裂缝型储层酸压暂堵材料实验研究

在裂缝型碳酸盐岩储层酸压中酸液滤失严重,导致酸蚀缝长较短,不能沟通远端储集体,以致达不到压后配产要求。控制酸液滤失是裂缝型储层酸压成功的一个关键因素,于是提出了在前置液、酸液中加入暂堵剂来实现暂堵降滤的方法。分别对100目粒径粉陶、粉砂、可降解纤维3种常用暂堵剂进行了室内实验评价,降滤失效果都较好。实验结果如下:加入粉陶后,岩心两端的压差能保持3~4 MPa压差约40 min,降滤失效果随着粉陶用量的增加而增加;覆膜粉砂能够维持在10 MPa差压以上约60 min,但是粉砂在高压下会封堵天然裂缝,对生产不利;10 mm纤维能保持2~4 MPa压差约40 min,驱替压差与粉陶较近,2 mm纤维能保持15 MPa压差约40 min,效果仅次于粉砂,纤维现场操作性较差。还对实验条件下的粉陶用量、纤维用量进行了优化,研究结果为裂缝型碳酸盐岩酸压中暂堵剂的选取提供理论依据,具有重要的现实意义。     

缝洞型储层酸压改造纤维暂堵规律研究

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩大型复合酸压过程中液体滤失严重的现象,现场提出了纤维暂堵技术。实验利用高温高压酸岩反应流动仪,进行裂缝型储层纤维暂堵性能室内评价。测得不同纤维浓度、长度和不同温度下的定排量最大驱替压差和暂堵时间,研究了温度对纤维降解率的影响。实验结果表明:纤维浓度越大,形成滤饼的承压能力越强,最大驱替压差和暂堵时间越大;较长纤维易缠绕架桥形成滤网,增大渗流阻力,从而增大最大驱替压差和暂堵时间;温度升高,纤维降解速率增快,滤饼致密性降低,最大驱替压差和暂堵时间减小。实验结果对塔河缝洞型油田酸压改造、酸压设计及现场施工都有积极的指导意义。     

松南火山岩储层压裂降滤技术

松南火山岩储层微裂缝发育,滤失量大,水力压裂容易砂堵.为了提高压裂成功率,进行了火山岩储层压裂降滤技术研究.阐述了火山岩储层的滤失特点,火山岩储层的滤失系数不是常数,而与压力相关.根据火山岩储层的滤失特点,建立了适合火山岩储层的滤失模型,并进行了求解分析.分析结果表明,随着滤失时间的增加,滤失速度降低,而等效的综合滤失系数却随滤失时间的增加而增加.最后提出适合火山岩储层的柴油乳化、粉陶或粉砂、二元支撑剂组合综合降滤技术措施.现场应用表明,应用柴油乳化、粉陶及二元组合综合降滤技术措施可以解决火山岩储层压裂滤失问题,提高压裂成功率.     

浅谈酸压施工中减缓酸岩反应速率、降低酸液滤失的技术

在酸压施工过程中,通过在注酸之前注入前置液、利用乳化作用、胶凝酸（稠化酸）酸压、泡沫酸、酸液中添加酸岩反应阻滞剂以及加入降滤失剂等技术,在不同的碳酸盐岩储层中起到了减缓酸岩反应速率、降低酸液滤失增加酸蚀裂缝的穿透深度的作用,达到了油气田增产的目的。     

环保型改性纳米碳酸钙降滤失剂的合成与性能评价

纳米碳酸钙在钻井液中具有降滤失及封堵作用、且环保,但分散性差、易团聚,导致效果不理想。使用硅烷偶联剂对纳米碳酸钙进行表面改性,再通过自由基共聚法将抗温、抗盐单体接枝到改性纳米碳酸钙表面,得到改性纳米碳酸钙降滤失剂SDNPJ-2,采用红外光谱(FTIR)、热重分析进行表征,同时对比评价其综合性能,通过对膨润土基浆粒径、zeta电位分析,滤饼扫描电镜(SEM)分析,考察SDNPJ-2在黏土颗粒上的吸附特征,研究改性纳米碳酸钙降滤失剂在水基钻井液中的降滤失机制。结果表明：SDNPJ-2可抗230℃高温;1%SDNPJ-2可分别使4%膨润土基浆、25%盐水基浆、10%CaCl₂基浆150℃/(16 h)老化后的API滤失量降低70%、89%和85%,可抗氯化钠250 000 mg/L、抗氯化钙100 000 mg/L,降滤失效果优于国外同类目前最优产品Driscal D;生化需氧量(BOD₅)为558 mg/L、BOD₅/COD(化学需氧量)达22.6%,可生物降解;SDNPJ-2通过酰胺基团吸附于黏土表面、改善其分散性,优化体...     

新型缔合压裂液黏弹性控制滤失的特性研究

研究的新型缔合压裂液（GRF 压裂液）无造壁性,因此,设计了一种适合此类压裂液滤失量测定的简易装置
并制定了其滤失测定方法,评价结果表明其滤失性能较好。利用RS6000 流变仪及岩芯驱替装置研究了GRF 压裂液
的黏弹性对其在多孔介质中渗流阻力的影响,结果表明：GRF 由于具有优良的黏弹性,能在岩芯孔隙中建立有效的渗
流阻抗R0,并且黏弹性越强、岩芯渗透率越低,R0 就越大,压裂液渗流越困难;而液体表观黏度和黏弹性对滤失的
影响实验结果进一步表明,液体黏弹性是压裂液滤失控制的最主要因素,因此提出了GRF 压裂液黏弹性控制滤失的
理论。     

天然裂缝性储层压裂液滤失研究

裂缝性储层压裂液滤失对裂缝的几何尺寸、支撑剂的分布都有较大的影响。现有裂缝性储层压裂液滤失模型都对天然裂缝进行了简化处理,认为天然裂缝对基质均匀切割,这与实际不符,不能准确反映裂缝分布的非均质性对压裂液滤失的影响。基于储层裂缝统计资料,应用概率统计、随机理论、Monte–Carlo 等方法,建立储层二维离散裂缝网络模型,并借助等效渗透率张量原理将裂缝性介质转化为均质各向异性连续介质,建立了基于渗透率张量的裂缝性储层压裂液滤失数学模型。计算结果表明,天然裂缝分布及其与水力裂缝的位置关系的不同使得沿裂缝长度方向,滤失速度变化较大,若天然裂缝与水力裂缝连通,则压裂液滤失主要发生在连通处,文中模拟了天然裂缝和人工裂缝存在三处连通的情况,这三处的滤失量占裂缝总滤失量的45% 以上,建议对天然裂缝进行封堵。     

TH变粘酸酸液体系的研究和应用

TH变粘酸在低渗透碳酸盐储层酸压施工中具有重要的意义，本文采用实验方法，把TH变粘酸的各种性能与传统的胶凝酸酸压作了对比，提出了TH变粘酸的最佳施工方案。现场试验表明，采用变粘酸体系施工。裂缝长度较胶凝酸体系施工增加一倍，滤失系数及酸液滤失量减少约50％，增产效果在胶凝酸基础上提高了2．5倍。与常规胶凝酸相比，研制的TH变粘酸表现出明显的残酸增粘性能和较高的粘度。     

一种钻井液用改性淀粉类降滤失剂的合成及性能表征

以玉米淀粉(CS)为基体,连续接枝丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)两种单体,合成了CS/AM、CS/AM/AMPS两种降滤失剂,并分别对其降滤失性能进行考察。研究结果发现,在CS和AM的聚合反应中,当反应温度为50,℃,引发剂浓度为单体质量的1.0%,CS与AM的质量比为1∶2,反应时间为3,h时,获得的降滤失剂效果最佳,滤失量为8.6,m L。在此基础上,引入AMPS,通过正交试验,得出钻井液老化后的最佳反应条件。     

完井方式对酸蚀蚓孔扩展的影响

在碳酸盐岩油藏酸化中,裸眼完井和射孔完井对酸蚀溶解形态特征的影响不同。酸液在裸眼完井的井筒中与
岩石接触面积远大于射孔完井,酸液受地层非均质性的影响选择性地进入地层,这与射孔完井时酸液针对性地进入地
层不同,有必要对不同完井方式的酸蚀溶解形态进行研究。通过一种达西–孔隙双重尺度模型,创新性地利用正态分
布函数生成模拟区域初始孔隙度值,研究了射孔完井对酸蚀溶解形态的影响,并分析了孔眼沿程滤失的影响。结果表
明：由于射孔在孔眼区产生局部高导流能力的通道,酸液通过孔眼进入地层,溶解形态与裸眼完井不同,且射孔越短蚓
孔分支越多,射孔越长蚓孔分支越少;同一注入速度下,孔眼沿程无滤失的突破体积最小,裸眼完井的突破体积最大;
完井方式和滤失对蚓孔形成的最优注入速度没有影响;当注入速度较小时,由于反应前缘与残酸前缘距离很小,在酸
液临近突破时压力骤然下降,当注入速度较大时,由于反应前缘较宽,压降比较平缓。     

裂缝性油藏酸液滤失模型研究

酸液在酸压裂缝内流动时,有少数较大的岩石孔隙或天然裂缝首先受到过量酸液的溶蚀而迅速增长形成蚓孔,使滤失主要在蚓孔内发生。因此研究天然裂缝性油藏酸液滤失,必须考虑酸蚀蚓孔的影响。基于裂缝性油藏酸压中酸液的流动反应特性,建立了酸蚀蚓孔的增长模型、酸液在蚓孔内流动反应模型和滤失的酸液在地层中流动模型,提出了便于现场应用的裂缝性油藏酸压滤失计算方法;就影响蚓孔增长及滤失的裂缝净压力、蚓孔密度和酸液粘度等因素进行了实例计算分析,对于现场酸压施工中有效控制酸液的滤失具有重要的意义。     

无固相压井液抗高温性能研究

针对吉林气田目前使用的中浅层无固相压井液耐温能力差的缺陷,通过对高分子增黏剂和降滤失剂耐温性筛选以及对压井液体系高温稳定剂的研究,确定了耐高温无固相压井液的配方为:2.67% GWJ +1.67% ZN-1+2.0%KCl+0.7%A+0.05%BNP-10+0.1%KY-1+2.67% HS-1+一定量的NaCl、JZ-1.无固相压井液的耐温能力由70℃提高到了150℃,密度在1.1 g/cm3-1.5 g/cm3内可调,低滤失,对储层伤害小.     

裂缝型碳酸盐岩气藏酸压滤失影响因素研究

酸压中,严重的酸液滤失是限制裂缝扩展和酸液作用距离的主要因素.针对天然裂缝发育的碳酸盐岩储层特征,综合考虑酸岩反应,裂缝表面溶蚀导致的缝宽变化,流体在天然裂缝地层的流动,建立了裂缝型碳酸盐岩气藏酸压滤失计算模型.结果显示:与不考虑酸岩反应相比,考虑酸岩反应后的酸液滤失量是非反应性液体滤失量的4倍;酸液由于酸扩大了天然裂缝,滤失速度随时间先增加后降低,而非反应性液体的滤失速度不断下降;主裂缝(宽度10μm)主导滤失,微裂缝(宽度5μm)对滤失贡献与主裂缝相比可以忽略.该模型解释了在天然裂缝地层酸液滤失的机理,提供了一种更准确计算滤失量的方法.     

抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制

针对当前国内外超高温水基钻井液滤失性及高温稳定性调控难点,新研制出抗240℃高温、抗盐聚合物降滤失剂HTP–1。热重分析表明,HTP–1分子链热解温度达320℃以上,热稳定性强;在各种钻井液基浆中的降滤失作用评价结果表明,HTP–1在钻井液中具有优异的抗高温(240℃)抗盐(饱和)、抗钙(0.5%)降滤失作用,优于国内外同类产品。通过吸附实验、粒度分布测量、胶体稳定性测试和泥饼压缩性测试等手段,探讨了HTP–1的降滤失作用机理:(1)在粘土颗粒上的吸附量大且吸附牢固,受矿化度、pH值和温度的影响小;(2)老化(240℃/16 h)前后均能明显改善泥饼可压缩性,降低其渗透率;(3)增强钻井液体系的胶体稳定性,改善其中的颗粒粒径级配。     

考虑动态滤失系数的压裂井裂缝闭合及返排优化

依据渗流力学理论,借助岩心滤失试验,引入动态滤失系数,建立致密气井压裂后强制裂缝闭合理论模型和动态滤失系数模型,对加砂压裂及压后关井过程中的压裂液滤失量、滤液侵入机制、近缝地层压力剖面进行动态分析。结果表明:动态滤失系数模型可更好地描述压裂液滤失的动态过程,前期滤失速率大,后期滤失速率变小并趋于定值;压裂液滤失由缝口至缝端逐渐降低,侵入伤害带主要集中在缝口处,侵入深度与储层的物性参数、压裂液流体参数及施工规模有关;气井中压降主要集中在原状地层区,返排的主要能量来源于压裂及关井过程中地层气体压缩产生的附加能量。     

超高温抗盐聚合物降滤失剂的研制及应用

针对当前国内外超高温水基钻井液高温稳定性及滤失性调控技术难题,研制出超高温抗盐聚合物降滤失剂HTP-1,对其作用机制进行分析,并在胜科1超深井和泌深1超深井进行应用试验。HTP-1的作用机制主要有两方面,一是在黏土颗粒上的吸附量大并且吸附牢固,在化学环境和温度改变情况下吸附量变化小,二是改善钻井液体系中的颗粒粒径级配、降低滤饼的渗透率和改善其可压缩性;HTP-1抗温达240℃,抗盐超过20%,在各种基浆中的降滤失效果优于国内外同类处理剂,可以满足超深井超高温钻井需要。     

新型抗高温饱和盐水泥浆处理剂树脂的合成及使用性能

本文介绍了一种新型的泥浆降滤失剂，该处理剂经１８０℃、２４小时老化，高温高压失水量仍小于２５ｍｌ，泥饼致密，厚度小于０．５ｍｍ，从而填补了抗高温饱和盐水泥浆降滤失剂的空白     

抗温环保型降滤失剂改性玉米淀粉的合成与评价

采用接枝共聚方法在淀粉链状结构上引入丙烯酰胺和丙磺酸单体,优化其反应工艺,得到改性淀粉;用热重法分析产物热稳定性能;通过淡水实验、抗高温实验、抗盐实验和抗钙实验评价改性淀粉的降滤失性能。结果表明:改性淀粉在280℃时开始分解;当改性淀粉添加量为1.3%时降滤失性能良好;改性淀粉是一种热稳定性较好、抗盐抗钙能力较强、同时兼有无毒环保、成本低等优点的降滤失剂原料。     

单相微乳凝胶压裂液体系的制备与性能

实验结果表明:在常规凝胶(胍尔胶)压裂液体系中添加质量分数为3.8%～16.7%的单相微乳液,40～100℃下可快速形成单相微乳凝胶压裂液体系.单相微乳凝胶压裂液体系的破胶时间可控制在60～120 min,且单相微乳的加入对破胶后体系的黏度没有影响.单相微乳凝胶压裂液体系与常规凝胶压裂液体系相比,破胶前,黏度要高10%,滤失量低50%,摩阻要低8%～10%.破胶后,单相微乳凝胶压裂液体系呈微乳特性,表面张力约为常规凝胶压裂液的一半,且悬浮残渣能力强,返排压力低.经单相微乳凝胶压裂液体系处理后的岩心渗透率恢复值高30%,裂缝导流段渗透率恢复率高30%～40%.因此,单相微乳凝胶压裂液体系具有高黏度、低滤失量、低摩阻、良好的破胶性能和较强的悬浮残渣能力等独特性能,使其在压裂后返排能力强,残渣滞留量少,对储层伤害低,岩心和裂缝导流段的渗透率恢复值高.     

浅析煤储层压裂缝滤失系数的计算

以煤储层压裂改造基本理论为基础,对石油系统相关压裂参数的计算模型进行修正,建立起适合本地区储层的水力压裂计算模型。通过分析沁水盆地南部煤层气井压裂工艺、压裂工艺参数及煤储层力学特征,建立了压裂液滤失系数计算的数学模型,并编制了相关计算程序。应用建立的数学模型,带入沁水盆地樊庄、郑庄区块压裂井的压裂施工参数,进行了压裂缝滤失系数等计算,结合压裂施工工艺与气、水产能进行施工适用性评价,优化压裂工艺参数。