提高川西浅中层气藏压后增产效果的对策

针对川西浅中层气藏存在的小规模加砂压裂增产效果差、压裂液返排率低、储层伤害大等问题,分析了提高压后天然气增产效果的大型加砂压裂与纤维加砂高效排液技术对策.大型加砂压裂造缝长度大,沟通的储层范围广,压后增产效果好;高效返排工艺能有效提高压裂液的返排速度和返排率,减少压裂液在地层中的滞留量,进而降低储层伤害,有效提高压后天然气的产能.现场应用结果表明,大型加砂压裂和高效返排工艺是有效提高川西浅中层气藏压后天然气增产效果和采收率的技术良策.     

克深气藏加重压裂液返排密度降低原因研究

针对克深气藏采用硝酸钠加重压裂液进行储层改造,在地层未产水情况下返排液密度从1.32 g/cm~3下降为1.15~1.20 g/cm~3的现象,开展加重压裂液是否发生盐析和密度降低原因探讨。通过实验测试了加重压裂液和地层水混合物常压蒸发和高压蒸发后密度变化;通过高温高压长岩心实验动态模拟了加重压裂液返排过程和返排密度;结合凝析水产出机理模拟计算了凝析水产出对返排液密度影响。综合实例井生产动态数据、测井解释和硝酸钠溶解度数据,研究结果认为,含硝酸钠加重压裂液在储层条件下不会发生盐析,返排液密度的降低主要是凝析水的稀释作用、漏失钻井液及局部可动水的稀释作用,以及加重压裂液在储层中的吸附作用。该研究对加重压裂液储层改造和伤害评价具有指导意义。     

CO2泡沫压裂工艺技术在川西低渗致密气藏的应用

新场气田上沙溪庙组气藏属中孔、低渗孔隙性储层,孔隙喉道小,水敏性较强,压裂液返排排驱压力高,压裂液返排困难,易形成水锁伤害,采用常规压裂工艺技术难以获得理想的增产效果;为此研究并现场应用了CO2泡 沫压裂技术,现场试验表明CO2泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透致密气藏的压裂效果。
     

自生热类泡沫压裂液在川西地区J3ｐ气藏的应用

川西地区J₃ｐ气藏温度低，压裂液破胶困难，甚至不能完全破胶，对储层伤害大，且容易引起支撑剂回流，降低裂缝导流能力和刺伤井口排液或输气油嘴，给测试及输气生产带来安全隐患；储层渗透率低，孔隙结构差，孔隙喉道微小，黏土矿物含量高，滤失极易导致储层伤害；气藏压力低，残液返排率低，对储层伤害大。自生热类泡沫压裂液能通过化学反应在地层中产生大量的热能和气体，使地层温度升高，促成冻胶压裂液快速而彻底破胶；产生的气体能形成泡沫，并优先占据储层岩石的孔隙和喉道而降低滤失；形成的高温气体具有自动气举作用，使残液返排率显著提高。因此，自生热类泡沫压裂液能有效解决低温低压气藏压裂改造中的储层伤害问题，应用于川西J₃ｐ气藏压裂改造效果良好，值得推广应用。     

致密碎屑岩气藏低伤害压裂液的研究与应用

随着川西蓬莱镇组气藏开发的深入,地层能量不断下降,压裂过程中返排率低,压裂液滤液侵入地层,伤害严重,制约了浅层蓬莱镇组气藏的高效开发。为了降低压裂液对储层的伤害,提升气藏的开发效益,在对压裂液性能需求进行研究的基础上,提出了降低压裂液对储层伤害的技术对策,形成了适合于川西浅层蓬莱镇组气藏的超低浓度稠化剂压裂液体系和线性自生泡沫压裂液两套低伤害压裂液体系,并在川西蓬莱镇组进行了推广应用。返排率分别达到了65.1%和61.9%;压后平均产能分别为0.81×104m3/d和1.45×104m3/d,取得了明显的增产效果。     

纤维压裂技术与现场应用

压裂改造是油气藏增产的重要增产措施,压后快速返排可以进一步提高增产效果,而提高压裂液的返排速度和控制支撑剂的回吐却相对矛盾,若压裂液返排速度过快,超过临界出砂流速,将产生支撑剂回吐现象,致使缝口处的导流能力大大降低;若压裂液返排速度过慢,致使返排率降低,将增加压裂液对储层的伤害。为解决这一矛盾,通过对纤维压裂工艺机理研究的基础上结合现场应用,表明纤维压裂对防止支撑剂回流、提高压裂液返排率、减少储层伤害、增强压裂改造效果等方面具有良好的应用效果。     

提高低压气藏改造效果的关键技术——以川西LD气田为例

川西LD气田为典型的低压低渗透致密气藏,该类气藏因地层压力低,加砂压裂改造时压裂液滤失量大,返排速度慢,返排率低,导致储层及裂缝受到伤害而影响改造效果,使依靠压裂建产的LD气田的稳产形势面临巨大挑战.通过室内实验,研制了低质量分数的稠化剂增能压裂液体系,降低了压裂液残渣对储层的伤害,结合储层地质特征,在液氮增能设计方法优选及施工关键参数计算方法研究的基础上,形成了液氮增能压裂技术,提高了压裂液的返排速率和返排率,最终形成了提高LD气田低压气藏改造效果的关键技术.现场10口井l8层的应用结果证实,气井返排速率明显加快,压裂后平均测试时间由前期的10 d缩短到2 d,气井见气点火时间明显缩短,平均产气量为0.7623×10(4) m3/d,比2008年增加了0.5495×10(4) m3/d,有效实现了低压气藏低伤害压裂,为低压气藏开发提供了有效手段.     

二氧化碳泡沫压裂技术在低渗透低压气藏中的应用

针对低渗透、低压气藏压裂改造中压裂液返排困难的问题,研究了CO₂泡沫压裂技术,分析了CO₂泡沫压裂过程中井筒和储层温度场变化对CO₂液气转化的影响,对提高CO₂泡沫压裂液的流变性、内相恒定与工艺措施等进行了室内研究.现场试验表明,CO₂泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透、低压气藏的压裂效果.     

一种新型压裂预前置液的研制

针对气藏压裂改造中要求压裂液伤害低、返排率高、加砂规模大等特点，分析了压裂改造对地层造成的伤害，经室内试验研制了ZH—l压裂预前置液，并重点介绍了压裂预前置液的破乳、降低压裂液表(界)面张力、助排等特点。现场试验表明，ZH—l预前置液对降低地层伤害、提高返排效率、提高压裂施工效果有着重要意义。     

CO2泡沫压裂优化设计技术及应用

针对苏里格低压、低渗透气藏常规水基压裂液压后返排困难,导致储层水锁伤害的问题,研究利用CO2泡沫压裂来降低压裂液滤失,提高压裂液返排率,降低对储层的伤害。有针对性地研究了CO2泡沫压裂优化设计技术,包括:CO2泡沫压裂起泡技术、酸性交联技术、变泡沫质量和恒定内相设计技术等。现场应用表明,长庆苏里格气田气藏应用CO2泡沫压裂技术,可大大提高返排率,缩短压裂液返排时间,降低压裂液对气层的伤害,提高压裂效果。     

国外HTHP水基钻井液的研究进展

综述了国外高温高压（HTHP）水基钻井液的研究进展。简介了技术原理和各类HTHP水基钻井液,其中包括盐水基、重晶石加重和四氧化三锰加重HTHP水基钻井液。侧重介绍了甲酸盐基HTHP水基钻井液的原理、技术发展及应用。对重晶石加重和四氧化三锰加重HTHP水基钻井液,重点介绍了控制体系流变性、稳定性和滤失量。还给出了在德国北部、美国塔斯卡卢萨、印尼那图那海、北海、沙特阿拉伯、中国南海等油田的现场应用结果。     

海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

介绍了国外高温高压井的最新定义和分级,以及全球海上高温高压井的分布。阐述了海洋高温高压井钻井液性能设计方法,主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力、低温流变性能和水合物抑制能力等,提出高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标,建立利用极高温高压流变仪Chandler 7600模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法。详细介绍了国外抗232℃超高温无铬环境友好型水基钻井液、抗220℃超高温高密度甲酸铯钻井液、抗180℃高温无黏土储层钻井液、抗260℃超高温油基钻井液、抗315℃极高温氟基逆乳化钻井液。上述技术对中国超高温乃至极高温钻井液技术的研究具有一定的借鉴意义。     

抗高温高密度水基钻井液流变性研究

使用Fann50SL型高温高压流变仪对抗高温、高密度水基钻井液的流变性能进行了测定。实验分析表明，该种抗高温高密度水基钻井液在高压下表观黏度、塑性黏度和剪切应力随温度升高而降低，其降低趋势逐渐递减。运用回归分析方法对实验数据进行处理，确定出钻井液在高温高压下遵循的流变模式--卡森模式，建立了预测井下高温高压条件下钻井液表观黏度的数学模型。计算表明，所建立的预测钻井液表观黏度的数学模型能够较准确地描述高密度钻井液在高压下与温度之间的关系，钻井液的表观黏度与温度呈指数函数关系。运用幂律、H B和卡森等流变模式对钻井液高温高压下的流变数据进行拟合分析时，建议最好选用卡森模式。     

High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells

To maintain tight control over rheological properties of high-density water-based drilling fluids, it is essential to understand the factors influencing the rheology of water-based drilling fluids. This paper examines temperature effects on the rheological properties of two types of high-density water-based drilling fluids (fresh water-based and brine-based) under high temperature and high pressure (HTHP) with a Fann 50SL rheometer. On the basis of the water-based drilling fluid systems formulated in laboratory, this paper mainly describes the influences of different types and concentration of clay, the content of a colloid stabilizer named GHJ-1 and fluid density on the rheological parameters such as viscosity and shear stress. In addition, the effects of aging temperature and aging time of the drilling fluid on these parameters were also examined. Clay content and proportions for different densities of brine-based fluids were recommended to effectively regulate the rheological properties. Four rheological models, the Bingham, power law, Casson and H-B models, were employed to fit the rheological parameters. It turns out that the H-B model was the best one to describe the rheological properties of the high-density drilling fluid under HTHP conditions and power law model produced the worst fit. In addition, a new mathematical model that describes the apparent viscosity as a function of temperature and pressure was established and has been applied on site.     

温度对超深井非水化地层安全钻井的影响

超深井钻井中普遍存在高温高压等地质环境，钻井过程中经常发生喷、漏、卡、塌等复杂情况。为减少复杂情况发生、研究了温度对井壁稳定性的影响，探讨了井周有效应力、岩石力学性质及钻井液密度随温度变化的规律。研究发现温度变化会产生热应力，导致孔隙弹性系数变化，从而改变井周有效应力的分布；温度升高岩石力学性质逐渐变差，并有可能产生热开裂现象，从而引发井漏、井塌等复杂事故；高温高压井中压力和温度同时起作用，但温度效应更加明显，将引起钻井液当量密度降低。综合考虑以上3 个方面，认为温度对超深井地层安全钻进具有重要影响，钻井过程中应该尽量减少起下钻次数，保持钻井液循环，该研究结果可为进一步确定合理的安全密度窗口及入口钻井液密度提供依据。     

深井水包油钻井液高温高压密度特性模拟实验研究

深井、超深井中井下温度和压力高,井下钻井液密度变化较大,易引发一些复杂事故的发生。利用石油大学(华东)泥浆研究室研制的高温高压钻井液密度模拟试验装置,针对欠平衡深井钻井用的一种水包油钻井液体系,开展了高温高压条件下的钻井液密度特性模拟实验研究,为进一步开展井下钻井液静液柱压力的预测研究奠定了基础。研究结果表明,同一油水比水包油钻井液在同一温度下,密度随压力呈线性上升趋势,且两种温度下的上升斜率基本相近,在同一压力下密度随温度上升而下降;在不同油水比条件下,每种水包油钻井液在同一温度下,密度随压力上升的斜率基本相近,在同一压力下密度随油水比增大而下降。     

高性能合成基钻井液体系的研制及性能研究

针对高温高压复杂井安全密度窗口较窄的难题,笔者通过分子结构设计和合成,研发了抗温达232℃的新型抗高温乳化剂、抗高温降滤失剂和抗高温有机土,并在此基础上构建了一套高性能合成基钻井液体系。实验结果表明,该乳化剂乳化率高达95%以上,形成的乳状液液滴尺寸分布均匀。降滤失剂与乳化剂、有机土协同增效,进一步提升了体系的乳化稳定性、高温高压流变性和降滤失功能。与传统的合成基钻井液相比,该体系在高密度下具有低黏度、低切力、沉降稳定性好、高温热稳定性好及高温高压滤失量低等优点,从而有助于解决高温高密度钻井液因结构强度太大而造成的憋泵、启动泵压过高、当量循环密度（ECD）变化大而诱发的井漏及井壁失稳等难题,为满足石油勘探开发高温高压井作业安全提供了技术保障。      

东秋8井下尾管高密度油基防卡钻井液研究与应用

东秋8井是塔里木油田的一口重点预探井。该井在4772～530lm井段的钻井过程中因砂岩层渗透性好、油气层压力系数高，发生了多次井漏、溢流和压差卡钻等复杂事故，决定完钻，下入φ127mm尾管。为避免下尾管时出现压差卡钻等复杂情况，通过研究分析，优选出了高密度油基钻井液进行下尾管和固井作业。该钻井液抗温抗压能力强，性能稳定，与井浆配伍性好，经高温静置后，具有较高的携屑悬浮能力。现场应用表明，高密度油基钻井液密度范围宽、滤失量低、泥饼薄、泥饼的粘附系数小、高温高压稳定性好；能够大幅度降低泥饼的粘附系数，适合于深井超深井易发生压差卡钻井段测井、下套管等施工；东秋8井小眼井顺利下入尾管，固井作业顺利，解决了东秋8井下入尾管发生压差卡钻的难题，经济效益非常明显。     

基于黏度计读值预测的高温高压流变性预测方法

钻井液高温高压流变参数预测分析是深井超深井钻井液性能调整、水力参数计算的基础,建立了一种基于黏度计读值预测的钻井液高温高压流变性分析方法。首先,开展了高温高压流变实验,基于实测数据分析了旋转黏度计读值随温度、压力的变化规律。然后,引入比例因子将各转速测量读值归一化,运用数值方法分别分析了恒压变温、恒温变压情况下比例因子与温度、压力的变化关系,先建立了高温高压下比例因子预测模型,随后建立了通用的高温高压黏度计读值预测模型,同时给出了高温高压流变模型优选与流变参数计算方法。通过多组实验数据计算对比,运用该方法计算所得黏度计读值与实测值吻合很好。进而运用该方法分析了一组实测钻井液在井筒内的流变参数变化情况,与传统方法相比,该方法不再局限于常规流变参数（塑性黏度、表观黏度等）预测,其可以扩展到所有流变模型的高温高压流变参数预测中。      

成膜剂HN-1研制及其在钻井液中的应用

在复杂地区石油勘探开发过程中,井壁失稳和储层伤害已成为国际性技术难题。钻井液中的水相进入井壁地层和油气储层是造成井壁失稳和储层损害的主要原因,为了阻止钻井液中的水相进入井壁地层和油气储层,近年来国内外学者提出了超低渗透钻井液技术,其中成膜剂是超低渗透钻井液的关键处理剂。着重介绍为恩平24-2油田所研制的一种不影响钻井液其他性能并能降低钻井液滤失量的成膜剂HN-1以及由此而构建的恩平24-2油田超低渗透钻井液体系。同时,根据超低渗透钻井液性能测试方法,评价了其侵入砂床深度、高温高压砂床滤失量、岩心承压能力和储层保护能力。评价结果表明,HN-1成膜剂阻止了钻井液中固相和液相进入储层,降低了钻井液侵入砂床深度和钻井液高温高压砂床滤失量,提高了岩心承压能力和储层保护能力,为开发恩平24-2油田提供了有效保障。