震旦系高石梯—磨溪区块钻井液污染实验评价

针对震旦系高石梯-磨溪区的钻井液评价实验表明目前采用的钻井液体系屏蔽封堵性能较好,泥饼质量较好,泥浆滤失量不大,对储层损害较轻,损害深度一般。该文开展了储层伤害数值模拟研究,模拟结果显示高石1井灯三下段、高石1井灯影组二段及磨溪8井灯二段3个层位井壁附近的渗透率保持率在25%左右,固相伤害深度约为25 cm,滤饼厚度在2 mm左右。数值模拟结果反映该地区钻井液屏蔽封堵性能较好和对储层损害程度较轻。加重前置液、高温有机转向酸、可降解转向剂在高石梯进行了试验,并取得了成功,根据各施工井储层情况,采用不同的酸液体系交替注入,达到深度酸化的目的,获得较好的增产效果,证明酸液体系与储层是相适应的。     

网络裂缝酸化技术在DY1井须家河组气藏的应用

网络裂缝酸化技术是针对裂缝发育、连通性好,在地层中形成裂缝网络的砂岩储层,在加砂压裂无法进行的情况下,以解除裂缝中的污染和通过深度酸化来形成合理裂缝配置的酸化改造措施。川西须二段储层天然裂缝发育,容易造成钻井液伤害,为了克服加砂压裂带来的风险,同时解除近井污染,恢复储层的油气通道,在实验研究的基础上形成了网络裂缝酸化、降阻酸液体系和工艺优化设计技术。该工艺的适用条件是储层裂缝发育、裂缝具有一定的充填物、压裂改造风险大、酸液、钻井液及岩石的酸溶蚀率高。通过DY1井的现场试验,并取得了显著效果,说明对于裂缝性砂岩气藏,裂缝网络酸化技术可通过储层内酸蚀裂缝向纵深方向的扩展,提高近井地带及天然裂缝的渗透率,增大泄油半径,获得高产油气;同时也为川西深层须家河组类似储层的改造提供了思路。     

磨溪-高石梯构造APR测试联作管柱堵漏压井技术浅析

磨溪-高石梯构造主探是灯影组和龙王庙组,为尽快取全取准各项资料,便于下步气田的开发,完井试油时采用射孔-酸化-APR测试联作工艺。但由于储层地质特性差异较大,经过酸化改造后,裂缝、溶洞及孔隙之间相互联通,储层的导流能力更好,采用原钻进时的钻井液密度压井会发生不同程度的漏失,严重影响到井控安全,因此,压井施工是完井测试后的一个难点和重点环节。文章介绍磨溪-高石梯构造上应用射孔-酸化-APR测试联作工艺压井中的难点与对策。     

水平井精细分段深度酸化压裂技术研究与应用

四川盆地高石梯-磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏储层具有超深、高温、低孔低渗且非均质性强的地质特征,为储层改造带来新挑战,当前的改造工艺需进一步优化.通过室内实验和理论研究,对储层可压裂改造性进行量化评价,优选酸液体系和酸化压裂工艺,优化注酸排量和注酸强度等参数,形成了水平井精细分段深度酸化压裂工艺,并进行了现场应用....     

异常高压深井裂缝性厚层砂岩储层“酸化+酸压”技术

塔里木油田库车前陆冲断带气藏地层压力高、天然裂缝发育,钻井过程中漏失严重。岩心造缝及岩心流动实验结果表明,常规基质酸化不能有效解除污染,需要能够使天然裂缝张开的"酸压"工艺才能有效解除深部钻井液污染;同时,针对长井段合理布酸需要,推导了黏性暂堵酸化机理,指出增大暂堵酸液黏度有利于合理布酸;结合二者,提出了针对高压天然裂缝性砂岩储层的暂堵酸化+砂岩酸压改造工艺。KS2井现场应用表明,该工艺对改造该类储层适应性强,增产效果显著,对同类储层的增产改造具有一定的指导意义。     

动静态资料在四川盆地磨溪—高石梯地区震旦系碳酸盐岩储层类型识别中的应用

在四川盆地安岳特大型气田磨溪-高石梯地区用静态资料建立的储集层划分标准基础上,应用单井动态资料对储集层的划分再细化,提出了定性、定量划分标准,建立不同类型储集层的动静态响应特征。研究认为:研究区储集层以缝洞型和孔洞型为主;钻遇缝洞型储层钻杆放空较多,钻井液漏失量大,酸化施工泵压较低且下降速度快,测试产量较高,主要分布在高石梯区块;孔洞型储层钻井液漏失量相对较少,酸化施工泵压较高,测试产量小于缝洞型储层,主要分布在磨溪区块。根据气井动态特征,缝洞型和孔洞型储层可再分别划分为两小类,划分参考了产气量、稳产能力、单位压降采气量,油压月递减等生产动态特征和试井解释双对数曲线。新建立的储层识别方法交叉验证了储层动静态响应,为不同类型储层开发技术对策的制订提供了实用性较强的技术参考。     

裂缝孔洞型地层试油堵漏压井工艺探讨

磨溪高石梯灯影组是较为典型的裂缝孔洞型地层,由于裂缝孔洞非常发育,试油完毕后压井期间会发生大量漏失,必须堵漏才能安全起钻,而测试管柱结构的复杂性给堵漏压井带来了极大风险,文章从地质工程角度,结合实测的井底压力曲线等方面总结了现场堵漏压井作业现象和存在的不足,提出了磨溪高石梯灯影组试油堵漏压井可操作性的方法,对现场有一定的指导意义。     

磨溪-高石梯构造试油堵漏技术研究及现场应用

磨溪-高石梯构造主要为孔隙型,局部溶洞和裂缝较发育,压裂酸化对地层的改造增加了地层连通性,在试油的过程中很容易发生漏失。目前,针对试油的研究较少。本文在分析磨溪-高石梯构造井漏的因素和试油井漏特点的基础上,提出了试油堵漏的对策并针对性地开展了试油堵漏配方的研究和评价。然后,结合磨溪-高石梯构造试油的特点,在现场应用了试油堵漏剂配方和相关工艺。应用结果表明,根据施工工艺操作,一次性堵漏成功,且堵漏对地层伤害率小,取得了良好的应用效果。     

高磨地区灯影组室内酸化效果评价方法探讨

针对高磨地区震旦系灯影组裂缝-孔洞型为主的储层特征,常规的短岩心酸化效果主要模拟解除储层的表皮伤害,而对于储层的深度酸化模拟无法满足需求。为了更好地指导酸液的选择,从长岩心处理、流体选择、实验参数选择等方面进行研究,探讨了针对高磨地区灯影组的长岩心酸化效果评价方法,并通过对比转向酸与胶凝酸酸化效果室内实验,明确了转向酸对低渗储层无法突破长岩心,对高渗储层酸化效果显著,渗透率提高了12.1倍;胶凝酸对低渗储层与高渗储层酸化效果均显著,渗透率分别提高5.6倍与20倍。现场应用4井次,其改造效果与室内评价结果相吻合,从而说明长岩心酸化效果评价方法对高磨地区灯影组储层酸液的选择具有一定的指导作用。     

顺北油气田主干断裂带深穿透酸化技术

顺北油气田主干断裂带碳酸盐岩储层裂缝发育,钻井过程中井壁易垮塌掉块,超深水平井中岩屑难以返出,且部分井钻井液漏失量大,造成储层堵塞严重,常规酸化技术无法解除污染,稳产难度大。为此,通过优选解堵酸及优化施工参数等攻关研究,形成了“近井解堵+远井疏通”的主干断裂带深穿透酸化技术,其基本原理为:近井地带采用低黏度、反应速度快的酸液,快速扩散形成各向蚓孔,穿透污染带;远井地带大排量、较大规模地注入高黏酸液,对远井通道进行疏通,建立高导流渗流通道。该酸化技术在顺北油气田应用6井次,酸化效果显著,同时解决了近井和远井供液通道堵塞的问题,累计增产油量16.06×104 t。现场应用结果表明,该酸化技术可以解决顺北油气田主干断裂带碳酸盐岩储层的堵塞问题,对国内外类似储层酸化解堵具有借鉴价值。      

川西下二叠统超深气井网络裂缝酸化优化设计

四川盆地西部下二叠统储层具有超深、高温、高压的特点,天然裂缝发育,钻井液漏失污染是制约该区储层增产改造效果的主要原因,酸化是彻底解除漏失污染的首选增产措施。为此,提出了最大限度降低污染表皮系数的酸化设计思路,建立了深层天然裂缝开启的临界排量计算模型;改进实验尺度天然裂缝岩样的酸化模型,建立了井筒条件下酸液有效作用距离和裂缝开度预测模型,在此基础上建立了网络裂缝酸化的表皮系数计算模型。现场应用结果表明:(1)当注酸排量为5.0 m~3/min时,S1-1井任意倾角的天然裂缝均能开启;(2)当注酸量大于100 m~3时,大排量注酸的优势逐渐体现;(3)以最大限度地降低表皮系数为目标,优选了S1-1井网络裂缝酸化的注酸排量为4.5 m~3/min,注酸量为210 m~3。S1-1井按照优化设计思路成功实施了网络裂缝酸化,获得了83.7×10~4 m~3/d的高产工业气流。结论认为:网络裂缝酸化技术是实现该区超深、高温、高压、天然裂缝发育储层增产改造最安全、经济、有效的模式。     

厚层强非均质砂岩储层酸液立体放置优化设计

TZ气田吉迪克组储层具有巨厚、中孔、中低渗、天然裂缝发育不均等特征。钻井液侵入对储层的伤害主要为储层强非均质性引起的“非线性”伤害、天然裂缝引起的“非径向”伤害,解堵难度较大。基于实验研究优选了酸液体系,基于天然裂缝开启判别模型明确了张开天然裂缝的临界排量,通过实验评价了裂缝性储层网络裂缝酸化的解堵效果。研究成果联合均匀布酸及网络裂缝酸化工艺的理念,形成了酸液立体放置优化方法,最终优选了13.5%HCl+1%HF+4%转向剂的土酸自转向酸进行均匀布酸以及13.5%HCl+1%HF的土酸进行深度酸化,并优化了实现网络裂缝酸化的最低排量为3 m3/min。提出的优化方法在TZ-C-X2井进行了现场应用,酸化后总表皮因数由15.43降低至0.09,酸化效果明显,为厚层非均质砂岩的高效酸化设计提供了技术支撑。     

裂缝性致密砂岩储层钻井液侵入深度的定量计算方法

在裂缝性致密砂岩储层中,钻井液侵入裂缝是导致储层损害的主要因素之一。然而,目前国内外对该类储层钻井液侵入深度的分析还缺乏深入探讨。为此,在分析致密砂岩裂缝发育特征及钻井液侵入对其电性特征影响的基础上,给出了钻井液侵入深度的定性分析表;进而采用体积模型法和数理统计法,建立起了不同裂缝系统的钻井液侵入深度定量计算模型。最后,精细计算了塔里木盆地中部某区9口井17个层位的裂缝性致密砂岩储层的钻井液侵入深度。结果表明,所建立的模型因很好地结合了地质、钻井、测井等客观实际（综合考虑了地层裂缝特性、岩性、电性、物性、含流体性质）,计算精度较高,有效地解决了裂缝性致密砂岩储层钻井液侵入深度的定量计算问题。该成果对类似储层的污染评价、射孔设计以及开发过程中增产措施的决策都具有指导和借鉴作用。     

裂缝性低渗砂岩气藏水基钻井液欠平衡钻井储层保护

采用水基钻井液欠平衡钻进裂缝性低渗砂岩气层时,裂缝面和基质孔隙内同时存在指向地层的毛细管力,欠平衡压差并不能完全抵消该力,因而为钻井液侵入提供了驱动力。评价水基钻井液欠平衡钻井是否对裂缝性低渗砂岩储层造成损害的相关研究较少,为此,设计了一套试验装置模拟水基钻井液欠平衡钻井条件,研究了裂缝性低渗砂岩气藏在水基钻井液欠平衡钻井过程中的损害情况及其机理。研究结果表明:水基钻井液欠平衡钻井过程中逆流自吸效应以及伴随的钻井液吸附是造成储层损害的主要原因,但损害程度低,侵入深度浅;如果欠压状态不稳定,钻井液会迅速侵入裂缝,影响其渗流能力,并且这种影响随裂缝宽度的增大而增强。     

腰英台油田水锁损害影响因素及其减轻和解除方法研究

腰英台油田储层非均质性严重,属低孔、特低渗-超低渗、微细喉型储层,具有中等水锁性(平均损害程度40.4%)。水锁损害影响因素分析表明,油水界面张力越高,钻井液滤液等外来流体侵入储层后的含水饱和度越高,储层的渗透率越低,水锁损害程度越严重。由实验可知,提高返排速度,减小钻井液滤液等外来流体侵入的深度,在水驱过程中提高驱动压力梯度可减轻水锁损害;解除水锁损害较合适的途径可能是采用酸化或酸化与压裂相结合的方法增加储层的渗流能力,同时采用低毛管力工作液加强自身的返排,降低二次水锁损害。     

页岩储层钻井液-压裂液复合损害机理及保护对策

为了分析钻井液与压裂液复合作用导致的储层损害,考虑油基钻井液侵蚀页岩矿物诱发的裂缝延伸,建立钻井液动态侵入深度预测方法,评价页岩裂缝面力学性质弱化、裂缝闭合与岩粉堵塞导致的天然/水力裂缝损害,提出钻井液-压裂液复合作用储层损害模式,揭示页岩油气层钻完井损害机理并提出保护对策。研究表明,钻开储层过程中,钻井液通过页岩诱导裂缝和天然裂缝深度侵入储层,侵蚀页岩矿物并导致侵入带页岩力学性质普遍弱化;水力压裂过程中,钻井液-压裂液复合作用进一步弱化页岩力学性质,导致生产过程裂缝更易闭合并发生岩粉脱落,诱发天然/水力裂缝应力敏感损害和固相堵塞损害,造成钻井液-压裂液复合作用带裂缝导流能力大幅降低,制约页岩油气井高产稳产。提出了防塌防漏加速储层段钻进、化学成膜防止页岩裂缝面力学性质弱化、强化页岩裂缝封堵减少钻井液侵入范围、优化压裂液体系保护裂缝导流能力的页岩储层保护对策。     

四川盆地震旦系灯影组储层改造实验与应用

为了提升四川盆地震旦系灯影组储层的改造效果,研究了高温下不同酸液的酸岩反应速率、高闭合压力下不同酸液及不同注入方式下酸蚀裂缝导流能力保持率、酸液穿透实验最低穿透时间、酸蚀裂缝形态特征数值化特征表述及暂堵球转向暂堵效果。在此基础上,提出了适合灯影组储层改造的主体酸液类型,以及适合不同储层类型的主体改造工艺,优化了施工参数。现场试验18口井,平均单井获得井口测试天然气产量45.482×10~4m~3/d。结论认为:①酸岩反应速率影响因素大小为酸液类型温度转速酸液浓度同离子效应,灯影组储层酸化要考虑酸液类型、转速(施工排量)的优化及工艺上降温措施;②采用自生酸+胶凝酸+转向酸注入顺序不但能实现深穿透,而且能同时获得较高的导流能力;③孔洞型储层采用高温胶凝酸改造,非均质性强的储层采用高温转向酸实现均匀改造,岩性致密、裂缝及孔洞均不发育的储层宜采用自生酸与主体酸交替注入造长缝改造;④除了少数裂缝发育储层外,主体工艺应以深度酸压为主;⑤解堵酸化施工排量应不低于3.5 m~3/min;⑥可溶解暂堵球转向酸化工艺技术能够调整酸液在各酸化层的注入量,以实现对非均质储层的均匀改造。     

四川盆地中部高石梯-磨溪地区震旦系灯影组储层沥青拉曼光谱分析

拉曼光谱分析是刻画有机质成熟度的一种有效技术方法.通过对四川盆地中部高石梯-磨溪地区21块震旦系灯影组储层样品中的沥青开展系统的拉曼光谱分析,并用经验公式获取沥青的等效镜质体反射率,表征了沥青所处的成熟阶段,进而探讨了储层经历的热演化及改造作用.结果表明,高石梯-磨溪地区震旦系灯影组储层溶蚀孔洞及裂缝充填沥青绝大多数都...     

深层裂缝性碎屑岩储层的网络裂缝酸化技术

深层裂缝型碎屑岩储层埋藏深、地层压力高、天然裂缝发育,钻、完井时工作液极易沿着裂缝大量漏失,形成“非径向、网络状”的污染带,表现出伤害深、污染重的特征,因此压裂酸化改造是这类储层投产的关键.压裂时容易产生多缝、滤失量大,造成极高的砂堵风险;基质酸化酸液有效作用距离有限,无法有效鳃除深部伤害.网络裂缝酸化工艺技术可以解决...     

四川盆地安岳气田灯影组二段底水气藏酸压裂缝高度影响因素及控制对策

四川盆地高石梯—磨溪震旦系灯影组二段（灯二段）气藏开发资源潜力大,是中国石油西南油气田公司“十四五”全面上产500亿的重要上产领域。灯二段储层总体具有低孔低渗特征,局部发育高孔渗段。储集空间主要包括溶洞、溶孔、裂缝等类型,储层下部发育底水,具统一气水界面（-5 150 m）。针对此类低孔低渗碳酸盐岩气藏,需以深度酸压改造来提高单井产量,但灯二段储层存在高角度裂缝局部发育、段间应力差较小、改造段距离气水界面近等改造难点,酸压裂缝高度难以控制从而极易沟通下部水层,导致改造后产水而影响气井产能。为探究酸压裂缝高度控制方法,建立了酸压裂缝拟三维扩展模型,考虑裂缝高度延伸过程中纵向压降对缝高扩展的影响,开展了酸压裂缝高度的地质与工程影响因素模拟研究。模拟结果表明：段间应力差和酸压排量为酸压裂缝高度延伸的主控因素,且应力差对裂缝高度的影响最大,其次为储隔层厚度及工作液黏度。根据模型结果,明确了酸压裂缝高度主控因素,构建了不同储层特征的控裂缝高度酸压技术对策,优化了控裂缝高度酸压设计参数,在有效控制酸压裂缝高度的前提下,最大化提高单井产量,避免改造后见水,为底水气藏深度酸压技术提供了理论指导。