百口泉油田修井液系列化研究

针对百口泉油田以前采用的PC—1修井液存在着对地层伤害、与地层流体不配伍等问题。对修井液进行了系列化研究,使之针对不同生产时期和阶段的油井修井采用不同的修井液配方体系,以满足井下作业的需要。经过室内评价试验和现场应用证明新修井液配方体系与地层流体有良好的配伍性。具原油防乳化性好、热稳定性好、携砂能力强、腐蚀性小、漏失少、表面张力低、易返排。对地层低伤害等优点。     

盐水修井液缓蚀剂的优选

通过对盐水修井液缓蚀剂的优选,选出了对N80油管钢片缓蚀效果好,并且用量小、货源广、价格适中、易配制的缓蚀剂WP、PS、BZ和YN.通过对该缓蚀剂与盐水修井液、地层水的配伍性、对油层岩心的伤害性和热稳定性进行评价,优选出了缓蚀效果明显、易于推广的缓蚀盐水修井液配方.现场应用表明,该修井液在地层温度最高为157℃、井内工作时间最长为85 d时,无沉淀产生,对井内管柱、工具无腐蚀,保障了试油、修井作业的顺利进行;该修井液性能稳定、配伍性好、不对油层造成新的伤害,能确保施工作业安全,延长了油水井寿命,并且配制工艺简单.     

固化水工作液在压井修井过程中的成功应用

在油田开发后期,衰竭地层的钻完井修井作业中,会遇到多个压力层系,给施工带来许多问题.针对目前低压、多压力层系压井修井难题,研制出了固化水压井修井液.介绍了固化水工作液的暂堵机理、现场施工情况以及其配套技术.该修井液在陆上、海洋多口井中试验成功,起到了良好的经济效益与环保作用.现场应用结果表明,固化水工作液能适应多个压力系统,软化粒子有一定的强度,能够承受一定的压力;可变形、易流动、能够较快形成暂堵层;该体系性能稳定,与地层水配伍性良好,携砂性强,可以建立循环,克服了低压层系的压井问题,同时可实现修井,最大限度地保护油气层,使油气层可恢复原有的产能.该体系对环境无污染.     

大庆油田侧斜井稳定井壁技术研究与应用

针对侧斜井施工过程中易发生井塌事故这一现状,研究了大庆油田侧斜井上部嫩江组地层岩性性质及井壁失稳机理。通过室内和现场试验对修井液处理剂(高聚物絮凝剂、防塌剂、降滤失剂等)进行了测试、优选,确定了侧斜井修井液密度,并复配出了M101防塌修井液。现场应用证明,该修井液具有独特的流变性,抑制防塌效果好,性能稳定,滤失量低且与地层配伍性好,携砂能力强,保证了取套侧斜施工顺利进行。     

涠洲12-1油田中块低压储层保护研究

通过分析和评价涠洲12-1油田中块原修井液对储层产生损害的影响因素,确定了防止储层损害的有效措施和方法,即通过在修井液中加入表面活性剂CZZ和WPD来降低水锁产生的损害,并评价了2种表面活性剂降低油/水界面张力的能力、配伍性、抗温性以及乳化性。同时对易漏失的低压储层开展了改进型修井液技术研究,包括暂堵剂的优选、性能评价、储层保护研究、解堵试验评价、与地层流体配伍性评价和现场施工工艺研究,并提出了解除损害的有效方法。     

大庆油田侧斜井井壁失稳预防技术

针对侧斜井施工过程中易发生井塌事故这一现状 ,研究了大庆油田侧斜井上部嫩江组n3～n4地层岩性性质及井壁失稳机理。通过室内和现场试验对修井液处理剂 :高聚物絮凝剂、防塌剂、降滤失剂等进行测试、优选 ,确定了侧斜井修井液密度 ,并复配出M 10 1防塌修井液。现场试验证明 ,该修井液具有独特的流变性 ,抑制防塌效果好 ,性能稳定 ,滤失量低且与地层配伍性好 ,携砂能力强 ,保证取套侧斜施工顺利进行。     

汪基修井液的配制与现场试验

常规修井液的滤液对于水敏性的、低流静压的油层损害很大，为了减轻和防止这种损害，可使用油基修井液。经过充分的室内试验，研制出具有低密度和一定流变性能的油基修井液配方。该配方由ＬＳＨＦＨＳＤ或者ＨＳＤ和不含水原油的混合物（１；１），加入ＯＢＭ化学剂而组成，在印第安的西部的克罗油田低流体静压井时，用该配方进行修井试验，经测试和实际生产表明，油井能恢复到最佳生产状态。而用别的修井液就达不到这样的结果，试验     

束缚水修井液的研究与应用

研制和合成出高吸水性的树脂聚合物,将该聚合物加入水中配成束缚水修井液。该修井液是聚合物吸水后,能够完全将水束缚,并且吸水后的树脂颗粒可流动,游离水不大于修井液的5%的新型的适合于低压力系数的修井液。通过修井液的性能:稳定性、流变性和抗剪切性、滤失量、粘土膨胀率的影响、气侵和油侵试验、污染评价、与地层水的配伍性能、抗温性能、裂缝堵漏性、对油管腐蚀率、束缚水修井液的粒度研究和评价,得出适合于新疆气井现场的压力系数小于0.93的修井液,在新疆油田581井、256井、盆5井和五3东区57218井进行了应用,取得了良好的效果,不但能够将水束缚,使游离水小于5%,并且对储层伤害非常小,修井后产量恢复远远大于95%。     

高硫化氢井低伤害修井与防护工艺

完善高硫化氢井修井工艺包括低伤害的高硫化氢修井液体系研究及相应修井施工工艺的调整.根据修井液对地层潜在的损害因素,制定修井液的选择原则是:与储层岩石特性具有较好的配伍性;对将要进行修井的钻井完井液性能、气产量、生产时间、井壁稳定性进行综合考虑,选择投入成本较低且易配制和维护的修井液类型.车89井区高含硫化氢井均用此套修井工艺,共完成修井工作15井次,未发生任何安全事故,该区油井也未因修井液入侵造成较大减产,经统计,上修井措施后0.5～3 d产液量恢复到正常期水平.     

NPT修井液的研究和应用

胜利油田滨海采油厂研制出一种胺类聚合物(BG-1)可作为新的粘土稳定剂,与卤水或油田污水复配成油层无污染修井液(NPT)。经胜利孤岛等油田十多口出砂油井使用表明,此修井液对油层无污染,使用经济,效果良好。用低质量的修井液,将使油井产能降低46%～70%。而NPT修井液,则可以保持油层的储集特性,减少对油井产能的影响。用膨胀性粘土含量10%制成的人造地层岩心模拟流动试验表明,NPT修井液得到的最终渗透率恢复值Kf比油田常规的单独用卤水或油田污水作为修井液,可提高52%～67%(表1)。     

产油趋势法评价绒囊修井液在海上SZ36-1油田修井效果

绒囊修井液在SZ36-1油田C22井修井后,产液量下降,产油量上升,含水率下降。如何评价绒囊修井液储层伤害效果成为焦点。利用C22井修井前后10个月的产液量、产油量和含水率变化趋势,发现产油趋势分析法评价绒囊修井液修井效果比平均产液法更合适。产油趋势法可以详细分析修井前后产液量、产油量等参数的变化幅度及变化速率,对产量预测和制定合理的工作制度更有指导意义。用产油趋势法分析该油田另一口使用绒囊修井的F20井,较好地解释了修井后的产液、产油等现象,可以评价绒囊修井液对储层的伤害程度。     

高孔高渗储层保护修井液在海上油田的应用

渤海南部A油田明化镇储层岩性为含砾砂岩,平均孔隙度30.9%,渗透率1 551 mD,具有高孔高渗特征。随着地层能量的不断下降,油井在修井过程中出现了不同程度的修井工作液漏失现象,导致水敏、结垢等伤害。本文通过对X井储层伤害因素分析,开发了针对该高孔高渗储层保护的修井工作液。现场应用表明,使用该体系在投产后油井产能恢复周期短,产液含水下降快,具有良好的增油效果。表明该体系能有效减小黏土膨胀、微粒运移、原油乳化、水敏等伤害,增大油流通道,提高作业后油井产能。     

适配型修井液在渤海油田的应用

针对渤海油田不同的储层及原油特性,通过实验分别提出了广谱型修井液、防膨型修井液和高效修井液三种适配型修井液用于常规修井作业。室内实验评价的结果表明,以广谱型修井液为基液,可以配置防膨型修井液、高效修井液,对于不同类型的油井,可以收到较好的效果。经过在埕北油田多口井的现场应用表明,新型修井液不仅能够减少油井修井以后的恢复时间,也能增加油井产能,所优选的配方经现场应用验证效果良好。     

储层保护技术在低压井修井作业中的应用

针对低压井在修井作业过程中因入井液漏失造成储层损害降低油井产能的问题，分析了入井液对储层损害的原因，在优化入井液体系、降低漏失量和防止二次损害三方面，有针对性的配套和完善了适合低压井修井作业的储层保护技术，在现场应用后，油井产能恢复时间比以前平均缩短了14d，取得了显著的经济效益。     

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修井是一项为恢复油气井的正常生产所进行的解除故障、完善井眼条件的工作。如果修井液与储层流体和储层矿物不配伍以及滤失量过大就会造成储层损害。文章以卫126井为例，对低压气井低伤害修井液的优选作了详细研究。针对地层高温、高渗透率、强水敏和强盐敏 的特征,把修井液盐度提高到12．5％，通过抗温抗盐有机降失水剂的滤失筛选实验、岩心伤害实验和修井液滤液表面张力评价实验，研制出性能优良的修井液配方TC2－5，并成功地应用于卫126井的修井作业，取得了“能压住井、压而不死、低伤害”的应用效果。     

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修井作业过程中，不合理的压井液对储层造成不同程度的损害，导致油气井产能降低。大量的研究表明,压井液对油气层的损害主要是固相堵塞岩石孔道及造成岩石的性质发生改变。针对修井作业中无固相压井液对地层伤害小，利于油气层保护的要求，对压井液中所需要的增粘剂、降滤失剂、无机盐结晶抑制剂等进行了优选，并分别考察了加量对压井液性能的影响，室内研制了利于储层保护，具有较好抑制性与低固相损害的无固相压井液，合理的压井液配方：1%YJ1+0.1%YJ2+0.8%粘土稳定剂+0.12%其它添加剂+10% CaCl₂，该体系具有密度可调、无固相、滤失量低、流变性、热稳定性好，抗温可达110 ℃等优点，室内岩心流动实验表明，该压井液体系对高低渗透率岩心伤害程度小，对油气层具有很好的保护作用。     

金县1-1油田稠油结蜡修井技术探讨

金县1-1油田原油主要包括重质原油和中轻质原油,重质原油产生的重组份沉积和中轻质产生的蜡沉积会导致井筒或地层堵塞,严重影响油井正常生产。针对金县1-1油田有机垢堵塞问题,逐步探索出热洗配合钢丝/连续油管清蜡技术、金县1-1专用修井液和空心杆电加热管柱工艺等系列关键技术,有效提高了该区块修井效率,恢复了油井正常产能。从2013年至2018年,这些关键技术先后在金县1-1油田进行了现场应用,现场应用结果表明,热洗技术投入产出比达到1∶8.9;三种技术可节约修井成本约1 100万元,经济效益显著。这些关键技术在金县1-1油田的成功应用,为渤海油田稠油井解除重组份堵塞难题提供了借鉴,为后期稠油区块开发生产提供实践指导。     

修井作业中保护裂缝性储层的暂堵技术

在储层裂缝发育的油气井修井作业中,为了阻止工作液进入裂缝,避免裂缝被堵塞,实现储层保护,基于修井作业中裂缝性储层损害机理研究成果和利用特种材料在裂缝端部形成暂堵的思路,研制出了一种新型裂缝暂堵剂。该暂堵剂在室内性能测试中能够对缝宽为1～2mm的人造裂缝形成暂堵,暂堵材料在裂缝端部形成堆积而很少进入裂缝内部,容易解堵。大庆油田5口气井现场应用结果表明,该暂堵剂能够承受30 MPa的正压差和140℃的地层温度,暂堵形成后能够大幅度减少工作液进入储层,不仅实现了对储层的保护,还能够依靠负压顺利解堵,作业后气井产能基本保持了作业前的水平。这说明在修井作业中采用暂堵技术保护裂缝性储层是可行的。     

涠洲121油田储层损害及其防治

在钻完井及修井过程中 ,涠洲 1 2 1油田储层受到了一定程度的损害 ,这影响了该油田的投资回收和原油产量。文中根据该油田的地质情况、实际施工工艺及室内实验结果 ,重点分析了钻井液液相侵入产生的乳化堵塞对低压、低渗油层产能的影响 ,提出了提高钻井液暂堵性能 ,采用防漏的一次性不压井管柱完井工艺 ,以及使用防漏压井液等防治措施。这一研究成果为该油田新开发井的顺利投产、老井修井效果的提高 ,以及减少修井工作量提供了技术支持 ,对该地区同类油田的有效开发具有借鉴意义。     

套损井开窗侧钻水平井挖潜剩余油技术

套损井开窗侧钻水平井技术是大庆油田针对套损井综合治理和长垣老区油田剩余油挖潜的需要开展的一项试验研究。该技术立足套损井区目的层精细描述的研究成果,采取相应的修井措施对高含水或低产液的套损井进行修井,确保开窗点以上套管完好,下部及射孔井段水泥有效封固。选定套损井段上部的完好套管开窗侧钻水平井钻开目的层。工艺包括套损井的选井选层和修井要求、开窗位置的确定、钻具及施工参数、水平井井眼轨迹控制及完井方式等。该技术作为一种修井、开窗侧钻、水平井钻井等多学科交叉的综合工艺,现场试验取得了较好的挖潜效果。为这类套损井的修复利用和老区开发后期的剩余油挖潜探索了一种新方法。