低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术

低渗透凝析气藏储层孔喉细小,渗透性差,黏土含量高,非均质性严重,因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害,并经常发生其特有的反凝析损害。结合吐哈油田巴喀低渗透凝析气藏,系统分析了低渗透凝析气藏的储层损害特征。室内评价实验表明,水锁是该储层的主要损害因素之一,渗透率损害率为65.23%-91.01%。在该区原用聚磺钻井液基础上,优选可有效降低油/水界面张力的表面活性剂,应用成膜技术与理想充填＂协同增效＂的储层保护新方法,优化设计出保护储层低损害钻井液;通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性与配伍性,可使储层岩心的渗透率恢复值从63.2%增至84.7%,具有明显的储层保护效果。

致密砂岩气藏损害机理及低损害钻井液优化

针对塔里木盆地B区块致密砂岩气藏储层孔喉细小、渗透性差、束缚水饱和度高、非均质性严重、微裂缝发育、极易受到损害且损害难以解除的难题,模拟地层条件,开展了高温敏感性与水锁损害测试,分析了储层固相损害,系统揭示了致密砂岩气藏损害机理:应力敏感损害、水锁损害、微裂缝固相损害是该储层的主要损害类型。在该区块使用的磺化防塌、钾聚磺钻井液基础上,优选出暂堵剂及可有效降低表面张力的表面活性剂,运用理想充填技术与表面活性剂两者相结合,优化设计"协同增效"型保护致密砂岩气藏的低损害钻井液。通过配伍性测试、动态污染实验对优化钻井液的储层保护性能进行评价发现,优化钻井液与研究区块地层水配伍,岩心渗透率恢复值在85%以上,储层保护效果明显。优化钻井液在B区块B2井巴什基奇克组储层中取得成功应用,钻井后储层表皮系数极大降低,钻井液对储层的污染明显减少。

松南油气田火成岩储层低损害钻井液体系研究

松南油气田火成岩储层钻井过程中使用的钻井液体系对储层伤害较大,有必要对钻井液体系进一步进行优化,研究低损害的钻井液体系。在对松南深层火成岩储层段现用钻井液体系损害评价的基础上,通过钻井液选型,处理剂优选,对钻井液体系的流变性、失水造壁性、抗高温稳定性、抑制性、抗污染性、润滑性等各方面进行实验研究,确定出了适合于松南深层火成岩储层的低损害钻井液体系。

“协同增效”钻井液体系在潍北油气田的应用

根据潍北油气田储层孔喉半径细小,黏土含量高,非均质严重的地质特性,在该区块常用的聚合醇钻井液基础上应用成膜钻井液技术与理想充填技术建立了"协同增效"的储层保护方法,研制了成膜性能较好的成膜剂LCM-8,优化设计出低损害钻井液体系。通过现场实验表明,矿场测试表皮系数降低了80%以上,米采油量提高了0.5～1.8倍,储层保护效果显著,具有较好的经济效益。

深井不同钻井完井液对渗流能力影响评价及预防对策

在深井钻完井过程中,钻井完井液损害造成渗流能力降低是储层最重要的损害机理。选用深井钻井现用钻井液、优化钻井液对储层天然岩样、人造裂缝岩样的损害实验,以及钻井完井液侵入评价实验共同揭示研究区块储层损害特征。分析两类固相堵塞,固-液、液-液配伍性,毛管现象及工程因素对于储层渗流能力的影响;并提出多级架桥暂堵技术、调整钻井液配伍性能等对策提高地层渗流能力,为钻井完井决策提供参考。

乙醇在浅层低渗透气藏酸化解堵中的应用研究

采用现场使用的钻井液和土酸酸化解堵液对浅层气藏岩心所作的全模拟实验表明 ,钻井液对地层渗透率的损害为 4 5 %～ 81% ,土酸酸化解堵液对渗透率的恢复甚微 ,两块样品在钻井液损害的基础上所造成的二次损害为 12 % ;采用乙醇和NP5 15作为常规酸添加剂所配制的酸液模拟实验证明 ,渗透率可恢复至原始值的 77.3%～ 197.4 %。经现场试验表明 ,单井产量可达到或超过初始产量 。

Formation damage control of high permeability sandstone reservoir

The concern on formation damage control of high permeability sandstone reservoir has been growing in oil industry in recent years. The invasion of particles and the filtrate of drilling fluid are proven as one of the key factors accounting for reservoir damage. Based on the ideal packing theory, the practical software has been developed to optimize the blending proportion of several bridging agents, and the core flooding tests were conducted to evaluate return permeability of core samples contaminated with different drilling fluids. Experimental results show that the ideal packing approach can reduce the dynamic filtration rate, improve the return permeability and drawdown the breakthrough pressure, indicating that this kind of drilling fluids can meet the demands of formation damage control for high permeability sandstone reservoirs. Some applying procedures for formation damage control are also proposed in this paper.