钻完井液对储层损害机制及防治措施研究

针对钻完井液对储层的损害机制及防治问题,本次研究首先对钻井液引发储层损害的成因进行分析,在此基础上,对储层保护钻井液技术要求进行探讨,对储层保护钻井完井液类型进行分析,开展钻完井液对储层损害的防治措施研究,为提高钻完井液的储层保护效果奠定基础。研究表明:钻井完井液中分散颗粒堵塞油气层、钻井完井液与油气层岩石不配伍、钻井完井液滤液与油气层流体不配伍等属于钻井液引发储层损害问题的主要原因,控制钻完井液密度用于不同压力下的油气层平衡、钻井液固体微粒匹配对应油气层渗流通道、钻完井液与储层岩石和流体的配伍属于储层保护钻完井液的技术要求,无膨润土暂堵型聚合物钻井完井液、无固相/无黏土相弱凝胶钻井完井液属于常见的储层保护类型的钻完井液。

高矿化度盐水修井液对储层损害实验研究

M油田位于伊拉克巴格达地区东部,石油资源储量较为丰富。研究区目的层Hartha储层压力系数为1.17左右,地层水矿化度较高,修井液目前采用一套高矿化度盐水工作液体系,为评价高矿化度盐水修井液对储层造成的损害情况,结合油田生产实际,通过修井液与地层水配伍评价实验和修井液与储层适应性评价实验,研究了高矿化度盐水修井液在修井时会对储层造成的损害情况。结果表明,修井液与地层水配伍,对储层的损害程度小于20%,损害程度较弱。

宝A井钻完井工作液配伍性及储层损害研究

以宝A井入井工作液、地层水和储层岩心为研究对象,应用浊度测试、离子分析、X射线衍射分析、岩心动态污染等测试手段,在模拟地层条件下,开展了工作液与地层水间配伍性实验、不同工作液间配伍性实验和岩心动态污染实验。分别通过絮凝法和入井工作液顺序污染的方式对配伍性实验和储层岩心进行综合评价。结果表明:钻井液滤液与地层水体系未产生明显沉淀,说明其体系配伍。完井液滤液与地层水、钻井液滤液与完井液滤液体系老化前后Ca^(2+)含量降低,浊度增加,均产生了白色焦磷酸复合盐(K_(2)CaP_(2)O_(7))沉淀,说明两种体系均不配伍,产生的沉淀对储层造成了一定损害。岩心经过4轮次工作液顺序动态污染后,岩心渗透率无法得到有效恢复,最终渗透率恢复值为25.87%,属于严重损害,其中水泥浆、完井液和射孔液均对储层具有明显损害。

基于压力振荡法的致密储层损害评价方法及应用研究

页岩气、煤层气、致密气等致密储层具有孔渗极低、渗流过程不完全遵循达西定律的特点,传统的储层损害评价方法在时效性、准确性等方面存在诸多局限性。为研究适合致密储层的损害评价方法,从测试原理上对比了稳态法、压力脉冲法、压力振荡法等评价方法,优选压力振荡法。以压力振荡法为基础,试制了一套集合工作液污染、渗透率测试、敏感性分析等功能的致密储层损害模拟评价设备,并针对煤层气、致密气的储层进行储层敏感性评价、工作液对致密储层的损害程度评价。室内实验表明:该方法在实验准确性和时效性上具有一定优势。现场应用结果表明:优选的工作液体系在现场应用良好。

南海油田砂岩储层损害机制及长效完井液技术

南海某油田由于存在完井后不投产的情况,大量外来流体长时间滞留对储层造成严重伤害。通过对该油田储层特征分析及感性实验评价,分析油田储层潜在损害因素及敏感性损害程度;提出长时间完井不投产过程对砂岩储层损害小的对策,筛选出完井液稳定剂LSCF-1,研制出储层保护长效完井液体系。结果表明:储层岩性主要为石英砂岩,黏土矿物以绿泥石和伊/蒙间层为主,储层物性以中孔中渗储层为主,属于正常压力系统,储层速敏、水敏、碱敏、应力敏感较弱,盐敏、酸敏为弱~中偏强损害。储层保护长效完井液体系存在长时间静置性能变化小、抑制性强、通透性好、腐蚀性低、防水锁能力强等优点,能有效保护储层,降低完井长时间不投产的储层伤害。

千方污水回注井储层损害诊断及酸化延效技术

针对渤海C油田群日注水量达上千方的污水回注井面临注入量大幅下降、酸化低效的问题,利用储层特征及岩石物性分析、水质普查及分析、结垢预测、软件模拟等综合手段,找出了此类井型的伤害主因是微粒运移,伤害半径为0.3~0.5 m,伤害次因是结垢、固相等堵塞,结垢类型为碳酸钙,两种注入水的结垢量分别为287.6 mg/L和357.1 mg/L,固相堵塞物主要是白云石类矿物,伤害半径为0.2 m。同时分析了以往酸化低效的原因是,由于采用在线酸化工艺,导致千方污水回注井的注水量远超注酸量,酸液浓度稀释比例过大,同时酸液无法有效解除复合伤害而产生的。采用盐酸、乙酸、氟硅酸、氟硼酸、HEDP主酸复配柠檬酸、季铵盐、SDBS等添加剂,研发了HLCHEM-Y酸化体系,解决了复合伤害问题。采用3.0~4.8 m^(3)/min大排量拖轮注酸工艺,解决了海上平台空间受限条件下,千方污水回注井低排量注酸工艺效果差的难题。配套技术在C油田群开展了16井次应用,取得了酸化后单井平均增注从116000 m^(3)延长至399000 m^(3),平均有效期从44 d延长至152 d的显著效果。

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl2;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO3。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0率70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1∶1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO3。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%率89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。

SZ36-1油田水源水混注对储层损害的实验研究

根据正交实验的结果、结垢趋势及结垢类型分析 ,对八种阻垢剂进行了筛选及最佳用量评价。用激光粒度仪对用最佳与最差配比配制的的混合水样在常温 (2 0℃ )和地层温度 (6 0℃ )下分别进行了测定 ,结果两种配比的混合水样的固相浓度、固相粒径等均发生了变化。对两种配比的混合水样在常温和地层温度下及在投加阻垢剂与未投加阻垢剂条件下对储层岩芯的损害进行对比评价。结果表明 :最佳配比的混合水样对岩心的损害较最差配比混合水样小 ;同一种配比的混合水样在常温下对岩心的损害较地层温度下小 ;投加阻垢剂后两种配比的混合水样对岩心的损害均比未投加阻垢剂的小。

低渗致密砂岩气田储层损害评价及保护措施

储层孔隙类型、孔隙结构、粘土矿物类型和含量等是造成气层受伤害的潜在因素 ,而外来固相、滤液以及生产或作业压差、生产时间等工程因素也可造成或加重对气层的伤害程度 ,因此 ,低渗致密气田 (藏 )的开发效果在很大程度上依赖于开发技术水平的提高。应用岩心评价实验、时间推移测井、生产测井以及试井等方法 ,评价了河南东濮凹陷白庙、文 2 3等气田低渗致密砂岩储层的敏感性及与外来液的配伍性 ,分析了导致或加重对气层造成伤害的工程因素。在气田开发的全过程中 ,有针对性地制定出对气层进行保护的配套措施 ,减少了对储层的伤害 ,充分发挥了气层的潜力 ,提高了气田的开发效果 ,也为同类气田提供了借鉴。

砂岩储层清水和污水混注对储层损害的实验评价

注入水中乳化油含量和悬浮颗粒含量及粒径一直是控制砂岩油藏注入水水质的重要指标。利用正交试验原理,通过实验系统评价了乳化油和悬浮颗粒共存时乳化油滴浓度、固相颗粒含量及粒径、渗透率及注入孔隙体积的相互作用及其对中高渗储层吸水能力的影响。结果表明,对于污水回注或清水、污水混注的砂岩地层,乳化油和悬浮颗粒共存比其单一存在时对地层吸水能力的损害要严重。当油滴粒径小于10μm时,岩心损害程度大于70%,油滴粒径大于30μm时,岩心损害程度低于50%。对于给定孔喉的岩心,有一个临界颗粒粒径。临界固相颗粒粒径随渗透率(即孔喉大小)的变化而变化,而临界油滴粒径基本不随渗透率变化,粒径约为15μm。

煤岩孔隙结构特征及其对储层损害的影响

煤岩特殊的孔隙结构及甲烷赋存和产出方式决定了其损害机理与常规储层存在明显差异。在此以六盘水地区亦资孔盆地二叠系煤岩气藏为对象 ,应用压汞和扫描电镜等手段 ,研究煤岩储层孔隙类型和孔隙结构特征 ,结合煤岩学、敏感性及工作液损害评价实验 ,探讨了煤岩气层损害机理。研究表明 ,煤岩中常见植物组织孔和气孔 ,裂缝发育 ,属双重孔隙介质 ,表现出很强的应力敏感性。工作液易通过天然裂缝系统侵入煤层中 ,导致裂缝内的固相沉积、水相圈闭和高分子处理剂吸附滞留损害。

3种压裂液性能评价及其储层损害原因分析

通过室内实验,测定了大庆油田3种压裂液的残渣质量浓度,评价了压裂液与葡萄花油田地层水的相容性.根据模拟压裂过程中压裂液与地层的作用机理,测定了压裂液反排率及对岩样渗透率的影响程度,找出了压裂液对油层污染的原因,可为改善压裂液的性能提供重要依据.实验结果表明:田菁胶、香豆胶和瓜胶3种压裂液残渣质量浓度均较大,是造成压裂低效的主要原因;压裂液与地层水相容性差,产生CaCO3等沉淀物质,堵塞地层孔隙和裂缝,使油层渗透率和裂缝导流能力下降,压裂效果变差;目前的3种压裂液对葡萄花油层污染均较为严重,田菁胶、香豆胶、瓜胶压裂液对岩心渗透率损害率分别为27.89%,18.51%,26.06%.

旅大10-1油田含聚污水回注对储层损害研究

在分析旅大10-1油田储层基本地质特征及开发现状的基础上,结合现场注水井动态特征和岩心驱替实验结果,用X射-线衍射、扫描电镜、能谱分析方法综合分析造成储层损害的因素。结果表明,含聚合物污水中悬浮物含量高、粒径大,主要成分为聚合物絮凝产生的有机物絮团,其次为CaCO3垢颗粒和含铁腐蚀产物等。有机物絮团包裹悬浮物颗粒使得颗粒粒径增大。污水中乳化油滴含量严重超标,产出聚合物水力学体积较大,形成塑性颗粒加重孔喉的堵塞。混合污水对储层损害实验表明,含聚污水和清水等体积混合时的配伍性最差,体系电解质浓度较高,使交联聚合物过分卷曲包裹碳酸钙、腐蚀颗粒等,形成粒径较大的聚集体堵塞储层孔喉,这是含聚污水比普通污水损害大的根本原因。对控制水质指标、增注措施和储层保护措施提出了一些建议。

煤层气钻井过程中钻井液对煤岩储层损害评价

针对煤层气钻井过程中钻井液的侵入可能给煤岩储层造成的损害,选用宁武盆地9号煤和现场用钻井液为研究对象,开展了煤样钻井液动–静态损害评价、毛细管自吸、应力敏感性评价等实验。钻井液动–静态损害评价表明,钻井液滤液损害是造成煤层渗透率下降的主要原因;与地层水相比,煤样对钻井液的自吸能力强且吸附滞留严重,导致液相返排率偏低;钻井液作用后弱化煤样力学性质强化了煤样应力敏感性。结合水敏、碱敏、润湿性评价和扫描电镜分析结果,指出钻井液作用后煤岩裂隙堵塞、润湿性差异和钻井液吸附是钻井液造成煤层损害的主要因素。

孤东油田注入水对储层损害研究

通过孤东油田目前的污水对不同区块及层位的损害程度研究,以及注水水质中不同因素对地层的损害机理及规律分析,提出了适合孤东油田的水质控制指标和有关污水处理的建议。对于提高高含水期老油田的注水开发水平具有一定的指导意义。

大情字井地区储层损害机理及保护储层技术

大情字井地区储层损害问题是钻井完井液固相侵入微裂缝或漏失引起的固相堵塞损害,钻井完井液的滤液侵入储层引起的水敏、水锁和碱敏损害,注水速度过快引起的速敏性损害.以及含高价阳离子的完井液滤液侵入储层引起的无机垢损害。通过分析储层损害因素,制定了一套适合该地区钻井完井液技术。即:①增强钻井完井液滤液的抑制性,降低滤液表面张力;②降低钻井液完井液的滤失量;③配制完井液时,注意其离子含量和矿化度,必须接近地层水的矿化度和离子组成;④在钻井完井液中加入适当粒度的固相粒子,以便形成致密滤饼,降低钻井完井液体系的滤失量,同时对低渗透储层的微裂缝起到一定的封堵作用;⑤为了减轻碱敏损害的程度,钻井完井液的pH最好控制在10左右。该套钻井完井液技术在现场实验中取得了良好效果。

NH_4Cl和NaNO_2化学生热体系对储层损害的研究

储层损害研究是对正在实施化学驱的稠油油藏进行科学降黏、提高采收率的一项重要工作。室内进行NH4Cl和NaNO2化学生热体系分段储层损害评价和单组分反应剂储层损害研究,得到一次水驱和化学降黏后二次水驱的岩心渗透率变化值,计算岩心渗透率损害率,考察化学生热体系对储层的损害程度及影响因素。结果表明,化学生热段的渗透率损害率最大,为50.96%;而反应后期段与反应残液段的相近,约17%。单组分反应剂损害实验中,NH4Cl溶液具有改善储层渗透率的作用,而NaNO2溶液对储层有害。该研究可为稠油油藏化学驱降黏技术的高效开发提供一定的理论指导,对深入了解稠油化学驱油田的开发动态和采收率具有一定的意义。

钻井完井液储层损害室内评价关键技术

储层损害室内评价是一个统计性实验,必须经过大量的实验,才能对现场情况作出全面、准确的判断;同时它又是一个模拟性实验,其实验方法、实验条件和判别规则对最终的实验结论都会产生决定性影响。目前储层保护室内评价结果的稳定性和重复性不太好,降低了对现场作业的参考性。因此,对室内评价过程中实验岩心的选择、建立束缚水的判断进行了规范,对实验条件进行了确定,从而消除了歧义和误差,提高了评价结果的稳定性、为石油的开采提供保障。

不同钻井方式对致密砂岩储层损害评价实验

不同的钻井方式对储层的损害类型和损害程度具有不同的影响。为此,根据对储层损害地质特征及潜在损害类型的分析结果,立足于不同钻井方式下地层压力和井底流压之间的关系,设计了气体钻井、液基欠平衡钻井和过平衡钻井等3种钻井方式下的储层损害实验流程,并以塔里木盆地侏罗系阿合组和四川盆地川中地区三叠系须家河组致密砂岩储层岩心为样品开展了模拟损害实验。结果表明:1欠平衡钻井对储层渗透率损害程度低,有利于保护储层,但表现出一定的应力敏感效应,得到了应力敏感系数经验公式;2过平衡钻井由于固相和液相的侵入,对储层损害程度大且随岩心含水饱和度增加到束缚水饱和度之后,气测渗透率降低程度加快,水锁损害程度增加。结论认为,室内实验储层损害结果与实钻条件下的储层损害特征一致,能准确反映实际钻井条件下的储层损害特征,可作为不同钻井方式下储层损害实验评价的新方法。

桩西油田回注污水对储层损害的室内实验研究

桩西油田回注污水水质多项测定值超过行业标准B3级指标。结合桩西油田实际情况讨论了5种因素对地层渗透率的伤害:悬浮固体颗粒;含油量;污水腐蚀;细菌(腐生菌和硫酸盐还原菌)及其代谢和腐蚀产物;污水结垢(预测及注水井油管、地面管线结垢物组成)。在模拟油藏温度(120℃)、压力(30MPa)下,用4组油藏岩心(用2%KCl溶液测定的基准渗透率在0.05×10-3～2.0×10-3μm2范围)分别考察了含不同粒径(<0.45,<0.2,<4.0μm)固体颗粒、不同乳化原油含量(10和20mg/L)、不同铁含量(10和15mg/L,以Fe(OH)3计)的模拟实验污水及现场回注污水对岩心渗透率的伤害程度,结果表明:在本实验条件下,悬浮固体颗粒的伤害程度随渗透率减小和颗粒粒径增大而增大;乳化油滴的伤害十分严重;胶态铁在高浓度(15mg/L)才造成伤害;现场回注污水对基准渗透率～1.0×10-3和～0.05×10-3μm2的2个岩心的伤害程度相当高,渗透率较低时伤害较严重。图11表3参1。