XJPS无固相弱凝胶修井液的研究及其在低渗裂缝发育储层的应用

为了实现修井液在无固相、不形成致密泥饼前提下的低滤失性能,有效预防或减轻修井液对低孔、低渗、喉道细小及裂缝较发育储层造成的液锁损害,达到修井后流体产出能力的最大化．研制出了XJPS无固相、多功能弱凝胶修井液体系。该体系具有流变参数适宜、低滤失（〈8mL）、渗透率恢复值高（〉85％）、返排效果好等特点,Q3气井应用后产气、产油量降低幅度和含水量上升幅度均较小,明显减轻了因修井液漏失到储层造成的液锁损害和产能损失,提高了储层保护效果和修井效率。     

低损害无固相复合聚合物修井液体系研制及性能评价

在修井过程中,低压低渗裂缝较发育储层易发生修井液漏失,造成水敏、液锁等损害。为使该损害降至最低,采用动态挂片失重法、页岩抑制防膨法及表/界面张力和流变参数测定方法,优选出了适合储层特点的缓蚀剂、黏土防膨剂、表面活性助排剂及增黏降滤失剂等修井液组分,得到最佳修井液XJPS配方：模拟地层水＋1%GH1＋0.3%HTB＋2%DG-FPJ＋0.3%XC＋2%JMPS-1＋1%PRDS＋2%NaCOOH＋0.3%NaOH。室内实验结果表明,该修井液具有流变参数适宜、低滤失（〈8 mL）、渗透率保留率高（〉85%）、返排效果好等特点,可以实现修井液在无固相、不形成致密泥饼下的低滤失性能。矿场应用效果表明,与原用修井液相比,试验井应用XJPS修井液作业后,日产气量、日产油量降幅和含水量增幅均较小,明显减轻了因修井液漏失储层造成的液锁损害和产能损失,提高了储层保护效果和修井效率。图2表7参8     

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。      

SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液技术

为满足老油田修井需求、并兼顾储层保护,以KCl溶液为基液,通过优化屏蔽暂堵主剂、胶体保护剂及屏蔽暂堵辅剂加量,形成了SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液。室内评价表明:该修井液具有良好的滤失性和堵漏性能,暂堵颗粒可迅速被油井产出液中的油和水分解,缩短修井后的排水周期;岩心渗透率恢复率大于88.0%,较常规修井液渗透率恢复率大幅提高。SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液在胜利油田GU249井和哈萨克斯坦KKM油田301井、190井等3口井进行了现场应用,其封堵效果良好,能够满足修井作业需要,排水复产期缩短40.0%以上。研究表明,SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液的封堵和储层保护效果良好,具有推广应用价值。      

雅克拉-大涝坝凝析气田油溶暂堵型低伤害修井液

在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业过程中易发生修井液大量漏失而导致黏土膨胀、速敏、微粒运移以及润湿性改变等问题,引起较严重的储层损害.针对该气田储层特点,研究出了油溶暂堵型低伤害修井液,并利用离心法、页岩防膨法、API堵漏模拟实验以及沉降稳定等实验方法,优选出了适合该区块油溶暂堵型修井液的黏土稳定剂、表面活性剂、堵漏剂和悬浮增黏剂.性能评价结果表明,该修井液具有油溶暂堵功能,适用温度范围广;岩心渗透率恢复率达到85%以上,具有明显的储层保护效果;具有良好的流变性能,能满足现场施工要求.     

新型油溶暂堵型无固相修井液的研制

位于塔里木盆地北部的雅克拉-大涝坝凝析气田经过多年的开采,其储层条件发生了很大的变化。由于原修井液体系固相含量较高,致使气井相继出现污染,储层也受到不同程度的损害。针对该气田储层特点,从增黏剂、降滤失剂、抑制剂和对储层孔喉具有暂堵作用的特殊粒子等入手,以生物聚合物、羟乙基聚合物纤维素类为主处理剂,并辅以降滤失剂、油溶性暂堵剂等开展了一系列实验研究,研制出保护储层的新型油溶暂堵型无固相修井液体系。现场试验表明,新型修井液体系性能优良,流变性易于调整和控制,抗高温能力强,API滤失量小于等于8 mL且HTHP滤失量很低,岩心渗透率恢复值超过80%, 具有明显的储层保护效果。     

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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。     

东方1-1气田络合水水凝胶暂堵修井液技术研究与应用

通过对东方1-1气田待修井储层损害因素分析,该储层具有非均质性强、强水敏等特点,在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害,而且要防止水敏损害。针对以上储层保护要求,推荐以防水锁性(20.6mN/m)好、抑制性(防膨率99.5%)强和储层保护性(渗透率恢复值96.5%)好的络合水作为基液,构建络合水水凝胶暂堵修井液;该修井液不仅具有较好的封堵性能,而且本身具有较好的返排能力,在储层改造破胶液的作用下,渗透率恢复值均大于98%,能满足修井增产的目的。该体系在DF1-1-B2h井修井作业中取得了成功的应用。     

一种新型低固相油溶性暂堵型修井液的研制

针对柯克亚高温高盐凝析气藏储层敏感性强、修井液与储层不配伍导致地层严重伤害以及修井液漏失严重等生产实际问题,制备了一种具有抗温抗盐好、对地层伤害低、暂堵屏蔽能力强和防漏失能力高的低固相油溶性暂堵型修井液。实验对不同单剂进行了优选,并根据优选结果设计出最佳配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF-280助排剂+0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂+4%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5∶1.0)+0.030%(w)AES分散剂。对该修井液体系的表观黏度、静态悬浮时间、高温高压失水量(93℃,3.45 MPa)、24h耐温黏度保留率、暂堵率和岩心渗透率损害率进行了评价,各项指标优于SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》,表明该修井液性能良好,能应用于高温高矿化度油藏修井作业。     

新型无固相修井液的研制及应用

针对雅克拉-大涝坝低渗透凝析气田储层特点,研制出了一种新型无固相修井液。性能评价实验结果表明,所研制的修井液流变性易于调整和控制、抗高温能力强、滤失量低,岩心渗透率恢复值可达到85%以上。新型无固相修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业中取得了成功应用;对于低渗透气田,该修井液是一种较为理想的低伤害修井液。     

油藏描述中的储层建模技术

储层地质建模技术就是近几年发展起来的一项高新技术，是当今油藏描述的一个重要组成部分。它可以实现油气储层的精细描述和建模，定量表征和刻画储集层各种尺度的非均质性，从而研究油气勘探和开发中的不确定性和投资风险。储层建模技术在参数估计、储层非均质性描述、储层特征的不确定性描述以及综合利用各种资料方面具有很强的优势。各种储层建模的技术和方法，可分为确定性建模和随机建模两大类，其中随机建模技术是储层建模技术突出的发展方向。随着该项技术的不断发展与在国内的应用，必将对我国的精细油藏描述工作起到很好的推动作用。中综合论述了储层地质模型的类型、建模步骤和主要建模方法，探讨了储层建模技术的发展趋势和需解决的一些问题。     

储层建模技术在油藏描述中的应用——以黑油山油田西区为例

针对黑油山油田开发难度大、储层非均质性强的特点，以黑油山油田西区为例，阐述了储层建模技术在油藏描述中的应用。根据地质、地震、测井解释、岩心分析等资料，应用地质统计学随机模拟技术，分析和研究黑油山油田西区的构造特点、沉积相体系和储层物性参数。最后运用建模软件，建立了黑油山油田西区储层构造模型、沉积微相模型和物性参数模型，为油藏数值模拟提供了精确的数据体，为准确评价油气田储层性质及井网加密调整，挖掘剩余油潜力提供了可靠依据。     

火山岩油藏储层特征及开发对策

近年来，随着石油工业的发展和勘探技术的提高，火山岩油气藏相继在国内外都有比较多的发现。由于火成岩油气藏具有分布广但规模较小、初始产量高且递减快、储集类型和成藏条件复杂等特点。目前，对该类油气藏的系统研究方法相对缺乏，勘探开发技术尚不够完善。在此总结了火山岩储集层的特征及油藏类型，阐述了火山岩油气藏的开发方式，分析了国内外火山岩油气藏研究及勘探开发的成功实例，提出了火山岩油藏开发的几点建议，以期对吐哈探区三塘湖盆地火山岩油气藏的勘探开发起到一定的借鉴作用。     

牛心坨油田牛心坨油层储集条件研究

辽河盆地牛心坨油田牛心坨油层属扇三角洲－湖相（湾）沉积,其沉积环境的差异导致夺储层存在较严重的非均质性。岩心描述和常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、粘土矿物Ｘ－衍射分析及压秉资料研究表明,牛心坨油层的岩石类型芳要为岩悄长石砂岩;砂岩储层以前扇三角洲的远砂坝、扇三角洲前缘的砂岩流河道砂、砾－砂质分流河道砂及河口坝砂的物性最好,状砂、滩坝砂和前缘砾质分流河道砂、前缘砂次之碱角洲平原的砾质水道砂、砾＝砂质水     

油藏的压实

多年来油藏压实问题一直是从事油田开发业内人士关注的一项重要研究课题。本文作者在对近30年来的相关文献资料进行综合分析的基础上,对油藏压实问题、油藏压实的机理、油藏压实的分析方法和油藏压实对油田的开发与管理造成的影响等诸多方面进行了综合论述,并且针对油藏压实问题提出了些确有启迪效应的建议。     

缝洞型油藏储量评价方法及开发对策

塔河缝洞型油藏储层非均质性强,开发中后期油水关系复杂且储量动用不均,导致剩余油挖潜难度大。针对现有储量分类方法无法有效指导主体区精细开发的问题,运用体积雕刻法进行储量复算,通过属性优选提高缝洞刻画精度,利用参数分区差异化赋值提高储量计算精度,根据缝洞连通特征与储量动用状况,细化储量分类标准,将已井控区储量划分为未连通储量、连通未动用储量、连通在动用储量3类。针对不同类型储量制订相应开发调整对策,未连通储量、连通未动用储量以部署新井、完善井网为主,连通在动用储量以井间注采调整为主。利用储量评价技术指导新井部署与注采调整,塔河4区投产新井31口,实施油水井措施25井次,日产油由270 t/d升至700 t/d,综合治理效果显著。研究成果对缝洞型油藏开发中后期高效调整具有借鉴意义。     

新疆西达里亚油气藏精细描述研究

从构造、沉积、储层及流体4方面对新疆西达里亚T—Ⅱ油藏进行了精细描述研究。在构造研究中结合地震及测井对比成果进行了重新解释，分析了圈闭特征；在三维地质模型研究中，首先进行沉积微相研究，利用测井解释成果，采用先建砂岩格架后建属性模型的方法，应用地质统计学方法确立了精细的储层参数三维模型，实现油藏三维可视化。     

河口坝砂体储层非均质性及剩余油分布

运用非均质综合指数,以胜坨油田坨28断块沙二段8,9砂层组为例,对河口坝砂体储层的层间、层内、平面非均质性进行了定量表征,并分析了非均质性与剩余油分布之间的关系。认为河口坝储层层间非均质性弱,而层内、平面非均质性以中等-弱为主,非均质综合指数与含油饱和度有良好的对应关系,剩余油主要分布在非均质性中等的区域内。     

井间示踪技术在砂岩及碳酸岩缝洞型油藏的应用研究

从示踪剂流动机理出发,研究了井间示踪技术在砂岩及碳酸岩缝洞型油藏中的不同表现特征.井间示踪技术可以得出碳酸盐岩油藏注入水中示踪剂在平面上各方向的流速,比砂岩油藏的方向性更强;裂缝和渗流溶洞的的方向性,使得示踪剂的流动在平面上、垂向上有很强的选择性,在采出时浓度较高,回采率偏高;与同等距离的砂岩油藏相比,碳酸盐岩油藏见示踪剂时间早、运移速度快;碳酸盐岩油藏井间特殊渗流通道发育具有选择性,见剂更为复杂,其特征与砂岩油藏大孔道发育时的见剂特征接近;碳酸盐岩油藏井间渗流更接近细管内的流动,见剂浓度值波动幅度大,整体波动变化特征接近砂岩油藏.确定了油井的水淹方向,搞清流体的波及状况,确定油层的非均质性,计算高渗层的渗透率,验证断层密封性,从而对油田生产开发提供明确指导,为油田后续调整挖潜提供可靠的依据.     

储渗体差异性识别

以三维地震资料为基础,以精细标定为桥梁,结合多砂体（储层）的测井响应特征及产能状况进行了详细的比较分析。分析出各砂层对庆的反射波的波形、振幅、频率及波阻抗等地球物理特征参数与已知井的地质模型存在较好的对应关系,并能在地震剖面以及相关多参数剖面上得到直观清体现。意味通过地震多参数的综合判别,可以实现不同储渗体之间差异性识别选择典型井进行模型正演、验证差异性识别的可靠性,对储层进行多参数加权判别后识别