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。     

低固相盐水钻井液体系配方优选

以往钻井过程中遇盐岩井段采用传统的分散钻井液体系，会有大量无机盐溶解在钻井液中，导致钻井液的粘度、滤失量增高、井径扩大，给继续钻进带来困难，会严重影响固井[1]。该文针对目前大庆油田区域特点，根据现场地层特征，通过试验研究形成一套施工方便的低固相盐水钻井液体系。通过实验优选出配方为：3%坂土+0.10%NaOH+0.1%Na2CO3+0.2%增粘剂ZN-1+2%降滤失剂KFT+1%降滤失剂SMC+0.5%沥青粉+0.5%铵盐+15%工业盐。     

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。     

深井不同钻井完井液对渗流能力影响评价及预防对策

在深井钻完井过程中,钻井完井液损害造成渗流能力降低是储层最重要的损害机理。选用深井钻井现用钻井液、优化钻井液对储层天然岩样、人造裂缝岩样的损害实验,以及钻井完井液侵入评价实验共同揭示研究区块储层损害特征。分析两类固相堵塞,固-液、液-液配伍性,毛管现象及工程因素对于储层渗流能力的影响;并提出多级架桥暂堵技术、调整钻井液配伍性能等对策提高地层渗流能力,为钻井完井决策提供参考。     

琼东南盆地所在区块系列井钻井液侵入损害综合分析及优化

琼东南盆地属于中孔低渗储层,储层易发生水化、水锁等伤害。当前区块系列井所用深水钻井液侵入损害类型、机理不明,且传统的钻井液伤害评价方法误差大,不能直观地量化损害程度。因此设计了以钻井液污染实验、扫描电子显微镜(scanning electron microscope, SEM)分析、计算机断层扫描(computed tomography, CT)结合的方式分析钻井液固相以及液相侵入损害储层的方法。结果表明,深水钻井液与地层水配伍性良好,储层水锁损害率处于19.8%～31.4%,液相侵入损害主要为水锁损害;岩心SEM扫描结果显示其孔隙连通性差,EDS测试结果中Ba²⁺、Ca²⁺含量较高,分析固相侵入损害主要由加重剂引起,且蒸馏水返排后岩心CT扫描结果显示孔隙度微幅上升表明固相堵塞很难通过自然返排的方式清除。于是通过研发降滤失剂和优选加重剂粒径配比的手段优化深水钻井液储层保护性能。根据理想充填理论,确定最佳配比为1 000目CaCO₃、600目CaCO₃和200目CaCO₃的比例为...     

江汉油田废弃油基钻井液柴油回收技术

江汉油田页岩气钻井作业中使用柴油基钻井液,为减少废弃钻井液对环境的污染,通过室内实验研制了柴油回收剂配方:1%破乳剂OPP+800 mg/L混凝剂PAC+10 mg/L絮凝剂PAM.并优化了柴油回收工艺参数:最佳的破乳温度为55～60℃,破乳时间为60 min,离心转速为3 000 r/min,离心时间为5 min,废弃油基钻井液柴油回收率可达90%以上.回收柴油的品质达到了GB252-2000规定的-10号轻柴油技术要求和GB/T19147-2003规定的-10号车用柴油技术要求.根据现场油基钻井液的配方,再以回收柴油为基液配制油基钻井液,其性能与现场使用的油基钻井液性能相当.     

广谱"油膜"暂堵钻井液体系研究

在钻井过程中,为达到保护油层的目的,通常根据油层的平均孔喉半径,在上部钻井液中加入合适粒径的暂堵剂,再配合胶体填充粒子将其改造为对油层具有保护作用的钻井液.但在实际井中,油层孔喉半径分布范围较宽,导致经改造后的钻井液仅对某井段具有较好的屏蔽暂堵效果,而对另外的井段则不能起到较好的保护油层作用.针对油层非均质性强、孔径分布范围较大、油层孔径难以准确预知等特点,根据室内岩样污染评价结果,提出了采用广谱"油膜"暂堵剂GPJ的暂堵技术.室内评价和现场应用表明,该钻井液体系不仅实现了对油层的广谱暂堵,而且保护油层效果更佳,可获得更大的日产油量.     

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。     

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。     

植物胶钻井液完井液体系研究

以他拉胶(TLJ—1)为植物胶钻井液完井液体系的主要处理剂,低黏羧甲基纤维素钠(LV—CMC)、聚乙二醇(PEG)和超细碳酸钙(QS—2)为该体系的降滤失剂,并配合高温保护剂PEG、高温稳定剂Gemini季胺盐以及除氧剂Na2SO3优化配制出抗温高达140℃的植物胶低固相、无固相以及加重植物胶钻井液完井液体系。实验结果表明:低固相钻井液完井液API失水量仅5.6 mL,高温高压失水量仅10 mL;无固相钻井液完井液API失水量仅7 mL,高温高压失水量仅14.8 mL;加重钻井液完井液密度可达1.60 g/cm3,沉降稳定性好。植物胶钻井液的性能完全满足现代钻井与完井工程的要求,是一种发展前景广阔的新型钻井液完井液体系。