油气储层用化学封堵材料性能室内评价方法发展方向

目前油气井储层封堵材料室内评价多以承压能力和储层保护能力为主,并以其作为入井依据。但随着技术进步和社会发展,只满足作业需求的某一项或几项指标,无法投入现场试用或应用,导致需要重复检测、评价,造成投入应用时间长,成功率低。从1000余篇国内外油气井安全性、储层保护和环境保护等相关主题词的文献中,发现封得住、稳得起、流得出、过得关和用得起等5项投入应用的性能指标需要检测,并以此为依据将检测方法分为5类。引入大数据思想分析应用成功率与测试指标数量的关系、投入应用时间与测试指标数量的关系发现,评价5类指标比评价单一指标的材料应用成功率最多高62%。5类评价方法项全部完成增加室内工作时间但投入应用的时间最多可节约77%。结果表明,封堵材料应用前评价5类指标,解决了封堵材料投入应用的时间长、效率低难题,不仅为储层封堵材料投入现场应用提供评价指标和检测方法,还为其他井筒作业材料提供了可借鉴的评价手段。

用于揭开下部气层合采作业的控压暂堵一体化修井流体

天然气井纵向上有多套气层共存时,实施封下采上投产一段时间后,需要再打开下部产层进行合采作业,此时需要一种既能配合冲砂、洗井循环等工序,又能暂堵上部低压气层的流体。为此,基于绒囊修井流体进入地层通道后,通过堆积、拉抻、填塞方式形成承压结构,平衡井筒流体与地层间压差的特点,在室内配制了绒囊修井流体,考察其在模拟地层用50~120℃、10~30 MPa的密闭圆柱液缸静置0~64 h后存留性能的变化情况。实验结果表明:①测定流体密度变化范围介于0.02~0.09 g/cm3,表观黏度变化范围介于4.0~12.0 mPa·s,清水混浆段低于20%,所配流体表观性能稳定;②采用直径25 mm、长50 mm的岩心柱塞,注入绒囊修井流体1.5~4.2 mL后,重复注入地层水,测定驱压升至20 MPa所需时间随流体静置时间增加而延长4.86~19.66 min,封堵性能衰减速度可以被接受;③卸掉驱压再反向气体驱替,基质和裂缝渗透率恢复均大于88%,伤害程度低。在鄂尔多斯盆地试验6井次,注入绒囊修井流体封堵上部压力系数为0.58~0.72的气层后,井底预留24~45 m3,上部灌满清水至井口后顺利完成冲砂、磨铣等作业;揭开下部新层后液面下降,井口补充清水8~15 m3后再次见液,计算井筒液柱压力波动幅度小于8 MPa。结论认为,所配制的绒囊修井流体保障了新、老气层作业后产量快速恢复,提高了气井多层接替稳产效果,实现了控压暂堵一体化修井作业。

鄂尔多斯含硫气井绒囊压井流体暂堵能力测试

鄂尔多斯下古奥陶系低压气井测试环节地层漏失严重,利用绒囊修井液封堵结构抗温耐酸性突出,暂堵地层后为气井测试提供安全稳定井筒环境。室内利用直径38 mm、长60 mm岩心柱塞中高0.5 mm贯穿型不规则裂缝模拟地层漏失通道,模拟温度110~150℃,连续注入绒囊修井液至驱压达20 MPa后,反向注入H_2S含量0.1%的酸性气体,测定48 h内驱压衰减幅度小于5%,表明高温酸性环境下承压结构稳定。实验测定绒囊流体返排后天然灰岩基质与裂缝渗透率恢复率87.15%、96.52%,储层保护效果良好。现场应用绒囊修井液于S-2X井、S-4Y井套管腐蚀检测暂堵,两口气井H_2S含量约1 000 mg/m^3,反循环泵入绒囊修井液64 m^3、68 m^3后,井口12h检测无气体,暂堵成功。补充清水33 m^3、20 m^3后见液,套管腐蚀检测作业顺利,气井产气效果恢复快速。该暂堵工艺为鄂尔多斯盆地下古奥套系气井安全测试作业提供了技术支撑。

大数据方法寻找顺北碳酸盐岩储层开采过程中井壁坍塌主控因素

塔里木顺北油田是深层碳酸盐岩油田,储层取心困难,钻取岩心因非均质性强代表性差。现有方法研究井壁稳定是单一因素或者几个确定因素通过室内岩样或者数模研究,研究成果控制井壁坍塌成功率不高。引入大数据思想利用现场数据寻找主控因素,以解决无岩心或者少岩心问题以及尽可能多的考虑影响因素。整理顺北1条带和5条带17口井的储层钻开、洗井、测试、酸化压裂、试油生产等作业环节的85万条原始数据,以井径扩大率作目标参数,钻开储层的地质、工程和流体等实际发生数据作自变量,为保证数据的物理意义采用独立自变量的多元回归拟合。再利用削元法去掉非主控因素,获得可以人为控制的因素从大到小的排序为Φ600、钻进目的层钻时、Φ300、钻进目的层钻压、Φ200、Y坐标、Φ100、漏斗黏度、X坐标、Φ6、钻井泵压、井斜角、固相含量。用钻井过程的模型推测了生产过程中因井壁坍塌造成油管堵塞的SHB1-4H井的井径扩大率为3.22%,并解释了开采过程中出现堵塞的原因。引入大数据思想寻找深层无实验样品预测井壁稳定主控因素,为深层油气开发过程中控制井壁稳定提供了一种方法。

除硫剂井筒内除硫效果动态评价方法

室内静态评价除硫剂除硫效果与现场应用时的除硫效果差距较大,现有除硫剂评价方法中存在取样不准、静态评价除硫剂除硫效率低于实际、硫化物浓度作为实验测定指标结果易受干扰等情况。以钻完井液、压井液等工作流体在实际井筒中循环过程为依据,针对性设计液体量为65 L的物理仿真模型,工作流体在井筒装置中以0~1 m^3/h流量循环模拟除硫剂流动形式,且能够模拟直井、斜井或水平井产层产出压力为0.05~0.50 MPa的混合气体,并以模拟井口H2S浓度为测定指标优选测定方法,运用微积分计量测定结果。实验过程中,通过记录模拟井口H2S气体浓度曲线计算除硫剂除硫效率。室内评价结果表明,动态评价装置的监测结果直观,提高了除硫剂除硫效果评价的准确性与可重复性。该评价结果真实可靠,可为现场作业补充除硫剂提供指导。