裂缝型储层酸压暂堵材料实验研究

在裂缝型碳酸盐岩储层酸压中酸液滤失严重,导致酸蚀缝长较短,不能沟通远端储集体,以致达不到压后配产要求。控制酸液滤失是裂缝型储层酸压成功的一个关键因素,于是提出了在前置液、酸液中加入暂堵剂来实现暂堵降滤的方法。分别对100目粒径粉陶、粉砂、可降解纤维3种常用暂堵剂进行了室内实验评价,降滤失效果都较好。实验结果如下:加入粉陶后,岩心两端的压差能保持3~4 MPa压差约40 min,降滤失效果随着粉陶用量的增加而增加;覆膜粉砂能够维持在10 MPa差压以上约60 min,但是粉砂在高压下会封堵天然裂缝,对生产不利;10 mm纤维能保持2~4 MPa压差约40 min,驱替压差与粉陶较近,2 mm纤维能保持15 MPa压差约40 min,效果仅次于粉砂,纤维现场操作性较差。还对实验条件下的粉陶用量、纤维用量进行了优化,研究结果为裂缝型碳酸盐岩酸压中暂堵剂的选取提供理论依据,具有重要的现实意义。     

缝洞型储层酸压改造纤维暂堵规律研究

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩大型复合酸压过程中液体滤失严重的现象,现场提出了纤维暂堵技术。实验利用高温高压酸岩反应流动仪,进行裂缝型储层纤维暂堵性能室内评价。测得不同纤维浓度、长度和不同温度下的定排量最大驱替压差和暂堵时间,研究了温度对纤维降解率的影响。实验结果表明:纤维浓度越大,形成滤饼的承压能力越强,最大驱替压差和暂堵时间越大;较长纤维易缠绕架桥形成滤网,增大渗流阻力,从而增大最大驱替压差和暂堵时间;温度升高,纤维降解速率增快,滤饼致密性降低,最大驱替压差和暂堵时间减小。实验结果对塔河缝洞型油田酸压改造、酸压设计及现场施工都有积极的指导意义。     

体膨颗粒非均质裂缝封堵效果与改善

体膨颗粒已广泛应用于高温高盐裂缝性油藏控水,且其封堵效果与颗粒尺寸、颗粒分流率密切相关.采用人工造缝的碳酸盐岩露头岩芯组模拟非均质裂缝储层,在130℃、19.8×104 mg/L条件下进行体膨颗粒裂缝堵水效果评价与改善实验.结果 发现,粒径过大、窄裂缝分流率过高的体膨颗粒可能加剧裂缝产液的非均质性,而粒径过小的体膨颗粒...     

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。     

裂缝-孔隙型储层保护钻完井液体系研究

针对裂缝－孔隙型储层特征和钻井施工要求，从储层潜在损害因素分析入手，确定了裂缝暂堵剂，即以超细碳酸钙和改性石棉纤维为主复配而成的纤维状暂堵剂LF－1，以及以油溶性树脂和液体石蜡为主复配而成的油溶性软化封堵剂EP－1，并优选出了钻完井配方。现场试验表明，该钻完井液体系基本满足钻井施工要求，储层保护效果明显，可使表皮系数下降54．4％。     

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.     

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。     

膨胀颗粒与甲叉基聚丙烯酰胺复合堵剂堵水研究

应用砂岩微观孔隙模型实验方法，对ＴＰ－９２０膨胀固体颗粒与甲叉基聚丙烯酰胺复合堵剂在双重孔隙介质油层中的封堵机理进行了实验观察研究。通过实验现象观察结合油田现场化学堵水效果分析得出，该类化学堵剂的封堵机理和堵水效果主要表现为：携带液的吸附水膜机理和固体颗粒膨胀后对储层微裂缝及大孔道的物理堵塞机理，由此而产生的驱替—封堵效果对双重孔隙介质油层的化学堵水具有更加理想的控水增油作用。     

基于黏聚层单元的缝内暂堵压力演化规律的有限元数值研究

暂堵转向压裂技术是目前高效改造低渗透难动用油气藏的"杀手锏"技术,目前缺乏对缝内暂堵压力演化规律方面的研究.基于黏聚层单元理论模拟暂堵带,采用应力-渗流全耦合有限元模型,对暂堵转向压裂过程中暂堵带封堵长度、暂堵剂封堵强度、压裂液注入排量、暂堵带滤失系数等因素对缝内压力变化的影响规律进行了数值模拟研究,并通过灰色关联分析确定各因素对缝内压力影响能力的相对关系.结果表明:暂堵剂封堵长度达到5m后,暂堵带的承压能力将趋于稳定;随暂堵剂封堵强度的增大,增压幅度呈现先快速上升后逐渐放缓的趋势,缝内压力可提升超过15％,有助于缝内形成憋压;增大压裂液注入排量可缩短76.3％的升压时间,有效加快缝内压力提升速率;暂堵带滤失系数减小至某一小值后,缝内增压效果明显且趋于稳定;根据关联系数分析得出影响能力从大到小的排序为:排量>暂堵剂封堵长度>暂堵剂封堵强度>渗透系数.研究成果对指导缝内暂堵转向压裂设计具有重要意义.     

弱凝胶封堵裂缝性能研究

利用自制全直径岩心夹持器,岩面贴合垫片模拟裂缝,计算选择符合XF油田低渗透天然裂缝及压裂缝的宽度,并研究弱凝胶对缝宽和裂缝形态的封堵效果。驱替试验表明,弱凝胶封堵强度随裂缝宽度的增大而减小,且存在临界裂缝宽度0.69 mm,裂缝小于该值表现为胶体弹性作为封堵主导因素;反之,则为胶体黏性或内摩擦阻力,且其效果不及小裂缝。张裂缝油藏现场调剖时,应充分考虑裂缝宽度的影响,提高调剖剂强度,以增加其弹性能力。缝形实验中,直缝对弱凝胶封堵效果最差,且缝形愈复杂,封堵效果愈好。     

抗温高强度交联堵漏配方研究与应用

为解决常规桥接堵漏材料滞留能力较差,堵漏成功率低的问题,研制出交联封堵剂ZNP。优选了高强度架桥材料、填充材料和纤维材料,按1/3/~2/3架桥理论确定不同材料的粒径范围,按SAN-2工程分布理论确定了各种粒径的体积配比,形成了抗温高强度交联堵漏配方;对其承压能力、抗返排能力进行了评价,并进行了现场应用。研制的交联封堵剂ZNP具有良好的配伍性和高温稳定性,可提高封堵材料与地层的胶结能力,优化的抗温高强度交联成膜堵漏浆可封堵1~5 mm宽的裂缝,抗压可达30 MPa以上,封堵层抗返排压力达4.6 MPa以上。在FX4、SHB1~(-1)等井应用12井次,一次性堵漏成功率100%。结果表明,抗温高强度交联堵漏配方具有良好的承压及抗返排能力,堵漏成功率高,具有广阔的推广应用前景。     

致密储层体积压裂裂缝漏失及控制综述

致密储层在体积压裂过程中由裂缝导致的漏失对压裂液能效利用和套管变形均有影响,不同类型裂缝的漏失所具有的特点差异显著,目前仍没有针对性的控制措施。本文首先明确了体积压裂裂缝(简称体积裂缝)的分类及性质,在总结体积裂缝漏失类型及特点的基础上,调研了各类漏失的应对方法及优缺点,分析了解决上述漏失问题的控制技术和封堵材料,并指出了体积裂缝漏失的发展方向。结果表明：体积裂缝漏失可分为水-岩相互作用导致的拉伸裂缝漏失、小井距体积压裂造成的裂缝串通漏失、天然裂缝/断层沟通导致的漏失三类;压裂中添加粉砂和压裂液体系离子调节能缓解拉伸裂缝导致的漏失,压裂参数优化与暂堵结合能使得裂缝转向,降低小井距裂缝串通漏失的频率,优化压裂选段或提前封堵天然裂缝/断层能降低压裂液在天然裂缝/断层中的漏失;压裂参数精细化、发展裂缝转向或能够形成自适应封堵的新型材料是未来发展的趋势。结论认为：在地质工程一体化框架下,针对体积裂缝的漏失类型采取对应的控制措施,以压裂参数优选协同自适应封堵材料的思路控制体积压裂裂缝漏失,为提高压裂液能效和预防套管变形提供技术支持。     

两级固结堵漏井筒压力的变化规律

常规固结堵漏浆体驻留性差、井筒留塞难。现场采用两级固结堵漏工艺，在固结堵漏浆体前向漏失层注入高粘稠浆体，以提高浆体驻留性。但对堵漏作业过程中井筒压力变化规律认识不清，井筒压力精细控制不足，工艺参数如排量、浆体体积等的确定缺乏理论指导，这些仍然是固结堵漏工艺优化面临的关键问题之一。基于浆体在裂缝中一维径向流动模型，本文建立多级固结堵漏动力学模型，提出临界压力和压差比两个参数表征浆体的驻留性。以高粘稠凝胶浆+水泥浆两级固结堵漏工艺为例，分析裂缝宽度、排量、浆体体积及比例对井筒压力的影响，厘清堵漏过程中与环空液面高度变化与井筒压力的关系。结果表明：裂缝宽度越小，堵漏过程中井筒与地层压差、临界压差越大，浆体更容易驻留。增加浆体体积和高粘稠浆体比例，有助于浆体驻留，但实际堵漏应综合考虑浆体驻留、漏层裂缝封固以及成本等多因素。浆体排量越大，压差比越大，不利于浆体驻留。环空液面高度变化可以判断漏失地层井筒压力变化，现场应加强环空液面高度的监测。     

塔河油田超大型复合酸压降滤失技术研究

为满足塔河油田碳酸盐岩储层超大型复合酸压增产改造的技术需要,对0.15 mm 粒径粉陶、油溶性暂堵降
滤剂和可降解纤维降滤失剂进行了室内实验评价。加入粉陶较不加粉陶15 min 滤失量下降了近2 L,滤失速度由
3.3×10-6 m/min 下降到2.0×10-6 m/min;油溶降滤剂的暂堵率大于85%;可降解纤维降滤剂在80～120 ℃,降低液体滤
失量37.70%～22.99%。结合储层特征与工艺技术要求以及粉陶不同粒径组合的渗透率实验测试结果,优选0.150 mm
粒径粉陶作为塔河油田超大型复合酸压降滤失剂。基于粉陶对天然裂缝的不同作用方式分析,优化粉陶加入浓度为
10% 左右,按由小到大逐级加入,并结合了支撑段塞和裂缝形态优化了粉陶降滤量,在TH12227H 井进行矿场试验取
得了满意的效果。研究结果对塔河油田超大型酸压具有重要的指导意义。     

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。     

储层压力下氮气泡沫封堵性能影响因素研究

 储层压力对泡沫产生的封堵能力影响较大.为了研究泡沫在实际储层压力下封堵性能的影响因素,实验设置10MPa的回压模拟泡沫生成的环境压力,以氮气作为气相介质研究储层压力、气液比、渗透率、含油饱和度、地层倾角等对泡沫封堵性和稳定性的影响.实验结果表明,储层压力影响泡沫的封堵性能,压力越大泡沫产生的阻力效应越小.在一定的储层压力下,存在最佳的气液比,使得泡沫产生的阻力效应最强.储层的孔隙结构影响泡沫的存在形态,渗透率越高的储层中泡沫的封堵作用越强.低含油饱和度情况下,泡沫仍能产生一定的封堵作用,但是封堵有效期很短,因此氮气泡沫可以在低含油饱和度储层中形成暂时封堵.泡沫在存在倾角的储层中更易均匀分布,产生的封堵阻力越高,同时也说明泡沫在垂向上的封堵能力更佳.     

转向压裂用暂堵剂研究进展与展望

我国低渗油气资源储量丰富,水力压裂是开采此类资源的重要措施。但随着生产进行,水力裂缝失效将导致油气产量下降,化学暂堵转向压裂是恢复和提高低渗透油气产量的重要方法之一。暂堵剂能够对高渗透层进行封堵,迫使压裂液转向,实现对剩余油聚集区的压裂改造。根据暂堵剂形态的不同将暂堵剂分为颗粒类暂堵剂、压裂暂堵球、纤维类暂堵剂及冻胶类暂堵剂,从封堵机理、优缺点及暂堵剂研发现状等方面对上述四类暂堵剂以及几种新型暂堵剂进行了综述,并对暂堵剂未来的发展方向进行了探讨。认为可降解水溶性暂堵剂是今后的主流发展趋势,根据地层情况选择多种类型暂堵剂实施复合暂堵有利于提升封堵效果,根据数值模拟结果来指导暂堵转向压裂施工参数的定量优化是亟待攻关的难题。     

延长主力油层泡沫水泥堵剂体系配方优化与性能研究

针对延长石油主力油层油井堵水及井壁再造问题,对泡沫水泥体系中发泡剂、稳泡剂、水灰比、缓凝剂、木纤维等添加剂进行了室内优化实验,确定了适合延长石油主力油层油井堵水的泡沫水泥浆体系配方:G级油井水泥浆体系为:0.5%AES+0.3%CMC+G级油井水泥浆(水灰比为0.44~0.55)+0.2%缓凝剂+0.2%木纤维;800目超细水泥浆体系为:0.5%AES+0.3%CMC+800目超细水泥浆(水灰比为0.55~0.60)+0.2%缓凝剂+0.2%木纤维。并对优化后的泡沫水泥浆体系进行了动态封堵性能评价实验。实验结果显示,优化后的泡沫水泥体系具有较强的封堵调剖能力以及封堵的稳定性。