甲酸钾基钻井液解决了高温储层的钻进问题

位于德国北部施勒弗尔丁庚的气井,储层为砂岩性地层,井底温度高达149℃,通常采用CaCO,高密度聚合物钻井液体系钻井。但该体系的稳定温度不能满足井底高温的要求,聚合物的高温降解使钻井液粘度受到不良影响,产生固相颗粒悬浮与输送问题,卡钻及缩径问题也时有发生。

超深超高温储层剩余油饱和度监测评价技术

针对塔里木盆地东河塘油田的超深高温地层 ,优选RMT测井 ,结合其它资料 ,建立定量计算该区三饱和度 (原始含油饱和度、残余油饱和度、剩余油饱和度 )响应方程和解释模型。并利用可信因子判断计算剩余油饱和度的可靠性 ,在此基础上 ,结合采油数据 ,生产动态数据 ,用三饱和度计算的驱油效率 ,建立该区水淹层的评价方法与解释标准。该成果推广应用于塔北牙哈凝析气藏、塔中 4油田取得了良好的地质效果。

碳酸盐岩高温储层自生酸体系研发与评价

采用卤盐、羰基化合物和酯类研制了一种在高温下稳定持续生酸的自生酸体系。该自生酸体系90℃下反应6 h,可生成12.9%的盐酸,150℃下反应6 h,可生成18.9%的盐酸,具有优良的生酸能力。将盐酸、稠化酸和自生酸分别与岩心进行静态溶蚀实验,自生酸相比于常规酸具有更长的酸岩反应作用时间。自生酸体系150℃下,N80钢片腐蚀速度为0.984 g/(m^(2)·h),低于行业一级标准,具有优良的缓蚀性能。盐酸、自生酸与碳酸盐岩的酸岩反应动力学研究表明,自生酸酸岩反应速度与常规酸相差一个数量级,具有更为优良的缓速性能,能够用于解决高温储层深部酸化的难题。

一种W/O乳化液在海上高温砂岩储层分流酸化中的评价与应用

针对目前酸化常用分流剂无法简便有效地应用于海上高温砂岩储层油田酸化作业的现状,研制了一种由活性柴油与地层采出水配制的W/O乳化液分流体系。实验优选出的活性柴油与地层采出水比例为3∶7的乳化液在130℃和170 s^(-1)剪切速率下仍然具有40 mPa·s的黏度,单管岩心封堵实验表明,其对模拟水层与油层岩心的封堵率分别为大于80%和小于21.6%,并联双管岩心封堵分流实验表明其对低渗油层的分流率均能达到80%以上,分流酸化物理模拟实验表明,乳状液分流酸化后低渗油层岩心的渗透率增大170%左右,高渗水层岩心的渗透降低60%左右。该技术在南海西部油田矿场应用中取得了日增油103.3 m^3/d、含水率降低18.8%的显著增油降水效果,具有较大推广价值。

耐高温一体化乳液型压裂液研究与应用

乳液型一体化压裂液体系被当做滑溜水在非常规油气储层改造中得到广泛应用,但其高温(大于120℃)静态悬砂能力弱,在高温深井较低排量加砂风险高。为此,以丙烯酰胺单体为主,引入抗高温功能团,合成一种耐高温一体化压裂液乳液型稠化剂。乳液稠化剂性能稳定,室温存放60 d无沉淀分层;按一定比例加水,10~15 s即达到最高黏度的50%以上,3~5 min后达到最高黏度;具有自交联性能,1.6%以上乳液质量分数配制的压裂液,在160℃条件下,170 s-1剪切120 min后,黏度大于150 mPa·s;30/50目陶粒160℃条件下,静态悬砂120 min沉降5 cm;加入破胶剂2 h后,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液岩心伤害率24.6%。现场应用井储层最高温度153℃,1.5%乳液稠化剂用量,施工排量8~11 m^(3)/min,最高砂浓度480 kg/m^(3),与相同黏度羟丙基瓜尔胶相比,降阻率提高10%左右,应用井改造后产量稳定。

甲酸基钻井液解决了高温储层的钻井问题

在印尼Belanak油田，油藏的平均温度为157℃，油藏水平钻井长度在1066．8～1371．6m之间。由于井使用优质滤管来控砂，因此，油藏钻井液要求是低固相、盐水基钻井液。6口井使用了甲酸钠基油藏钻井液和完井液。钻井过程中要密切关注碳酸钙桥堵剂的粒度分布和浓度，以确保钻井过程中滤饼质量不受损。

利用Stacking模型融合法识别高温、高压储层流体

东方X气田不同流体性质储层的测井响应差异不明显,尤其难以确定不同流体的电阻率下限;利用孔隙度测井曲线识别流体易受物性因素干扰,使不同流体性质的样本数据点存在重叠区域。因此,提出利用Stacking模型融合方法建模,集成了流体识别效果较好的机器学习算法(决策树、支持向量机、随机森林和极端梯度提升),并利用模型融合方法识别高温、高压储层流体,通过10折交叉验证法对各个算法进行迭代优化,使模型达到最优。相比于单一机器学习算法,Stacking模型融合算法能够考虑不同算法的数据观测与训练原理差异,充分发挥各个模型优势。生产测试结论表明,与表现最优的单一模型极端梯度提升树相比,Stacking模型将预测准确率从87.08%提升到92%,具有更强的学习能力,更适用于高温、高压储层流体识别,为测井解释建模提供了新思路。

渤海D区块沙河街组高温低渗储层压裂液敏感性伤害及对策

渤海湾盆地渤海D区块沙河街组发育低渗-特低渗透油藏,地层具有异常高温高压特征。通过分析储层填隙物特征和孔隙结构特征,认为渤海D区块沙河街组储层属于中、低孔-低渗型。储层填隙物中易于膨胀及分散运移的伊利石含量较高,储层孔隙空间主要为残余原生孔及溶蚀孔,孔隙和喉道大小为细孔喉级别,孔喉连通性差,非均质性强;通过研究压裂液对储层的敏感性伤害,认为渤海D区块沙河街组储层属中等偏强水敏、弱速敏、中等偏弱碱敏、易水锁伤害。为降低压裂液对储层的敏感伤害、压裂液残留物伤害及与地层环境不配伍造成的储层伤害,渤海D区块高温低渗储层的压裂液须具有耐高温、弱碱性特性,且配方中宜添加防膨剂、稳定剂、缓冲剂和助排剂。

六西格玛设计助力高温低渗储层保护修井液的可靠性研究

针对大港油田未动用储层油层保护工作需求,在修井液研发过程引入六西格玛设计方法。通过设计失效模式分析(DFEMA),确定影响高温低渗储层油井作业恢复期的主要控制因子,并通过实验设计确定修井液材料及最佳配比,之后施行验证,控制,确保试验结果的可靠性,有效达到了降低恢复期的目的。

塔河油田碳酸盐岩储层恶性漏失空间堵漏凝胶技术

塔河油田10区某些碳酸盐岩储层段缝洞发育,且非均质性强、漏失空间大,常规桥堵技术很难实现有效封堵。聚合物凝胶易充填于漏失通道,通过自身交联强度以及与漏层壁面的黏结性实现有效封堵。以部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、六亚甲基四胺(HMTA)、对羟基苯甲酸甲酯(NIPAGIN)为核心处理剂,研制出了储层用抗高温堵漏凝胶。通过性能评价可知:该抗高温堵漏凝胶表观黏度在40～45 mPa·s范围内,140℃下成胶时间在4～10 h内可控;利用裂缝钢铁岩心(长5 cm)进行封堵能力评价,凝胶可有效封堵2～5 mm缝隙,封堵压力可达2.5 MPa,并在18 d内保持良好的封堵能力,22d后可实现自破胶返排;使用破胶剂可进一步提高破胶效率,在8 h内实现凝胶解除。该堵漏凝胶既可实现高效封堵,又能有效解堵,对储层段恶性漏失有着广泛的应用前景。

长时耐高温自生酸研制及其性质研究

在高温油藏酸压改造中,针对常规酸液滤失量大、酸岩反应快、酸蚀作用距离短而难以建立有效通道的问题。本文提出了一种用于长时延迟生酸的碳酸盐岩溶蚀的方法,建立了通过酯水解生成有机酸实现酸化的新型技术,研制了一种可适用于120℃以上高温储层、长时生酸、绿色环保的自生酸体系。本文对该新型自生酸体系的乳液配制、温度效应、生酸和耐温性质、N80钢片腐蚀、碳酸岩石溶蚀能力等诸方面进行了分析和研究。研究表明,120℃以下,在较长时间内体系生酸量很低,而在更高的140℃下缓慢生酸,生酸时间长,在优化条件下可以控制生酸时间延长至2天以上。在140℃反应52小时,自生酸对碳酸盐岩的溶蚀率达到82%。

一种抗高温暂堵剂的研制

随着油气资源勘探开发程度的不断提高,勘探领域逐渐走向陆地深层超深层、海洋深水深层、高温地热以及干热岩等复杂高温地层。目前常用堵漏材料抗高温性能较差、酸溶或降解性能较差,极易对高温储层造成永久伤害,无法满足高温储层酸化解堵的技术需要。为此,基于所研选的抗高温刚性颗粒、高强度片状材料及抗高温可酸溶纤维,研制出适用于不同裂缝开度的抗高温暂堵剂FRACSEAL,其抗温能力可达210℃,可有效封堵裂缝开度达10 mm裂缝,承压能力可达20 MPa,酸溶率可达94%以上,适用于高温储层裂缝。

柳杨堡气田高温有机硼交联剂的优选与评价

柳杨堡气田地层温度高、气藏埋藏深,具有低孔特低渗微细孔喉特点,对于压裂液耐温耐剪切。为此,优选了一种高温有机硼交联剂。分析了基液pH值、交联温度、交联比对交联时间的影响,为该交联剂应用提供了数据支持。利用优选的高温有机硼交联剂配制成压裂液具有耐温耐剪切性好(130℃,170 s-1剪切120 min后黏度仍可达到160 mPa·s)、延迟交联时间可调(交联时间150~180 s)、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小的优点,可以满足深层高温储层压裂施工需要。该交联剂用于柳杨堡气田现场试验3井次11段,成功率100%,取得了良好的压裂效果。

富满油田超深碳酸盐岩酸压液体体系优化组合及应用

塔里木油田富满区块储层埋深大,地层温度高,常用的缓释酸面临高温下酸岩反应速度快,存在人造裂缝远端刻蚀性差等问题,严重制约了储层酸压改造效能。文章选取了由两种主要成分构成的自生酸体系,通过相关实验分析了其在不同温度下的生酸能力与低温稳定性,并借助Meyer和FracPT软件对酸压工艺进行了优化模拟。实验结果表明:其在低温下生酸速率慢、稳定性强,而在110℃以上时生酸速率显著加快。同时,自生酸对远井地带的刻蚀效能优于胶凝酸、交联酸与转向酸,结合优化模拟情况,可根据具体井型、井—储关系与储层特征,确定同时适配近中远距离的酸压改造工艺。现场施工实践证明,该酸压改造工艺能够大幅提高地层的导流能力,实现深穿透改造目的,定产时折日产油达624 m^(3)。所选取的自生酸体系对产层的深度酸压改造效果明显,在高温超深井储层酸压改造中具有极大推广潜力。

深度酸压自生酸酸液体系研究

目前深层、超深层碳酸盐岩储层存在温度高和物性差等特点,常规酸压技术的酸岩反应速率过快,酸蚀裂缝导流能力低,无法实现深部酸压,储层改造效果差。针对此类问题,设计了一种新型自生酸酸液体系,并通过室内评价实验对酸液体系性能进行评价,结果表明自生酸酸液体系可有效实现深度酸压的目的。

MPD作业解决了严重衰竭的高温高压储层的钻井难题

在北海的Kvitebjφrn油田测试和使用了一个新型的MPD装置,它能够在严重衰竭地层钻821in的井眼,从而顺利地钻到目标储层。理论的中心部分是一个先进的动态流动和温度模型,在结合了一套自动节流系统后可以在裸眼井段更加精确地控制井筒压力。文章简要地说明了装置的操作,这套装置证明了它在一个给定的裸眼段使压力产生最小变化的潜力,它能够在井底压力窗口比机械钻速下循环时产生的摩擦压力损失还小的情况下准确地进行自动化的井筒压力控制。讨论了一个先进的用于自动节流调节的瞬态模型的使用。整个过程中所遇到的挑战超过了预期的想象,但是经过在已下套管的井内的反复试验,做了很多改善,所以钻812in井段在井下压力得到很好控制的情况下实现了成功钻进。

高温高压条件下不同气体组分储层岩电实验及应用

在高温高压条件下,对岩电参数受CO_2与CH_4混合气体影响规律认识不清,导致该类气层含水饱和度计算精度偏低。为此,通过模拟储层温压条件下(温度150℃、围压70MPa、孔隙压力50MPa)的岩电实验,分别利用不同含量CO_2与CH_4混合气体进行岩心驱替,以测定岩心的岩性系数b值、饱和度指数n值与胶结指数m值,基于实验数据研究分析了CO_2与CH_4混合气体对岩电参数的影响规律。不同CO_2含量混合气体溶解于地层水时候,测定得到的岩性系数a值、胶结指数m值基本没有差异;随着CO_2含量升高,岩性系数b值增大,饱和度指数n值降低,并建立了岩性系数b值与饱和度指数n值随CO_2含量变化的预测模型。利用该方法确定的岩电参数计算得到的含水饱和度与岩心分析结果吻合较好,证实了方法的可靠性。

南海西部盆地高温超压储层CO_2气层测井评价技术

论述了在南海西部盆地高温超压储层中利用测井资料定性识别及定量评价气体类型时遇到的问题。储层中同时含有CH_4、CO_2以及地层水时,导致该类储层测井响应特征变化复杂,尤其是CO_2溶于水后形成的附加导电性变化规律不清晰,导致基于电阻率测井响应的评价方法对CO_2的定性识别和定量计算变得异常困难。为此,利用CH_4与CO_2在中子、密度测井响应存在的差异特征,构建一个经孔隙度、含气饱和度校正的识别参数(NDS-Sg),利用该参数可以对气体类型进行有效的定性识别;基于CH_4和CO_2在热中子扩散及减速方面的差异特征,首次采用中子测井长短源距计数率建立了气体组分定量计算模型。定性识别及定量计算结果与测试结果吻合良好,证实了方法的可靠性。

提升高温气井酸压有效缝长方法——以川西地区栖霞组为例

为了提高川西地区深层高温气井酸压方案设计的有效性和准确性,建立了考虑酸压过程中井筒-裂缝综合热效应的酸压有效缝长数值计算模型。以区块内的一口预探井栖霞组储层的酸压改造为例,研究了酸压过程中不同的热效应对于酸压有效缝长的影响,并开展了施工参数对于酸压有效缝长的敏感性分析。结果表明:①井筒传热效应会提升缝口酸液温度,加剧近井地带裂缝壁面的酸岩反应,缩减酸压有效缝长;②相同注酸排量条件下,当注酸量达到一定量后,单纯提高酸量对酸压有效缝长的提升有限。相同注液量条件下,提高注酸排量有利于裂缝向深部扩展而降低缝口过度刻蚀,能有效提升酸压有效缝长。基于研究结论,为X1井设计了一套胶凝酸酸压方案,压后测试产量约为地质条件与改造规模相似邻井产量的1.4倍。