文昌X油田为疏松砂岩储层,采用的是PEM钻井液体系及隐形酸完井液体系,钻完井过程中漏失量大,且从完井到投产时间间隔较长,造成了储层严重污染,产量达不到配产要求。采用常规酸液体系解堵,无法有效解除钻井液中聚丙烯酰胺物质所造成的伤害,同时对岩石骨架破坏严重,酸化后存在出砂的风险。针对上述问题研发出多效复合酸液体系,其中各组分协同作用,既能有效解除地层堵塞,又能保护储层骨架不受破坏,室内实验结果表明,石英砂溶蚀率0. 58%,N80钢片腐蚀速率1. 78 g/m2·h,钻完井液污染岩心解堵后渗透率增加倍数8. 36。该体系在X油田M井进行了首次应用,酸化后产液量由27 m3/d上升到120 m3/d,产油量达到103 m3/d,效果显著。

油田大规模注水导致注水井黏土膨胀,无法满足油藏开发过程中的配注量,直接影响到油井的产量。加入防膨性能优异的防膨剂可防止黏土水化膨胀,还可恢复长期注水造成的水化膨胀伤害。试验优选了防膨剂及其用量,考察了防膨剂的防膨性能。结果表明,阳离子季铵盐聚合物BHFP-02防膨效果优异,抗冲刷能力强,BHFP-02防膨剂质量分数3%为最佳用量。分析了防膨剂的防膨机理。通过对防膨剂防膨段塞浓度设计,并在渤海S油田现场施工中采用了三段塞浓度梯度降低处理方式,作业后对注水井黏土起长期保护作用,有效抑制黏土矿物水化膨胀,达到注水井防膨作业的目的。

在线调剖技术已在渤海油田推广应用。针对在线调剖设备及注入工艺的特点,开发在线调剖凝胶体系。通过室内实验,确定体系由乳液聚合物和酚醛树脂交联剂组成,溶液黏度极低,成胶时间2～5 d,成胶强度为(2～10)×104m Pa·s,凝胶具有较好的耐温抗盐性能,岩心模型封堵率可达98.7%。该体系在Q油田P9井应用,明显改善吸水剖面,效果明显。

针对油田储层非均质性、注入水驱波及体积小、驱替效率低、注入水利用率低等问题,选择适宜的调剖体系,对复合断块构造非均质性强、原油黏度大的储层采取分层调剖,用凝胶先后封堵高孔高渗层及高孔中渗层,使低渗透层得到很好的利用,缓解油藏层内矛盾。加注表面活性剂进行调驱治理,利用表面活性剂和稠油分子之间的相互作用将稠油聚集体解聚,降低稠油黏度,改善油水流度比,驱油效果显著提高。

依据稠油火驱现场特点,选取耐高温、无毒、易检测、具有化学惰性、稳定性好的气体示踪剂,用于辽河油田杜66块火驱现场三井组气体示踪剂试验,准确地判识了火驱试验井组火线的推进方向、注气推进速度、注采井间的连通情况,并利用气体示踪剂解释软件计算了火驱现场实际波及状况,为掌握火驱试验效果提供技术支持。

对驱油聚合物水溶液黏度的影响因素进行考察,结果表明,配制聚合物时转速控制在500 r/min;Fe2+与Fe3+对聚合物黏度影响大;聚合物通过多孔介质时,渗透率越小剪切降解越严重;p H为9时,聚合物黏度最高。为油田配注聚丙烯酰胺水溶液的参数优化提供参考和依据,对提高聚合物驱的效果和效益具有一定的指导意义。

针对雾化钻井井壁稳定时间短、适用地层出水量低等技术难题,提出构建防塌雾化液体系的方法和原则,在此基础上以非离子型和阴离子型表面活性剂为雾化剂,通过研究关键处理剂,确定了防塌雾化液体系配方。该防塌雾化液对天然砂岩岩心的一次回收率达98.8%,48 h相对回收率达95.4%;被清水稀释10倍后,16 h相对回收率保持在91.2%。这说明,雾化基液中防塌剂在井壁上吸附能力强,在地层出水量大、环空气/液流体中防塌剂含量大幅降低的情况下仍保持井壁稳定。该体系于川东北地区进行了现场应用,井壁稳定时间由3～5 d提高至11 d,循环利用率达92%,最大出水量达55 m3/h,没有出现钻具泥包等现象。

针对新疆二叠系地层微孔、微裂缝发育,钻井过程中渗漏严重,现场常用防漏材料粒径级配不合理,高温稳定性差,防漏效果不理想的问题,研制了随钻防漏剂VMD。VMD采用刚性粒子架桥、柔性材料变形、纤维材料拉筋等协同复配,同时优化材料粒径级配。随钻防漏剂性能评价结果表明:防漏剂VMD显著降低渗透,与钻井液配伍性好;在新疆YJ3-6H井二叠系地层现场应用效果良好,钻井液日消耗量由30～40 m3降到10 m3以下。

针对稠油吞吐开发后期,稠油井套管的损坏。在更换套管作业中,遇泥岩层会出现套铣造浆快的现象,修井液的黏度和剪切力上升;钙侵严重需调配或更换修井液,增加了施工难度。通过室内实验筛选出取换套防钙侵修井液配方,研发的修井液抑制包被能力、抗钙侵能力、降滤失和抗污染能力都有提高,解决井壁失稳、阻卡、修井液钙侵等问题,降低复杂情况及事故发生率,从技术上保障了稠油区块取换套的施工。

针对文23区块地质构造复杂,钻井液技术难度大的特点,本井三开采用微泡钻井液体系。在文23储7-5井的现场应用表明,微泡钻井液能在2 835～3 105 m实现近平衡条件下安全钻进,该钻井液具有成本低、密度低、机械钻速高、能有效地防止漏失、保护气层、承压能力强等特点,钻完井过程未出现井下复杂情况。

为保证区块整体调剖能最大限度提高原油采收率,设计三维非均质物理模型,考察整体调剖方案设计时单井调剖剂用量、井组间调剖剂用量分配、调剖顺序等对调剖效果的影响。结果表明,单井调剖剂用量增加,采收率增加明显;井组间调剖剂用量分配对调剖效果具有一定的影响,建议采取均衡调剖的原则;相邻注水井组调剖时,含水率较低或水窜不明显的井组优先调剖,最终采收率较高;3种因素对提高采收率影响的大小顺序为:调剖剂用量>调剖剂用量分配>调剖顺序。

针对长庆分支水平井大斜度井段、长水平段,润滑防卡问题,研制了一种新型固体润滑剂,室内评价表明,固体润滑剂加量达3.0%时,体系润滑系数降低率达80.3%,且具有较好的抗温性,不影响泥浆性能,不发泡,不伤害储层。在长北气田进行了1口双分支水平井的现场试验,扭矩均控制40 k N·m以内,两长水平段整个施工安全顺利,无一次遇阻、遇卡现象,泥浆润滑性好,起下钻畅通无阻,每次下钻一次到底,表现出良好的润滑效果。

为保证区块整体调剖能最大限度提高原油采收率,设计三维非均质物理模型,考察整体调剖方案设计时单井调剖剂用量、井组间调剖剂用量分配、调剖顺序等对调剖效果的影响。结果表明,单井调剖剂用量增加,采收率增加明显;井组间调剖剂用量分配对调剖效果具有一定的影响,建议采取均衡调剖的原则;相邻注水井组调剖时,含水率较低或水窜不明显的井组优先调剖,最终采收率较高;3种因素对提高采收率影响的大小顺序为:调剖剂用量>调剖剂用量分配>调剖顺序。

针对疏松砂岩稠油油藏分枝井的特性开发了高分子胶束钻井液体系。通过对高分子聚合物胶液和高分子胶束钻井液体系泥饼的热降解、生物酶降解,以及酸性化学破胶系统评价研究,优选出适合疏松砂岩稠油油藏分枝井眼泥饼破胶清除技术。结果表明,该破胶技术可使井壁泥饼和筛网泥饼破胶率均大于96%,岩心的渗透率恢复值达90%以上,并在渤海油田、冀东油田试应用成功。

介绍了稠油开采技术,包括热采方式和冷采方式。热采方式有蒸汽吞吐、多元热流体吞吐、蒸汽驱油、蒸汽辅助重力卸油、火烧油层、THAI、微波加热采油;冷采方式有适度出砂冷采、化学驱、CO2采油、微生物采油。对各种稠油开采技术的原理、特点及适用情况进行了综合分析,并对稠油开采技术的研究方向提出了建议。

烷基糖苷(APG)具有优良的抑制性、润滑性和环保性能,以不同烷基糖苷和改性产品为主剂的钻井液得以迅速发展。目前规模应用仅有甲基葡萄糖苷钻井液,但加量偏大,抑制和抗温性有待提高;乙基糖苷和丙基糖苷钻井液尚处于室内研究阶段。对糖苷分子结构中的醇羟基、甲氧基、糖环等改性,抑制性和抗温性能得以提升,较为成功的有醇羟基改性产品:阳离子烷基糖苷和聚醚胺基烷基糖苷,在钻井液中实现了低加量、强抑制的目标,在页岩等强水敏地层应用较多。将APG引入无机盐类钻井液,流变性和滤失量等得以改善,对泥岩、页岩和火山岩等水敏地层的稳定性增强。结合对烷基糖苷钻井液研究和现场应用综述,对今后烷基糖苷钻井液的研究工作提出了建议。

在渤中25-1油田油藏下(温度135℃、矿化度6 556 mg/L),利用石英砂填制不同渗透率级差的填砂模型,考察渗透率级差对渤海非均质储层空气泡沫驱油效果影响。实验结果表明,随着渗透率极差增加,高低渗层填砂模型采收率呈先增加后下降的趋势。渗透率级差从2.6增至8.7时,采收率增加3.00%,空气泡沫体系对高低渗层具有较强的封堵调剖作用。渗透率级差为10.5时,高渗层采收率提高10.98%,低渗层采收率提高10.02%,综合采收率提高10.50%,说明储层非均质性矛盾突出,泡沫体系对高渗透层不能达到完全封堵。

针对苏里格气田老井侧钻水平井存在的井壁失稳、滑动钻进托压等技术难题,优选了适合小井眼钻井的钻井液体系抑制剂、润滑剂及封堵剂,形成了一种强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液。结果表明,该钻井液体系防塌抑制性强,页岩一次回收率达92.4%,二次回收率达84.8%;具有良好的润滑性,滑块摩阻系数控制在0.052 4,有效降低摩阻和扭矩;对盒8产层的岩心伤害率低于15%,属于低伤害,利于储层保护。该钻井液技术已在苏XX井进行了现场应用,试验结果表明,井下安全井壁稳定,无缩径无掉块,起下钻畅通,井眼始终处于良好净化状态,后期储层改造后,增产效果明显,满足了苏里格气田老井侧钻的要求。

双河油田三元复合驱采出液稳定性强,破乳困难。利用灰色关联分析考察了影响含油量的因素,影响顺序为:体系pH>Zeta电位>表面活性剂含量>聚丙烯酰胺含量。以灰色关联分析结果为依据,筛选和评价不同破乳体系对破乳除油效果的影响。结果表明,阳离子型季铵盐反相破乳剂/MgCl2复配体系,对双河油田三元复合驱采出液具有良好的除油效果,破乳3 h,除油率达92.5%。

以环氧氯丙烷与二甲胺为原料合成了抑制剂,考察了反应物配比、反应时间、反应温度对膨润土膨胀率的影响。根据单因素实验得到反应条件为:反应物物质的量比1∶1,反应时间8 h,反应温度80℃。3%二甲胺-环氧氯丙烷产物16 h的线性膨胀率为27.48%,岩屑回收率为86.81%。粒度分布实验结果表明,二甲胺-环氧氯丙烷产物的抑制性明显优于防膨剂FP-1及KCl。现场应用结果表明,将低分子胺类抑制剂应用于渤海油田转注预处理工艺,可有效提高转注后的吸水能力,延长注水井的周期,起到良好的增注效果。