双子表面活性剂解除地层液相伤害可行性研究

反凝析液、地层水以及外来工作液的侵入往往会引起凝析气藏气相渗透率的降低。解除这些液相伤害的方法很多,如压裂、注气等,但这些方法现场操作成本太高,而采用化学方法可以大大降低生产成本。为了考察新型双子表面活性剂解除地层液相伤害的可行性,通过测定油水界面张力,确定了解堵体系配方由质量分数为0.2%的TS-1双子表面活性剂和0.5%的NC助剂组成,并利用高压岩心驱替实验探讨了TS-1双子表面活性剂体系解除凝析气藏凝析油堵塞以及油水液相复合堵塞的效果。结果表明,TS-1双子表面活性剂体系具有极低的油水界面张力(0.22mN/m),且能有效解除岩心凝析油和地层水复合堵塞,注入0.7倍孔隙体积时解堵率达60%以上,表现出广阔的应用前景。

海上低渗气井液相伤害数值模型建立及产能评价

低渗气井在生产过程中很容易发生液相伤害,液相伤害会造成气井产量下降甚至直接造成气井停喷,准确建立低渗气井液相伤害数值模型并对准确评价其对产能的影响,对后期单井挖潜至关重要。本文在地质模型的基础上,采用对流扩散模型求解液相侵入深度,采用考虑启动压力梯度的非线性渗流方程来评价产能。通过研究给出了目标井液相伤害半径、伤害程度、绝对无阻流量和考虑液相伤害的无阻流量。研究区气井主要伤害为液相伤害,伤害半径在3.5~6.5m,产量下降约90%。

东营北带深层砂砾岩体储层伤害机理研究

东营北带广泛发育深层砂砾岩体,结构复杂,但对其储层伤害机理研究甚少。从孔渗关系、敏感性、液相伤害和固相伤害等方面出发,探讨了深层砂砾岩体储层伤害因素。研究发现,深层砂砾岩体储层属于低孔低渗储层,其产量与孔隙度大小没有直接关系;存在弱到中等水敏、弱碱敏和强应力敏感性;存在很强的液相伤害,水锁情况严重;固相伤害较为严重,且随着压差的增加而增强;该区块井漏事故较多,漏失量越大,对储层的伤害越严重;温度对其水敏性影响很大。研究结果可为研制适合该区块的钻完井液提供支撑。

靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理研究

近年来,长庆气区老井因井筒结垢、储层堵塞、水锁等伤害导致的异常井数每年以总井数3%的速度递增,递增速度逐年加快,严重影响气田持续稳产,其中靖边气田的异常井数占比高,产量下降尤其严重。本文通过储层岩心高温高压敏感性评价、结垢对储层的伤害评价、液相圈闭伤害预测,明确靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理。结果表明:靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理主要为敏感性伤害堵塞(水敏、盐敏、应力敏感)、结垢堵塞和液相圈闭伤害堵塞。

产水气井的产能确定方法

气藏在开发过程中,由于地层水的侵入和凝析水在井底的聚集将极大地影响气藏的产量和产能。采用井周渗透性变差对气井产能的影响公式,推导出在不同液相伤害程度、伤害范围内,以及不同地层压力条件下的气井产能方程。利用此方程,可分析产水气井产能。实例证明,该方法简单,实用性强。

CO_(2)准干法压裂技术研究及应用

致密砂岩气藏普遍具有储层物性差、孔喉细、黏土矿物含量高的特征,水力压裂易导致储层产生水敏、水锁等液相伤害,影响增产效果。针对此问题,研究了CO_(2)准干法压裂技术,重点开展了准干法压裂工作液组成、携砂性能、耐温耐剪切性能等方面的研究,形成了一种液态CO_(2)中含有少量水基压裂液的均匀混合相体系,具有液相伤害小、造缝携砂性能好、现场操作性强等特点,可满足大砂量、高砂比压裂施工要求。该技术在冀东油田南堡5号构造深层致密砂岩气藏进行先导试验,压后单井日增油2.5倍,日增气8.6倍,增产效果理想。