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2020年  第37卷  第6期

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2020, 37(6).
摘要:
专论
微锰加重剂减轻钻井液对油气层损害研究的新进展
刘锋报, 武星星, 徐同台, 王威, 王丹滨
2020, 37(6): 677-684. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.001
摘要:
重晶石在储层段钻井液中使用时,会对储层带来损害,且后续作业很难恢复,而微锰(Micromax)作为高密度钻井液的新型可酸溶加重材料,目前已开始应用于储层段钻井液中。综述了微锰加重剂对储层保护钻井液性能的影响,并分析了微锰提高钻井液储层保护特性的机理。其均一、高硬度、高球度的颗粒特征,可以保证微锰侵入储层后具有良好的返排特性,可降低对储层的伤害。微锰还具有可酸化的特性,调研了适用于微锰酸化的酸液,并对比了酸化前后对储层渗透率的变化,通过优选合适类型、浓度的酸液,在酸化后可消除钻井液对储层的损害。
重晶石滤饼堵塞机理与螯合解堵决策技术论评
韦仲进, 周风山, 徐同台
2020, 37(6): 685-693. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.002
摘要:
钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼,对油气藏造成严重伤害,需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因,制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择,而螯合剂结构(氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等)、金属离子的性质(电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等)、介质环境(pH值、温度、压力等)等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评,精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节,以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作,希望能为读者提供一个新视角,以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。
钻井液
超高温高密度钻井液体系的研究与应用
李雄, 董晓强, 金军斌, 杨小华
2020, 37(6): 694-700. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.003
摘要:
针对大多数采用重晶石加重的高密度钻井液在高温下存在的流变性能调控难、高温高压滤失量大、重晶石沉降等技术难题,从抗温、降滤失、控制黏度和切力、提高沉降稳定性能等方面提出了钻井液体系的设计思路,通过研发超高温封堵降滤失剂SMPFL-UP、超高温高密度分散剂SMS-H等核心处理剂,优选抗高温封堵防塌剂SMNA-1、高温稳定剂GWW、高效润滑剂SMJH-1等关键配套处理剂,经过配方优化及评价,研发出了一套超高温高密度钻井液体系(SMUTHD),抗温达220℃。SMUTHD密度不超过2.40 g/cm3时,经220℃老化后流变性能稳定,高温高压滤失量小于12 mL,极压润滑系数为0.178,在220℃下静置7 d沉降系数(SF)小于0.54,表现出良好流变性能、滤失性能和高温沉降稳定性能。SMUTHD在顺南蓬1井五开进行了成功应用,累计进尺581 m,井底温度为207.4℃,实钻钻井液密度为1.75~1.80 g/cm3,不同施工阶段井浆的SF均小于0.52,施工期间钻井液性能稳定,井下安全,取心顺利。SMUTHD的成功研发及现场应用,有力保障了深部油气层的勘探发现、增储建产和低成本高效开发,提高了我国超高温高密度钻井液技术的自主化水平。
顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术
吴雄军, 林永学, 宋碧涛, 金军斌, 董晓强
2020, 37(6): 701-708. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.004
摘要:
针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2~26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31~0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%~15%,动切力提高15%~25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。
抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用
赵文, 孙强, 张恒
2020, 37(6): 709-714,720. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.005
摘要:
大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段(4267~5287 m)普遍为高压~超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。
超高密度油基钻井液加重剂评价及现场应用
刘政, 李俊材, 徐新纽
2020, 37(6): 715-720. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.006
摘要:
准噶尔盆地南缘区块古近系、白垩系、侏罗系等地层,压力系数高达2.40~2.65 g/cm3,为了保障异常高压地层的安全钻进,急需研发性能优异的超高密度油基钻井液。使用环境扫描电子显微镜和激光粒度分析仪,分析了普通重晶石、微粉锰矿和微粉重晶石的微观形态和粒度分布。分析了微粉加重剂降低钻井液黏度的原理,实验评价出配制超高密度油基钻井液加重剂最佳复配方案为普通重晶石∶微粉锰矿=7∶3。优化出超高密度油基钻井液的配方,评价其高温沉降稳定性能、抗水污染性能。实验结果显示,配制的超高密度油基钻井液具有好的高温沉降稳定性,静恒温24 h,上下密度差值为0.01~0.02g/cm3,静恒温120 h,上下密度差值为0.10~0.14 g/cm3,上下密度差值小;具有好的抗水污染性能,能抗15%以内的水污染。现场应用表明:密度为2.65 g/cm3的超高密度油基钻井液在钻进过程中,全程钻井液性能表现良好,井下安全正常。
生物柴油包水钻井液体系
罗绪武, 赵雄虎, 余加水, 刘俊宇, 曹家俊, 贺刚
2020, 37(6): 721-725. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.007
摘要:
生物柴油主要成分是脂肪酸烷基酯,其闭杯闪点高不易着火,且不含或含少量硫和芳香烃,其性能稳定、毒性低、无荧光性,对测井无影响,是良好的酯基钻井液基液。因常规油基钻井液处理剂与生物柴油配伍性较差,笔者针对生物柴油包水钻井液的处理剂进行了优选,优选出主乳化剂TC-PEM、辅乳化剂TC-GSEM、提切剂UP-GEL和降滤失剂UPGEL,并通过对生物柴油包水钻井液性能评价实验,研制出3种不同密度的生物柴油包水钻井液体系。该体系具有良好的抗温性,抗温为120℃,抗淡水侵能力为15%、抗CaO能力为2%;生物柴油包水钻井液体系生物降解性评级为容易,是一种环境友好型钻井液体系。现场应用表明,该钻井液具有良好的流变性能,提高了机械转速,大幅度缩短了建井周期。
一种新型外柔内刚型封堵剂的研制
徐哲, 孙金声, 吕开河, 刘敬平, 侯德林, 柯灿, 孙元伟
2020, 37(6): 726-730. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.008
摘要:
刚性封堵剂强度大,难以有效适应地层孔隙的尺寸及形状;柔性封堵剂自适应能力强,但承压强度低,两者均都难以形成有效封堵。结合刚性封堵剂强度大和柔性封堵剂自适应能力强的优点,采用碳酸钙作为刚性内核,以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为主要聚合单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,以过硫酸铵-亚硫酸氢钠氧化还原体系为引发剂,采用溶液聚合法制备了一种外柔内刚型封堵剂。该封堵剂吸水膨胀倍数较小,抗压强度高,抗温性好,对钻井液流变性影响小,并具有较柔性封堵剂更好的降滤失和砂床封堵性能。
新型自降解堵漏剂封堵裂缝与保护储层特性评价
叶链, 邱正松, 陈晓华, 钟汉毅, 赵欣, 暴丹
2020, 37(6): 731-736. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.009
摘要:
在裂缝性储层钻进过程中,既要封堵储层裂缝,还要兼顾完井后可解堵。针对常用暂堵类材料无法自降解,且封堵储层承压不足等问题,分析了一种新型环保自降解堵漏剂SDPF,并借助承压强度实验、傅里叶红外光谱仪、热重分析和扫描电镜(SEM)观测等方法,探讨了新型自降解堵漏剂SDPF的降解作用机理、承压堵漏和自解堵保护储层效果。实验结果表明,新型自降解堵漏剂SDPF在25 MPa下的承压破碎率小于5%;随温度升高其自降解率增大,酸性和碱性环境可促进其自降解作用,无机盐不影响其自降解作用。以SDPF为架桥颗粒,协同其它可酸溶堵漏材料,实验优化出适用于微米级和毫米级裂缝的自降解堵漏体系,该体系的封堵承压能力可达7.5 MPa ;泥饼清除和岩心返排恢复实验表明,自解堵后的岩心渗透率恢复值为85%以上,具有较好的承压堵漏与自解堵保护储层效果,可望解决裂缝堵漏与储层保护难以兼顾的技术难题。
耐温抗盐微纳米环保降滤失剂的性能
王彦玲, 蒋保洋, 兰金城, 孟令韬, 许宁, 李强
2020, 37(6): 737-741. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.010
摘要:
针对国内环保型抗高温抗盐降滤失剂种类较少,分子结构过于单一的现状,以1-溴代十二烷为引发剂,对羟乙基纤维素进行改性,使其与纳米碳酸钙接枝共聚,使接枝共聚物大分子链间产生分子内或分子间的缔合作用,形成了不同形态的超分子网络结构,并与纳米颗粒相互作用形成稳定结构以增强其相关性能,合成了一种新型的耐温抗盐的微纳米环保型降滤失剂MND-1。该降滤失剂体积小,比表面积大,表面活性羟基多,可形成以氢键和范德华力连接的空间网架结构,这种空间结构的强度有限,在高剪切作用下容易被破坏,溶液的黏度下降,当剪切速率降低后,大分子间的缔合作用形成的交联网络结构重新形成,黏度恢复,空间网架结构的破坏和恢复形成了动态平衡,体现了优异的剪切稀释性,可有效封堵滤饼和微纳米空隙,起到降滤失作用。通过对MND-1性能评价结果得出,MND-1有优异的降滤失作用,在淡水、盐水、饱和盐水中降滤失性能良好,在180℃、16 h下的饱和盐水基浆中的API滤失量仅为6.8 mL,易生物降解,EC50为4.3×104mg/L,环保性能良好,可用于高温高盐且对环保性要求较高的地层。
一袋化多功能钻井液的研究与应用
何瑞兵, 赖全勇, 许杰, 修海媚, 陈增海
2020, 37(6): 742-745,752. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.011
摘要:
采用分散聚合工艺合成了一种新型环保多功能添加剂PF-MFA,其同时兼具增黏提切、包被抑制、滤失控制等多种功能;以其作为唯一核心添加剂,搭配海水基液和加重剂,研发了一套新型一袋化钻井液体系。该钻井液组成简单、性能高效,当PF-MFA加量为1%时,80℃热滚后体系仍具有较高的黏度、切力和较强的抑制性,API滤失量控制在6.5mL以下,而且抗盐抗钙抗污染能力突出,可抗20% NaCl或15%的污染土,抗钙可达2% CaCl2,另外,体系具有环保可降解的特点。该一袋化钻井液体系在渤海蓬莱PL19-3油田V40井进行了应用并取得了成功,现场应用表明,新型一袋化钻井液体系材料用量少,性能稳定,配制维护简单,能够满足地层相对简单的生产井和调整井钻井作业。
长庆气田小井眼钻井液技术研究与应用
王清臣, 张建卿, 胡祖彪, 王伟良, 侍德益, 魏艳
2020, 37(6): 746-752. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.012
摘要:
为解决长庆气田小井眼施工中存在的井漏、地层自呼吸、井壁失稳、携岩困难、电测成功率低等问题,从水力参数、岩屑清除和钻井液体系入手,在兼顾降低循环压耗和提高环空净化能力的同时,设定合理的泵排量,以此预防井漏、避免地层自呼吸现象;从新的实验评价方法入手,结合小井眼钻井液施工特点,优选出复合抑制剂CQFY作为主抑制剂、天然高分子降滤失剂NAT20作为降滤失剂、无荧光白沥青NFA-25作为封堵剂,确定钻井液体系配方。2018年至今施工的φ165.1 mm井眼和φ152.4 mm井眼均使用了该技术。现场应用表明,该技术可有效保证井壁稳定,井径规则,并可预防井漏,避免地层自呼吸现象,提高了钻速,电测成功率高。完成φ165.1 mm井眼235口井,电测成功率为84.7%,φ152.4 mm井眼7口,电测成功率为100%,取得了较好的应用效果。
温敏型凝胶堵漏剂的室内研究
张坤, 王磊磊, 苏君, 马红, 李永龙, 薛永波, 刘彦青
2020, 37(6): 753-756. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.013
摘要:
针对凝胶堵漏成胶可控性差、高温下结构强度弱的问题,以为基础,制备了一种温敏型凝胶堵漏剂BZ-WNJ,并对其成胶性能进行了综合评价。室内研究表明,BZ-WNJ在80~180℃之间均可形成固态凝胶,具有广谱温敏效应,凝胶强度较可得然胶提高137%,同时BZ-WNJ解决了大颗粒固相对高温成胶的影响,可与其他颗粒状、纤维状堵漏剂复合使用,封闭漏层裂缝同时提升漏失通道内黏滞阻力,提升地层承压能力。
固井液
北极永久冻土层固井水泥浆
张福铭, 齐营, 陈小华, 马小康, 崔新森
2020, 37(6): 757-762. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.014
摘要:
近年来,北极地区石油勘探开发进度明显加快,市场前景良好。针对北极永久冻土层最低温度达-9℃的超低温以及该地区作业时间宝贵的问题,要求水泥浆体系在负温环境下候凝时间短且24 h有强度发展。通过研发低温胶凝材料C-SE8和缓凝剂H10S,并复配G级油井水泥和其他添加剂,分别用淡水、海水和14% NaCl溶液配制超低温水泥浆体系。评价结果表明,密度为1.50 g/cm3的水泥浆在-10℃下的24 h抗压强度可达3.6 MPa以上,密度为1.90 g/cm3的水泥浆在-10℃下的24 h抗压强度可达6.8 MPa以上;该体系适用温度为-10℃~30℃,浆体具有良好的流变性能,且稠化时间易调整,满足北极永久冻土层固井施工要求。
基于多孔介质理论的油井水泥石破坏准则
丁嘉迪, 沈吉云, 张硕, 纪宏飞, 王琳琳
2020, 37(6): 763-770. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.015
摘要:
水泥石是一种由水泥骨架和孔隙组成的多孔介质,井下水泥凝固水化后,孔隙中还会有自由水存在,并且与地层相通,所以水泥石力学行为会受到地层孔隙水压和外部载荷的影响。为进一步揭示油气井实际工况下水泥石的力学性能,引入多孔介质力学理论,对水泥石力学性能进行三轴力学实验研究,获得相关参数,从而确定了考虑孔隙水压的水泥石摩尔-库伦破坏准则。实验以嘉华油井水泥作为研究对象,通过改变围压、排水条件以及孔隙水压获得水泥石的各项力学参数。结果显示,孔隙水压是影响水泥石破坏强度的重要因素;不考虑多孔介质力学的水泥石摩尔-库伦准则模型为非线性;考虑多孔介质力学理论的水泥石摩尔-库伦包络线为线性并获得准则公式。
耐交变超高温固井水泥浆
张弘, 杨燕, 余文艳, 李路宽, 张兴国
2020, 37(6): 771-776. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.016
摘要:
在稠油热采井中,交变超高温将对固井水泥石的力学性能造成巨大影响。为研制抗高温能力强的水泥浆体系,基于XRD、TG、氮吸附及SEM方法,研究了交变超高温下偏高岭土和石墨对水泥石抗压强度、水化产物化学结构及微观结构的影响。研究结果表明,交变超高温可使常规加砂水泥石C—S—H的形态由“链状”或“网状”转变为“颗粒状”,破坏水泥石的结构完整性,从而降低其抗压强度;掺入偏高岭土和石墨后,可提高常规加砂水泥石耐交变超高温能力,且对水泥石物相组成影响不大;偏高岭土有颗粒填充作用和火山灰效应,且石墨与水泥基体界面胶结良好,使其二维方向上起到拔出作用,提高了水泥石结构完整性及力学性能。该研究结果可为稠油热采井固井水泥浆体系的性能评价及配方优化提供参考。
SiO2晶态物性对高温水泥石力学性能的影响
耿晨梓, 姚晓, 代丹, 黎学年, 姜涛, 闫联国, 吴学超
2020, 37(6): 777-783. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.017
摘要:
油井水泥石高温力学性能衰退会对深层油气井安全性及服役寿命造成很大影响。研究水泥石高温强度衰退规律将有助于改善水泥石的长期高温力学性能。硅溶出是造成水泥石高温力学性能衰退的主要原因之一,但未引起重视。重点研究了温度对不同晶态硅溶解度的影响,并结合高温加砂水泥石抗压强度进行分析。结果表明,硅溶解度随温度上升而增加,相同温度下非晶硅的溶解度远大于晶体硅;随硅溶解度的增大,水化前期的硅溶解促进水泥石早期高温抗压强度发展,高温反应后期水化产物会发生硅溶出,造成水泥石高温强度衰退;静态水中水泥石高温抗压强度比动态水中更高且更加稳定;养护环境中硅饱和程度高,水泥石的高温力学性能更稳定。从高温硅溶出角度分析,以晶体硅为主,少量非晶硅为辅的不同晶态硅将有助于保持水泥石高温力学性能稳定。
压裂液与酸化液
基于刺激响应策略的可控滑溜水研究
李远照, 李婷, 王犁, 戴姗姗
2020, 37(6): 784-788. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.018
摘要:
在一些地质条件复杂、低孔低渗、地层压力系数低的区域,存在一些较为严峻的问题,如气藏储层发育的微纳米级孔隙、喉道窄小、排驱压力高、连通性差等。这些问题将导致水锁损害和压裂返排液返排更难。针对这些问题,将刺激响应的表面活性剂引入到疏水缔合聚合物的水溶液系统中,从而赋予了滑溜水体系黏度的可控性,体系最高减阻率可以达到78.1%。在调控下,液体返排难度大大降低,地层伤害也进一步降低。动态光散射实验可以证明,表面活性剂分子可以在不同pH值条件下组装成为不同的结构,疏水缔合聚合物可以和这些结构相互作用,从而实现滑溜水黏度的调节。该滑溜水体系有着良好的减阻性能和防膨能力。
快速水合瓜胶压裂液的研究与应用
王牧群, 邬国栋, 姚旭洋, 周兴旺, 麦尔耶姆古丽·安外尔
2020, 37(6): 789-793. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.019
摘要:
为满足水平井体积压裂技术中连续混配作业要求,并缓解常规羟丙基瓜胶原料供给压力,开展快速水合瓜胶压裂液体系的研究。探索对瓜胶原粉进行细度分级和表面处理,使其能够快速分散水合,替代常规羟丙基瓜胶,为水平井体积压裂的压裂液体系提供一种新的路径。本文优选配套杀菌剂,压裂液基液72 h稳定性提高70%;制备配套交联剂,有效降低稠化剂浓度,解决基液黏度高、冻胶交联速度快、残渣含量高等问题,改善混砂状态、施工摩阻和储层伤害。研究结果表明,快速水合瓜胶压裂液的3 min溶胀率大于90%,72 h基液黏度保持率在85%以上,交联时间30~180 s,在120℃、170 s-1剪切1 h后的黏度达200 mPa · s,破胶后残渣含量小于400 mg · L-1,可适用于30~120℃储层的压裂作业。已在新疆油田开展5口水平井连续混配现场试验,施工及生产效果良好。
深层油气用加重滑溜水压裂液体系
王丽伟, 杨竞旭, 高莹, 杨战伟, 滕起, 韩秀玲, 徐敏杰
2020, 37(6): 794-797,802. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.020
摘要:
塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。
复杂非均质碳酸盐岩储层酸岩反应动力学特征及酸压对策研究
钟小军, 张锐, 吴刚, 尹峥, 王孝超, 卢昊, 高跃宾
2020, 37(6): 798-802. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.021
摘要:
与国内外大型缝洞型碳酸盐岩储层不同,冀中坳陷廊固凹陷北部杨税务潜山具有储层埋藏深、温度高、低渗致密、储集空间复杂,非均质性强等特征,酸压改造成为提高单井产量的必备技术,但由于岩性和裂缝发育的不同,酸岩反应特征复杂,储层酸压改造设计针对性差。针对杨税务潜山峰峰组、上马家沟、下马家沟、亮甲山四套储层特征,开展酸岩反应主控因素研究,建立不同储层类型的酸岩反应动力学方程,根据酸岩反应实验与裂缝导流能力评价,提出四套储层的个性化酸液配方及改造对策,指导了区块13井次的高效改造,为亿吨级储量动用提供了技术保障,也为国内类似基质裂缝型碳酸盐岩的储层改造方案设计提供了技术借鉴。
完井液
海上油田高温解堵液体系
马双政, 张耀元, 张国超, 王冠翔, 陈金定, 南源, 李元奎
2020, 37(6): 803-808. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.06.022
摘要:
海上油田X-1井砂岩储层具有高温、异常高压和低渗等特征,且储层岩样溶蚀孔发育,含有一定的粒间缝被黏土矿物充填,黏土矿物较多,易造成水敏、速敏。针对上述问题研制出一种高温低渗敏感性储层解堵液体系。实验表明,在170℃的条件下,解堵液体系对钢片的平均腐蚀速率为62.880 g/m2·h,达到行业一级标准,且该体系具有较低的表面张力,鲜酸和残酸表面张力均低于24.0 mN/m。解堵液体系有较好的稳定铁离子能力,稳定铁量高达263 mg/mL。解堵液体系具有较好的防膨效果,终膨胀率降低值为32.19%,能有效控制黏土膨胀,抑制水敏伤害。岩心中注入解堵液体系后,渗透率呈明显的上升趋势,由于该体系对黏土矿物和基质的溶蚀率均较大,且不宜引起出砂堵塞孔喉,渗透率增加倍比约为3.5倍,是较为理想的适用于高温低渗储层的解堵液体系。现场应用表明,解堵液基本解除井筒附近堵塞,对比酸化前后日产气量,本次酸化对该井起到了很好的解堵效果。
总目录
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2020, 37(6): 809-812.
摘要: