SMA强凝胶封堵裂缝性砂岩性能研究

SMA强凝胶封堵剂由主剂、交联剂和延缓剂组成，调节延缓剂用量可以控制其成胶时间（12～144h）．用人造岩心进行凝胶性能实验，50℃时成胶时间为72h，岩心封堵率大于99．9％，注水50PV后仍不低于99．8％，突破压力梯度一般不低于3、4MPa／m．在玻璃填砂裂缝模型封堵实验中，可以清楚地看到SMA强凝胶可以有效地封堵裂缝，后续注入水液流改向，波及面积明显扩大．最后在SMA强凝胶封堵裂缝性长岩心驱油实验中，可以大剂量地注入SMA溶液，成胶后可以长时间地封堵裂缝，增加后续注水的利用效率，在初始水驱的基础上提高原油采收率31．7％、

强力网堵漏材料实验研究

目前国内外在深层超深层、海洋深水等复杂地层的油气勘探开发过程中,普遍存在严重钻井液漏失问题。现场处理井漏最常用的方法是桥接堵漏法,而传统的桥接堵漏材料自适应性能较差,堵漏成功率较低。因此,研制了一种强力网堵漏材料,抗温能力可达150℃,具有良好的分散性能、压缩回弹性能和耐碱性能,摩擦系数较大,抗拉强度较高。基于所研制的强力网堵漏材料,开展了井筒压力恢复速率实验和堵漏效果评价实验,发现强力网堵漏材料可变形挤入裂缝与其他颗粒材料共同架桥,显著提高堵漏材料在裂缝中的滞留能力,有效提高堵漏成功率。

井壁强化技术的研究及其在乐东区块的应用

乐东区块构造位于莺歌海盆地的凹陷斜坡带,属于典型的海上超高温高压区块,地层安全密度窗口窄,深层井漏问题突出,严重制约了乐东气田的勘探与开发。针对该区块的井漏技术难题,通过井史资料统计,分析了该区块的漏失特征及漏失机理。基于黏滞单元法,模拟了井壁强化作用前后的井周应力变化,并预测了预充填裂缝开度。基于新型可变裂缝封堵模拟实验装置,开展了井壁强化材料粒径及浓度优化实验研究。实验结果表明,较优粒度匹配准则为D_(50)准则,合理浓度为5%。基于乐东区块抗高温油基钻井液,优化构建了井壁强化钻井液体系配方。综合评价表明,该井壁强化配方对钻井液的流变性影响较小,砂床滤失侵入深度仅为1.5 cm,1 mm动态裂缝封堵承压能力达12 MPa以上。