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保护储层的修井液技术39795667

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保护 修井液 技术 39795667
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保护油气层的修井液技术西南石油大学油井完井技术中心杨宪民修井过程中地层损害示意图开发开采过程中的地层损害示意图地层损害的定义在油气钻井、完井、生产、增产、井等全过程中的每一个作业环节,发生流体产出或注入能力显著下降的现象 多在井壁附近,也可以在井间 渗流通道 —— 孔隙和 /或裂缝 油气或注入的驱替流体一、修井过程中造成储集层损害的因素(一)地层损害的类型和机理1、固相堵塞类型:深部堵塞 1/7> 1/7 或无固相堵塞机理一、修井过程中造成储集层损害的因素 , n, k,….. P, A, , q, K…… 当 泥饼开始形成。 瞬态滤失阶段:堵粒子侵入 内泥饼形成阶段:级填充井过程中造成储集层损害的因素 结论:当缺乏架桥这个粒级的固相会造成深部损害;当级配不合理时,不可能形成质量好的内外泥饼;要形成好的内外泥饼,除级配外,应存在一个最小的正压差。K越大, 之越大;要形成好的泥饼,除级配外,应存在一个最佳的合理上返速度。一、修井过程中造成储集层损害的因素2、地层内粘土矿物的水化和去水化(水敏、盐敏、碱敏、处理剂分散作用等)水锁效应c 井过程中造成储集层损害的因素3、毛细管作用 水锁当水进入油层后由毛细管阻力引起的液体堵塞,即非润湿相驱动润湿相,会出现水锁现象。1 2  1 2 c    P P rc c 2 2 1  (c o s c o s ) /毛细管附加阻力一、修井过程中造成储集层损害的因素 贾敏效应毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生的附加阻力的现象,即润湿相驱动非润湿相时,会出现贾敏效应。A. 油滴在毛细管中/r P r rc t p 2 1 1 ( / / )油滴通过孔喉处的附加阻力一、修井过程中造成储集层损害的因素B. 油滴在孔喉处一、修井过程中造成储集层损害的因素4、乳化堵塞稳定乳状液乳状液 表面活性剂、微粒非稳定乳状液一、修井过程中造成储集层损害的因素5、润湿反转可使有效渗透率下降 15~85%,平均下降 40%砂岩:阳离子表面活性剂 油润湿阴离子表面活性剂 水润湿碳酸盐岩:阴离子表面活性剂 据此选用 18和 1为主选粘土稳定剂保护储层的修井液技术2. 粘土稳定剂加量的筛选表 4 秦皇 岛 32 - 6 油田粘土 稳 定 剂 加量的 筛选结 果岩心号 油组 井液配方8 - 5 1 9 . 4 0 6 4 3 . 2 0 - 2 4 . 0 过滤海水+ K C S - 184 - 8 1 . 9 4 9 9 . 4 2 - 8 . 0 % 过滤海水+ K C S - 181 5 - 3 9 5 . 4 0 3 7 6 . 1 5 5 . 0 % 过滤海水+ K C S - 184 - 7 7 . 8 9 1 0 3 . 2 1 - 5 . 0 % 过滤海水+ K C S - 181 2 - 5 5 4 . 7 8 1 7 7 . 3 1 - 1 5 . 0 过滤海水+ C P C S - 14 - 6 9 . 4 5 8 1 . 4 4 - 3 . 0 过滤海水+ C P C S - 11 2 - 1 0 0 7 . 8 6 1 2 1 . 1 7 - 1 2 . 0 过滤海水+ C P C S - 14 - 9 9 . 5 1 9 8 . 8 3 - 1 0 . 0 过滤海水+ C P C S - 1保护储层的修井液技术3. 加入粘土稳定剂后岩心的速敏评价表 5 加粘土 稳 定 剂 后的速敏 试验结 果不同流速 ( m l / m i n )下的液测渗透率 1 0组1 1 . 5 2 2 . 5 3 4 5 6损害率%7m 2 6 2 . 7 2 9 5 . 2 3 1 0 . 1 3 1 1 . 7 3 1 2 . 8 3 2 1 . 0 3 2 4 . 0 3 1 4 . 4 m 2 1 4 . 6 2 2 2 . 3 2 3 0 . 9 2 3 4 . 3 2 3 9 . 2 2 3 1 . 6 2 3 1 . 6 2 0 5 . 6 一块岩心为过滤海水+ K C S - 18 ;后一块为过滤海水+ 1 。保护储层的修井液技术三 、 缓蚀剂的筛选– 在模拟井温条件下 , 考察标准挂片 ( 在三种不同液体配方 ( 配方见后 ) 中的腐蚀情况;– 在模拟井温条件下 , 考察钻杆在三种不同液体配方中的腐蚀情况 。– 液体配方:– 过滤海水+ 18% 过滤海水+ 18% 1% 过滤海水+ 18% 1%完井液配方 )保护储层的修井液技术 标准挂片 ( 腐蚀试样结果表 6 标 准挂片腐 蚀试验结 果液体配方 钢片编号 S ( c M1(g) M2(g) P ( m m / a ) 0 . 1 5 9 5 6 . 0 8 9 8 6 . 0 0 2 8 1 . 9 0 9 0 . 1 6 1 0 6 . 0 6 6 7 5 . 9 8 7 7 1 . 7 3 3 0 . 1 6 5 3 5 . 9 9 7 3 5 . 9 0 8 1 1 . 9 5 61 . 8 6 6 0 . 1 4 6 4 6 . 0 3 0 0 5 . 9 7 2 4 1 . 2 6 5 0 . 1 3 5 4 6 . 0 8 5 2 6 . 0 1 6 4 1 . 5 1 3 0 . 1 6 5 3 6 . 0 8 6 0 6 . 0 2 0 4 1 . 4 3 81 . 4 0 5 0 . 1 5 9 6 6 . 0 8 4 4 6 . 0 8 2 7 0 . 0 3 9 5 0 . 0 3 7 7 6 . 0 2 5 1 6 . 0 2 3 5 0 . 0 3 5 5 0 . 0 4 0 1 5 . 8 5 3 2 5 . 8 5 1 3 0 . 0 4 2 20 . 0 3 9 1保护储层的修井液技术 钻杆样品挂片 ( 腐蚀试验结果:表 7 钻 杆 样 品挂片腐 蚀试验结 果液体配方 钢片编号 S ( c M1(g) M2(g) P ( m m / a ) 0 . 5 3 4 6 6 . 5 5 2 0 6 . 4 6 2 1 1 . 9 0 2 0 . 8 7 2 2 6 . 8 2 2 1 6 . 7 2 4 7 1 . 9 9 7 0 . 9 8 0 5 7 . 0 1 3 6 6 . 9 1 5 7 1 . 9 8 71 . 9 6 2 0 . 5 2 0 4 6 . 5 5 4 9 6 . 4 9 9 9 1 . 1 6 5 0 . 7 9 3 2 6 . 8 0 9 0 6 . 7 6 3 2 0 . 9 4 6 0 . 4 8 1 8 6 . 4 9 3 1 6 . 4 4 0 0 1 . 1 2 91 . 0 8 0 0 . 7 0 5 5 6 . 7 1 8 8 6 . 7 1 7 6 0 . 0 2 5 0 0 . 8 2 9 1 6 . 6 8 0 1 6 . 6 7 8 7 0 . 0 2 8 8 0 . 3 0 2 6 6 . 4 7 1 4 6 . 4 6 9 9 0 . 0 3 2 50 . 0 2 8 7保护储层的修井液技术四 、 15钙镁离子掩蔽剂的选用 才能发挥缓蚀作用 而各种工作液之间和工作液与地层水之间 , 存在着不配伍的可能性 ( 见邓明毅编写的钻井液体系评价部分 ) , 钙镁离子会在碱性条件下沉淀 在修井液中采用酸性螯合剂防止钙镁离子的沉淀 。 但是这又牺牲了修井液的防腐性能 , 使井内的管材的使用寿命大为缩短 开发研制了在弱碱性环境下使用的 即能防止钙镁离子的沉淀 , 又能保证修井液的优良防腐性能 。保护储层的修井液技术特点 在修井液中加入钙镁离子稳定剂 ,可以有效地防止钙镁离子产生的沉淀造成的地层伤害 专用于修井作业中的钙镁离子掩蔽剂是由有机酸和具有强的络合能力的络合剂 , 络合助效剂复合而成 , 该剂具有对钙镁离子稳定能力强 , 配伍性好 , 使用方便等特点主要性能指标表 8 J N - 15 主要性能指 标项 目 指 标外 观有效物含量 %钙镁离子稳定能力 %淡黄色或无色透明4 ~ 6≥ 30≥ 90保护储层的修井液技术五 、 所筛选的修井液体系的岩心渗透率恢复值 过滤海水 +%%过滤海水 +%%18粘土稳定剂的渗透率恢复值达到 上 1体系岩心渗透率的恢复值仅有 45% 左右表 9 完井液体系的岩心渗透率恢复效果 评 价岩心号 井液体系4 秦皇岛 32- 6油田修井液体系的确定综合上述结果 , 秦皇岛 32- 6油田明化镇组的修井液基本配方确定为:过滤海水 +~ 2%% 修井液施工工艺1. 修井液密度的确定 盐水密度随温度的上升而下降 , 密度越高的盐水受温度的影响越严重 , 对于油井来讲 , 修井液密度的附加值为 5%~ 10%, 对于常压油层可考虑选择附加值的低限 , 对于高压油层可选用附加值的上限 ,按照气井压井的一般要求 , 井内液柱压力应比地层压力高 10~20%。 高压异常地层取上限 , 常压地层可取下限 。 这样即可保证下生产管柱的安全 , 又可防止大量修井液进入产层 。 如果修井液密度没有超过 可考虑使 如超过  对于涠 12保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术36 N a C l K C 10010 20 30 40 50 60 70 80 90100 110 120 130 140 150 160Π¶È g/ ÍÍÍÍÍÍC a C ìÍÍ°0 30 40 50 60 70 80 90100 110 120 130 140 150Π¶È g/ ÍÍÍÍÍÍN a C l / C a B ìÍÍ°0 30 40 50 60 70 80 90100 110 120 130 140 150 160Π¶È g/ ÍÍÍÍÍÍC a C a C ÍÍÍÍÍÍÍÍ°ÍìÍÍ°0 30 40 50 60 70 80 90100 110 120 130 140 150Π¶È g/ 如压力系数为 附加 5%, 则修井液密度为 确定作业时的地面温度 , 如 20度; 以油层中部井深的 1/2所对应的井温作为井下温度 , 如 55度; 在 然上垂直上移至完井液密度  然后从该点与曲线平行左移至地面温度的点; 最后水平移运至与纵座标相交的点 , 该点密度则为地面配制修井液的密度 。保护储层的修井液技术2、修井液的主要性能 密度 结晶温度 配伍性 渗透率恢复值 粘度保护储层的修井液技术3.修井液施工工艺 大排量用海水清洗井眼,直至 0; 替入 20方清洗液,紧接着替入 20方海水,替入 20方胶液; 大排量用海水清洗井眼,直至 0; 替入射孔液,根据射孔段长度而定,但至少应替至射孔段顶部 100米; 射孔反涌后,替入压井液压井,压井后,起射孔管柱时,应注意测定油气上返速度; 防砂工艺; 生产管柱下完后,替入隔离液至封隔器以上 200米(如生产管柱不允许替液,可考虑压井后替入隔离液)。 在压井中如发生严重漏失,应配制堵漏液堵漏。适用于低压地层和多压力系统的新型固化水修井液体系的研究和应用西南石油大学完井技术中心前言 部分油田已进入开发中后期,由于欠注或衰竭性开发,主要产层的地层压力梯度已大大低于原始地层压力梯度,甚至可能低于水柱压力。目前东河油田的压力仅为 这种情况下,如要对油井进行修井作业,在修井作业中,势必发生修井液的大量漏失和固相对产层的堵塞,使得作业后油井的产能大幅降低。 由于不能建立循环使得部分井不能实现修井,使得油气井过早地报废(特别是气井)。 如果采用捞砂作业,由于作业周期长,成本高,地层损害严重,恢复产能时间延迟等原因,导致作业效益低下,不能良好地实现修井作业的目的,大大降低了东河油田的开发效益。 对于同时具有高压层和低压层的多压力层系的油气井作业难度就更大。四川和平湖油气田多压力系数层情况井号 层位 压力系数 井温(℃) 用量(方 ) 时间(天 ) 修井原因 后期处理 排液方法 产量 (万方 )前 后天东 61 长兴层 20 200 23 换油管 酸化 顶替 +15 28 完井 无 气举 50为此西南石油大学和正达化工研究所共同开发研究了固化水修井压井液体系,该体系无自由水,即使用清水和盐水压井,在低压层都不会发生漏失,或最大程度地降低漏失量。同时该体系携砂性能良好,可以建立循环这样就可以克服低压层系的压井问题,同时可以实现修井,也最大限度地保护了油气层,使得油气层可以恢复原有的产能。由于采用冲砂作业,可以大幅度缩短作业时间,恢复产能也十分容易。同时,该体系对环境的兼容性,在自然条件下可自然降解,对环境无污染。此项技术如能在塔里木油田的修井作业中实施,可以预见其经济和技术效益是十分明显的。前言 该体系已在四川的多口低压气井的压井和修井作业中使用,使得原来没法修井的死井恢复了产能。该体系又在东海平湖油气田的调整井完井中使用,获得了一口高产气井。为了探索固化水体系在塔里木油田公司的油气井中使用的可行性,准备针对塔里木东河油田的油气藏的特点,开展该体系的应用性研究。东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河砂岩粘土矿物成份 井 号 粘土矿物 含量( % ) 伊利石 ( % ) 高岭石 ( % ) 绿泥石 ( % ) 伊 / 蒙混 层 ( % ) 蒙脱石在混层中含量( % ) 1 10 ~ 20 1 15 ~ 20 东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素 东河塘油田属于石英砂岩储层,胶结物含量较高,属于胶结比较好的砂岩储层。其中粘土矿物绝对含量较低,所以总体上看,该储层的各项敏感性都不会很高。在粘土矿物中,高岭石占了 80%以上,其次是伊利石和绿泥石,伊 /蒙混层最少,只有 2%左右。从粘土矿物的成分来看,应该注意高岭石引起的速敏所产生的微粒运移,以及可能存在的碱敏,控制好修井液的 于伊 /蒙混层含量较低,而且混层比又不太高,所以水敏性不会很强。储层中的绿泥石含量也低,估计酸敏性也不强。东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素评价 单位 水敏性 临界流速 ( m / d ) 临界盐度 ( m g/ L ) 酸敏性 碱敏性 备注 V 油 = 北京 油科院 中到弱 V 水 = 40000 无 碱敏 D H 1 西南 V 油 = ~ 4 石油学院 中偏弱 V 水 = 40000 中到弱 H D 1 胜利 地科院 弱 V 油 = ~ 3 (二、三岩性段) V 水 = 0. 8 (第一岩性段) 250000 无到弱 弱 D H 1 1 东河油田储层敏感性评价结论东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河砂岩物性参数 东河 1 井 东河 11 井 层 段 渗透率 ( × 10- 3µ 孔隙度 ( % ) 渗透率 ( × 10- 3µ 孔隙度 ( % ) 油 层 油 水 层 水 层 合 计 东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河油田孔喉大小对照表 油田(井) R 50 R R m a x 变异系数 均质系数 渗透率 孔隙度 东河 11 井 轮南 2 - 3 - 1 渤南 50 牛庄 东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素 东河塘油田储层的物性是属于中孔中渗储层,油层的平均孔隙度在 平均渗透率在 东河塘油田储层的平均孔喉直径 m,最大孔喉直径 m。 此类储层极易受到修井液中固相和液相的损害。对此类储层所使用的修井液应该是无固相的,同时修井液还应具备冲砂和携砂的功能。 此外修井液的液相如果大量进入此类储层,由于储层的孔喉较小,水饱和度的增加,会大大降低油的相对渗透率,也就是所谓的 “ 水锁 ”效应,导致进入油层的修井液难以反排,修井作业结束后,反排周期加长,有的井甚至没有产能。东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素 修井液不应与地层原油发生反应形成乳状液,从而堵塞孔喉。如果因为洗井的需要必须使用表面活性剂,必须对表面活性剂进行筛选,防止乳状液的生成。 修井液的大量漏失势必降低井眼周围储层的温度,一旦温度降至沥青、石蜡和胶质的析出点,就可能在地层内形成结蜡和结沥青,而且这一过程难以逆转,所以必须控制修井液的漏失。 地层水中 含量较高,如果修井液不配伍,容易形成垢,特别是后两者的垢不易清除,因此必须控制修井液中 免在地层内形成结垢,损害储层的渗透率。东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素 东河塘油田石炭系储层属于正常的温度梯度,在井深 5800米左右,地层温度大约在 140℃ 左右,因此修井液必须能承受 140℃ 的温度,并保持各项性能的稳定,保证修井作业的顺利完成。而该储层已经过多年的开采,地层压力已降至 00m,属于低压地层,此时修井液即使使用清水都会发生漏失,因此修井液在此地层不能发生漏失,防止因漏失引起的一系列损害。小结 东河塘石炭系储层中高岭石含量较大,应注意水速敏和碱敏; 东河塘石炭系储层盐敏的临界矿化度范围在 4~ 25万mg/l,修井液矿化度选择范围较大; 东河塘石炭系储层水速敏临界流速在 d,修井液应控制漏失,避免引起水速敏损害; 东河塘石炭系储层由于高岭石含量较高,修井液的0以下,以免造成碱敏损害; 东河塘石炭系储层属于中孔中渗储层,孔喉尺寸较小,由于毛细管作用引起的水锁损害相当严重,应控制修井液的漏失,防止水锁损害;小结 针对石炭系砂岩储层孔喉较小的特点,修井液应使用无固相修井液体系; 东河塘石炭系储层的原油含沥青和胶质较高,应注意修井液漏失造成井眼周围温度场的变化,防止在地层内形成有机垢; 东河塘石炭系储层的地层水矿化度较高,要注意修井液中的两价阳离子与地层水的配伍性,防止无机垢在地层内的形成; 修井液中如果要使用表面活性剂,应注意筛选,防止与地层原油形成乳状液,造成乳状液的堵塞损害; 东河塘石炭系储层属于常温地层,井底温度在 140℃左右,修井液的抗温能力应大于此温度; 00m,修井液在此地层作业时不能发生漏失,并能承受水柱压力造成的压差而不发生漏失。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 油田已处于开发的中后期,由于采用的是衰竭性开采或是由于注水欠注,造成地层压力系数低于静水柱压力,00m。如果修井过程中要建立循环或进行冲砂作业,将面临修井液大量漏失的问题。即使是使用清水压井,对于 5800存在 如此大的正压差下,修井液必然会发生大量漏失。 修井液必须和地面环境兼容,经过一定时间后,能自然降解,保护环境。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 由于正压差和漏失问题的存在,如何防止修井液固相和液相的损害也是一个关键问题,否则将导致修井后产量的大幅度降低,甚至出现无产能的情况。所以修井液必须采用无固相修井液体系,更为重要的是修井液不能发生大量漏失,避免出现水锁、水速敏和有机垢的生成。 修井液体系在满足上诉要求的条件下,还必须有合理的成本控制,降低综合成本,有利于该体系的大面积推广使用。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 泡沫压井液和修井液体系– 泡沫的稳定周期短。泡沫压井液和修井液的稳定时间在 24~48小时 ;– 泡沫压井液的工艺较为复杂。要使用专门的配液装臵和多种添加剂 ;– 泡沫压井液和修井液的成本较高 ;– 泡沫体系对环境的污染大。 固相暂堵型压井液和修井液体系– 修井结束后要进行专门酸洗作业才能恢复生产 ;– 修井液中的固相会进入产层 ;– 修井液的聚合物会损害产层。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 胶液压井液和修井液体系– 此类体系不能完全防止漏失,只是液体粘度的增加,减缓了修井液的漏失速度,因此它的缺陷是十分明显的。首先由于漏失仍然存在,所以不能防止液相进入产层造成的损害,其次由于聚合物的使用,也会造成聚合物的吸附损害。需要指出的是,由于液相粘度的增加,液相造成的毛细管作用的损害将更为严重。 低压油气井不压井修井作业– 不压井作业风险性大 ;– 不压井作业需要租用或引进特殊井口装备和防喷装备 ;– 一些修井作业不适宜采用不压井作业。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 针对东河塘石炭系储层的特点,首先不宜使用暂堵型和胶液修井液体系,这些体系的使用会造成这种中孔中渗储层的严重损害。泡沫修井液体系由于工艺复杂、稳定周期短和成本的问题也不宜采用。不压井作业可视修井作业的类型有条件的选用。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 新型固化水压井液和修井液体系的提出– 低压油气井新型修井液体系的设计原则在修井作业期间,必须对产层形成稳定的暂堵新型压井液和修井液中无游离液体新型修井液应具有良好的流动性新型修井液体系必须较长的高温稳定性能新型压井液必须是无固相的新型修井液能方便地破胶和反排东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 低压油气井新型修井液体系的设计思路– 按照上述的设计原则,这种新型修井液体系必须采用新型的高分子吸水材料作为固化剂。这种高分子吸水材料可以束缚其本身重量 100倍以上的清水或盐水,牢牢地控制被束缚的水,使之不能参与自由流动,这种材料束缚水的能力很强,修井液中已没有自由水,用手或滤纸就可以将这种体系托起,而且这种材料是生物性的,对环境没有任何损害。这种材料在室内经过多次比较和筛选,已经形成成熟的产品,并开发了配套的添加剂,形成了配套工艺和技术。国家专利局已批准 “ 一种固化水颗粒作为修井液的方法 ” 的国家专利。物理暂堵原理井温小于 100℃ 条件下,高分子吸水材料在正压差下物理脱水形成暂堵层,阻断完井液的渗漏化学暂堵原理井温大于 120℃ 或完井射孔时,高分子吸水材料所形成的暂堵层会逐渐或瞬间化学演变成胶质暂堵层,这个暂堵层具有更高的强度和更低的渗透率。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性– 固化水颗粒必须具有一定的强度。 对于东河塘油田石炭系的具体压力情况来讲,固化水暂堵层必须能承受 12 固化水颗粒必须是软颗粒可变形。 可以在压力作用下通过颗粒外形的改变,在产层表面形成暂堵。– 固化水修井液体系必须有良好的流动性。 配好后的固化水体系能良好的流动,粘度一般在 60~ 固化水颗粒能完全破胶 。 固化水修井液体系在加入破胶剂后,能够完全破胶,并还原成清水或盐水。东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 新型固化水修井液体系适用范围及应达到的条件– 新型固化水修井液体系的主要用途及局限性低于清水柱压力的低压油气井修井和压井作业合采多层的不同压力系数井的完井和修井作业该体系不能采用含有过高浓度的二价阳离子的液体配液该体系的密度上限为 体系的抗温上限为 140℃ 东河塘油田修井选用固化水体系的必要性– 新型固化水修井液体系应达到的条件 应达到的工况条件:配臵好的新型固化水修井液体系应具备流动性好,悬砂性强,现场易配,稳定时间长,提高功效的特点; 应达到的技术指标:该体系对储层岩心的渗透率恢复值应大于85%;暂堵层的承压能力大于 12砂作业时和循环时的漏失量应小于 1m3/ 应达到的安全环保条件:新型固化水修井液体系应对人体和环境无害,可自然降解还原成清水,地层暂堵能解除; 应达到的经济指标:该体系使用的综合成本相当于泡沫压井液的 50%以下(实际只有泡沫压井液的 1/4); 适应范围:最高井温 135℃ ,00m。新型固化水修井液体系的室内评价 配方的确定– 根据东河塘石炭系储层的特征,该储层是砂岩孔隙性储层,地层压力系数 00m,温度 130~140℃ 的特点,配制固化水的基液最好采用淡水,这样可以降低固化剂的加量,从而降低修井液的每方成本。同时因为井温较高,在配方中应使用适量的胶体保护剂,提高体系的抗温能力。加上为提高固化水束缚水的能力和加快配浆过程而使用的固化引发剂,就组成了东河塘石炭系砂岩固化水体系的基本配方:淡水+ 化引发剂+ 体保护剂新型固化水修井液体系的室内评价 理化性能的测定– 粘度的确定 根据室内的测定,固化剂加量在 1~ 2%之间时,体系的粘度在 25~ 110之间可调。在现场配制时,需专业人员指导操作,固化剂的加量以刚好束缚完体系中的淡水为最佳,同时在此条件下达到体系的最低粘度,以降低泵压 。– 体系的稳定性测定 室内实验的具体做法是将配制好的修井液在 130~ 140℃ 下保温存放, 10天后测定其粘度,用粘度的降低值评价其液体的稳定性,实验中测得粘度降低值 ≤ 40%,说明该体系有着较好的稳定性。现场使用中,天东 61井 120℃ 作业 23天,平湖 37℃ 作业 28天末发生漏失。新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价– 腐蚀性的测定在室内按盐酸酸化缓蚀剂的评价方法,将 一定温度下保温 24小时,根据钢片的失重评价冲砂液对油套管的腐蚀,结果如下: 新型固化水修井液体系对管材的腐蚀实验 实验温度(℃) 50 90 50 90 配浆基液种类 自来水 自来水 饱和盐水 饱和盐水 管材材质 腐蚀速率 g/h 无 新型固化水修井液体系的室内评价 应用性能的测定– 与地层水配伍性的评价固化水体系与地层水的配伍性实验报告 地层水的外观:浅黄色,油臭,咸味,不透明,少量黄色沉淀; ;密度: 1. 0481 阳 离 子 阴 离 子 化学分析 K+ 总值 2 - - 总值 毫克 / 升 25063 4821 1086 30970 48493 2180 380 51053 毫克当量 / 升 1 0 8 9 . 7 1 2 4 0 . 5 6 1 4 1 9 . 5 5 1 3 6 7 . 9 4 1 4 1 9 . 5 5 毫麾尔 / 升 1 0 8 9 . 7 1 1 2 5 4 . 6 3 1 3 6 7 . 9 4 1 3 9 6 . 8 6 毫麾尔 % 1 0 0 . 0 1 1 0 0 . 0 0 总矿化度: 82023 毫克 / 升; 麾尔 / 升; 水型 : 氯化钙水型;钾离子和钠离子亚组;不含 2 含量为零。 配伍性能良好,不沉淀,不分层,不絮凝。但影响液体粘度,可在配方中作适当调整。 新型固化水修井液体系的室内评价由于没有东河塘石炭系储层的地层水,在实验中采用了别的油田的地层水样品,进行分析表明,是 东河塘石炭系地层水是一种类型,但矿化度要低一些,但是也能反应固化水与此类地层水的配伍性。具体做法是在地层水中混入等量的固化水体系,观察混合液有无沉淀、分层和絮凝。如果没有上诉现象说明固化水体系与地层水的配伍性好,反之则配伍性不好。固化水体系和地层水混合后,没有沉淀、分层和絮凝,说明与地层水的配伍性良好。但是混合液的粘度有所下降,这是由于混合液中增加了水的缘故,同时地层水中的两价阳离子对固化剂束缚水的能力有所影响所致。新型固化水修井液体系的室内评价– 固化水体系对产层的损害评价固化水体系自然反排的岩心渗透率恢复值评价自然反排固化水体系的岩心渗透率恢复值实验结果 评价指标 评价项目 渗透率 ( 10- 3 损害率 ( % ) 累计体积 ( m l) 温 度 ( 正压差 ( M p a ) 围压 ( M p a ) 2 5 . 2 0 1 7 60 1 4 . 9 6 2 5 9 3 5 2 90 2 4 2 5 . 1 3 6 2 6 5 . 2 1 6 . 2 5 9 3 5 1 6 2 90 正向地层水 2 5 . 4 4 7 1 7 0 . 4 1 7 . 5 5 6 1 0 9 7 3 90 压井液反向 1 3 0 . 4 3 2 . 5 1 8 7 0 3 2 4 90 6 4 1 5 . 4 8 1 8 9 2 0 9 1 5 5 . 4 3 8 . 7 5 3 1 1 7 2 1 90 6 4 2 0 . 7 1 7 . 6 4 8 6 5 0 1 5 1 6 0 . 6 4 0 . 0 4 9 8 7 5 3 1 90 正向地层水 2 1 . 6 1 5 . 1 1 8 0 2 9 1 7 1 6 5 . 8 4 1 . 3 4 6 6 3 3 4 2 90 新型固化水修井液体系的室内评价固化水体系破胶后岩心的渗透率恢复值评价固化水体系破胶后的岩心渗透率恢复值实验结果 评价指标 评价项目 渗透率 ( 10- 3 损害率 ( % ) 累计体积 ( m l) 温度 ( 正压差 ( M p a ) 围压 ( M p a ) 2 5 . 3 3 7 3 60 1 4 . 9 6 2 5 9 3 5 2 90 2 4 2 4 . 8 8 6 9 6 5 . 2 1 6 . 2 5 9 3 5 1 6 2 90 正向地层水 2 5 . 0 3 4 4 8 7 0 . 4 1 7 . 5 5 6 1 0 9 7 3 90
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