东方1-1气田储层保护修井液体系研究

针对东方1-1气田水敏、水锁性强,储层压力低,修井液滤失量大,需冲砂作业的特点,开发了低密度储层保护修井液体系。该体系密度可调(0.60~0.95 g/cm3);水敏、水锁抑制性强,防膨率达91%,油水界面张力可降低96%;暂堵效果好,岩心模拟实验修井液无滤失,浸入岩心深度小于1.0 cm,反驱渗透率恢复值可达90.5%;采用破胶液处理可使渗透率恢复值达94.7%;携砂性能好,与海水相比,石英砂及陶粒在修井液中的沉降速度可降低99%以上。此外,修井液体系还具有好的稳定性及安全环保性能,满足海上油气田修井需求。     

高压气井修井挤压井井筒流动模型

塔里木油田克深气田超深、高温、高压,部分气井在生产过程中环空异常带压,若长期监控生产,井控风险大,需要进行压井以便开展修井作业。高压气井修井挤压井作业过程井筒流动规律复杂,压井风险高。考虑压井过程井筒-地层复杂耦合流动,建立了高压气井挤压井数学模型,模型预测结果与实测数据吻合较好,能够满足高压气井挤压井施工设计的需要。通过数值计算,分析了高压气井挤压井作业井筒流动规律及影响因素。研究表明,挤压井过程中井底压力和油压对地层渗透率、储层厚度、地层压力、压井液排量等参数较为敏感,储层渗透率和厚度越低,地层压力越高,压井井底压力和油压越高。压井液排量越大,压井持续时间越短,产生的井底压力越高。挤压井作业需根据储层渗透率、厚度及地层压力等参数,确定合理的压力液排量等施工参数,在保证压井成功高效的前提下,避免压漏地层。     

碳酸盐地层屏蔽暂堵技术在乌兹别克的研究与应用

从乌兹别克气田碳酸盐储层的特点出发,结合国内外碳酸盐储层堵漏的相关技术,通过现场试验优选配方,结合堵漏工艺和解堵工艺的特点,成功实施现碳酸盐地层的屏蔽暂堵,解决了碳酸盐地层压井漏失和解堵的难题.     

不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用——以徐深1-1井为例

常规气井压井作业,压井液污染堵塞地层,气井产能损失大。不压井作业技术是通过使用油管堵塞工具对井下管柱进行内封堵,在确保管柱封堵有效的前提下,利用防喷器组来控制油套环形空间的压力,然后依靠不压井作业机的液压举升系统和卡瓦系统,进行带压起下管柱等井下作业。由于不使用压井液,不会对地层造成污染。介绍了不压井作业设备的结构、工作原理、基本作业程序,并以庆深气田徐深1-1井为例,分析了高压气井不压井作业的施工要点和关键技术。提出了相应对策。本次作业使该井增产效果显著,对同类高压气井增产具有一定的借鉴意义。     

不压井作业技术在庆深气田高压气井中的应用

摘 要： 常规气井压井作业,压井液污染堵塞地层,气井产能损失大。不压井作业技术是通过使用油管堵塞工具对井下管柱进行内封堵,在确保管柱封堵有效的前提下,利用防喷器组来控制油套环形空间的压力,然后依靠不压井作业机的液压举升系统和卡瓦系统,进行带压起下管柱等井下作业。由于不使用压井液,不会对地层造成污染。本文介绍了不压井作业设备的结构、工作原理、基本作业程序,并以庆深气田徐深1-1井为例,分析了高压气井不压井作业的施工要点和关键技术,提出了相应对策。本次作业使该井增产效果显著,对同类高压气井增产具有一定的借鉴意义。     

低压气井修井暂堵隔离冻胶与性能*

在低压气井修井作业中,采用在产气层使用暂堵隔离液的方法将压井液与产气层隔开,以防止压井液漏入对气层造成伤害;采用水溶性聚合物、乳液型金属离子交联剂、增强剂、纳米密封剂等辅助剂,研制出聚合物隔离液及隔离冻胶;并对隔离冻胶的耐压强度、气密性、破胶性能进行了评价。     

气井防水锁防粘土膨胀射孔液研究与应用

通过分析盆5、滴西14等多个气藏的储层物性、岩性、敏感性等储层资料,开展了水锁伤害和结垢堵塞伤害评价研究。发现新疆气田气藏敏感性强,气藏粘土膨胀伤害、水锁伤害和结垢堵塞伤害较为严重。针对储层伤害的特点,本文研制了粘土防膨剂、共聚物防垢剂、咪唑啉类缓蚀剂,优选了高效防水锁剂和无固相加重剂等,开发了满足新疆气藏气井射孔作业储层保护需要的防水锁防粘土膨胀射孔液,同时根据不同气田射孔作业的需要,确定了射孔液的配方调整方法。结果显示,现场应用效果良好,测试表皮系数比邻井降低了20%~50%,有效解决了射孔作业储层污染的问题。该射孔液具有防水锁伤害、防粘土膨胀伤害的功能,同时具有密度可调、性能稳定等特点,对气藏储层伤害小,在新疆气田致密气藏、水敏气藏的气井射孔作业中具有良好的推广应用价值。     

表面涂覆活性凝胶聚合物暂堵剂的研究与应用

以聚乙烯醇、骨胶和苯甲酸为固相材料,采用具有表面活性的单体和丙烯酰胺、丙烯酸钠进行共聚得到的活性聚合物对粉状固体表面进行包覆,通过有机硅改性处理得到一种水溶性暂堵剂WRP,测试了暂堵剂的悬浮性、水溶性以及抗温性能,通过驱替实验测试了暂堵和解堵性能。实验结果表明,该暂堵剂水溶率大于95%,可耐260℃高温,悬浮分散性能好,在岩心中注入8倍孔隙体积的0.4%暂堵剂后,暂堵率与水驱解堵率均大于95%,突破压力高达6.2 MPa。并将其应用于赵凹油田的安2117井进行了现场实验,加入暂堵剂后压力上升6.3 MPa,达到暂堵效果和解堵效果,实现了裂缝的暂堵转向。     

吐孜3井裂缝性储层保护技术

针对塔里木油田吐孜地区裂缝性储层的特点 ,采用复配的屏蔽暂堵技术对重点勘探井吐孜 3井的钻井液体系进行了实验研究。选取与该井地层构造相似的具有代表性的岩心进行了暂堵评价实验 ,并对暂堵方案进行了优选。室内实验及对现场井浆的分析结果表明 ,钻井液配方中加入复配的暂堵剂后 ,其性能无明显变化。但采用优选的复配暂堵技术后 ,裂缝性岩心的渗透率恢复值显著提高 ,说明这种暂堵技术能较好地保护裂缝性油气藏的储层。     

吐孜3井裂缝性储层保护技术

针对塔里木油田吐孜地区裂缝性储层的特点,采用复配的屏蔽暂堵技术对重点勘探井吐孜3井的钻井液体系进行了实验研究。选取与该井地层构造相似的具有代表性的岩心进行了暂堵评价实验,并对暂堵方案进行了优选。室内实验及对现场井浆的分析结果表明,钻井液配方中加入复配的暂堵剂后,其性能无明显变化。但采用优选的复配暂堵技术后,裂缝性岩心的渗透率恢复值显著提高,说明这种暂堵技术能较好地保护裂缝性油气藏的储层。     

双段塞选择性堵水技术研究

油气井出水是油田开发过程中存在的一个普遍问题,给油气井生产、油气集输和油田开发,特别是注水开发的油田,带来严重的影响。选用水溶性的改性树脂聚合物复合堵剂（DM3）作为第一段塞,进行了大孔道裂缝型岩芯的堵水实验,发现堵剂对裂缝有较好的暂堵能力和选择性封堵能力,通过煤油浸泡24h后,油解封率大于82.2%,具有良好的选择性,对地层伤害率低于25%,随着解封时间增长,解封率不断提高,暂时封堵率下降。通过一系列实验确定了高渗透性水泥段塞的粗粒径水泥配方,完成了施工性能的调节,在四川金华地区的金78井进行现场施工,取得了成功。     

油井屏蔽暂堵热洗工艺技术的研究与应用

针对韦庄油田地层压力系数低、水敏严重、热洗液漏失污染地层的问题 ,引入屏蔽暂堵工艺 ,克服了常规洗井排水时间长、产量下降等弊端 .该工艺的特点是有效堵漏和易于解堵 .通过对地层伤害机理分析和室内性能研究 ,筛选出一种新型暂堵剂 GYZD,在韦庄油田现场实施 1 0口井 ,工艺成功率达 1 0 0 %,暂堵有效率达 90 %.与以往的热洗效果相比 ,累计减少原油损失 868t,较好地解决了多年困绕韦庄油田因热洗影响产量的问题 ,取得了良好的经济效益     

ASS－1屏蔽暂堵钻井完井液体系的实验研究

根据现场实际钻井过程,在实验室模拟ASS-1钻井完井液体系对储层岩芯进行动、静态伤害,岩芯渗透率平均恢复率可达到89%,经高压气体反向驱排之后恢复率可以提高到93%,滤饼的脱落压力小于1.0MPa,表明该体系只对储层产生轻微伤害,暂堵颗粒与储层孔隙直径相匹配,变形材料与暂堵剂、储层等配伍性良好,还可以通过储层自身压力实现解堵;岩芯从伤害端切除长约1cm后,岩芯渗透率的恢复率大幅度上升,平均可达137%,表明钻井液对岩芯的伤害深度在1cm以内;最后对岩芯不同部位通过电镜扫描,发现岩芯内部孔隙或喉道内没有任何固相颗粒侵入,进一步证明ASS-1体系的暂堵保护只发生在岩芯表面。研究认为,ASS-1钻井完井液体系选用适当粒度级别的碳酸钙作为暂堵剂是合理的,暂堵只是在井壁表面,达到了保护储层的目的,并且进一步拓宽了ASS-1体系的使用范围。     

空气钻井替换过程中防止地层损害对策

空气钻井采用空气作为循环介质,最适低压和低渗透储层的开采。由于空气钻井方法最大限度地减小了环空液柱压力,所以能获得较高的机械钻速,并且对地层无损害。但限于目前的钻井、测井、固井等一系列油、气井开发工艺技术条件以及地层条件,对采用空气作循环介质所钻的井,往往都必须把工作液(或钻井液)替入井内。在替换过程中,原来没有受到损害的地层,会因工作液中的液相和固相侵入地层,造成地层损害。而且,如果低压、低渗储层一旦被损害,很难使地层恢复原始渗透率。本文在实验的基础上,采用屏蔽暂堵技术思路,提出了空气钻井替换过程中防止地层损害的技术措施。实验表明,暂堵效果与液柱压力,工作液中暂堵剂颗粒的浓度有关。本文提出适用于空气钻井替换施工的环空回压控制技术,能在较短的时间内把地层暂堵上,阻止工作液中的液相和固相颗粒侵入地层。由于暂堵剂颗粒进入地层比较浅,所以十分容易返排,恢复地层原始渗透率。     

官984区块储层射孔液配方实验研究

在射孔完井作业中,射孔液质量的好坏与油气井产能有直接的关系。根据X-衍射与地层流体分析的结果,结合射孔液对储层的损害机理,对射孔液的防膨性、防腐性、射孔液对储层岩芯渗透率的损害程度以及与地层流体、压井液、压裂液间的配伍性进行了评价研究。线性膨胀实验表明该射孔液体系的防膨率大于94%;防腐性评价实验表明该射孔液体系的腐蚀速率小于0.076 mm/a;岩芯渗透率损害实验表明射孔液对岩芯渗透率的最大损害率为13.76%,平均损害率为11.14%;综合实验表明该射孔液体系抗高温,与原油不会形成乳状液,与处理剂配伍性良好。通过上述各项评价实验研制出适合大港油田官984区块的无固相射孔液体系,满足了施工作业和储层保护的要求。     

高产、高含硫天然气井完井技术在乌兹别克斯坦的应用

从KDZK气田碳酸盐储层的特点出发,结合国内外碳酸盐储层气井的完井技术,通过采用各知名公司的完井工具,形成了自己特有的气井完井设计和工艺技术,解决了碳酸盐地层气井完井密封不严等难题.     

高含硫气井元素硫溶解度与硫沉积预测模型研究

为了正确评估高含硫气井的储层硫堵伤害,通过收集整理大量酸性气体硫溶解度实验数据,建立了考虑溶质压力特性的典型高含硫气藏条件下元素硫溶解度预测模型。在此基础上,根据气水渗流理论与硫溶解度随压力变化量函数,推导了元素硫沉积量化表征数学模型;采用四川盆地某高含硫边水气藏与典型硫堵气井的基础静态与动态资料等,定量分析了影响气井硫堵状况的因素与储层硫饱和度的变化规律,探讨了缓解储层硫堵状况的技术思路与对策。研究结果表明：(1)通过验证,证明了本文建立的硫溶解度预测模型具有更好的预测性能,预测结果也更可靠;(2)气井硫堵程度受制于多种因素的综合影响,在相同的生产时间下,较大的气井日产气量、储层(初始)含水饱和度、非达西流常数,较小的储层有效厚度、储层(初始)孔隙度与渗透率、井底流压,能够造成更严重的气井硫沉积堵塞状况;(3)随着气井生产时间的增加,气井硫堵区域逐渐向井筒外围地层扩展。在气藏不同开发阶段,应该采取不同的硫沉积治理思路。开发初期,建议采用“控速为先,治理为辅”的治硫思路;开发中期,采取“控治并重”的思路;开发后期,应以经济效益为先,维持气井带液生产是该阶段的重点工作。     

理想充填暂堵型钻井完井液的设计及室内评价

传统的暂堵方法主要是依据储层的平均孔喉直径优选暂堵剂的颗粒尺寸,对具有较大尺寸的孔喉封堵效果较差.对根据储层孔喉尺寸分布确定暂堵剂颗粒粒度分布的理想充填暂堵新方法进行了阐述,并依据该方法设计出理想充填暂堵型钻井完井液,在室内对其进行了性能评价.实验结果表明,理想充填暂堵型钻井完井液可有效地封堵同一储层中不同粒径的孔喉,尤其是较大尺寸的孔喉.与传统方法相比,该方法设计的钻井完井液对储层岩样的侵入深度较浅,可获得更高的岩心渗透率恢复值及更低的突破压力梯度,具有显著的储层保护效果.     

新型无固相钻井液研究及其在东海低孔渗气田的应用

随着东海勘探开发的深入,多个低孔渗气田被发现并投入开发,但由于储层孔隙度渗透率低,易被钻完井液污染,前期应用PRD等无固相钻开液,起到较好的储层保护效果,但钻井液无法直接转为完井液,完井后需要破胶,易因漏失造成储层污染,针对这类低孔渗储层优选出一套新型钻/完井液一体化体系,该体系在50~160℃情况下均具有较好的流变性、滤失性能和储层保护能力,并在东海某区块的6口井8-3/8″(212.725 mm)水平段的钻进中进行了现场应用。应用结果表明,该钻完井液一体化体系具有良好的流变性、抗温性和携砂能力,且API滤失量低,储层保护能力强,能够满足现场作业的施工要求。该体系在东海低孔渗油气田的成功应用,为东海低孔渗油气田的高效开发提供了技术支撑,可在海上水平井钻井作业中推广应用。     

理想充填暂堵型钻井完井液的设计及室内评价

传统的暂堵方法主要是依据储层的平均孔喉直径优选暂堵剂的颗粒尺寸，对具有较大尺寸的孔喉封堵效果较差。对根据储层孔喉尺寸分布确定暂堵剂颗粒粒度分布的理想充填暂堵新方法进行了阐述，并依据该方法设计出理想充填暂堵型钻井完井液，在室内对其进行了性能评价。实验结果表明，理想充填暂堵型钻井完井液可有效地封堵同一储层中不同粒径的孔喉，尤其是较大尺寸的孔喉。与传统方法相比，该方法设计的钻井完井液对储层岩样的侵入深度较浅，可获得更高的岩心渗透率恢复值及更低的突破压力梯度，具有显著的储层保护效果。