页岩储层防水锁聚合物水基钻井液体系研究

开发一种适用于页岩储层的水基钻井液体系,以优化钻井过程中的页岩稳定性和防水锁效果。通过页岩滚动回收率、线性膨胀率测试以评价不同处理剂的效果。结果表明:0.5%WEDM+1.5%SFTH复配体系可显著提高页岩的回收率,同时最大线性膨胀率由37.6%降至16.80%。封堵剂CMS在控制滤失量方面表现出色,包被剂KPAM在提高钻井液稳定性和降低滤失量方面具有显著效果。防水锁水基钻井液配方为:4%基浆+1.0%WEDM+1.5%SFTH+1.5%CMS+0.3%KPAM+2.0%op-10。该体系在高温高压条件下展现出了优异的流变特性和滤失控制能力,特别是在抗温性和抗污染性方面表现卓越。该体系在150℃高温下保持了良好的稳定性,且对NaCl和CaCl_(2)的抗污染能力强。在储层保护方面,该体系能有效减少钻井液对储层的伤害,实现高达85.69%的渗透率恢复率,同时形成的泥饼质量良好。研究成果对于页岩气开采具有重要意义。

基于低场核磁共振技术的致密砂岩气藏防水锁作用机理研究

致密砂岩气藏孔隙度、渗透率较低,微观孔喉尺度细小,在生产及压裂过程中极易产生水锁伤害。为开展致密储层防水锁作用机理研究,将常规岩心自吸实验、防水锁剂抑制水锁伤害实验与低场核磁共振技术(nuclear magnetic resonance,NMR)相结合,从微观角度揭示致密砂岩储层微纳米级孔喉中的防水锁作用机理,为致密砂岩气藏防水锁相关研究提供理论依据。结果表明:加入防水锁添加剂后,流体表面张力下降,接触角增大,自吸速率变慢,渗透率有一定程度恢复;在此基础上,通过核磁共振T 2谱从微观角度评价缓慢自吸阶段液体在不同孔喉尺度范围内的液相水锁滞留现象,其中加入防水锁添加剂后在自吸20 h时在较小孔喉处自吸液相平均占比为38.61%,整体孔喉平均液相占比为35.79%。而在未加入防水锁试剂的样品中在自吸20 h时在较小孔喉处液相占比为67.48%,整体孔喉占比为54.52%;通过防水锁剂抑制水锁伤害实验得出,加入防水锁剂后渗透率恢复程度在15.38%~20.19%,整体液相滞留占比平均下降幅度在10.73%。防水锁剂有效地降低较小孔候处液相滞留占比,降低流体表面张力以及增大岩心疏水性能,揭示了致密砂岩气藏防水锁作用机理,为致密砂岩气藏降低水锁伤害程度、提高返排效率,为实现高效开发提供理论支撑。

低渗储层新型防水锁剂的研制和性能评价

为了降低外来流体对低渗储层的水锁伤害,本文以高级脂肪酸和二乙醇胺为原料制备了无氟表面活性剂,并与阳离子表面活性剂(起到分散、稳定作用)和有机硅消泡剂复配形成一种新型无氟防水锁剂。实验研究表明,该防水锁剂能显著降低水溶液的表面张力,使表面张力低于15 mN/m,且具有良好的抗温、耐盐性能。接触角测试实验发现,该防水锁剂改变了砂岩岩心表面的润湿性,使亲水性能转变为亲油性能。岩心自吸实验和储层保护实验表明该防水锁剂使岩心的自吸水质量和吸水速度降低,且降低了岩石对流体的束缚能力,有效防止外来流体对低渗储层的水锁伤害。

海上低渗透油田钻井用高效防水锁剂的制备及性能评价

针对海上低渗透油田钻井过程中出现的水锁损害问题,以异丁烯酸甲酯、甲基丙烯酸和2-丙烯酸丁酯为主要原料,室内制备了一种适合海上低渗透油田钻井用的高效防水锁剂FR-101,并对其综合性能进行了评价。结果表明,防水锁剂FR-101的表面活性和润湿性能较好,当其质量浓度为1.2%时,溶液的表面张力降至23.8 mN•m^(-1),岩心薄片表面的润湿性由亲水性转变为中性润湿;防水锁剂FR-101的加入能够大幅度降低天然岩心的自吸水量,并能有效提高储层岩屑的滚动回收率,当其质量浓度为1.2%时,岩心5 h的自吸水量比在蒸馏水中降低了90%以上,储层岩屑的滚动回收率达到95%以上;防水锁剂FR-101还具有良好的储层保护性能,使用质量浓度为1.2%的防水锁剂FR-101溶液驱替后,岩心的渗透率恢复值可达90%以上。

防水锁阻垢型改性卤水修井液的研发与应用

针对修井作业中采用高密度卤水为压井液滤失进入储层造成的润湿反转后油井产油量急剧下降的现象,首先通过开展卤水对岩心渗透率伤害率实验,确定了卤水对储层的伤害率;其次优选防水锁剂,在矿化度为30万mg/L的卤水中,温度120℃老化48h,界面张力达到了10-1的级别,同时,采用正交实验的方法优选了2种助剂,形成了防水锁阻垢型改性卤水修井液。室内岩心伤害实验表明,储层渗透率恢复率可达80%以上,现场应用5井次,作业成功率100%,作业后产量恢复率达到了132.5%。

鄂尔多斯盆地低渗透气藏新型防水锁剂的研制及性能评价

针对鄂尔多斯盆地致密气低渗透储层,研制出一种新型防水锁剂,该防水锁剂属于氟碳表面活性剂类型。通过测定新型防水锁剂与鄂尔多斯区块地层水配伍性、表面张力、岩心自吸、接触角、渗透率恢复值等试验,对其性能进行室内评价。结果表明,防水锁处理剂与地层配伍性良好,可使表面张力达到超低,岩心自吸水质量最低,接触角可达到78.6°,渗透率恢复率可达到89.6%。该新型防水锁处理剂能有效预防水锁伤害的产生,对改善鄂尔多斯盆地低渗透气藏的开发具有指导意义。

低渗透油气藏用防水锁剂体系的制备与性能评价

为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明,表面活性剂产物的热分解温度为218℃,在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m,临界胶束浓度为80 mg/L,表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后,清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°数130°;防水锁剂体系经过120℃老化8 h后,清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好,可用于改善低渗透油气藏水锁损害。

狮子沟构造带裂缝储层保护钻井液配方

针对青海油田英西裂缝性碳酸盐岩储层在钻井过程中存在的储层损害问题,开展了储层裂缝特征、储层岩石成分、储层岩石的分散性和膨胀性能分析,完成了储层固相颗粒损害、水锁损害以及敏感性损害的评价,明确了储层受到损害的主要因素。评价7种现场储层保护剂的酸溶率、油溶率、粒径范围,其中XY-2和NFA-25的可溶解性(酸溶率和油溶率)大于90%,NFA-25的粒径较大且分布范围最广,可作为储层保护剂。评价了3套钻井液体系的动态渗透率恢复值,复合有机盐钻井液污染岩心后,渗透率恢复值为85.52%,储层保护效果最佳。在复合有机盐钻井液配方下,通过加入可酸溶纤维屏蔽暂堵剂,提高钻井液对裂缝的屏蔽暂堵率以及加入低聚有机硅防水锁剂减少钻井液对储层微裂缝造成的水锁伤害,将钻井液的渗透率恢复值从85.2%提高至92.24%,复合有机盐钻井液储层保护效果显著提高。

煤层气储层新型防水锁处理剂体系研究及应用

煤层气储层在钻完井、压裂增产以及生产过程中,外来流体的侵入极容易引起煤储层的水锁伤害,从而严重影响煤层气井的产量。因此,室内通过大量实验,以新型氟碳表面活性剂FT-11为主要处理剂,研究了一种适合煤层气储层的新型防水锁处理剂体系HFSJ-1,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该新型防水锁处理剂体系能够使水溶液的表面张力降低至20 mN/m以下,能使目标区块煤样表面的接触角由26.1°增大至74.3°,具有良好的表面活性和润湿反转性能;另外,HFSJ-1的加入能使煤岩心的自吸水量大幅下降,使煤层气的解吸时间大幅缩短,并能显著提高煤岩心的渗透率恢复值,其性能明显优于常用的防水锁处理剂,有效降低了水锁伤害的程度。现场试验结果表明,煤层气井使用新型防水锁处理剂体系HFSJ-1后,与未使用防水锁处理剂的邻井相比产气量得到大幅提升,表皮系数显著下降,达到了良好的施工效果。

适合低渗透油藏的高效水基钻井液体系研究

针对海上某低渗透油藏前期使用钻井液体系存在的不足,结合目标油田实际情况,研制了一种适合低渗透油藏的高效水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该钻井液体系具有良好的耐温性能,在140℃下滚动老化后体系的流变性能及滤失量等各项性能基本没有变化;该钻井液体系具有良好的防水锁性能,当防水锁剂HAW-1加量为1.5%时,钻井液滤液的表面张力、界面张力分别降至27.5 mN·m^(-1)、7.5 mN·m^(-1);该钻井液体系具有较强的抑制性能,对目标油田储层段岩屑的滚动回收率可达到90%以上;该钻井液体系具有较强的抗污染性能,当劣质土加量为20%时,钻井液体系的各项性能参数仍能保持稳定;另外,该钻井液体系还具有良好的储层保护性能,使用钻井液污染后,目标油田储层段天然岩心的渗透率恢复值可达到85%左右。

适用于低渗透气藏的新型乳液防水锁剂研究

为了有效减轻低渗透气藏开发过程中出现的水锁损害现象,以十二烷基硫酸钠K12、异丁烯酸甲酯(MMA)、丙烯酸(AA)和丙烯酸丁酯(BA)为主要原料,制备了一种适用于低渗透气藏的新型乳液防水锁剂FRT-2,并对其综合性能进行了评价。结果表明,新型乳液防水锁剂FRT-2能够大幅降低水溶液的表面张力值,具有良好的表面活性;FRT-2能有效改善目标低渗透气藏储层段天然岩芯表面的润湿性,使其由亲水性转变为中性润湿;FRT-2对储层段岩屑和岩芯的抑制性能较好;FRT-2还具有优良的防水锁性能,使用质量分数为1%以上的FRT-2溶液驱替岩芯时,岩芯的水锁伤害率可降低至20%以下,水锁伤害程度为弱。研究结果表明,新型乳液防水锁剂FRT-2的综合性能较好,能够应用于低渗透气藏的开发。