油水井暂堵冲砂配套技术研究

欢西油田属于疏松砂岩油藏,成岩作用差,尤其是油田开发中后期,地层亏空严重,油水井冲砂时易漏失,地层砂无法完全清除,造成检泵作业频繁,影响油田开发效果。近年来,针对冲砂漏失问题,现场应用了树脂-CMC暂堵冲砂液、试验了水溶性冲砂暂堵球等暂堵剂,但是还存在一定的问题。为此,我们开展了油水井暂堵冲砂配套技术研究,解决冲砂漏失问题,目前已取得一定的成绩,且现场使用效果较好。

胜坨油区ND-1修井冲砂暂堵液技术的应用

1.ND-1修井冲砂暂堵液的室内研制 修井液的连续相既可起到悬浮暂堵剂的作用,又必须能够将井内积砂携带出井眼,因此修井液必须有一定的结构,且要流动性好,成本低.所选择的暂堵材料在正向压力的作用下,相对较大的颗粒首先起到架桥作用,较小的颗粒封堵,借助其分子链上的水化基团的可压缩性,使暂堵层更加致密,起到封堵作用,从而建立循环.因此在选材上从多方面考虑,选择高分子材料A、BJ及冻胶等胶液作为基液进行室内试验,从中选择出几种适合不同情况下的配方,并对其进行了评价试验.

气田疏松砂岩储层保护研究与应用

随着气田开发的深入,问题愈加严重,包括水和砂的排出增加、地层压力的下降以及一些产层部分出现空洞。这些因素导致了修井作业中压井液的严重泄漏问题。为了解决这个问题,我们不断进行优化和改进,最终开发出了一种低伤害、不含固体颗粒的压井液。同时,我们也引入并测试了一种适用于采油的冲砂暂堵剂压井液。通过考虑不同气井的压力系数、水侵程度和地层水的矿化度,我们制订了两种主要压井液体系的最佳选择方案。研究结果显示,低伤害无固相压井液的粘度随着黄原胶质量配比的增加而增加。为了确保现场使用的便捷性,我们要求粘度保持在200s以下。黄原胶不仅能增加压井液的粘度,还能提高其悬浮性能,从而降低流动性,增加携带砂的能力,减少泄漏问题。然而,冲砂暂堵剂压井液对盐水的抵抗性较差,容易在盐水中失去黏性。因此,只能使用淡水作为基液,不适用于盐水基液井,特别是那些具有高压力系数的井。通过储层保护工艺的研究进一步丰富压井液工艺技术系列,为低压气井储层保护技术提供发展方向和优化空间。

涩北气田压井液工艺研究

涩北气田随着开发的深入,出水、出砂加剧,地层压力下降,部分产层亏空,修井作业压井液的漏失严重。通过历年陆续在涩北气田开展固化水类、暂堵类、泡沫类等3类体系压井液的试验工作,不断优化改进,形成低伤害无固相压井液,同时又引进并试验采油用冲砂暂堵剂压井液。结合两种主体压井液体系性能参数,针对不同气井压力系数、水侵程度、地层水矿化度,建立压井液优选方案。研究表明:低伤害无固相压井液随着黄原胶质量配比的增加,压井液的黏度逐渐上升,为方便现场使用,黏度须小于200s,黄原胶集增黏、悬浮性能于一体,达到增加压井液黏度、降低流动性、提高携砂能力的目的,从而减小压井液的漏失。冲砂暂堵剂压井液抗盐性差,遇盐水易破胶,因此仅能用淡水作为基液,不适用于压力系数高的盐水基液井。涩北气田储层保护工艺的研究进一步丰富涩北气田压井液工艺技术系列,为涩北气田低压气井储层保护技术提供发展方向和优化空间。