塔河油田水平井修井技术研究与应用.ppt

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暂堵材料的耐高温性能 序号 型号 外观 耐高温性能描述 1 UF-1 浅黄色块状固体 120℃变软成粘稠状液体 2 UF-2 浅黄色块状固体 150℃下无任何变化 3 NT-110 黑色颗粒状固体 100℃下粘结在一起 4 NT-120 黑色颗粒状固体 100℃下粘结在一起 5 NT-150 黑色颗粒状固体 120℃下粘结在一起 6 MT-6 黑色粉末 100℃下变成半固体 7 MT-8 黄色粉末状 120℃下变成液体 8 TB-1 黄色粉末状固体 140℃下开始变软 9 HP-10 棕色块状固体 150℃下无任何变化 塔河油田水平井修井技术研究与应用 – 抗高温高盐屏蔽暂堵剂研究 暂堵材料的溶解性能 型号 溶解率(90℃) 溶解率(120℃) 水 煤油 原油 水 煤油 原油 UF-2 不溶 45.6 36.2 不溶 47.2 36.8 HP-10 不溶 100 98.9 不溶 100 99.7 TB-1 不溶 98.7 96.7 不溶 99.2 98.9 塔河油田水平井修井技术研究与应用 – 抗高温高盐屏蔽暂堵剂研究 HP-10屏蔽暂堵剂暂堵及解堵效果试验结果 岩心号 KO1 10-3μm2 KW1 10-3μm2 KW2 10-3μm2 KO2 10-3μm2 D % H % 1 865.01 892.85 34.55 806.88 96.13 93.28 2 827.92 841.08 10.34 783.13 97.82 94.59 由上述试验结果看出,HP-10屏蔽暂堵剂对岩心的暂堵率大于96%,解堵率在93%以上,证明暂堵和解堵效果均较好 。 塔河油田水平井修井技术研究与应用 – 抗高温高盐屏蔽暂堵剂研究 压差对暂堵及解堵效果的影响 压差 MPa 暂堵前岩心渗透率 10-3μm2 暂堵后岩心渗透率 10-3μm2 解堵后岩心渗透率 10-3μm2 暂堵率 % 恢复率 % 0.1 376.91 65.51 369.60 82.62 98.06 0.2 324.63 22.66 316.16 93.02 97.39 0.3 367.09 11.97 350.46 96.74 95.47 0.4 327.92 3.54 311.06 98.92 94.86 0.6 362.73 3.55 341.26 99.02 94.08 0.8 382.08 3.44 358.51 99.10 93.83 1.0 347.82 3.03 325.59 99.13 93.61 2.0 359.26 0 335.26 100 93.32 塔河油田水平井修井技术研究与应用 –抗高温高盐屏蔽暂堵剂研究   随着压差的增加,暂堵后岩心的渗透率迅速降低。试验压差大于0.6MPa后,岩心的暂堵率超过99%。而岩心的解堵率随着压差的增加,略有降低,最后趋于稳定,但都在93%以上。室内试验最高压差做到10MPa,暂堵率一直稳定在100%,现场应用最高压差到12MPa,应用效果良好。   对于塔河油田砂岩储层使用屏蔽暂堵剂加优选出的修井液配方基本可以满足水平井修井要求。依据筛选出的三种配方,在模拟实际地层条件下,室内进行了优选修井液与塔河油田砂岩岩心的动态配伍性实验。即通过岩心流动试验,评价修井液综合性能,以达到现场要求的各项指标。 砂岩储层岩心与修井液的动态配伍性实验结果 修井液配方 岩心号 初始渗透率 10-3μm2 伤害后渗透率 10-3μm2 渗透率伤害率 % 0.5%Z-1+1%FP-4+100mg/L FF-2 T3h-2 8.30 7.69 7.3 0.5%Z-5+1%FP-2+100mg/L FF-2 T2a-2 26.16 24.58 6.0 0.5%Z-5+1%FP-4+100mg/L FF-2 T3h-3 6.46 5.87 9.1 塔河油田水平井修井技术研究与应用 – 砂岩储层修井液体系研究 修井液性能参考指标 塔河油田水平井修井技术研究与应用 – 砂岩储层修井液体系研究 项目 参考指标 悬浮固体含量,mg/L ≤8 悬浮固体颗粒直径中值,μm ≤5 含油量,mg/L ≤20 表面张力,mN/m ≤40 防膨率,% ≥60 由于塔河油田砂岩储层属于低渗透油藏,发生出砂的几率较低,一般情况下,使用屏蔽暂堵剂加优选出的污水基修井液配方即可满足修井要求。对于部分出砂井,因污水基修井液本身密度高并含优选的添加剂,修井液粘度比一般清水要高,携砂比可达7%左右,由于该砂岩储层不存在速敏,因此,在洗井过程中,适当增加修井液的上返速度,使其大于砾石的沉降速度,则完全可以满足携砂、冲砂要求。 添加剂名称 单价,万元/t 用量 备注 防乳助排剂Z-1 1.35 0.5% 防乳助排剂Z-5 1.42 0.5% 防膨剂

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