海上油气田智能破胶完井液体系

针对海上油气田稠油油藏开发,采用鱼骨刺分支井技术,分支井段充填过程完井液无法进行破胶返排,使分支井段无法有效实施砾石充填,因此,研发出一套配套智能破胶完井液体系。该体系采用琥珀酸酐改性稳定性强的黄原胶,控制琥珀酸酐加量、反应时间决定琥珀酸酯基团取代度,通过琥珀酸酐消耗黄原胶中的醇羟基,抑制氧化自由基能力降低,降低黄原胶稳定性,避免完井液破胶困难的问题。通过优化NaOH、Na₂CO₃、抗氧化剂加量来调控完井液破胶时间达到智能破胶的目的。通过优化改性黄原胶XC-2配制的完井液配方,可将完井液破胶时间控制在3～8 d;黄原胶XC-1配制的完井液破胶时间可控制在5～14 d;流型调节剂XC-1、XC-2分别配制的完井液破胶前后储层渗透率恢复值均大于89%,对储层均具有较好的保护效果。      

无固相弱凝胶钻开液延时破胶技术研究

为了简化完井作业工序、提高钻井和完井作业效率,采用包囊材料HSN和氧化剂HGC制备了延时破胶剂HYP.实验结果表明,随着HSN质量分数的增大,制备的缓释破胶剂HYP在相同的时间下对PRD无固相弱凝胶钻开液的破胶率逐步减少,表明其缓释性能越来越好.介绍了破胶剂HGC和HYP的延时破胶机理,并对其破胶效果进行了评价.评价结果表明,HGC可直接作为70～80 ℃下PRD无固相弱凝胶钻开液的延时破胶剂;在80～100℃下,HYP对PRD钻开液具有较好的延时破胶效果;HYP具有较好的储层保护效果,加有HYP的PRD钻开液的渗透率恢复值大干90%.     

新型免破胶钻开液在疏松砂岩水平井的应用

裸眼完井保护储层的有效方式之一是采用无固相钻井液,通过后续破胶处理,可以大大减少对储层的伤害,是提高油气采收率,增加产油量的有效手段之一。渤海油田大多数井钻开储层过程中往往采用PRD无固相钻井液,完井过程中需加入破胶剂破胶,不仅增加作业时间,而且破胶后随着完井液漏失,从而一定程度的污染地层。EZFLOW钻开液是渤海油田新开发的免破胶钻开液,本文在对其性能、特点描述的基础上,对QK油田水平段适用性做了评价,最终在该油田成功试用,不仅节省作业时间,节约作业成本,完井过程中基本无漏失,对储层有效保护,取得重大效果。     

保护碳酸盐储层的酸化完井液体系研究

针对伊拉克Missan油田碳酸盐储层的特点,以腐蚀性较弱的HTG固体酸为主剂,采用NaCl、HCOONa复合盐水调节密度并加入一定量缓蚀剂制备了一种保护碳酸盐储层的酸化完井液体系:25%NaCl+10%HCOONa+3%HTG固体酸+3%JCI缓蚀剂,考察了该完井液对钻开液泥饼的冲洗能力、破胶能力,研究了完井液与钻开液滤液的配伍性以及完井液对储层的保护作用。结果表明,该酸化完井液体系腐蚀性较小,能够有效地清除钻开液形成的泥饼,在无完井破胶处理的条件下能将泥饼的残渣全部清除;钻开液污染后的岩心经该完井液体系处理后的渗透率恢复率可达95%以上,显示该完井液具有较好的储层保护作用。     

一种用于PRD钻井液的缓释破胶剂

用PRD无固相弱凝胶钻井液钻井后,在裸眼筛管完井过程中,必须采用破胶技术来恢复油井产能。为了省去破胶作业实施程序,提高钻完井作业效率,采用包囊材料SL和氧化剂GH制备了缓释性破胶剂GH-SL,评价了其缓释性能和对PRD钻井液的破胶效果。结果表明,与常规氧化型破胶剂相比,破胶剂GH-SL具有较好的缓释破胶性能,且随着包囊材料SL质量分数的增大,其缓释性能越来越好;缓释破胶剂GH-SL对钻井液的破胶率,随着GH-SL加量的增大而增大,随着温度的升高而增大,随着破胶时间的延长而缓慢增大;当GH-SL加量为5%时,在80℃下经过5d破胶,PRD钻井液表观黏度由43.0mPa·s降到8mPa·s,可以满足完井作业破胶要求。     

新型无粘土相储层保护钻完井液的研究与应用

根据新疆陆梁油田储层特点及水平井钻井施工工艺对钻完井液的技术要求,研究了新型无粘土相储层保护钻完井液技术,并首次在新疆陆梁油田大规模推广应用35口井,取得了良好的效果。该技术,既有效地解决了水基钻井液的悬浮、携岩问题,满足了钻井需求,又最大限度地降低固、液相对储层的损害,还突破了传统的储层保护技术的局限,对钻完井液污染的近井壁地层进行破胶解堵,解除井壁泥饼,实现了钻井工程及完井过程储层保护的连续性,形成了储层专打钻完井液技术。现场应用表明,该技术配方简单,维护方便,效果明显,极大的改善了储层的渗透率恢复值,并且取得了良好的经济效益和社会效益。     

胜利油田保护储层的水平井钻、完井液技术

胜利油田的水平井钻、完井液开发应用已经有20余年历史,形成多项具有胜利特色的保护油气层的钻、完井液技术.从低密度钻井液、全油基钻井液完井液、保护低渗储层钻井液完井液、非渗透钻井液完井液和特殊的分支井钻井液完井液技术等5个方面进行了阐述.研究发现,在水平井钻、完井液技术中,最重要的是要保持钻井液具有强润滑性能、携岩性和储层保护性.在特强水敏性地层,需要采用全油基钻、完井液体系;在将来的水平井钻、完井液技术中,要特别注意采用全过程欠平衡钻井结合使用低(无)伤害体系;在储层钻进中建议使用专门的储层钻开液,以最大程度保护储层;钻完井后,需要实施高效解堵技术,特别是无伤害解堵技术(免酸洗和自解堵技术).实施以上技术可以建立有效的储层-油气井通道,实现油气产量最大化.     

无固相弱凝胶钻井液延时破胶剂的制备及性能评价

介绍了采用包囊材料HSN和普通破胶剂HCC制备缓释性破胶剂HYP的方法。评价了其缓释性能和对PRD钻井液的破胶效果。结果表明,当HYP用量为4．5％时,在100℃条件下经过5d破胶,PRD钻井液破胶率达80．2％,可满足储层温度在90℃以上完井破胶的要求。延迟破胶储层保护效果评价结果表明,渗透率恢复值达92％以上,具有较好的储层保护效果。     

活性盐水完井液体系研究

针对海上疏松砂岩稠油油藏的储层特点以及普通盐水完井液与稠油存在不配伍问题,优选出表面活性剂HUL加入到普通盐水完井液中,不仅能改善完井液与稠油的配伍性,降低稠油流动阻力,而且能同时降低油-液界面张力。活性盐水完井液性能评价结果表明,该完井液与储层岩石、地层水和稠油均具有较好的配伍性,并具有很好的储层保护效果,可适用于海上疏松砂岩稠油油藏完井作业。     

尼日利亚AKPO深水油田储层保护完井液技术

尼日利亚AKPO深水油田完井作业中存在环境温度低、海底页岩易失稳、易形成气体水合物等一系列问题,而现用完井液由于滤失量过高,导致储层受到不同程度的损害。为此,根据储层特点和潜在伤害因素,通过优选关键处理剂,针对不同的完井方式,优选出了适合于深水钻井并有利于储层保护的3种完井液。性能评价结果表明,与现场常用完井液相比,优选出的完井液具有良好的流变性和黏土水化抑制性,滤失量小,能有效抑制气体水合物生成,与储层流体配伍性好,储层岩心在完井液污染后渗透率恢复率均达到85%以上。现场应用发现,采用优选完井液完井的AKPO-302井的表皮系数只有0.25,而采用现用完井液完井的AKPO-1井和AKPO-2井个别井段的表皮系数高达100,表明优选完井液的保护储层效果显著。      

龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理

大庆龙26外扩试验区为典型致密储层,对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90 ℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验;结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明,胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示,胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10～2/5段和前1/2段,表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少,但能侵入岩心各处;胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%,6.43%和3.14%,8.94%和6.27%。分析认为,3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主,固相损害次之。      

一种新型两性表面活性剂自转向酸体系

常规自转向酸体系在乏酸(2< pH< 4)时变黏,影响转向效率,使转向酸化具有一定的局限性。根据黏弹性表面活性剂的变黏机理,研制了一种新型两性表面活性剂(VES)自转向酸,该转向酸在酸岩反应过程中黏度逐渐升高,乏酸时黏度又降低。考察了表面活性剂、盐酸、钙离子对转向酸黏度的影响;模拟了酸岩反应过程,根据酸岩反应速率拟合了酸岩反应动力学方程;对新型VES体系耐温、流变和破胶性能进行了研究。结果表明:酸岩反应至盐酸浓度为5%时VES黏度最大(144 mPa·s),酸液转向;温度高于90℃时VES黏度下降,因此该转向酸适用于中低温储层;该转向酸体系具有较好的耐剪切性能,剪切黏度恢复率大于90%;VES酸岩反应速率约为普通盐酸酸岩反应速率的1/2,有利于缓释转向;乏酸黏度较低(小于30 mPa·s),遇烃类或地层水容易破胶水化,破胶液具有较低的黏度和表/界面张力,对地层不产生污染。该新型两性表面活性剂自转向酸现场应用后,增油效果明显,具有较好的应用前景。      

沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术

针对沁南区域15号煤层水平井钻井采用清洁盐水和常规聚合物钻井液施工时的井壁坍塌和储层伤害等问题,在分析储层特征及钻井技术难点的基础上,研发了瓜尔胶钻井液和生物酶破胶液。通过优化瓜尔胶加量和评价瓜尔胶的耐盐性能,并复配其他处理剂,形成了瓜尔胶钻井液;通过优选生物酶种类、优化生物酶和助排剂的加量,形成了生物酶破胶液。室内试验表明,瓜尔胶钻井液具有良好的流变性和耐盐性能,可大幅提高煤岩抗压强度,在低温下易破胶,破胶后残渣小于300 mg/L,煤岩的渗透率恢复率达85%以上。沁南区域煤层气水平井应用瓜尔胶钻井液后,井壁稳定性良好;配合生物酶破胶液可以实现低温破胶,且单井日产能提高15%以上,具有较好的储层保护效果。研究结果表明,瓜尔胶钻井液可实现煤层长水平段钻井的顺利施工,完钻后可低温破胶,为易塌煤层气水平井钻井施工提供了一种新的储层保护方法。      

胡芦巴胶硼砂压裂液在长庆油田深井中的应用

胡芦巴胶是我国自主种植、加工的一种天然植物胶,含有丰富的半乳甘露聚糖,通过深加工改性,可用作水基压裂液稠化剂.胡芦巴胶硼砂交联压裂液具有良好性能,通过实验对压裂液流变性、携砂能力、破胶性能、滤失性、储集层伤害程度等项目进行评价,其性能基本达到胍胶硼砂压裂液水平,某些性能甚至优干胍胶硼砂压裂液.长庆油田深井试验表明,胡芦巴胶硼砂压裂液可满足压裂携砂、增产、降低成本的要求.胡芦巴胶除用作增稠剂以外,其副产品还可以用于医药、食品等行业.如规模化生产,成本将进一步降低,与胍胶相比胡芦巴胶的价格更具有优势.随着我国低渗透油田开发规模不断增加,水力压裂作业数量逐年上升,胡芦巴胶硼砂压裂液具有广阔的应用前景.图7表7参10     

多底分支井钻井液研究及在海14—20井的应用

根据多底分支井对钻井液的性能要求，从抑制性，悬浮，携岩，油层保护等主要方面考虑，优选出适合于多底分支井钻井施工要求的钻井液体系配方；该钻井液体系满足了多底分支井施工要求，顺利完成了施工任务；应用结果表明，该钻井液体系性能稳定，携岩洗井能力强，滤失量小，能够有效地稳定井壁，保护油气储层，为老区挖潜，降低油田开发成本以及提高采收率，增加油气产能提供了保证。     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

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。      

渤中沙河街水平井安全钻井及储层保护

针对下第三系储层开发的水平井，依靠现有的弱凝胶钻井液技术无法满足安全钻井和储层保护的要求, 根据沙河街地层特点，通过改变配方中甲酸钾与KCl 的加放比例，降低钻井液活度，促使储层段钻井液与沙河街地层活度相匹配。利用甲酸钾离子压缩黏土胶体颗粒双电层的能力，提高了对泥页岩的抑制性；储层保护方面采用逐级拟合填充技术，即通过优选CaCO3 粒径的大小与地层孔喉粒径相匹配达到封堵作用；完井期间使用隐形酸作为破胶剂，达到解堵效果，从而解决沙河街地层易发生井壁失稳和深部地层储层保护难度大等技术难题。该技术在BZ34-7-A2H 井中成功应用，实现了安全钻井与储层保护的目的。