砂岩储层工作液伤害评价实验方法研究

针对各级岩心伤害标准中方法不统一问题,开展了岩心获取来源调研及分析,基于压汞测试和阻力系数测试明确了人造岩心和天然岩心的孔渗差异;探索伤害流体制备方法,对比了压裂液滤液和破胶液的粒径分布及伤害特征;进行基质渗透率测试流程优化,根据实验目的合理选取渗透率测试方法。进而建立了符合现场工况、具有可操作性的统一的岩心伤害实验方法,规范采用同井同层位孔渗相近的岩心开展同批次工作液评价筛选实验、破胶液开展压裂液筛选实验、液测渗透率流程优选压裂液单剂、气测渗透率流程优选工作液体系。最后对新方法的可靠性进行了验证,平行实验结果表明新方法实验重现性较好,各组平行实验岩心伤害率差值均小于5.00%。

低渗透油气藏应力敏感性评价实验新方法

为了研究地层压力的变化对低渗透油气藏孔隙度和渗透率的影响程度,采用室内实验与理论研究相结合的方法,对中原文东油田天然岩心进行了地面条件和地层条件应力敏感性实验。实验结果表明:孔隙度对应力不敏感;渗透率变化结果差别较大,地面条件实验所得的渗透率损害率约为地层条件的2～4倍,说明地面条件下的实验结果不能真实再现油气藏的应力敏感性,以往实验中单纯乘以系数0.61的处理方法不合理。低渗透油气藏应力敏感性评价实验应采用新方法,即模拟地层条件,将实验岩心加上围压(模拟上覆压力)和回压(辅以形成油层压力),通过改变内压(模拟油层压力),来达到改变净覆压的目的,测定不同内压下的渗透率,判断应力敏感性。

聚合物酸液稠化剂对储集层的伤害

酸压措施中常用酸液的稠化剂大多是采用聚丙烯酰胺类的高分子聚合物。这些稠化剂降解后仍然具有一定的黏度,酸压施工后残留在地层中造成储集层伤害,直接影响酸压效果。配制了3类聚合物酸液稠化剂的残酸(胶凝酸、交联酸和温控变黏酸),针对这3类残酸对碳酸盐岩高渗岩心和低渗岩心渗透率伤害进行了实验,实验结果表明,3类酸液的残酸对碳酸盐岩高渗岩心的基质渗透率伤害率要大于对低渗岩心的伤害率,即岩心初始渗透率越大,孔隙越发育,受大分子聚合物降解产物的伤害越严重。3类酸液的残酸所产生的滤饼对岩心渗透率的伤害率都相对较低,不是导致储集层伤害的主要因素。

致密砂岩气藏长岩心压力损失及渗透率损害评价实验

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、孔隙结构复杂、孔隙连通性差等特点,易受到水锁效应严重损害。为此,根据致密砂岩气藏的水锁机理以及储层条件,选择对应储层的长岩心,开展了不同储层条件、不同水锁程度下的压力损失评价和渗透率损害评价实验,并提出了压力损失和渗透率损害率2个概念,表征水锁效应对压力传播过程和储层渗透率的损害程度。结果表明:在气田开发过程中,水锁效应对物性较差、气测渗透率较低的储层损害最大,应提前实施预防措施;物性较好、气测渗透率较高的储层可根据其压力损失和渗透率损害率决定是否需要采取优化措施。针对不同储层,合理地实施解除水锁工艺对于气井的生产以及经济效益具有重要意义。

清洁聚合物压裂液研究与现场应用

清洁聚合物压裂液是目前国内外压裂液研究领域的热点之一。以增稠剂（SRFP-1）、交联剂（SRFC-1）、黏土稳定剂（SRCS-1）和助排剂（SRCU-1）工业品作为研究对象,以现场配液用水配制清洁聚合物（SRFP）压裂液,评价了SRFP清洁聚合物压裂液的变剪切性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能;测定了破胶液的表面张力。结果表明：该压裂液在90℃条件下具有良好的耐剪切性能;在60～80℃,破胶剂加入量为0.005%～0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m;压裂液滤液对岩心基质伤害率为18.7%;最后将该压裂液成功应用于鄂尔多斯盆地某重点水平井的压裂作业。

低渗透储层应力敏感实验研究及应用

国内外对上覆岩层压力作用下岩心渗透率的研究十分重视,有必要基于室内实验,研究上覆岩层压力对岩心渗透率的影响。实验表明,岩心的气体渗透率是净有效覆盖压力的函数。随净有效覆盖压力的增加,气体渗透率逐渐变小,而且岩心的气体渗透率是不可逆的,从最大的净有效覆盖压力下逐次降压,渗透率逐渐变大,到一定大时出现滞后现象,但不能恢复到原始渗透率。在考虑应力敏感的情况下,对低渗储层进行了产能计算,结果表明,实际地层条件下计算的气井绝对无阻流量大于实验室条件下计算的绝对无阻流量,并且在相同井底流压下的气井产量也是实际地层的更大。

耐剪切低伤害线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品为研究对象制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的变剪切性能及对岩心基质伤害性能;将该压裂液在塔里木盆地某重点页岩气探井进行了现场应用。结果表明：SRFP线性胶压裂液在70~90℃条件下具有良好的抗剪切性能,对岩心基质伤害率小于20%,现场施工平均砂比为11.9%,返排液黏度小于5 m Pa·s。

低渗水敏性储层岩心水驱前防膨处理实验研究

通过静态防膨率测试,筛选出对低渗水敏性储层防膨效果好的防膨剂及其用量。动态防膨效果实验表明,已水驱过的低渗岩心受到伤害后再注防膨剂,伤害的岩心不能恢复;注防膨剂溶液比单纯注水的岩心伤害率小,但停注防膨剂改注水,岩心伤害率迅速上升。提出低渗水敏性储层注水开发前应采取防膨处理措施。

优选黏土稳定剂的室内实验研究

选取大庆油田某A组储层的天然岩心,气测渗透率分别为0.274μm2、0.442μm2和0.766μm2,针对中低渗透储层黏土含量较高的实际情况,为优选适用于该储层注水开发的黏土稳定剂,进行了液体(聚季铵盐黏土稳定剂DNT-014)、固体(QY-138)和复配盐黏稳剂(A储层强水敏型配伍液)3种黏土稳定剂的膨胀率测定实验、岩心伤害率实验和对比驱替实验。结果表明:A组储层3种不同渗透率的天然岩心,分别加入液体、固体和复配盐3种黏稳剂后,其膨胀率在1.13%～1.22%,但只有液体黏稳剂DNT-014的加入,3种岩心均不产生颗粒。黏稳剂DNT-014和QY-138的加入,对岩心渗透率伤害较小,最高伤害率分别为13.4%和19.17%;加入复配盐黏稳剂后,对岩心渗透率伤害最大,最高伤害率达32.48%。DNT-014的加入,对储层黏土矿物的膨胀和运移起到防控作用,与储层配伍性最好,对渗透率伤害最小,且达到一定注入倍数后,伤害率不再增长。针对A组储层,注水开发中应优选液体黏稳剂DNT-014。

新型聚合物压裂液的动态滤失及其对地层伤害规律研究

为研究新型聚合物压裂液滤失及对地层伤害规律,设计了一套压裂液动态滤失及岩心伤害测试装置,研究了剪切速率、滤失压降、岩心渗透率3种因素对压裂液滤失量、滤失系数及岩心伤害率的影响,并与常规胍胶压裂液进行了对比分析。实验结果表明:剪切速率升高时,压裂液滤失系数及总滤失量均升高,岩心伤害率在低剪切速率阶段增幅较大,而在高剪切速率阶段增幅较小;滤失压降升高时,初期压裂液滤失量增加,滤失系数基本不变,岩心伤害率逐渐升高;岩心原始渗透率升高时,初期压裂液滤失量及滤失系数均升高。3种影响因素下新型聚合物压裂液相对于胍胶压裂液均表现出良好的低滤失性及低伤害性。

樊庄区块开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

为了查明煤层气开发过程中煤储层渗透率动态变化特征及其与产能的耦合关系,在揭示开发过程中煤储层渗透率动态变化机理,推导渗透率计算方法基础上,结合沁水盆地南部樊庄区块煤层气井开发实际,反演了不同开发井区、不同产能类型井开发过程中煤储层渗透率的动态变化特征。研究表明:建立的孔隙度-渗透率模型可以有效反演煤层气开发过程中的渗透率动态变化。开发过程中煤储层动态渗透率伤害率受应力敏感和基质收缩效应共同制约,与储层压力、含气量和原始渗透率关系密切。煤储层渗透性和产气能力的协同良性发展是实现高产稳产的关键,缓慢连续的排采、适中的高储层压力、高含气量和较高的原始渗透率是保证储层后期渗透率出现反弹现象的重要因素。

一种新型低固相油溶性暂堵型修井液的研制

针对柯克亚高温高盐凝析气藏储层敏感性强、修井液与储层不配伍导致地层严重伤害以及修井液漏失严重等生产实际问题,制备了一种具有抗温抗盐好、对地层伤害低、暂堵屏蔽能力强和防漏失能力高的低固相油溶性暂堵型修井液。实验对不同单剂进行了优选,并根据优选结果设计出最佳配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF-280助排剂+0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂+4%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5∶1.0)+0.030%(w)AES分散剂。对该修井液体系的表观黏度、静态悬浮时间、高温高压失水量(93℃,3.45 MPa)、24h耐温黏度保留率、暂堵率和岩心渗透率损害率进行了评价,各项指标优于SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》,表明该修井液性能良好,能应用于高温高矿化度油藏修井作业。