不同压裂液对煤岩渗透率伤害实验评价初探

煤岩储层增产措施中,压裂是重要的手段。不同压裂液对煤岩渗透率会造成不同程度的伤害。本文采用活性水、KCl溶液及破胶前后的清洁压裂液对煤岩渗透率伤害进行了室内评价。从实验结果可以看出,活性水和KCl溶液对煤岩伤害程度很小,属于弱伤害;未破胶的清洁压裂液对煤岩渗透率伤害很大;相比而言破胶后的清洁压裂液对煤岩渗透率伤害明显减小。从返排恢复结果可知,KCl溶液和活性水伤害过的煤岩渗透率恢复较好,未破胶的煤岩渗透率恢复较慢,破胶后的清洁压裂液渗透率恢复较好。从而为煤岩储层增产技术中压裂液体系选择提供理论依据。

悬浮物直径和含量对岩心渗透率的影响

通过定量滤膜调整现场污水的粒度分布,采取岩心流动试验模拟方法,研究了浓度和直径不同的悬浮物注入水对地层所造成的渗透率伤害。室内岩心流动实验结果表明:岩心的物理特征大致接近时,给定悬浮物粒径,颗粒浓度越大,引起的渗透率损失越大;悬浮颗粒浓度一定时,颗粒粒径越大,引起的渗透率损失越大;以渗透率伤害15%为界,确定渗透率70 m D左右的地层,注入水中悬浮物控制标准为粒度中值2.6μm,含量3 mg/L。

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。

煤岩气相渗透率变化类型及判别模式

煤岩气相渗透率变化类型具有多样性。针对我国32个煤矿的不同变质程度煤岩样品(制备54个岩心柱),开展气相(CO2)渗透率动态变化规律研究,基于气体反弹压力和渗透率伤害率2项指标,划分了煤岩气相渗透率变化类型;结合煤岩煤质数据,建立了渗透率变化类型判别模式。我国煤岩气相(CO2)渗透率变化主要表现为下降型、反弹型和上升型3大类,包括8个小类;通过最大镜质组反射率—初始渗透率、惰镜比(惰质组含量与镜质组含量之比)—初始渗透率、固灰比(固定碳含量与灰分产率之比)—初始渗透率和惰镜比—固灰比交会图法,可有效识别煤岩气相渗透率变化类型,为优选有利的煤层气开发储层提供依据。

固相颗粒对低渗透砂岩油藏注水开发影响研究

注入水中的固相颗粒直接影响低渗透砂岩油藏的注入压力和储层伤害程度。研究了3种注入水(所含固相颗粒累积粒度分布达到90%时所对应粒径分别为1.24,5.05,9.91μm)的注入性和对油相渗透率的伤害程度,并考察其对采收率的影响。结果表明:渗透率小于1.000 mD的岩芯,注入水中固相颗粒的累计粒度分布达到90%(D90)的粒径大于1.00μm时,严重影响了其注入性;在渗透率大于1.000 mD的岩芯中,3种注入水均具有较好的注入性。随着固相颗粒D90粒径的增大,岩芯油相渗透率的伤害程度增大,水驱采收率降低;随着岩芯渗透率的增加,较大粒径的颗粒堵塞岩芯中小孔隙的油流通道,降低了水驱波及能力。结合固相颗粒D90粒径的渗透率伤害率图版,岩芯渗透率大于10.000 mD时,注入水中的颗粒D90粒径可以适当放宽到5.00μm。

井筒积液对储层伤害及产能的影响

为了定量研究井筒积液对低渗透致密气藏储层伤害程度,设计了井筒积液伤害实验评价物理模拟方法,利用某气田真实岩心开展了实验研究,并分析了井筒积液对产量的影响程度。结果表明:岩心在反向注入一定体积的工作液后,造成渗透率不同程度的降低,初期渗透率伤害率和最终渗透率伤害率分别为44.79%和28.69%;正向通气后渗透率仍不能恢复到注液前的状态,渗透率低的岩心受到伤害较严重;在较低的含水饱和度变化区间上,渗透率变化率下降的幅度较大;井筒积液污染储层造成产能下降幅度达到31%。井筒积液的影响不可忽视,油气田生产现场应该制订合理的开关井生产制度,这对于油气田的持续高效开发具有重要的现实意义。

异常高压、特低渗透油藏储层压力敏感性研究

异常高压、特低渗透油藏的开发具有许多难点和特殊性,国内外对该类油藏的开发尚未有可以成功借鉴的经验,为了对该类油藏进行合理、有效的开发,以肯基亚克盐下石炭系油藏为例,对该类油藏的储层孔隙结构、渗透率、孔隙度的压力敏感性等方面进行深入研究,并分析储层压力敏感性对油气藏开发的影响,为最终确定该类油气藏的合理开发方式及油井的合理工作制度,防止地层压力变化对渗透率、孔隙度造成伤害,保证油田开发取得较好效果提供了依据。

钻井液对海相储层伤害及产能的影响

为系统研究钻井液污染对海相低渗气藏储层伤害,采用室内试验评价手段,选用目标储层天然岩心在精确模拟地层条件下,开展了钻井液污染实验分析,并量化了其对产能的影响。研究表明:钻井污染后,在相同驱替压差下,渗透率伤害率随原始渗透率的增加而减小,对于达到致密级别的岩心,渗透率几乎全部丧失;提高压差进一步加重了被污染岩心的渗透率伤害,钻井液伤害主要是通过复杂多级别粒径颗粒封堵而伤害大孔道,渗透率伤害率变化曲线以驱替压差0.6 MPa为分界线,0.6 MPa内提高驱替压差对储层伤害更严重,后期渗透率伤害率变化幅度总体较小;随驱替压差的增加,不同原始渗透率岩心的渗透率伤害率曲线的间距越来越小,曲线形态由较高渗透率的大弧度状逐渐过渡到较低渗透率的“类直线”状;目标储层钻井液污染对产能的影响程度在93%以上,为此,建议对于存在钻井液污染的海相低渗储层在未解堵前不要轻易开井生产。研究成果为海相低渗储层的开发提供了重要的技术支撑。

异常高压、特低渗透油藏油井合理产能研究

利用试井资料、啄油PVT资料等,对异常高压、特低渗透油藏储层渗透率伤害、产能变化规律等方面进行了研究,最终给出了油井合理工作制度的确定方法,确定了油井的合理产能,为油田开发方案设计及采油工艺设计提供了依据。

CO_2驱沥青质沉积对岩心的微观伤害机理

为研究CO_2驱沥青质沉积对不同渗透率储集层的微观伤害机理,选取低渗、中渗和高渗岩心进行CO_2驱室内实验,并应用核磁共振技术定量分析驱替后岩心孔喉空间的堵塞程度。实验结果表明,在混相驱阶段,沥青质沉积率明显高于非混相驱阶段,且在不同渗透率岩心中的沉积率基本相同;渗透率伤害率与沥青质沉积率呈正相关,且岩心渗透率越大,渗透率伤害率越小;在混相驱阶段,低渗岩心孔喉堵塞严重,较小孔喉(0.01~1 ms)的堵塞率达到38.19%,高渗岩心的较小孔喉(0.1~5 ms)堵塞率仅有9.59%,显著小于低渗岩心。

缔合非交联压裂液储层伤害特征

高尚堡深层为低渗透油藏,以大孔细喉以主,微结构杂基含量高,易造成微粒运移损害。笔者开展了缔合非交联压裂液伤害特征分析,稠化剂粘均分子量为380×10~4,是具有长链疏水基团的聚丙烯酰胺类高分子化合物。破胶液粘度对基质渗透率伤害影响较大,破胶液表观粘度为2.71 mPa·s时,基质伤害率为28.75%;破胶液表观粘度为29.6 mPa·s时,对基质伤害率为51.9%。返排12 h后,基质渗透率下降15%～20%,说明该储层易造成颗粒运移伤害。核磁共振、压汞实验表明高分子聚合物主要堵塞对渗透率贡献值较大的孔喉(半径为2～9μm)。扫描电镜实验表明残胶中的聚合物呈粒状、絮状,吸附滞留在岩石、粘土颗粒表面造成大吼喉数量减少,并且残渣及残胶相互缠结集中在岩芯入口端,远端逐渐减少,说明压裂液对储层的伤害主要集中在近井地带。综合研究认为,该体系不是完全清洁压裂液,宜在压裂液配方中关注彻底破胶性能和降低稠化剂的分子量。

平北地区完井液储层伤害分析

海上平北地区凝析气藏区块具有低孔低渗、敏感性强的特点,完井液对储层的伤害问题缺乏足够认识。本文系统评价了完井液的储层伤害情况,并对相关机制进行分析,明确甲酸盐完井液/隐形酸完井液的侵入会使岩心渗透率下降,渗透率大的岩心受影响更大,且发现岩心被完井液污染后亲水性增强、亲油性减弱。对比发现,隐形酸完井液对岩心的影响大于甲酸盐完井液,为下一步完井液体系的优化提供参考。

低渗透储层注水用粘土稳定剂室内实验研究

本文针对低渗透强水敏性油田储层的特点选择了8种不同类型的粘土稳定剂,开展了粘土稳定剂优选实验。通过实验得出中、低相对分子质量的粘土稳定剂与储层流体配伍性良好,防膨性能好,溶失率、岩芯渗透伤害率较低,为现场注水开发试验提供了理论依据。

小分子量粘土稳定剂J-1的研制与应用

由三甲胺和环氧氯丙烷合成了供高粘土含量、低渗透油层防膨处理用的小分子量粘土稳定剂J 1,通过用X射线衍射法测定处理后钙蒙脱石的晶层间距 ,确定了J 1的最佳使用浓度 (2 .0 g/dL)和防膨效果的持久性 (耐水冲刷性良好 ,耐高温达 130℃ )。天然岩心流动实验结果表明 ,J 1不伤害而高分子量阳离子聚合物会伤害低渗透岩心渗透率。胜利河 146区块两口油井转注水前分别用J 1和高分子量阳离子聚合物作防膨预处理 ,注水效果明显不同 ,与岩心流动实验结果相类似。

阜新组煤层气井用压裂液优选研究

由于煤层本身的特殊性,煤层气井的开发一般为压裂投产。在压裂过程中压裂液对煤层的伤害不同于其对常规油气藏储层的伤害。在煤层气井压裂过程中,压裂液与煤层接触所造成的渗透率的降低,一般是由煤基质的割理被堵塞及煤基质对液体的吸附所造成。通过测定5种类型的压裂液对辽河油田阜新组煤层的吸附速率、润湿接触角以及渗透率伤害程度等,优选出了最适宜的压裂液类型,提高了压裂处理的效果。

双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素:膨胀性黏土,悬浮固体颗粒,细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉,在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14.5%、11.1%及0.02%;注入100 PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7%和4%、9%和7%。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降,粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大,则渗透率越低,在粒径2.1μm或颗粒浓度3 mg/L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降,含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小,注入含菌50个/L的水100 PV使岩心渗透率下降7%。岩心对注水含油量敏感,注入含油量20 mg/L的水50 PV使岩心渗透率下降20%。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心,其次是双河北岩心,江河岩心较轻,注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少,说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞,研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液,与南阳油田使用的低伤害酸液一起,用于1口注水井的解堵,效果良好。图7表4参5。

原油中有机质沉积的实验研究

在地层温度 (6 5℃ )下研究了含沥青质 8.2 4 %、胶质 39.1%、蜡 4 .98%、凝点 - 2 2℃、粘度 (6 5℃ ) 32 6mPa·s的渤海绥中 36 1油田脱水脱气原油的有机质沉积现象。该原油与pH为 7～ 13的矿化度 80 0 0mg L的注入水等体积混合后 10d内无沉积物生成 ,注入水pH增加至 14时 2 4h后 ,与 15 %盐酸液混合时 2 4 0h后即有沉积物生成。在 6 5℃下在储层岩心中注入原油 10PV ,降温至 5 5℃并静置 4h ,再在 6 5℃注入原油 10PV ,岩心渗透率由 0 .174μm2 降至 0 .15 7μm2 ,如降温至 5 5℃后继续注入原油 10PV ,则渗透率由 0 .180 μm2 降至 0 .14 6 μm2 。在原油中加入1%沥青质后分别注入 3个岩心 ,注入 10PV时岩心渗透率下降 5 %～ 9%。实验结果表明 ,与极高pH值的水或酸液混合 ,岩心 (油藏 )温度降低及原油中沥青质含量增大均可引起原油中有机质沉积。从原油胶体的结构讨论了有机沉积实验结果。图 1表 3参 4。

微胶囊缓释破胶剂MEB-1的制备及性能

将含有一种聚合单体的过硫酸铵饱和水溶液分散在三氯甲烷中,在50℃反应3～4小时,滤出,以无水乙醇洗涤,干燥,得到囊壁为水溶胀性聚合物的微胶囊破胶剂MEB-1。该剂粒径0.5～0.9mm,过硫酸铵有效含量可达39.23%,包埋率86.77%,释放率>60%,推荐使用温度60～130℃。MEB-1的过硫酸铵释放率随温度(30～120℃)和时间(10～60min,90℃)的变化,加量0.1%时0.6%HPG/有机硼压裂液90℃黏度变化和90℃破胶性能,均与两种商品微胶囊破胶剂(LZEN-1和-2)相近或相同,加入0.1%MEB-1的该压裂液80℃时对地层岩心渗透率(0.0178～0.0187μm2)的伤害较小,仅为14.8%,加入两种对比剂的压裂液则分别为17.7%和18.1%。

致密气藏压裂液水锁抑制剂筛选及性能评价

为缓解压裂过程造成的水锁伤害,需在压裂液中添加水锁抑制剂。以吸液量、表面张力、接触角、岩心渗透率伤害程度及液锁量等为考察指标,对水锁抑制剂进行了筛选。结果表明,药剂SDY具有良好的防水锁性能,添加SDY的破胶液对岩心渗透率伤害程度较低,液锁量也较小。

软化海水与海上绥中36-1油田储层配伍性研究

针对绥中36-1油田油藏条件，开展了纳滤软化海水与绥中36-1油田地层水及油藏的配伍性研究。利用scaleChem结垢软件对软化海水在不同温度、压力下的结垢倾向进行了预测，并进行了岩芯伤害性实验。结果表明：软化海水在温度为65℃条件下，压力为0-20MPa范围内，没有结垢物质生成，在压力为12MPa条件下，温度为0-100℃范围内，也没有结垢物质生成；软化海水可以任意比例与地层水混合，无沉淀生成；软化海水的渗透率伤害仅为11．9％．对地层为弱伤害。纳滤软化海水可用于海上油田注水。