钻完井液对储层损害机制及防治措施研究

针对钻完井液对储层的损害机制及防治问题,本次研究首先对钻井液引发储层损害的成因进行分析,在此基础上,对储层保护钻井液技术要求进行探讨,对储层保护钻井完井液类型进行分析,开展钻完井液对储层损害的防治措施研究,为提高钻完井液的储层保护效果奠定基础。研究表明:钻井完井液中分散颗粒堵塞油气层、钻井完井液与油气层岩石不配伍、钻井完井液滤液与油气层流体不配伍等属于钻井液引发储层损害问题的主要原因,控制钻完井液密度用于不同压力下的油气层平衡、钻井液固体微粒匹配对应油气层渗流通道、钻完井液与储层岩石和流体的配伍属于储层保护钻完井液的技术要求,无膨润土暂堵型聚合物钻井完井液、无固相/无黏土相弱凝胶钻井完井液属于常见的储层保护类型的钻完井液。

抗高温水基钻完井液作用机理及性能评价

随着深水油气资源开发逐渐转向高温高压油气田,钻完井液体系面临着极端温压条件下维持性能稳定性的挑战。采用高温高压失水仪和岩心流动实验装置,对新配制的抗高温水基钻完井液体系进行了一系列封堵性能和动态损害评价实验。结果表明:在160℃/16 h老化条件下,该钻井液体系展现了优异的流变性和滤失性能,API滤失量从4.3mL减少至2.8 mL,HTHP滤失量控制在11.5 mL以内。此外,通过加入1%~2%柔性颗粒RXK显著提高了岩心渗透率的恢复,截至岩心2 cm部分后的渗透率恢复值大多达到70%以上。该研究证明了所研制钻完井液在HTHP条件下具有出色的封堵效果和渗透率保护能力,对于实际高温高压油气井的钻探作业具有重要的应用价值和实际意义。

钻完井液数据模型设计与实践

通过对石油行业数据模型设计现状与设计思路的理解,对钻完井液业务的调研与梳理。采用实体联系模式(E-R)图开展钻完井液概念模型设计,并在此基础上提炼出主数据模型,进而完成逻辑模型设计和在数据库中的物理化,迁入部分历史数据。目前整套模型运行良好,较好的支撑了业务的需求。

PGA可降解材料作为钻完井液暂堵剂实验研究

聚乙醇酸(PGA)具有良好的环保特性,通过高温浸泡前后PGA力学性能、颗粒粒径、分子热稳定性和晶体致密度等参数分析,研究了PGA在水相及油相环境中的热稳定性,评价了PGA作钻完井液暂堵剂的应用潜力。结果表明PGA理化性质受钻井液液相环境和温度的影响较大。对水基钻井液而言,100℃高温水相环境下PGA分子受pH值影响降解生成低聚物,分子热稳定性降低、力学强度下降,表现为强酸(pH<5)及强碱(pH>9)环境加速降解,且强碱条件下降解快于强酸环境。高温油相环境导致PGA颗粒先溶胀后出现剥落、破碎现象,本体由塑性向脆性转变,抗拉及抗压强度出现一定程度下降,PPA封堵实验显示油相环境中8 d内具有良好的封堵效果。与水基钻井液相比,暂堵剂PGA更适合在油基钻井液中使用。

新型水基钻完井液降滤失剂作用机理及性能评价

为了深入探讨新型水基钻完井液降滤失剂的作用机理及其在高压高温(HTHP)和高盐分环境下的性能表现,通过对3种不同降滤失剂HTS200、PAC-HV和FA-367进行系统性评价,研究了它们的微观结构、分散性能以及抗极端环境能力。结果表明:降滤失剂A因其独特的网状分子结构,在高压高温和高盐分条件下表现出显著的性能稳定性。具体而言,降滤失剂A在高温(200℃)和高压(10 MPa)条件下的滤失率仅增加了13.6%,而在10%的盐分条件下增加了9.7%。相比之下,降滤失剂B和C在同样条件下的性能下降更为显著,分别增加至28.2%和36.8%,及23.0%和27.5%。这些结果表明,降滤失剂A的优越性能可为深水钻探和复杂地质条件下的钻井作业提供有效的滤失控制。研究的发现强调了在设计降滤失剂时考虑其微观作用机理的重要性,同时为提高降滤失剂在极端环境下的适应性提供了有价值的指导。

裂缝-孔隙型储层保护钻完井液体系研究

针对裂缝 -孔隙型储层特征和钻井施工要求 ,从储层潜在损害因素分析入手 ,确定了裂缝暂堵剂 ,即以超细碳酸钙和改性石棉纤维为主复配而成的纤维状暂堵剂 LF-1 ,以及以油溶性树脂和液体石蜡为主复配而成的油溶性软化封堵剂 EP-1 ,并优选出了钻完井配方。现场试验表明 ,该钻完井液体系基本满足钻井施工要求 ,储层保护效果明显 ,可使表皮系数下降5 4.4%。

钻完井液静态沉降稳定性评价方法

钻完井液在长期高温静止条件下有可能发生严重沉降,导致下管柱遇阻或开泵困难,增加钻完井作业风险,因此有必要对钻完井液在高温静止下的沉降稳定性进行探讨。国内外学者对钻完井液沉降稳定性进行了广泛研究,目前国内外对钻完井液在高温静止条件下沉降稳定性的评价没有统一的方法。调研了国内外9种方法,综合分析选出了落棒法、沉降因子法、针入式沉实度测定法和静态稳定分层指数法4种方法对水基完井液进行沉降稳定性能评价。实验研究结果表明,静态稳定分层指数所测SSSI值与底部密度相关系数高达0.97以上,能够比较准确地判断完井液沉降稳定性沉降程度;针入式沉实度测定法所测结果只能判定完井液沉降趋势,无法定量评价完井液实际沉降程度;沉降因子法只适合评价分液率较低钻完井液沉降稳定性;落棒法只能粗略判断完井液沉降稳定性。

江苏油田钻完井液对N80套管腐蚀研究

为查找中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司油水井自由段套管腐蚀原因,开展了钻完井液对N80套管腐蚀行为的实验研究。在分析江苏油田自由段所用套管的钢级、壁厚以及所处温度环境的基础上,实验评价了江苏油田常用钻完井液分别在40,50,60和70℃下,经过0.5,1,2,4和6个月对N80套管的腐蚀行为。研究结果表明:江苏油田常用钻完井液对N80套管的腐蚀行为以局部腐蚀为主,大多发生在饱和盐水钻完井液中;饱和盐水钻完井液的平均腐蚀速率大于淡水钻完井液中的腐蚀速率;目前常用淡水钻完井液中挂片平均腐蚀速率和最大腐蚀速率均在0.050 2 mm/a以下,表明淡水钻完井液对套管腐蚀的影响小。

高温超压有机盐钻完井液抑制性研究

大斜度井段常含大段泥页岩,而泥页岩在钻进过程中易发生井壁失稳等复杂问题。本文针对目前较为先进的强抑制性钻完井液体系(有机盐钻完井液),从活度因素抑制性机理、离子交换晶格嵌入因素抑制性机理、双电层因素抑制性机理三个方面入手,通过大量的实验与数据分析,其结论为当有机盐在钻完井过程中,通过降低其水活度,拉紧粘土晶层、进一步压缩双电层,这样就实现了对粘土膨胀与分散作用产生的极强抑制,其抑制效果大大好于常规水基钻井液与完井液,这样就取得明显的应用效果。

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用

针对英台气田火山岩气藏地质条件复杂、压力系数低且富含裂缝等特点,室内研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系。现场应用表明,该体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能,保证了英台气田的正常作业及产量。

南海西部气田高温衰竭储层钻完井液技术研究及应用

针对南海西部某气田调整井高温、储层衰竭、井深大、水平位移大、裸眼段长的特点,分析了气田开发的地质情况及技术难点,通过改进油基钻井液体系,对其配方进行滤失及封堵性能评价,并通过模拟高温衰竭储层钻井液侵污实验,获得了良好的封堵和滤失性能,3个小时高温高压滤失量只有2.6ml,储层保护效果好,返排压力仅1~2MPa,返排后岩心渗透率恢复值均在90%以上的改进型油基钻井液配方。现场应用配合连续油管氮气诱喷、不破胶完井液等合适的钻完井工艺技术,成功进行连续油管气举造负压反排和诱喷成功,投产产量超过了配产预期,成功的解决了高温衰竭储层井的钻完井难题,为类似海上和陆地高温衰竭储层油田的开发提供的基础,连续油管下深至6100m诱喷成功也创造了新的纪录。

低渗油气藏损害成因及钻完井液技术

低渗储层孔喉结构普遍以细小型为主,钻进结束后易发生固相和滤液侵入现象,且伴有不同程度的水锁、结垢等问题,严重影响低渗储层的开发工作。鉴于此,业内逐步采用了新型钻完井液技术,常用类型包含低渗透钻井液、双膜钻井液等,以便最大限度减轻低渗储层的受损程度。文章以海上保护低渗油气藏的实际情况为立足点,经试验分析后提出相适应的钻完井液技术,充分发挥出该技术在流变性、润滑性等方面的优势,以便给钻井工程提供可靠的技术支持,并且减少储层喉道的滤液量,实现对储层的全方位防护,从而推动海上低渗油气田事业的发展。

无固相钻完井液对储层参数的影响

无固相钻完井液是在低固相钻井液的基础上发展起来的新型钻井完井液。本文对无固相钻完井液的研究进展及其对储层参数的影响进行了概述,希望对无固相钻完井液的进一步发展有一定的推动作用。

LF15-1油田ZJ10灰岩储层PRD钻完井液体系优化研究

LF15-1油田ZJ10灰岩储层为孔隙型储层,以中、低孔低渗为主,储层孔吼较小,裂缝不发育,钻完井液对储层存在不同程度的伤害。从储层基本特征、储层敏感性评价及目前所用钻井液性能评价着手,分析了储层潜在的损害因素,开展了储层保护钻完井液体系优选研究。基于选择性暂堵技术,得到了PRD钻完井液体系具体配方,建议在钻井液体系中加入0.7%PFVIS和2.0%PF-FLO;在完井液体系中加入5%PF-JPC和2%CA101-4。动态损害实验评价表明,优选的PRD钻完井液体系对储层保护效果显著,液相侵入深度及表皮系数下降明显。

无固相钻完井液降解技术研究进展

钻完井过程中,为了降低钻完井液侵入地层带来的储层伤害,使无固相钻完井液技术得到快速发展。无固相钻完井液含有大量的聚合物增粘剂、降滤失剂,仍会污染储层。为了提高储层渗透率,减低聚合物对储层的伤害,本文综述了无固相钻井液完井工艺、无固相钻完井液破胶技术(包括氧化剂破胶、生物酶破胶)、无固相钻完井液酸解技术以及无固相钻完井液自降解技术,并展望了无固相钻完井液降解技术发展趋势。

辽河西部致密砂岩储层保护钻完井液技术研究

辽河坳陷西部凹陷南部沙三段属于低孔特低渗致密砂岩油气藏,油气资源分布广泛开采难度大。现有的钻完井液体系不能满足安全快速钻井和储层保护的要求,进行了该项目的研究。室内对该区块致密砂岩储层进行了储层物性、敏感性及水锁等方面的评价,确定了钻井过程中存在的主要储层损害因素。通过室内试验优选优化了KCl钻完井液体系,并根据储层孔喉大小分布对该体系进行了广谱屏蔽暂堵技术改造。室内评价表明KCl钻完井液体系均具有良好的热稳定性。体系的润滑性和抑制防塌性好,抗污染能力强,可以满足探井的需要,渗透率恢复率均在82%以上,暂堵深度<1.1cm且易反排。可满足辽河坳陷西部凹陷南部沙三段致密砂岩储层保护的要求。

涠洲油田甲酸盐钻完井液体系适用性评价研究

针对涠二段井壁失稳及储层段保护问题,通过涠洲油田地层特性及钻井液性能室内评价研究,提出了甲酸盐钻井液体系作为涠洲油田开发井钻完井液,以实现钻完井液一体化,室内评价表明,该体系满足涠洲油田开发井复杂层段井壁稳定要求及储层段储层保护要求,适用于涠洲油田开发井钻完井施工。

歧口18-2油田调整井钻完井液及油气层保护技术

歧口18-2油田由于产能下降严重、注采关系不平衡,急需进行开发调整。针对该油田储层特征,着重分析了开发井可能存在的油气层伤害原因,有针对性地提出了钻完井液方案和油气层保护技术,并深入开展了室内评价实验。2011年采用防水锁型水基钻井液和完井液及相应油气层保护技术成功实施了3口井的钻完井作业,取得了良好的生产效果。

保护低渗油气藏的钻完井液技术

低渗储层孔喉细小,对入井流体更为敏感,钻完井过程中很容易出现固相和滤液相侵入、水锁、乳状液堵塞、结垢等伤害,使得低渗储层的开发更加困难。针对此类问题,国内外研制出超低渗透钻井液、成膜钻井液、双膜钻井液、微泡钻井液、无自由水钻井液及油基等适应于低渗储层减小储层伤害的钻完井液技术。从低渗油气藏损害成因出发,通过实验研究方法优选出适用于海上保护低渗油气藏的钻完井液技术,它具有优良流变性、失水造壁性、润滑性和抑制性,能满足该钻井工程的需要,同时能有效地降低滤液进入储层喉道,达到储层保护的效果,为海上低渗油气田的开发提供了保障。

南海西部超浅层砾石充填水平井钻完井液优化与评价

在南海西部海域超浅层、破裂压力低、疏松砂岩且泥岩含量高的储层钻水平井时,PRD钻井液受泥岩污染造浆致使黏切升高、压漏地层而提前完钻,在砾石充填过程中经常出现漏失而无法完成充填作业,造成防砂效果不理想等问题,以EZFLOW直接返排钻井液为基础,通过优化加入新型胺基抑制剂,解决了该地区地层泥岩造浆和井下ECD值升高的问题,提高了地层承压能力和泥饼的耐冲刷性能,有效降低了砾石充填作业的漏失问题;通过优化盐水携砂完井液,加入液减阻剂,进一步降低了携砂液的泵送排量,提高了砾石充填成功率。现场应用表明,优化后的EZFLOW直接返排钻井液在钻井过程中未发生漏失,正常完钻;优化后的盐水携砂完井液在砾石充填过程中漏失速率仅为0.4 m3/h,砾石充填作业顺利完成,实现了直接返排试气,达到了预期防砂效果。