黏弹性表面活性剂CTAB在钻井液中的应用

实验研究了阳离子型黏弹性表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)溶液的流变性、抗温性、降滤失性及配套破胶剂的破胶性能。实验结果表明:将2%CTAB与3%助剂水杨酸钠NaSal混合的基液在剪切速率170s-1、温度25℃、pH=7的情况下混合均匀后能迅速增黏至160 mPa·s;加入少量复合降滤失剂LA(水解聚丙烯腈铵(NH4-HPAN)和磺化酚醛树脂(SMP-Ⅱ)混合而成的复合体系)可显著降低其常温常压滤失量;高效破胶剂Br的破胶性能良好,破胶液的黏度降至1~3 mPa·s。同时室内研究了以阳离子型黏弹性表活性剂CTAB为主剂的钻井液体系——表面活性剂胶束钻井液DIF-a:1.5%CTAB+2.0%NaSal+1.2%复合降黏剂LA+0.5%黄胞胶XC,结果表明:在钻探碳酸盐岩地层时钻井液体系DIF-a产生的流动摩阻小、降滤失性能较好,且钻完井后利于返排,储层渗透率保留率可以达到91.41%,大大降低外部流体对储层造成的损害。     

裂缝性低渗砂岩气藏水基钻井液欠平衡钻井储层保护

采用水基钻井液欠平衡钻进裂缝性低渗砂岩气层时,裂缝面和基质孔隙内同时存在指向地层的毛细管力,欠平衡压差并不能完全抵消该力,因而为钻井液侵入提供了驱动力。评价水基钻井液欠平衡钻井是否对裂缝性低渗砂岩储层造成损害的相关研究较少,为此,设计了一套试验装置模拟水基钻井液欠平衡钻井条件,研究了裂缝性低渗砂岩气藏在水基钻井液欠平衡钻井过程中的损害情况及其机理。研究结果表明:水基钻井液欠平衡钻井过程中逆流自吸效应以及伴随的钻井液吸附是造成储层损害的主要原因,但损害程度低,侵入深度浅;如果欠压状态不稳定,钻井液会迅速侵入裂缝,影响其渗流能力,并且这种影响随裂缝宽度的增大而增强。     

聚合醇保护裂缝性储层应用研究

实验考察了常用聚合醇特别是PB-1的应用性能，讨论了在钻井液中的抑制、堵孔、界面活性、提高渗透率恢复率等作用，简介了在塔里木盆地轮南古潜山地区2口深井钻井中的应用效果。3％PB-1使岩屑在清水中的回收率由10．8％提高到38．8％；加有聚合醇的钻井液滤饼表面有膜形成；3％PE-1使清水表面张力降到～37mN／m，使油水界面张力降到8．5mN／m；随聚合醇浓度增大，PE-1和JLX水溶液通过滤饼的滤失量减小，PE-1水溶液通过含人造裂缝岩心时的压差增大；5％PB-1使实验聚磺钻井液及2．0％或2．5％PE-1使LG-101井井浆污染的含人造裂缝岩心的渗透率恢复率增大，聚合醇与超细碳酸钙合用时增加幅度更大。在LG-100井和LG-172井分别钻到5455和5440．9m时井浆滤失量较大而渗透率恢复率很小(26．7％和18．5％)，调整配方并加入聚合醇(3％～5％)使滤失量减小，渗透率恢复率大幅上升到65．2％和64．2％。聚合醇作为钻井液处理剂，对裂缝型和微裂缝型碳酸盐岩地层有良好保护作用，与固相架桥粒子共用时保护作用更好。图4表5参2。     

无固相钻井液用增黏剂的合成

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为单体,采用氧化还原引发剂水溶液聚合法合成了钻井液用增黏降滤失剂。通过单因素和正交实验确定了合成最优条件,并对产品的耐盐、耐温和降滤失性能进行评价。实验结果表明:在单体质量分数为37.5%、n(SSS)∶n(AMPS)∶n(AM)∶n(DMC)=1.5∶4.5∶9∶1、反应温度为45℃、引发剂用量为0.75%和pH=9条件下合成的聚合物具有较好的增黏、耐盐、耐温和降滤失性以及与其他钻井液添加剂有较好的配伍性。     

黏弹性聚合物钻井液技术

以自制的性能优良的黏弹性聚合物MVPP为基础,通过优选出配套的抗温降滤失剂,开发出了系列的无黏土、低黏土和中等含量黏土黏弹性聚合物钻井液体系。该体系具有优异的抗剪切稀释性和抗温抗盐性、良好的抑制性和润滑性,无黏土和低黏土体系抗温达180℃,中等含量黏土体系抗温达200℃;150℃的页岩回收率大于90%,8 h页岩膨胀高度不大于0.8 mm;润滑系数不大于0.10,泥饼黏附系数不大于0.016;API滤失量不大于5 mL。该黏弹性聚合物钻井液技术在胜利油田、川东北和新疆区块进行了30余口井的现场试验,该技术以抗温、抗盐、高密度、无黏土和低黏土为特色,可提高机械钻速,减少钻井液滤液对油层的侵害,保护油气层,降低钻井综合成本,实现安全、快速及高效钻井。     

纳米技术在黏弹性表面活性剂增产流体中的应用

黏弹性表面活性剂(VES)在石油工业的完井和油气增产的流体中得到广泛应用.表面活性剂有序地堆积成棒状结构,增加了常规压裂和压裂充填流体的黏度.然而,漏失度的偏高和随着温度的升高黏度的急剧降低限制了VES流体在压裂和压裂充填中的应用.本文将介绍一种纳米技术在VES流体中的应用,能维持流体在高温下的高黏度和降低滤失性,而不造成对油层伤害.对纳米颗粒的研究显示出其奇异的表面形貌和高的表面反应性.这些纳米尺寸颗粒通过化学吸附和表面电荷吸引,与VES胶束缔合达到:①高温下稳定流体黏度;②稠的VES流体形成假滤饼,明显地降低滤失量,提高流体的流体效率.当使用内部破胶剂破除VES胶束时,流体会迅速降低其黏度,假滤饼迅速破裂成纳米级的颗粒.由于这种破碎后的颗粒足够小,能通过生产层的孔隙喉道,它们将随生产出的流体一起返排,所以不造成油层伤害.VES流体的流变、滤失和岩心流动实验将在65.6 ℃和121.1 ℃下测试结果.     

改性沥青在钻井液中的应用研究

在疏松地层等复杂地质结构下进行钻井作业时,由于钻井液的滤失而形成井壁黏土水化膨胀,造成井壁坍塌的危害,为了解决这一问题,通常需要加入各种钻井液添加剂,来抑制黏土膨胀,降低钻井液的滤失量,防止钻井过程中的井壁塌陷等问题。本论文通过正交实验考察了系列改性沥青材料对钻井液黏度,滤失,摩阻等性能的影响。实验结果表明,当沥青加量为0.15%,搬土加量为6%,CMC用量为0.2%时,钻井液的滤失、黏度等性能达到最优化。最后通过电子显微镜观察最优配方下的滤饼结构,分析其性能。结果证明,改性沥青材料具有较好的降滤失作用和造壁性能,有很好的应用前景。     

乳化柴油钻井液欠平衡钻井技术在松辽盆地南部油气田的应用

依据松辽盆地南部油气田负压钻井存在的主要技术难点，通过对井眼稳定的实验分析、负压钻井的安全与井底负压值的控制设计以及负压钻进结束后压井技术的系统研究，确定了以乳化柴油钻井液作为钻进和压井的负压钻井施工方案。首次在国内安全顺利地应用低粘、低切、低密度乳化柴油钻井液体系，在探井SNl82井、评价井SN98井进行了欠平衡压力钻井施工。在SNl82井中新发现了2个天然气层；在SN98井中钻遇了多个天然气层，从2038m点着火到完钻，实现了“边喷边钻”，放喷管线口火焰最高时达8．5m左右。机械钻速比邻井高2—4倍，1只钻头相当于邻井2只钻头的进尺。此外，该乳化柴油钻井液在加入破乳剂等处理剂后可回收部分柴油，大大降低了欠平衡钻井成本。     

裂缝性储层压降分析方法及其应用

现有的压降分析解释技术只适合于低渗透均质油藏,而不能解释裂缝性储层的压裂裂缝参数.在总结Nolte经典G函数压降曲线分析方法的基础上,根据裂缝性地层存在微裂隙的特征,建立了裂缝性储层压裂压力降落分析模型.应用无因次压力函数图和叠加导数图,做出了压降特征曲线,可以判断天然裂缝的闭合压力;在此基础上,可以计算依赖于压力变化...     

黏弹性表面活性剂的研制及其在微泡钻井液中的应用

以氨基化合物、长链酰氯等为原料,研制出微泡钻井液用阴离子型黏弹性表面活性剂VES-1。通过优选胶束促进剂、助表面活性剂等优化出VES-1黏弹性体系。该体系黏弹性好,泡沫稳定性强,0.01 r/min低剪切黏度可达100 000mPa·s,泡沫半衰期可达18 min以上。在VES-1黏弹性体系基础上,结合文23地层特点,通过优选稳泡剂、降滤失剂等形成高触变性微泡钻井液体系,并对其性能进行了评价。评价结果表明:VES-1微泡钻井液体系具有高触变性,能够快速形成结构,10 s初切可达到12 Pa以上,而且初、终切相差不大,有利于悬浮携带岩屑,可对低压易漏地层形成快速有效封堵;120℃下注入325 mL钻井液承压即可达到10 MPa以上,可解决低压易漏地层钻进过程中地层漏失难题;VES-1微泡体系同时具有良好的抗压缩性,30 MPa下密度最高升高不超过0.05 g/cm3,该体系经120℃老化16 h后性能稳定,密度无变化,可抗10%复合盐水污染;同时具有良好的润滑抑制性,润滑系数比普通聚合物体系低54%以上,各项性能能够满足文23储气库建设的需要。      

碳酸盐岩裂缝性储层钻井完井液体系统损害评价

目前国内外对碳酸盐岩裂缝性油气藏的损害机理和保护方法的研究，大多集中在对裂缝性储层损害机理的认识，裂缝性储层的应力敏感，水锁效应以及纤维状暂堵剂在裂缝性储层中的屏蔽暂堵方法等方面，由于碳酸盐岩裂缝性储层本身的复杂性和特殊性，使得较孔隙型砂岩储层的损害机理和评价方法相差甚远，因而对钻井完井液体系的评价也发生了很大变化，在阐明碳酸盐岩裂缝性储层损害评价新方法的基础上，对四川在用的11种钻井完进液体系作了评价，并对损害机理进行分析。     

超深水裂缝储层钻井堵漏高效降解凝胶体系

针对南海永乐超深水区块花岗岩储层裂缝发育、钻井液漏失严重、裂缝性储层的堵漏与储层保护无法兼顾的难题,构建了高效降解凝胶堵漏体系。以甲基硼酸、甲基膦酸、氢氧化钠为原料制得动态共价硼酸酯键交联剂,其与聚乙烯醇、黄原胶等在可控时间内以动态共价键的交联方式发生物理化学交联反应,形成具有较高强度的凝胶堵漏体系。研究了该凝胶堵漏体系的成胶时间、堵漏性、流变性、抗污染性、降解性、储层保护性,并现场应用于裂缝性地层的堵漏。结果表明,动态共价硼酸酯键交联剂在低pH环境中易在过氧化物破胶剂的作用下发生键断裂,具有较好的降解性能。高效降解凝胶堵漏体系的成胶时间可调、封堵能力强。对于裂缝宽度为3.5mm的模拟岩心,在110℃下的承压可达5.8 MPa。凝胶固化前具有较好的流动性和触变性。该凝胶堵漏体系破胶时间短,在pH=4、6%过硫酸钾溶液中,6.1 h时即可完全破胶,破胶后残液黏度低,有助于裂缝性储层钻井防漏堵漏过程中的储层保护,实现超深水裂缝性油气储层钻进过程中的防漏堵漏与储层保护兼顾的目标。     

裂缝性气藏封缝堵气技术研究

塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂,储层裂缝发育,裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右,钻井过程中井漏溢流频发,气侵现象严重,增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂,且温度高（180℃）,导致架桥粒子、充填粒子级配难度大,钻井液封堵效果不理想,而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此,提出了有针对性地封缝堵气评价方法:利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型,微裂缝开度介于20~400 μm之间,缝面粗糙度与天然裂缝接近;自主设计了封缝堵气实验评价装置,建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料,并形成封堵配方,封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好,且酸溶率高于70%,不易污染储层。      

一种消除裂缝性储层钻井液滤饼的新方法

介绍了强氧化剂二氧化氮的基本性质、制备方法及其与有机聚合物的作用机理,利用组合裂缝储层保护评价实验新技术,对不同类型的解堵剂进行了解堵效果评价。试验结果表明,酸化和氧化相结合的二元复合滤饼消除法的解堵效果较好,具有广阔的应用前景。     

MPD作业解决了严重衰竭的高温高压储层的钻井难题

在北海的Kvitebjφrn油田测试和使用了一个新型的MPD装置,它能够在严重衰竭地层钻81/2 in的井眼,从而顺利地钻到目标储层.理论的中心部分是一个先进的动态流动和温度模型,在结合了一套自动节流系统后可以在裸眼井段更加精确地控制井筒压力.文章简要地说明了装置的操作,这套装置证明了它在一个给定的裸眼段使压力产生最小变化的潜力,它能够在井底压力窗口比机械钻速下循环时产生的摩擦压力损失还小的情况下准确地进行自动化的井筒压力控制.讨论了一个先进的用于自动节流调节的瞬态模型的使用.整个过程中所遇到的挑战超过了预期的想象,但是经过在已下套管的井内的反复试验,做了很多改善,所以钻81/2 in井段在井下压力得到很好控制的情况下实现了成功钻进.     

Relation of Recovery to Pressure in a Fractured Reservoir

A naturally fractured carbonate reservoir, situated in the renowned oil-bearing province of southwestern Iran, is studied. Comparison of produced gas-oil ratio (GOR) fluctuations with the oil pressure variations in different periods indicates negative trends. During periods with the high production rates, massive decline in the oil pressure occurred, which indicated lack of the important natural mechanisms for pressure stabilization. This oil field is divided into three domains by using static pressure data, pressure dispersal patterns, and porosity-permeability data. Relationships between GOR fluctuations and pressure variations in the oil column of the studied reservoir are typical of the naturally fractured carbonate reservoirs. Fluctuations in the oil column GOR and produced GOR are associated with the production rates. Thus, gas depletion in the reservoir during high production periods is higher, that is a common feature of reservoirs without active hydrodynamic system. Typically, in such a gravity-drainage reservoirs the water influx is minimal and the down-dip wells produce at the lowest GORs and have the highest oil recovery. Apparently, the role of the gravity-drainage depends on the net effect of the dip, permeability of different sectors, and the oil gravity and the individual well rates.     

用于裂缝性地层的体膨颗粒钻井液堵漏剂TP-2的制备与性能研究

为解决裂缝性地层钻井过程中常规桥塞堵漏材料堵漏效果不佳与堵漏后发生重复性漏失的问题, 以丙烯酰胺、 丙烯酸为共聚单体, 过硫酸钾和亚硫酸氢钠为氧化还原引发剂, 以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为化学交联剂、锂皂石为物理交联剂, 采用溶液聚合法合成了体膨颗粒钻井液堵漏剂 TP-2, 研究了 TP-2的形态结构、 吸水膨胀性、 保水性、 堵漏性及其对钻井液性能的影响。结果表明： TP-2为不规则的颗粒, 平均粒径为 190.5 μm, 与钻井液的配伍性较好, 形成的屏障层承压能力可达11 MPa; TP-2吸水膨胀性和保水性良好, 80℃下的膨胀倍数为75 g/g、保水率为 38.4%; 温度对 TP-2的影响较大, 随温度升高, TP-2吸水膨胀倍数增加、 保水率降低。该体膨颗粒堵漏剂适用于 80℃以下的裂缝性油藏的防漏堵漏。图6表1参13     

酸压石灰岩储层中增强充填效果的一种稠化除垢剂的研制

新型除垢剂的特征在于其自身的变黏特性,这就意味着它可以在泵速小于10 bbl/min的低流速下得到应用.它省去了使用机械式翻转器的麻烦,克服了层间窜流的问题,并使整个压裂过程中的化学剂顶替变得更为有效.对大量增黏剂和化学破胶剂以及不同类型的聚合物除垢剂之间的兼容性做了实验研究,并给出了实验的相关数据.本文通过计算机模拟研究,验证了实验数据的有效性,优化了其在油田的应用.除此之外,这种稠化除垢剂的优点还在于通过防垢控制延长了传统泵入设备的寿命,增加了日处理量,从而达到了经济性目标.     

Application and Optimization of a Fractured Horizontal Well in an Ultralow Permeability Reservoir

With wide application of fractured horizontal well in ultralow permeability reservoirs, it's necessary to investigate their development and to optimize fracture parameters. Based on dynamics and numerical simulation in Block W, development index and flow fields including streamlines, oil saturation and formation pressure were analyzed between fractured horizontal and vertical wells, and distribution of equal fractures was optimized. According to production and water cut in fractures, a novel fractured horizontal well with spindle shaped was proposed. The results that fractured horizontal wells had high initial production, great production decline, sharp water cut and low oil recovery. The development of fractured horizontal well is worse than that of fractured vertical one. The optimal fracture distribution of 400 m horizontal segment is 3 equal fractures with space of 133 m. For a 400 m horizontal segment with three equal ones and spacing of 200 m, it is advisable to lengthen the middle fracture and shorten the end fractures to form spindle shaped one, which can improve oil recovery by 1.76% with significant water cut reduction.     

Black Oil and Compositional Reservoir Simulation for Increasing the Recovery Performance of an Iranian Fractured Carbonate Reservoir

Abstract

Naturally fractured reservoirs contain a significant amount of world oil reserves. Accurate and efficient reservoir simulation of naturally fractured reservoirs is one of the most important, challenging, and computationally intensive problems in reservoir engineering. Black oil and compositional reservoir simulators have been used to determine the reservoir management and production strategies to increase the oil recovery from a low-porosity, low-permeability fractured carbonate reservoir, with an average matrix permeability of 0.8 md, average fracture permeability of 500 md, and an average matrix porosity of 10%. This reservoir is a candidate for an enhanced oil recovery (EOR) process, because the reservoir production rate has been declined due to increasing the water cut as a result of rising the water oil contact. The injection techniques that have been considered in this study for black oil model include (a) gas injection, (b) water injection, and (c) simultaneous water alternating gas injection and for the compositional model include (a) dry gas injection, (b) CO₂ injection, and (c) N₂ injection. Simulation results show that CO₂ injection has the maximum oil recovery between the EOR scenarios.