辽河油田XH27断块储集层岩石特征分析

XH27断块含油目的层为东营组一段．，属三角洲沉积环境。为进一步研究该断块岩石沉积环境，了解储集层岩石矿物成分、黏土矿物含量及其敏感性，通过岩心扫描、储集层物性数据检测、岩心微观结构研究、地层损害实验获取大量数据，进行储集层岩石特征综合分析评价，加深了对储集层主要岩石的组成矿物、结构及储集层内地层流体情况的认识，对引起油层损害的因素进行系统研究。认为该断块具有水下分流河道和分流河道间沉积特征，含油砂岩的矿物成分以石英和长石为主，岩性疏松．胶结物以泥质为主，胶结较差；储集层中黏土矿物含量较高，以伊利石为主，次为伊／蒙混层黏土；储集层敏感性评价水敏性较强，盐酸酸敏性中等。提出应调整注入流体的性质，采取防范措施，避免发生水敏性伤害；在采用酸化作业改造油层时．筛选合适酸化液，也可加入适量防膨剂提高酸化效果；针对储集层碱敏性较强的特点，尽量不用强碱调节工作液pH值。为提高油层保护的研究水平，制定科学的油藏开发方案提供了依据。     

复合型防膨剂与压裂液配伍性研究

防膨剂作为压裂液必要添加剂用于防止黏土水化膨胀和分散运移对储集层造成伤害。但是如果防膨剂与压裂液不配伍,会导致压裂液性能改变,不能满足作业要求。因此,采用双子季铵盐与SY-1、SY-2复配防膨剂测定其性能,并研究复合型防膨剂与压裂液配伍性。结果显示:XYNW-1复合型防膨剂在常温、90℃及140℃的条件下防膨率都高于80%;加量0.5%时该防膨剂与油气井压裂液的其他添加剂配伍性良好;加0.5%防膨剂的压裂液防膨率高于80%,并且能够保持良好的耐温性能、高温抗剪切性能和破胶性能。     

大庆油田致密油储层压裂增能影响因素分析

为了明确不同因素对压裂增能效果的影响,对致密油藏压裂液注入、焖井、采出全过程进行了模拟。选取大庆外围致密油储层天然岩心开展实验研究,通过对采出程度、孔隙压力和含水率的监测,分析了岩心渗透率、润湿性、裂缝条数、注入量、焖井时间和泥质含量对致密油藏压裂增能动态响应特征的影响。研究结果表明,致密油储层压裂增能工艺可以有效改善致密油储层的采收率;储层物性越好、水湿性越强,压裂增能效果越好,渗透率1.68×10?3 μm2岩心比渗透率0.39×10?3 μm2岩心的采出程度高10.8%,强水湿岩心与弱水湿岩心的采出程度相差2.86%。此外,通过提高压裂液注入量、增加裂缝数量、优化焖井时间和加入防膨剂都能够显著提高致密油藏的采收率,为油田提供技术参考。     

低表面张力滑溜水在低压致密气藏中的应用

低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低,普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害,提高压裂液返排率,筛选一种配方为0.15%减阻剂XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系,并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能,并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为1.52 mN/m,最大减阻率达到70.58%,对王府区块HG-01井岩心的防膨率达到90%,滑溜水对岩心伤害可降至14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用3口井,压裂施工顺利,压后见气速度快,排液4 h见气,返排率61%,取得较好的改造效果。     

悬浮煤粉低伤害压裂液体系研究与应用

为了提高煤层气储层改造效果,针对煤层气井在开发过程中产出煤粉并对储层造成伤害等问题,采用正交实验优化配方的方法,开展室内实验研究优化悬浮煤粉的压裂液体系配方,并进行现场试验等方面工作。研究结果表明,采用0.2%g+0.2%b+0.1%FP-2复配悬浮剂配方,对煤粉的悬浮率达到27.33%,采用2%KCl作为防膨剂,防膨率为87.05%,采用0.1%浓度助排剂,体系表面张力为23.21 mN/m,体系对煤岩基质岩心伤害率为17.60%。通过现场应用,提高了山西柳林区块煤层气储层压裂改造效果,初期日产气量增加24.5%,平均累产增加27.6%,平均改造有效周期延长18.4%。该研究可以为煤层气开发中压裂投产提供强有力技术保障。     

压裂液防膨剂的研制与应用

为了解决现有压裂液防膨剂用量大、配伍性差、不便于现场配液等问题，室内实验研究合成了防膨率高、配伍性好的有机阳离子型液体防膨剂，同时确定了中间产物的最优反应物配比、反应温度和反应时间，以及终产物的最优配方。经评价，防膨剂质量分数为0.3%时，减阻水压裂液的防膨率为70.5%，且不影响压裂液减阻率。中试生产的防膨剂产品与现场市售同类商品相比，防膨率提高17%~33%，在新疆、重庆等现场进行了多井段的压裂施工，表现出优良的配伍性和防膨性，能满足压裂液防膨和连续混配要求。     

户部寨地区强水敏储层压裂改造保护技术研究

针对中原油田户部寨地区Es4层位粘土矿物含量高、水敏性强这一问题,分析了压裂改造过程中粘土矿物对储层的主要损害机理,研制出了适应于强水敏储层压裂改造的复合型粘土稳定剂与酸碱度控制技术.其中粘土稳定剂在1%浓度下防膨率为92.4%,且具有耐温高、使用有效期长、与压裂液配伍性好等特点.酸碱度控制剂可有效的中和高pH值压裂液中的强碱性物质,使液体保持在弱酸性的环境下,在一定程度上减轻了水敏程度.通过上述技术的综合应用,有效地降低了地层污染,提高了压裂效果.     

高效强抑制性粘土稳定剂研发及应用

山西永和天然气风险勘探区块前期压裂改造增产效果均不理想,未达到地质预测目标。岩心敏感性评价结果表明,储层具有很强的水敏性,前期液体体系对岩心伤害率平均高达61.6%。室内结合储层地质特征,开发出了一种高效粘土稳定剂NT-2,并对中间产物进行表征测试,对比评价了该产品粘土防膨性能和岩心颗粒抗浸泡、抗冲刷能力。结果显示,该产品粘土防膨、抗浸泡和抗冲刷性能优良,并且不影响压裂液体系流变性能,同时降低了压裂液对储层岩心伤害率。现场施工顺利,平均单层试气产量比前期改造提高了3.4倍,为后续开发提供了可靠的技术支撑和优化思路。     

新型液态黏土防膨剂的研制与应用

氯化钾中钾离子具有优良的防黏土膨胀能力,广泛应用于压裂液中。它常与阳离子型有机黏土稳定剂联合使用,以提高黏土防膨和防运移能力,降低压裂液对储层的伤害。但其用量大,一般浓度为2%~3%,现场配制劳动强度大、成本高,尤其是工艺与连续混配不匹配。为了解决现场应用问题,在室内针对性地开发出多钾复合液态黏土防膨剂,该剂具有使用浓度低（仅需0.2%~0.5%,是氯化钾防膨剂用量的1/15~1/4）、防膨效率与氯化钾相当（线性防膨率大于等于60%）、与阳离子有机黏土稳定剂协同性好（岩心伤害率小于30%）、与压裂液体系配伍（对交联性、冻胶耐温抗剪性及破胶性能影响小）等特点。现场应用结果表明：①该剂用量低、运输成本低,较常规压裂液每立方米成本降低（50~70元）;②现场易于配制,大大降低了劳动强度;③与连续混配工艺匹配,由连续混配车液添泵加入即可,完全可替代粉剂型氯化钾用于连续混配压裂液体系与常规压裂液体系中。     

基于核磁共振技术的压裂液防膨剂防膨效果评价

为明确压裂液防膨剂对致密砂岩油藏不同尺度孔喉的防膨效果,从微观孔隙结构出发,以鄂尔多斯盆地天然岩心为研究对象,利用核磁共振技术,结合岩心驱替流动实验,定量评价防膨剂质量分数对不同尺度孔喉防膨效果的影响。结果表明:防膨剂质量分数为0.5%时,压裂液防膨剂的防膨效果达到最好,防膨剂在较大孔喉内的防膨效果优于较小孔喉,防膨作用尺度为0.75～537.23 ms,对0.01～0.75 ms尺度下的孔喉空间防膨作用微弱;压裂液防膨剂的质量分数与孔隙度伤害率、渗透率伤害率具有一定的负相关性,与防膨剂的作用范围无明显相关性,压裂液防膨剂的防膨效果与孔喉孔径具有相关性,在较大孔径中的防膨效果较好。研究成果可为压裂液防膨剂在致密砂岩储层中的应用提供理论支撑。     

高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系研究

基于某油田配液污水,开展了高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系研究,用于解决黏土含量高、强水敏、弱胶结、易松散储层与压裂液体系接触后水化膨胀甚至岩石骨架垮塌堵塞压裂裂缝及基质孔隙、喉道等问题。实验结果表明,以KY-2为抗盐减阻剂、FP-3为有机胺复合防膨剂、ZP-2为助排剂,采用矿化度为15 548.96 mg/L的配液污水配制0.05%KY-2+0.4%FP-3+0.1%ZP-2高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系,其防膨率(96.2%)可与4%KCl相当,防膨效果好;清水冲洗10次后,防膨率仍有89.87%,长效防膨效果好;同时,在该配液污水条件下,减阻率达78.45%,降阻效果好。通过现场试验效果验证,该体系改善了强水敏储层KCl用量大,成本高,无法使用免混配工艺以及由于高矿化度导致减阻率下降的问题。     

耐高温黏土防膨剂制备与基本性能

黏土防膨剂是压裂液体系中不可缺少的核心添加剂,其作用是能够有效抑制黏土膨胀、增加地层渗透率、提高原油采出率、防止黏土微粒运移,因此具有广阔的应用前景。研究以浓盐酸、三甲胺为主原料,合成了有机铵盐正离子,并加入长链脂肪酸酯,在一定温度下复合无机盐氯化钾,制备出黏土防膨材料。通过红外光谱、热重/差热分析、X射线衍射等对其结构进行表征,并对黏土防膨材料的基本性能进行了研究。结果表明,当浓盐酸与三甲胺的质量比较大时,产品防膨效果较好,且具有很好的耐高温性。将防膨材料以25%的质量分数配制成防膨剂,当防膨剂质量分数为2%时,防膨率达94.6%,该产品具有良好的防膨效果。     

缩膨技术在现河采油厂的应用

针对注水开发过程中黏土矿物含量高,储层黏土矿物发生水敏易膨胀、运移从而造成油层伤害的特点,开展了缩膨技术的研究。通过大量室内试验,评价了缩膨剂的缩膨、防膨性能以及岩心颗粒稳定性和腐蚀性等理化指标,并有针对性地选择了两口水井进行现场施工。效果表明缩膨技术起到了降压增注的作用,施工的两口注水井日注均增加15 m3以上,对应油井也取得了不同程度的增油效果。     

疏水纳米SiO2抑制黏土膨胀机理

纳米减阻技术是针对高压欠注问题研发的一项有效新技术,其减阻机理尚不十分明确。疏水纳米材料抑制黏土的膨胀是纳米减阻机理之一。采用一种适用于疏水纳米粉体防膨率的测试方法,测试了多种疏水纳米SiO₂对黏土的防膨率。采用吸附实验和扫描电子显微镜（SEM）研究了纳米颗粒在岩心表面的吸附特征。防膨实验结果显示,所测疏水纳米SiO₂大多具有一定的防膨作用,但防膨效果差异较大。纳米SiO₂的表面修饰剂以及纳米粉体与黏土的比值(纳土比)对防膨效果有较大的影响,合适的纳土比和表面修饰材料可达到较好的防膨效果。HNP2在纳土比为1∶25时,防膨率为46.9%,而HNP4在纳土比为1∶25时,防膨率却为-25.8%。SEM照片显示,疏水纳米SiO₂通过吸附作用在岩心表面形成了纳米颗粒层,使岩心表面具有了强疏水特性,接触角达到138.3°。研究表明,疏水纳米SiO₂通过在黏土矿物表面吸附,形成具有强疏水特性的隔离层,起到隔离水分子与黏土矿物的作用,从而产生了防膨效果,这与一般黏土稳定剂的防膨机理有所不同。     

页岩气井水力压裂用黏土稳定剂LM-1的研制及评价

页岩气井水力压裂过程中容易发生黏土水化膨胀和运移,造成储层损害,影响压裂施工的效果。因此,室内合成了一种适合页岩气井水力压裂的季铵盐阳离子黏土稳定剂LM-1,并参照相关标准,对其综合性能进行了评价。实验结果表明,黏土稳定剂LM-1与常规的胍胶压裂液和滑溜水压裂液体系的配伍性较好,不会影响压裂液体系的整体性能;具有良好的耐水洗能力和防膨能力,当LM-1的质量分数为2.0%时,水洗前后钠膨润土的膨胀体积不再变化,其防膨率能够达到90%以上;黏土稳定剂LM-1的泥岩损失率仅为8.6%,远远优于其他常用的黏土稳定剂;另外,经过黏土稳定剂LM-1处理后,页岩储层天然岩心的渗透率变化率较小,起到了良好的黏土稳定作用,能够有效防止压裂过程中黏土遇水膨胀造成的储层损害。     

新型酸性压裂液的研制及应用

研制开发出一种新型酸性压裂液增稠剂--CJ2-9,并确定了酸性压裂液的配方.通过大量的室内试验表明,该压裂液具有良好的流变性、防膨性能好、破胶彻底、表界面张力低、残渣含量低、对储层伤害低等优点.目前,该压裂液已成功压裂苏东地区5口双层改造井,增产效果明显,表明该压裂液适合用于对苏里格东部气田砂岩储层进行改造.     

超低浓度胍胶压裂液在苏里格气田的应用研究

苏里格气田苏７７区块泥质含量高、压力系数低、储层物性差、层薄、砂泥岩互分布。为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,进一步提高压裂效果,降低压裂成本,开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低 残渣、低伤害的超低浓度胍胶压裂液配方体系。室内性能评价结果表明,该体系能有效降低胍胶质量分数,大幅度降低压裂液残渣含量,岩心伤害程度明显降低,具有优良的防膨、起泡、助排及降滤失性能。２０１２年在苏７７区块试验应用了２０口井,施工成功率达９８．０％。对比同区块物性相近储层的７口井,平均日产气比常规羟丙基胍胶压裂 液有了显著的提高,取得了较好的增产效果和经济效益,值得推广应用。     

压裂液用黏土防膨剂的合成与防膨效果

黏土防膨剂是压裂液体系中不可缺少的核心添加剂,能有效抑制黏土膨胀、防止微粒运移、增加地层渗透率。以浓盐酸、三甲胺为主原料,合成三甲胺盐酸盐,并在弱碱性条件下滴加环氧氯丙烷生成有机阳离子聚合物,最后在60℃下与无机盐氯化铵反应,得到淡黄色的黏土防膨剂。通过红外光谱、热重/差热分析、X射线衍射分析对其结构进行表征,考察了反应原料、防膨剂加量对防膨效果的影响。结果表明,随有机阳离子聚合物加量增大,防膨率提高,有机阳离子聚合物加量以0.9%为宜。有机阳离子聚合物加量相同时,随环氧氯丙烷与三甲胺盐酸盐质量比的增大,防膨率增加;当二者的质量比为2:1时,加量为0.35%、0.6%、0.9%聚合物的防膨率分别为85.87%、87.07%、89.58%,防膨效果较好。当黏土防膨剂加量为0.4%时,防膨率达90%以上;加量增至0.8%时,防膨率达94.1%,防膨效果良好。     

高应力高黏土质量分数低渗透储层改造技术研究

M油田N储层岩性以泥质粉砂岩为主,黏土质量分数高,岩性复杂,胶结弱,储层水敏性较强,属于典型的岩性控制的高黏土矿物复杂岩性储层。储层必须压裂投产,但是以往压裂施工难度大,成功率不足50%。该区储层地层应力场复杂,附加应力高,塑性特征明显,同时储层厚度较薄,压裂裂缝起裂难度大,裂缝体积有限,地层吸砂能力严重不足。针对M油田N储层改造难度大、成功率不高的特点,通过储层特征评价分析、储层岩心岩石力学实验分析及黏土矿物分析等技术手段认识储层,采取优化压裂液体系——乳化前置液＋常规水基压裂液体系、压前进行适当常规酸预处理、降低施工规模、较低砂比、小排量、小粒径支撑剂等工艺措施,保证了压裂施工的成功,取得了良好效果,形成了一套适合M油田储层改造的工艺技术和材料体系。     

砂岩黏土矿物相对含量分析中存在的问题

中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5163—1995《沉积岩黏土矿物的相对含量 X射线衍射分析方法》存在着一个明显的缺陷：当砂岩分离黏土时,粉碎样品、浸泡至小于2 μm粒径的那些以伊利石、伊蒙混层、绿泥石和绿蒙混层组成的塑性岩屑,不可避免地会被分散进入黏土组分中。塑性岩屑中的黏土矿物成分便和砂岩填隙物中的黏土矿物混在一起,直接影响储集层填隙物黏土矿物的组成分析,使储集层填隙物中的各类黏土矿物相对含量失真。为此,提出一种求准碎屑岩填隙物中黏土矿物相对含量的新方法,此方法避免了无法将储集层中塑性岩屑分离出来,造成填隙物中黏土矿物相对含量失真的现象。