深井超深井钻井堵漏材料高温老化性能评价

深井超深井钻进裂缝性油气层极易发生频繁的钻井液漏失,造成严重储层损害和重大经济损失。储层段钻进过程中经常发生重复性漏失,意味着仅用酸溶率、粒度分布等常规堵漏材料评价指标已不能满足钻井液漏失控制工程需要。笔者以塔里木盆地克深气田钻井常用的核桃壳、毫米级碳酸钙为研究对象,开展了堵漏材料高温老化评价实验。实验评价结果表明,在180℃的柴油中老化24 h后,核桃壳的颜色由黄色变成黑色,质量损失率为25.16 % ,摩擦系数下降28.24 % ,抗压强度下降21.21 % ;毫米级碳酸钙的颜色由白色变成淡黄色,质量损失率为2.47 % ,摩擦系数下降1.33 % ,抗压强度基本不变;由高温老化后的核桃壳和毫米级碳酸钙所形成的封堵层,其承压能力下降了48.84 % 。分析指出,堵漏材料高温老化失效是深井超深井裂缝封堵层结构破坏并在储层段发生重复性漏失的一个重要因素。     

变围压条件下致密砂岩力学性质实验研究

 储层有效应力改变条件下的岩石力学性质认识对气藏高效开发十分重要，但理想的实验方法及结果较少。为研究气藏开发过程有效应力不断增加时致密砂岩力学性质的变化规律，在GCTS–RTR–1000型三轴岩石测试系统上进行了有效应力不断增加条件下三轴压缩变形实验。实验结果表明，随着围压的增加致密砂岩变形模量和泊松比不断增加。与常规恒定净围压下力学实验对比，在同一净围压下，围压不断增加时的变形模量要高于恒定围压下的变形模量、围压不断增加条件下测得的泊松比则较恒定围压下测得的泊松比低。     

复杂地层钻井液漏失诊断技术系统构建

井漏不仅是最严重的储层损害方式,而且是钻井工程中长期悬而未决的重大理论和技术难题。诊断并有效控制井漏,要从根本上认识并准确描述井漏三要素:位置、类型及强度。漏失机理及类型诊断是制定科学合理的漏失控制技术的前提。综合利用钻前、随钻、钻后信息资料,描述和表征漏失层性质及参数,进行潜在漏失层预测。建立了钻井液漏失诊断技术系统框架,提出了漏失诊断具体方法,综合室内实验和数值模拟开展裂缝、孔洞的应力敏感性和裂缝传播机制研究,预测漏失通道变形程度和漏失强度,为优选堵漏材料提供理论依据;基于钻时、岩屑、钻井液等工程参数对井漏的异常特征响应来识别井漏,利用实时录井参数来监测并描述井漏状态,提前预测井漏发展趋势;建立了基于漏失发生机理的漏失压力模型,从漏失压力的角度诊断了漏失类型。针对井漏演化过程的认识,初步建立了井漏诊断技术框架,为漏失控制技术提供理论支持。     

致密储集层初始含水饱和度形成过程实验模拟——以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏为例

鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏储集层原油充注程度高,平均含油饱和度超过70%,局部存在超低含水饱和度现象。前人开展致密岩心原油充注实验时,在实验方法上很少考虑岩心出口端加回压对油水流动的影响,驱替时仅有入口端附近的液体在驱替压力下建立起孔隙压力用以克服流动阻力,出口端则为大气压,导致驱替得到的含水饱和度与测井分析含水饱和度差异明显。为了研究回压对致密油藏储集层原油充注时超低含水饱和度形成过程的影响,选取鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏岩心,开展了饱和水岩心出口端加回压来模拟不同孔隙压力下的单相渗流实验,根据实验结果选出实验回压开展原油充注实验。实验结果表明：单相渗流时,回压下能够显著降低测得稳定视渗透率时所需的驱替压力梯度,且在相同低压力梯度下能够测得更大流量;两相驱替时,回压下驱替得到的含水饱和度与测井解释结果具有很好的一致性,说明回压下能够再现超低含水饱和度的形成过程。研究认为,加回压对于提高致密岩心液体流动实验测试效率和模拟原油充注超低含水饱和度形成过程均有重要意义。     

水饱和煤岩储层甲烷运移动态特征

为了获取低渗煤层两相流动参数,系统分析了水饱和煤层甲烷运移动态特征。通过水饱和煤样气体运移实验明确了两相流体流动行为,获取了气相渗透率、排驱压力和吸附速率等参数。结果表明:水饱和煤岩中甲烷运移需克服毛细管排驱压力,渗透率越小其值越大;基于压差与排驱压力的大小关系,水饱和煤层中甲烷运移可分为毛细管力控制和扩散控制两个阶段;气体存在损失现象,毛细管力控制阶段甲烷滞留于煤岩孔隙,扩散控制阶段甲烷吸附于煤岩表面;水相降低了气体扩散能力,渗透率越高吸附速率越小。研究成果有助于原地条件下低渗水饱和煤层两相流动参数测试方法的改进,有利于水饱和煤层气藏排采制度优化。     

氟化物对致密砂岩气体渗流能力的影响

针对致密砂岩气藏易发生水相圈闭损害、降低气相渗透率的现象,研究了季铵盐型氟化物被岩石表面吸附对气体渗流的影响,开展了润湿性测定、表面张力测定、水相自吸、钻井液滤失与返排、气相渗透率恢复测试等实验,利用原子力显微镜表征了氟化物在岩石表面的吸附形态,结合实验计算了固体表面能与固-液界面吸附黏结力,分析了氟化物界面修饰提高气体渗流能力的机理。结果表明:氟化物能使岩石润湿性由水湿转变为气润湿,有效抑制水相毛管自吸,使驱替过程水相平均返排率由46.6 % 提高到了85.2 %,从而使气相渗透率恢复率从60 % 提高到了80 % ;氟化物吸附使固体表面微观粗糙度增加、固体表面能和固-液吸附黏结力降低,使得原固体表面与水相的接触面积减少、作用力减弱,利于水相脱离表面束缚、提高侵入水相的返排能力,进而减小了水相对气体渗透率的损害,提高气相渗流能力。     

中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望

中国致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。经过10多年持续攻关，已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺。实践证明，贯彻储集层保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究，重视水平井及特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。参42     

致密砂岩孔渗对盐析的响应实验研究

高地层水矿化度的深层—超深层致密砂岩气藏开发过程中盐析及其诱发问题日益突出。选取了致密砂岩柱塞岩心,开展了盐析前后岩心孔渗参数测试实验,利用扫描电镜观察了结晶盐在岩心孔喉内的盐晶形态和赋存状态,并通过压汞法分析了盐析前后致密岩心孔喉半径分布变化情况。结果表明,盐析后致密砂岩孔渗出现明显降低,孔隙度降幅最高可达53%,渗透率降幅最高为65%;结晶盐在致密砂岩孔喉内的赋存状态可分为沿着粒间孔缝和天然微裂缝团簇生长、附着在伊/蒙间层等亲水性黏土矿物表面层状生长以及在孔隙角隅处单粒生长3种模式;当结晶盐颗粒尺寸越接近致密砂岩孔径分布时,盐析越容易造成裂缝和孔喉堵塞。基于致密砂岩气藏盐析诱发损害现象,建议孔隙度小于5%的致密砂岩在开展室内分析实验前应进行洗盐预处理。     

裂缝性致密砂岩储层井周液相时空分布规律

裂缝性致密砂岩气藏在各项工程作业过程中,工作液滤液侵入导致井周含水饱和度上升,储层水相圈闭损害,气相渗透率降低甚至为零。特别是在储层微裂缝发育带,在正压差钻完井作业过程中,工作液滤液将侵入到地层深部,致使测试或测井解释将储层含水饱和度解释偏高,将气层解释为气水同层或水层,延缓油气层的发现和开发。建立了综合利用地质参数和工程参数的裂缝性致密砂岩储层工作液滤液侵入数学模型,利用该模型模拟井周储层在作业过程中液相饱和度时空分布。研究结果揭示出,微裂缝的存在加快了滤液侵入速度,加大了滤液侵入深度,并显著提高微裂缝邻近基块的液相饱和度。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害自然解除行为研究

致密砂岩气藏的高毛细管力及强水湿性使其易产生水相圈闭损害,影响气藏及时发现、准确评价及经济开发。目前消除水相圈闭的物理化学方法,由于可能诱发其他储层损害,应用尚受到限制。选取鄂尔多斯盆地渗透率小于0.1×10^-3μm²、介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间和大于0.3×10^-3μm²的致密砂岩岩样,利用氮气在恒定高压差与递增压差驱替原地有效应力下饱和模拟地层水岩样的实验,揭示致密砂岩水相自然返排行为。结果表明：随着时间增加,含水饱和度逐渐下降,渗透率越高,含水饱和度降低幅度越大,残余水饱和度越低;渗透率介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间的岩样,在前150h递增驱替比恒定高压差驱替含水饱和度降低慢,但水相返排率更高。分析表明,致密砂岩水相圈闭损害严重,孔隙结构、渗透率和压力梯度是影响水相返排的重要因素,孔喉非均质性强的储层宜采用递增压差驱替的方式;水相返排过程包括驱替和蒸发2个阶段,当气相在不同孔喉中形成渗流通道后,可适当提高压差加速水相蒸发。