸化前后储层物性的变化情况。通过扫描电镜观察致密储层污染和酸化后的微观变化。致密储层污染后核磁渗透率恢复值很低,酸化后核磁渗透率值较其最初值有了较明显的提高。     

弱凝胶调驱技术在海上稠油开发中的应用

针对某稠油田含水上升快的问题进行弱凝胶调驱井组试验.研究表明,与注水井酸化联合作业,能够改善层间吸水不均,缓解平面矛盾,改变注入水驱替方向,可显著改善注入水沿优势通道突进的现象.如果注凝胶前主力出水层位为主要产出层,笼统注人凝胶时要考虑对注水量进行调整,避免因注凝胶造成主力层位吸水不足导致地层压力下降,从而影响油井供液...     

海上疏松砂岩储层冲洗解堵技术研究与应用

海上疏松砂岩泥质含量较高,见水膨胀、分散易造成微粒运移伤害。针对南海西部某油田疏松砂岩储层见水后产能缓慢下降问题,通过储层物性、井下管柱及生产动态资料分析,明确其伤害主因为微粒运移堵塞筛管及近井地带的基础上,优化酸性螯合剂,形成冲洗解堵液体系。该体系已现场应用5井次,其中BX-2井作业后油井产能提升6倍,产液量由45 m~3/d增至239 m~3/d,5井次作业日增油100余m~3,累计增油1万余m~3。该技术与常规酸化相比,单井作业成本降低100余万元,且规避了酸化后进一步加剧微粒运移风险,对本油田及本区块类似油田解堵增产,具有很好的借鉴和指导意义。     

与酸化联作的堵水技术

介绍与酸化处理联合作业的丙烯酰胺（ＡＭ）与低级醛就地共聚合堵水体系（ＸＮ－ＰＰ）以及先堵后酸的工艺技术。室内实验着重进行堵剂与自生酸的酸敏性试验，研究与油藏环境条件有关的堵剂性能，考查堵剂对大孔道的选择注入性，并对前置液（弱凝胶体）性质作了相关评价。结果表明，堵剂在高盐（１．４×１０５ｍｇ／ｌ）环境和高温（１２０℃）条件下具有良好的耐酸性、高强度性和堵水效果，在一定条件下堵水剂原液还有良好的选择进入性，即优先进入出水层位。堵水及酸化联作技术在矿场进行了２口井的先导性试验，实施的油藏为恶劣油藏，温度１２０℃、矿化度１０～１２×１０４ｍｇ／ｌ，产水率接近１００％。经ＸＮ－ＰＰ体系堵水和自生酸酸化联合作业后，两口井均达到了控水增油的目的，平均含水下降５０％，分别增油３３８８和５４７ｔ，且目前继续有效，取得了明显的经济效益。     

FY-1新型解堵抑砂剂的研究

针对出砂油井在进行酸化解堵作业时易加剧油井出砂的问题,研制一种具有解堵和抑砂双重性能的FY-1新型解堵抑砂剂化学剂。分析化学剂的作用原理,对配方组分进行优化,同时评价化学剂的性能。结果表明解堵抑砂剂既保持了无机解堵剂的溶蚀性,同时在砂粒表面形成的体型高分子膜可增加岩石胶结强度,使解堵抑砂剂起到抑制地层出砂的作用。     

暂堵与堵水配套技术实现选择性堵水研究

针对笼统堵水调剖作业中非目的层受到伤害的问题,从理论上证明了对于多层油藏,若不对非目的层进行保护,则堵液对其伤害是很大的,从而使措施失去效用.利用凝胶体系在低渗层表面形成快速堵塞的原理,采用一种成胶和破胶时间均可控的暂堵凝胶体系,与后续注入的堵剂体系配套使用,岩芯流动实验表明,这种方法可以使绝大部分堵液进入高渗层,从而大大减少对非目的层的伤害.     

海上多层合采井增产技术优化研究

文章通过对一口多层合采井的低效原因进行分析，结果表明:储层致密、液锁、反凝析及钻完井伤害是造成该井低产低效的主要原因，在综合各种因素的基础之上，提出了酸化解堵的工艺思路，并进一步通过实验研究优选出最佳的酸液体系，优化工艺参数及施工程序，最后形成了适合该井的酸化解堵增产技术并取得了良好的应用效果，可为同类低产低效井增产改造提供参考。     

水溶性化学分流剂裂缝分流试验研究

裂缝性储层注水井酸化增注作业中,由于裂缝发育、非均质性强,难以均匀布酸,影响酸化效果,为此对SA-2水溶性分流剂溶解性能及其对裂缝性双岩心的暂堵分流效果进行了室内实验评价,并采用多元线性回归方法分析了渗透率级差、驱替压力、分流剂浓度、平均缝宽对分流液用量的影响。结果表明,SA-2能对宽度小于0.7mm的裂缝实现暂堵分流...     

K30井堵塞原因分析及解堵措施

基于对K30井井下堵塞物质的组分与成因分析,导致K30井欠注原因是注入水含有聚合物和污油,含聚污油造成了注入层堵塞,注水压力升高。针对含聚污油设计了酸化与破胶复配的解堵液,并进行了室内解堵性能评价和解堵工艺设计。该解堵方案现场应用表明,解堵后注入压力下降4 MPa,注水量由85 m~3/d上升到595 m~3/d,增注效果明显。     

暂堵酸化试验研究

本文提供了一种暂堵剂酸化试验研究方法。对暂堵剂的油溶性，粒度分布及在酸液中的稳定性和暂堵剂与酸液的配伍进行了试验分析，采用特殊设计的暂堵酸试验仪器，分别研究了暂堵剂对岩芯的暂堵效率，在产出液中解堵效率，及不同渗透率岩芯的暂堵分流效率，模拟实际酸化过程的注酸顺邓，进行了暂堵酸化试验研究。结果表明，采用ＤＺ－１暂堵齐，其油溶性好，在酸液中表现为惰性，与酸液及添加剂配伍性好，并联岩芯酸化时能有效地暂堵分     

深海底栖生物分离装置流道解堵

为了解决深海小型底栖生物样品分离装置的毛细孔堵塞问题，提出了一种适合于其结构和堵塞特点的旋转射流解堵方法.运用计算流体力学(CFD)软件包对分离装置流道进行了建模与仿真，给出了分离装置中毛细孔附近的速度场分布并分析了堵塞原因，比较了高压射流和流式细胞仪的解堵机理.基于上述分析改进了底栖生物分离装置流道样机，结果表明，旋转射流解堵方法具有结构简单、解堵效果好等特点，连续工作未出现堵死情况，是毛细孔解堵的一种有效方法     

一种清洁压裂液的室内性能评价

选出一种由长链烷基季铵盐与烷基磺酸盐复配的黏弹性表面活性剂作为清洁压裂液的稠化剂,并以此表面活性剂为主剂;向其中添加黏土稳定剂等其它添加剂,并通过单因素分析和正交实验方法,优选出新型清洁压裂液体系的配方;对其抗温性能、耐剪切性能、悬砂性能、破胶性能及黏弹性进行了室内分析。结果表明,该清洁压裂液体系具有良好的抗温稳定性,耐剪切能力强,悬砂性能好,破胶完全,破胶后残渣量较少,并且配制简单。     

江汉油田油套管腐蚀室内研究

针对江汉油田油套管腐蚀比较严重的现状,实验选择3种材质(N80、J55、P110)作为研究对象,对油田开发中的几个关键阶段所用到的4种流动介质,如钻井泥浆液、常用酸化液、回注污水、注入清水,综合地进行了油、套管腐蚀室内实验研究。研究结果认为:江汉油田油套管的防腐应采取杀灭泥浆中的硫酸还原菌,选择合适材质的油套管等7种措施较为合适。     

缔合型超高温海水基压裂液的性能研究

以含有疏水基团的耐温抗盐稠化剂为主剂,以离子型表面活性剂为交联剂,加入复配高温稳定剂和高效螯合剂,形成一套耐温180 ℃的缔合型超高温海水基压裂液。该压裂液通过稠化剂和交联剂分子链上的疏水基团间的物理缔合作用形成高强度的网络结构,增强其黏弹性,并以弹性为主导;在180 ℃、170 s-1下剪切90 min黏度保持30 mPa•s以上,具有良好的静态悬砂性和造壁性;破胶液黏度3.3 mPa•s,残渣质量浓度45 mg/L,岩心渗透率损害率小于10%。该海水基压裂液满足海上超高温深部储层压裂施工的要求。     

低腐蚀自生热压裂液体系的室内研究

针对陕北油气井压裂破胶不彻底的问题,着重研究了适合低温浅层油气井压裂液破胶的自生热体系,通过研制腐蚀性小的激活剂,筛选出了腐蚀性低的自生热压裂液体系.实验结果表明:将激活剂Ⅰ和激活剂Ⅱ进行复配,加入自生热增压体系中,体系的腐蚀性大幅下降,腐蚀速率仅为0.048 5g.(m2.h)-1;同时该压裂液体系的破胶速率明显加快,在60min后,压裂液的粘度降低至7mPa.s     

X油田相对渗透率曲线特征异常分析及合理开采建议

针对X油田渗透率曲线特征异常的情况,进行室内评价实验及矿物组成分析,结果显示岩样具有强水敏性。无因次采液(油)指数分析显示,水敏的存在使得此油藏在高含水期不能通过提液延长稳产期。建议采用水/气交替注入开发方式,并在注入水中加入2%的防膨剂。数值模拟结果证实该方案可行。     

聚合醇钻井液高温稳定性的研究

研究了在钻井液淡水体系和盐水体系中加入聚合醇对降滤失剂滤失量的影响。结果表明 ,钻井液体系中加入聚合醇能有效提高降滤失剂的耐温性 ,盐水钻井液比淡水钻井液体系提高降滤失剂高温稳定性的效果更加明显。     

水基钻井液用阳离子型封堵剂的合成及性能

以苯乙烯（St）、丙烯酸丁酯（BA）及阳离子可聚合单体,利用乳液聚合方法制备水基钻井液用阳离子型封堵剂,采用红外光谱分析了封堵剂的结构特点。泥球浸泡实验结果表明,质量分数为5.0%的阳离子型封堵剂乳液和饱和盐水抑制黏土水化性能相当。评价了阳离子型封堵剂对CaC12无土相钻井液性能的影响。结果表明,加入质量分数为2.0%的阳离子型封堵剂,可将CaC12质量分数为25.0%的无土相钻井液的高温高压滤失量（120～130 ℃）控制在10.0 mL左右。     

生物酶对低温低分子胍胶压裂体系破胶的作用

针对致密砂岩储层的地质状况和低温地层破胶难的问题,优选出低伤害、高效返排特性的压裂液体系,进行低温胍胶压裂液室内实验,分别研究了在温度40℃和45℃时,破胶剂中加入酶时压裂液性能方面的变化。结果表明,温度升高以及酶的加入都会加快破胶速度,初步实现了对低温地层致密砂岩储层压裂技术的突破,对于合理开发此类储层具有重要的指导意义。     

东海大位移井油基钻井液体系研究及应用

我国东海KQT气田大位移井钻进过程中油基钻井液存在高温稳定性及井眼清洗技术问题。为此,通过界面张力测试、乳化效率测试、显微镜观察及乳状液黏弹性和流变性测试等实验方法,优选了乳化剂、润湿剂、流型调节剂及有机土等关键处理剂,构建了大位移井用油基钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液在180 ℃热滚后仍具有良好的稳定性;优选的流型调节剂可增强钻井液的结构强度,有效提高切力和低剪切速率黏度,保证井眼清洗效果;同时具有良好的滤失性及抗污染性能等。在KQT气田的4口井中进行了现场试验,取得了良好的应用效果。