集成超低渗透与屏蔽暂堵优势的新型钻井完井液

超低渗透钻井完井液缺乏架桥的刚性粒子,形成的滤饼强度值低,在裂缝宽度大于50 μm时,滤饼强度不足5 MPa,且返排恢复率低,对裂缝性储层的保护具有一定局限性.选取四川盆地致密砂岩岩心,开展了集成超低渗透与屏蔽暂堵优势的钻井完井液保护裂缝性储层能力的实验评价.结果表明,在3.5 MPa正压差下,该钻井完井液对500 μm以内不同宽度级别的裂缝均有很好的封堵效果,且滤饼强度均可承受15 MPa的压差,返排恢复率也有所提高,特别是酸洗后返排恢复率在80%以上.该钻井完井液充分利用超低渗透钻井液动态降滤失剂的降滤失性和较宽的封堵范围,并具有屏蔽暂堵技术的高强度、高返排恢复率的优点,拓展了利用固相颗粒保护裂缝性储层的能力.     

钻井液完井液屏蔽环重复形成的实验模拟

深探井及多目的层油气探井在进行中途测试、完井测试和起下钻作业中，不可避免地造成钻井完井液滤饼遭受多次形成与破坏，此时滤饼的性能发生了较大的变化并对测试结果产生重要的影响。选取四川盆地川东北区长兴组和飞仙关组碳酸盐岩储层不同渗透率级别的岩样及改性钻井完井液，利用高温高压动态损害评价仪进行了钻井完井液屏蔽环重复形成与返排的实验模拟。结果表明，多次形成于基块和裂缝岩样中的钻井完井液屏蔽环的暂堵率和强度都得到了提高。重复作业时滤饼不断地向裂缝深部推进并因应力敏感损害而难返排，致使裂缝岩样渗透率恢复率降低明显，相反基块岩样一般仍可得到满意的渗透率恢复率。适当增大返排压差可以提高岩样渗透率的恢复率。     

钻井完井液对煤层气解吸—扩散—渗流过程的影响——以宁武盆地9号煤层为例

煤层气以吸附气为主,解吸-扩散-渗流过程共同控制着煤层气的产量,仅采用基于达西定律的渗透率的方法来评价煤层气储层损害有待完善。为此,基于煤岩储层微观结构特征和煤层气运移产出机理,以宁武盆地9号煤层和现场用钻井完井液为研究对象,开展了煤层气解吸、毛细管自吸和钻井完井液动—静态损害评价等实验,并采用微观手段分析了钻井完井液影响煤层气解吸—扩散—渗流过程的机理。结果表明:钻井完井液作用后煤样与平衡水煤样、饱和水煤样相比,煤层气解吸量和扩散系数降低;与地层水相比,煤岩对钻井完井液的自吸能力强且吸附滞留严重,导致气相返排率偏低;钻井完井液滤液损害是造成煤层渗透率下降的主要原因。结合红外光谱、润湿角测定和扫描电镜分析结果,得出认识:钻井完井液滤液通过改变煤的结构、润湿性和孔隙连通性,进而影响到了煤储层气体的运移行为。     

泥饼可液化处理的UltraFLO钻井完井液

在分析传统无固相钻井完井液体系利弊的基础上,研制出了全部材料可液化的无黏土相钻井完井液体系——Ultra FLO钻井完井液。该体系在配合简易隐形酸完井液完井时能够将泥饼全部液化,并且该体系抗温140℃;具有较好的抑制性、润滑性、抗污染性(15%钻屑);具有较好的储层保护效果,即使在直接返排的情况下,其渗透率恢复值也能够达到89%,在经过简易隐形酸完井液完井后,渗透率恢复值提高到了96%,这说明简易隐形酸能够进一步解除伤害,保护储层。室内研究和现场实践证明,Ultra FLO钻井完井液体系简化了施工工艺,节省作业时间,具有较好的储层保护效果,现场应用3口井产量均超预期,应用效果较好。     

一种非渗透钻井完井液对裂缝性储层保护能力实验评价

非渗透钻井完井液是近年发展起来的一项新技术,以往主要采用砂床试验来研究其对孔隙性储层的保护能力,尚未涉及到对不同宽度级别裂缝的保护。文章选取四川盆地致密砂岩岩心,人工造出不同宽度级别的裂缝,用非渗透钻井完井液开展高温高压动态损害实验,主要评价其对裂缝的暂堵能力、滤饼强度和返排恢复率。研究表明,3．5MPa正压差下非渗透钻井完井液对400μm以内不同宽度级别的裂缝有很好的封堵效果,能够在1～5min内形成暂堵率为99．999％的滤饼,60min内累积滤失量均小于1ml;返排恢复率多在40％以下,并且观察到非渗透钻井完井液沿裂缝侵入较深,有时可以贯穿裂缝;对于宽度大于50μm裂缝,所形成的滤饼强度小于5MPa,很容易在井筒液柱压力发生变化时被破坏,导致钻井完井液进一步侵入和滤饼重复形成,这会影响中途测试和井壁稳定,对裸眼完成的井需采取滤饼清除措施来解除近井带损害。     

新型储层钻井完井一体化工作液设计及性能评价

钻井完井一体化工作液是对海洋油气传统裸眼钻井完井液技术的发展，该体系基于D90经验规则与膜屏蔽原理，引入低剪切速率黏度设计，通过暂堵剂的镶嵌、成膜作用在储层孔隙入口构造单向屏蔽环，不仅达到储层保护效果，还可直接返排，从而简化海洋钻井完井工序。阐述了钻井完井一体化工作液的设计思路，检测了关键组分微观结构及体系基本性能，并综合评价了体系储层保护效果。实验结果表明，钻井完井一体化工作液具有刚性和柔性2类暂堵剂粒子，可协同封堵孔隙入口，促进单向屏蔽环形成，其中刚性镶嵌粒子形貌不规则，中值粒径为9.5μm，大于孔隙尺寸；而柔性成膜粒子呈规则球形，平均粒径为25.4μm，粒径分布窄，有利于粒间填充及形变聚结。体系在5～130℃内具有良好流变性，其低剪切速率黏度平均值为30 802±1892 mPa·s，满足直接返排解堵设计要求；体系展示了良好的润滑性、防塌性及抗海水、抗岩屑侵污性，且单向封堵能力强，直接返排的渗透率恢复效果好。现场应用证明，新型钻井完井一体化工作液不仅能确保储层钻井过程顺利，而且满足了直接返排解堵要求，达到了简化完井工艺的目的。     

直接返排钻井完井液储层保护机理分析

水平井裸眼完井是一种最大限度提高储层开采能力的方式,海上油田常采用无固相钻井完井液并辅以破胶完井的方式来完成钻完井作业。直接返排钻井完井液是在此基础上开发的,对其在参数设计、材料选择、完井工艺等方面进行了分析与评价,并分析了其储层保护机理。该体系基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐+高纯粒径匹配碳酸钙MBA,3种功能材料均能够被0.3% HTA隐形酸螯合剂溶液液化,液化后无任何残留,使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水,MBA由5种不同粒径的碳酸钙复配而成,且和淀粉可以达到互相“镶嵌”的作用,使泥饼更加致密。通过实验评价,该钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右,具有最佳防止污染和返排的能力,且渗透率恢复值最高,可抗15%左右钻屑污染,渗透率恢复值大于80%。该体系在南海东部3个油田、1个气田已应用12口井,井底最高温度为60~130℃,密度最高为1.20 g/cm3,3口井属于低孔渗油藏,9口井属于中、高孔渗油藏,钻井过程顺利。该技术简化了完井方式,节省了作业时间与费用,并具有较好的储层保护效果。      

深井钻井完井液体系研究

论述了深井钻井完井液体系的设计要点,研制了三种深井钻井完井液体系,并对其抗温能力、抗水泥侵污能力、润滑性及对油气层的损害程度等进行了评价。室内与现场试验表明,上述三种钻井完井液各项性能均较好,渗透率恢复值Ｋｄ／Ｋｏ达到７０％以上,储层保护效果良好的。     

钻井液损害煤层评价方法探讨

针对国内尚缺少统一有效的钻井液损害煤层评价方法的现状,基于煤层气产出及损害机理,提出了解吸量比值法和渗透率恢复率法联合评价钻井液对煤层损害效果的评价方法和指标,并对煤样解吸量比和渗透率恢复率的概念进行了定义。在此基础上,重点阐述实验评价方法以及煤层气自降解钻井液（CBMD）和常规无固相聚合物钻井液（WGJH）对煤层的保护和损害能力。实验结果表明：①CBMD降解后,渗透率恢复率较高,可达100%,对煤储层基本不伤害,而WGJH钻井液渗透率恢复率最高不超过30%;②CBMD污染过的煤样解吸量比达95.89%与清水接近,WGJH钻井液污染过的煤样解吸量比为20.11%。实验结果同时也解释了现场应用WGJH后煤层产气量低甚至不产气的原因,即煤层渗流通道恢复能力变差、煤层气解吸能力降低。结论认为,该方法实用、有效,可作为钻井液损害及保护煤层效果的评价方法。     

煤层气井动力洞穴完井工艺

在煤层气的勘探与开发领域中,特别是在煤层气井的完井工艺和方法上常见的有套管完井、主力煤层段的裸眼完井和主力煤层段的洞穴完井等。对于不同地区、不同的构造特征,选用的完井工艺及方法也不尽相同,但最终目的只有一个,就是在目前的工艺水平的基础上尽快让煤岩储层的吸咐气解吸出来,并具有工业价值,造福人类。动力洞穴完井工艺技术从钻井、完井、排水采气的整个工序过程与其它完井方法相比,具有不进行单相注入压降试井和压裂等措施就可以达到单井面积降压、恢复和提高煤层渗透率等优点。该工艺方法同样适用于煤层割理发育,物性较好、封盖…     

煤层气储层渗透率特征研究

采用煤岩渗流试验装置,研究了煤层气储层中气体的渗流规律,以及气体滑脱效应、有效应力对煤岩渗透率的影响。从理论上研究了煤岩孔隙系统特征。研究结果表明,由于煤岩特殊的双重孔隙介质特征,有效应力对渗透率影响非常严重。岩石总有效应力增大,煤岩渗透率下降。而卸压时渗透率只能得到一定程度的恢复,从而造成渗透率的损失。     

水基压裂液对煤层储气层伤害的室内研究

在煤粉填充物理模型（煤心）上，在室温下考察了过滤活性水，线性胶，滤去残渣的冻胶破胶液对渗透率的伤害。讨论了伤害煤层渗透率的两大因素；压裂液堵塞煤层割理；煤基质吸附压裂液而膨胀，所设计的煤心实验反映后一种因素的影响。实验结果表明，对于两种煤心的渗透率，线性胶的伤害率高达82.7%和91.4%。活性水的伤害率很小，仅为11.5%和3.2%；冻胶破胶液对另外两种煤心渗透率的伤害也相当高，达81.1%和54.5%。这些数据反映水基压裂液对不同煤化阶段煤层的伤害程度有较大差别，以羟丙基瓜尔胶作降阻剂的线性胶，其严重伤害来自吸附膨胀和残渣堵塞两个方面，但在地面压力太高的深井仍需使用此种压裂液，冻胶压裂液极易对煤层造成严重而不能解除的伤害，应慎重选择配方，对于煤层井的压裂，活性水压裂液的伤害最小。     

致密煤岩气藏压裂液损害实验评价

致密煤岩气藏必须采取增产改造措施才能获得经济产量。部分煤层气井在压裂施工后,未达到理想产量,主要原因之一是压裂液对储层的损害。国内外开展压裂液对煤岩储层损害评价时,多采用煤粉压制的人造岩心,不能真实反映煤岩储层天然结构特性。文中以宁武盆地致密煤岩为研究对象,钻取柱状煤岩样品,开展了盐敏和压裂液损害评价实验。盐敏实验确定实验用KCl溶液的质量分数为1%。压裂液损害实验表明,活性水压裂液、清洁压裂液A、离子平衡压裂液的平均损害程度分别为46.61%,39.12%,85.42%,煤样与这3种压裂液作用后接触角减小、亲水性增强、压裂液返排困难;而弱酸性清洁压裂液B使煤样渗透率平均提高了46.57%,亲水性减弱。综合分析认为,损害煤岩储层的主要机理是亲水性压裂液吸附导致的煤岩基质膨胀。该研究方法及获得的认识对致密煤岩气藏压裂液设计具有借鉴意义。     

山西省柳林县杨家坪煤层气储集层物性及勘探开发潜力

为了证实山西省柳林县杨家坪煤层气试验区煤层气勘探开发潜力，对该区主要煤层的重要储集层物性参数（煤层割理、孔隙度、渗透率）进行观测和实验分析，对比实验与生产数据，并对影响煤层气开发潜力的重要参数（煤层含气量、含气饱和度、吸附与解吸时间）进行实验研究。结果表明：该区煤层气储集层以基质孔隙为主，煤层渗透率变化比较大，主要煤层渗透率偏低；但煤层割理较发育，割理主导方位受区域构造控制，以不规则网状为主，大部分处于开启状态，渗透能力较好。该区主要煤层的含气量都较高，接近于饱和含气，所以勘探潜力较好；由于解吸时间短，故具有良好的开采条件。煤层气井的生产状况也证实了其较为巨大的开发潜力。图10表10参15     

甲烷气渗流作用对煤岩强度的影响

煤层气井在排采生产阶段,由于甲烷的不断脱附、渗流,煤层孔隙压力和有效应力逐渐发生变化,煤岩力学强度减弱,进而对储层孔隙度、渗透率,甚至井壁稳定性均有一定影响。对煤层气在煤层间的渗流过程与煤岩的力学性质间的耦合关系进行了室内实验,为煤层气井完井、开发等方案制定提供了理论支持。声波发射实验和单轴/三轴抗压实验结果表明,随着CH4流经煤岩岩心时间的延长,煤岩弹性模量逐渐降低,表明煤岩力学强度下降。单轴/三轴抗压实验表明,煤岩的弹性模量和最大抗压强度随围压的下降而减小,且在高围压条件下下降较慢,低围压条件下下降较快。该结果表明,在煤层气生产一定时间后,井下煤层可能产生坍塌、掉块而影响生产作业。     

华北地区煤储层渗透率的外在影响因素分析

通过对华北地区16个目标区60层次的试井渗透率的统计发现，在我国华北地区复杂的地质背景下，原地应力等外在因素对于煤储层渗透率的影响是很显著的。研究表明，煤层渗透率的决定因素是原地应力，煤层埋藏深度对渗透率的影响是第二位的。渗透率随地应力增大而减小；渗透率与埋藏深度之间的关系受原地应力的影响。只有区别不同应力环境，才能分析渗透率随深度变化的趋势。通过分析煤储层渗透率的外在影响因素，对于与预测煤层气的解吸特征，为下一步做好压裂设计，达到增产效果起到了积极的作用。     

气水两相煤层气井井底流压预测方法

基于井筒流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和两相液柱压差的数学模型,给出了气水两相煤层气井底流压的预测方法,并分析了各排采参数间的相互关系及其对产能的影响。研究结果表明,该算法较为准确地预测了煤层气井进入稳定排采后的井底流压;井底流压是井口套压、气柱和液柱压力综合作用的结果,能充分反映产气量的渗流压力特征;该模型充分考虑了井筒中压力增量随井深增量的变化关系,在两相液柱段每等份长度不超过25 m时,井底流压预测结果的相对误差可控制在5%以内;调整井底压力,可有效增大生产压差,控制排液量,利于煤层气体的解吸,从而提高产气量;产水量较大,动液面较高时,宜加大排液量,降低井底压力,而动液面较低时,宜放开套压。     

确定煤层气井合理生产压差的新思路

生产压差是煤层气井能够正常排采的关键,影响煤层的渗透率,进而影响了产气量。目前绝大多数的井底流压计算模型和方法都只适用于常规的油气井,在煤层气井应用上存在局限性。为此,在分析煤层气井生产压差影响因素的基础上,提出了确定煤层气井合理生产压差的两种方法--产能方程法和修正公式法,分别根据煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式确定煤层气井的生产压差,并在柳林地区FL-EP3井进行了实例分析。结果表明,修正公式法用来确定煤层气合理生产压差效果较好,与实际生产数据相比,使用确定的简化和修正后的煤层气藏井底流压计算公式所得出的生产压差数据误差在4%以内,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。     

基于等温吸附曲线的煤储层产气潜力定量评价——以黔北地区长岗矿区为例

含气饱和度、临储比等指标在用于煤层气选区选层评价时,未考虑煤层气解吸能力以及解吸过程中储层压力对气体解吸的影响,因而难以全面反映煤储层的产气潜力。为此,以煤样等温吸附实验为基础,提取临储压差、临废压差、有效解吸量、解吸效率等指标,建立了煤层气产出潜力的定量评价方法,并基于黔北地区长岗矿区煤层气井排采历史进行了分析验证。研究结果表明:(1)长岗矿区7号煤层的临储压差为2.35 MPa,0.2~1.0 MPa废弃压力下的临废压差介于2.06~2.86 MPa,煤层气有效解吸量介于9.32~18.9m3/t,具备较高的产气潜力;(2)研究区煤层气解吸过程只经历敏感解吸阶段,解吸效率高,煤层吸附时间短,见气后短时间内可获得较高产的气流;(3) FX2井煤层气产出潜力定量评价及排采历史验证了该区的煤储层具有煤层气开发产气潜力。结论认为:(1)研究区煤层气井排采初期应缓慢排采,尽可能减小降压速度、扩大降压漏斗波及范围和有效解吸半径;(2)优选相对高渗区及开展高质量的压裂,以扩大有效渗流半径,充分释放煤层气产能。