GCP-2型低伤害气井压井液的评价
CO_2泡沫压裂在煤层气井中的适应性
56 表4
钻 原油加量对泡沫性能的影响 ( 加油 后起泡) 0 505 58 2 500 58 6 480 59 10 490 61
井
液
与
完
井
液
2005 年 1 月
阴离子型表面活性剂起泡剂 PA S 12, 该起泡剂起泡
20 490 61
原油加量 / % 起泡体积 / mL 半衰期 / m in
能力优于常用的 SDS 和 ABS 起泡剂 , 70
。中国没有此种产品, 因此 , 开发研
[ 6]
制出了 AC 8 酸性交联剂 , 其交联冻胶性能良好 , 见图 1 和图 2。 由 CO 2 泡沫压裂液性能测试结果可知 , 该压裂 液具有较好的流变性能 , 能够满足压裂改造中造缝 及携砂的要求。对温度较低的煤储层 , 就 CO 2 泡沫 压 裂液的流变性能完全可以满足施工的要求 , 但要
1 2 1 压裂液研究 CO2 泡沫压裂液与常规水基压裂液最大的差异 是交联环境的不同。常规水基压裂液是在碱性环境 下交联 , 酸性环境下破胶; 而 CO 2 泡沫压裂液则要求 在酸性环境下交联。国外使用 CO 2 泡沫压裂液时, 稠化剂为羧甲基羟丙基瓜胶, 它在酸性条件下能形 成良好的冻胶
[ 5]
1
1 1
[ 3、 4]
煤储层中 CO 2 泡沫压裂的适应性
CO 2 的物性 CO 2 在不 同的 条 件下 以 气 态、 液 态和 固 态 存
在 。从二氧化碳相 态分布曲线可 以看出, 在 三 相点( - 56. 6 、 0. 531 M Pa) CO2 以气态、 液态和固 态同时存在 ; CO 2 的临界温度为 31. 04 , 在此温度 以上 CO 2 无论在何压力下 , 均以气态方式存在。因 此, CO 2 必须在高压低温 ( 一般为 2 MP a、 - 18 ) 下储存运输 , 其设备必须为特制的可加压的特殊装 置; 同时更重要的是在压裂过程中 , 为使液态 CO2 变
低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用
文章编号：1001-5620（2005）03-0034-04低压低渗气藏低伤害压裂液研究与应用李志刚1，2乌效鸣1 李子丰3 郝蜀民2 丛连铸4 付胜利5（1.中国地质大学（武汉）；2.中国石化新星公司；3.燕山大学；4.石油勘探开发科学研究院分院；5.石油大学）摘要 对于低压低渗气藏，能否减少外来液体侵入储层、加快压裂液返排、提高返排率，将直接影响压后的单井产量。
针对鄂北塔巴庙地区上古生界气藏特征，对N 2增能水基压裂液进行了大量的室内研究，以尽可能降低由于压裂液侵入储气层而造成的伤害。
现场实施表明，优质低伤害N 2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强，流变性能、携砂能力好，低滤失，破胶快，低伤害等特点；该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储层的物性条件，提高了压后压裂液返排率，取得显著单井增产效果，从压裂液的返排看，各井均提高了自喷量，缩短了排液周期，且返排的压裂液破胶液粘度小于3mPa ・s ，压裂液平均返排率由原来的60%提高到83%以上，达到了少进液、快返排、低伤害的设计要求。
关键词 水基压裂液 防止地层损害 增产措施 低压致密气藏中图分类号：TE357.12文献标识码：A鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的天然气资源，是“西气东输”工程的重要供气区。
鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏储层主要分布在石炭系的太原组和二叠系的山西组、下石盒子组以及上石盒子组，是一套以三角洲平原相的水上分流河道砂体和三角洲前缘相的水下分流河道砂体为主的沉积，属典型的低压致密气藏［1～2］，气井自然产能低或基本无自然产能，必须采取压裂措施才能实现投产。
在以往的压裂改造中，采用的压裂液体系与常规砂岩储层压裂采用的压裂液体系并无区别，压裂液与该区储层的配伍性、压裂液的破胶性能、助排性能、残渣含量等均不能达到要求的指标，压裂改造效果不理想［3］。
实践和研究表明，在实施压裂增产的过程中，应尽量减少压裂液对储层造成的伤害。
选择合适的压裂液体系，减少压裂液对储层的伤害是提高低压低渗气藏单井产量的关键技术之一。
低伤害压裂液室内评价及其应用
收 稿 日期 ： （ Ｏ一０ —２ ； ２） ｌ ４ ０ 审稿 人 ： 广 胜 ； 辑 ： 开澄 曹 编 关
基 金项 目 ： 龙 江 省 自然 科 学 基 金 项 目（ ２ ０ ０ ） 黑 Ｅ ０ ９２ 作 者简 介 ： 远 亮 （ ９ ３ ） 男 ， 程 师 ， 刘 １７一 ， 工 主要 从 事 油 气 田开 发 工 程 管 理 方 面 的研 究
选层 和现 场试验 ．
１ 储 层 微 观 孔 喉 特 征
１ １ 岩 性 ．
大情 字井 油 田储 层岩 性 以粉砂 岩为 主 ， 有少 量细 砂岩 ． 含 颗粒 分选 中等 ， 次棱 角状． 岩 的矿物 成分 主 砂 要 有石英 、 石 、 屑． 中石 英 质量 分 数 为 ３ ～４ ， 石质 量 分 数 为 ３ ～４ ， 屑 质量 分 数 为 长 岩 其 ０ ２ 长 ２ ５ 岩 ２ ～３ ， 为 岩屑质 长石 砂岩． ０ ４ 并 储层胶 结 物 以灰 质 和泥 质 为主 ， 少量 硅 质． 质 以方 解石 为 主 ， 含 灰 其质 量 分数 为 ２ ～１ ， ５ 最高 可达 ３ ． ５ 泥质 质量 分 数 为 ５ ～ ２ ． 质 主要 以石英 次 生 加 大边 和 粒 间 自 Ｏ 硅
高 ， 一 段 的 Ⅱ、 青 Ⅲ砂 组 黏 土 总 量 达 ４ ， 二 段 的 Ⅱ 、 砂 组 黏 土 总 量 达 ５ ～ ６ ， 三 段 的 Ⅺ砂 组 黏 土 青 Ⅳ ％ 青
质 量分数 高达 ７ ， 四段 的 Ⅱ、 泉 Ⅲ砂 组 黏 土 总 量 达 ６ ～ ８ ． 感 性 分 析 主 要 包 括 无 速 敏 性 、 敏 中等 偏 弱 水
刘 远 亮
（吉 林 油 田分 公 司 开 发 部 ， 吉林 松 原 １ ８０ ３ ０ ０）
松南气井压井液伤害室内实验评价
液 需 要 一定 的 密 度 ， 常 用 固相 颗 粒 来 调 节 压 井液 通 的密度 ， 因此 压井液 中含有 一定 数 量 的固相 颗粒 。 井 眼周 围的孔 隙 很 容 易被 这 些 外 来 颗粒 堵 塞 ， 如果 流
体 中的固相颗粒 的尺寸分布与气层岩石孔隙尺寸分
维普资讯
２０ 年第 ９ ０８ 期
内蒙 古 石 油 化 工
３ ５
松南 气井压井液 伤害 室 内实验评价
王 高旺 ， 靖 伟
（ 国石油集 团测 井有限公司 青海 事业 部） 中
摘 要： 气井作 业必 须采 用压 井液 压井 以保证 施 工安全 。而压 井过 程 中压 井液 会 对 气层 造 成伤 害 。 本文 结 合松 南 气藏 地质 概 况 与 气井 压 芫过 程 中 导致 气层伤 害 的原 因 ， 对ＱＹ压 井 液 与８ １压 井液 对 地层 ５ 的 室 内伤 害进 行 评价 ， 实验 结 果表 明 ： 压 井 液 与 ８１压 井 液相 比具 有 防 膨性 能好 、 失低 、 高温 等 ＱＹ ５ 滤 抗 优 点 。ＱＹ 压 井 液适 用 于该 气藏 的 气井压 井 作 业 。 关键 词 ： 气井 ； 压井 液 ； 害 ； 价 伤 评
２ ３ 气井 压井 过 程 中导致 气层 伤 害 的原 因分析 ． ２ ３ １ 压井 过 程 中 由于 压井 液 液 柱 产 生 的压 力 大 ．． 于 气层 静止 压力 ， 致 压井 液侵 入地 层 。 导 如果 侵入 气 层 的 压井 液滤 液 与 气 层 矿 物 不 配 伍 ， 么岩 石 孔 隙 那 中的任何膨胀性粘土如蒙脱石、 伊蒙混层都会发生 膨胀 、 分散 、 运移 ； 非膨胀性粘土如高岭石、 伊利石也 能分散， 易随流体而运移 ， 并 从而堵 塞孔喉 ， 造成气 层 伤害 。 ２ ３２ 在压井过程中为确保作业施工的安全 ， ．． 压井
GCP-2型低伤害气井压井液的评价
如 表 ２所 示
表 ２ 压 井液 防 膨性 能 比较
渗透率 ， 计算 渗透率伤 害率 。
６ 腐蚀 速率测 定 根据 Ｓ 厂 ０ ６ １９ （ ） Ｙ ｒ０ ２ ～ ９ ９ 水腐 蚀 （
性 测 试 方 法 》 采 用 常 压 静 态 挂 片 失 重 法 ， 察 压 井 液 ， 考
小 很 多 ， 以认 为 对 油 、 管 基 本 无 腐 蚀 。 可 套
井 液对储 层 的伤害 。对 ｌ、 ３ 的 Ａ Ｉ 水量 和高 温 ２ 、 Ｐ失
高压 失 水量 进 行 测定 ，结果 表 明 ： Ｐ 失 水 量小 于 ２ ＡＩ
ｍ 高温高 压失水 量小 于 ５ｍ ， 低 于标准 要求 的 １ Ｌ． Ｌ远 ６
和 ４ Ｌ 蜕明 Ｇ Ｐ ２型气井 压井液具 有 良好 的降滤 ０ｍ Ｃ一
入 压 井 液 ５ Ｖ． 后 Ｊ 标 准 盐 水 驱 替 ５ Ｖ， 定 最 终 最 Ｐ Ｅ ｝ Ｊ ０ Ｐ 测
压 井 液 防膨 效 果 差 ．常常 导 致 储 层黏 土矿 物膨 胀． 堵塞孑 喉 ， Ｌ 最终 伤害油 气层 。压井 液防膨 性能 的好 坏 决定 了侵 入地层 的压井液 与黏土 产生水化 膨胀 的强 弱程度 。 比较 了 ６ Ｃ 溶液 、 ％Ｋ １ 油井常规压 井液 和 Ｇ Ｐ Ｃ一
型气 井 压井液 具有 良好 的 渗透率 恢 复性 能 ， 以有效 可 保护储层 ． ．
１ ． 腐 蚀 性 ．５ ２
黏度 墟 为 １～ ０ Ｐ ・， ０ １０ｍ ａＳ 初静 切 力为 ０ ～ ． Ｐ ， 静 ． ５５ ａ 终 ５
切 力 为 １ ～ ． Ｐ 。实 验 巾将 密 度 为 ｌ ，－，．ｇ ｃ ． ６５ ａ ０ － ｌ １ ・ｍ ２ ４ ６
低压油气井修井液类型概况
是完全饱和, 就是合金干钻都很难提起岩芯或是岩芯采 取率低 我们单位的钻探 技术人员经过几次的尝试把 钻头改进成类似旋挖钻机 的钻头 经过几孔的试验 以 在基岩里面采 及经验的总结 , 最终达到了预期 的效果
用的是金刚石单管钻进和金刚石双管钻进 :在破碎的地 层和风化程度的地层 比较高的采用小压力金刚石双管 钻进时, 以保证采取率 在 比较完整的地层 , 采用金 刚
的标杆, 用来放测方位角
位
石单管钻进 , 在保证采取率的前提下提高钻探速度 钻 进时采用清水钻进 (在基岩里面每隔 sm 要做一次压水
试验, 所以采用清水钻进), 同时钻探时记录下每回次孔 内的反水情况(以百分率 的形式), 这样为室内资料整理 提供第一手的资料 , 辅助设计 意以下事项 : 在水上斜孔钻进时要注
发现新层位 , 扩大勘探成果的重要手段 老区块经多年 开采, 油层物性和温度压力系统都发生 了很 大变化 , 在 一个层位可能遇到多个压力层系, 高压低压紊乱的层系 给修井作用造成很大困难 国内从 2 世纪 8 年代 开 0 0 始开展低密度修井液的研究和产品开发 , 辽河 ! 新疆 ! 大 港! 长庆等油田利用泡沫 流体进行泡沫 冲砂洗井作业 , 成功率高 2000 年 以来, 西南 油气 田公 司在部分气 田 在低 试验应用低密度修井液, 试验效果不是十分理想 试验工作
西部探矿工程
2010 年第 3 期
凝胶型修并液 为了保护储层 , 一些油田用低损害凝胶修井液体系
井液和暂堵剂 的发展
为了防止修井液的大量漏失 , 在
2.5
修井液中加人与储层孔喉配伍 的刚性暂堵材料就形成
了固相暂堵型修井液体系 该体系的优点是一旦暂堵 层形成后 , 就会在很大程度上防止修井液在低压地层 的 漏失 , 而且暂堵层能承受较高 的正压差, 这种体 系的施
新型低伤害无固相压井液的研究与应用
（ ）降滤失 剂 。 用 ＨＥ １ 选 Ｃ或 Ｆ Ｊ Ｔ 为降 滤失 Ｋ —Ｉ作 剂 ，Ｅ Ｈ Ｃ是 一种 非 离 子 型 水 溶 性 聚 合 物 ， 有 较 好 的 具 溶解 性 和 粘 度 特 性 ； Ｋ Ｆ Ｊ— Ｉ降 滤 失 剂 价 格 低 廉 ， Ｔ 抗 温、 抗盐性 好 ， 与无 固相压井 液具 有很好 的配伍性 。 （ ）粘 土稳 定 剂 。Ｔ ２ Ｄ一１ 聚季 胺 类粘 土稳定 ５属 剂， 该产 品在低 浓度 时 可有 效 防 止 因地 层 水 敏性 矿 物
一
种 具有 良好推 广价 值 的低 伤 害优 质压 井液 。
关键词 无 固相 压 井液 低伤 害 压 井液助 剂 性 能评 价
在油水 井采 注过 程 中 ， 然 要 进行 各 项 维 修 及增 必
产 增注 作业 ， 同的作 业措 施 ， 不 又需 要采用 相应 的压 井
１２ 助 ．
剂
伍性 能 良好 ， 作为新 型无 固相 压井液 的粘 土稳定剂 ， 可 根据 地层情 况 ， 浓度使 用范 围为 ０ ２ ％ 一 ． ％ 。 ．５ ０５ （ ）表面 活 性 剂 。选 择 Ｃ 一 ３ Ｙ ４作 为无 固相 压 井 液体 系 的活性 添加剂 。 １ ３ 压井液 配方 及密 度分布 ． 结合 目前 中原油 田压井 损 害的 固有 特征及 修井作
３％ Ｚ Ⅱ ０ Ｃ力 重剂 ＋０ １ Ｃ ． ％ Ｙ一４＋ ． ％ Ｔ ０５ Ｄ一１ ３ ５＋ ％
Ｆ ＫＪ— Ｉ Ｔ。
（ ） 高 密 度 配 方 （ ． ０—２ ０ ｇ ｅ ） 基 液 ＋ ３ １６ ． ／ ｍ。 ：
Ｃ Ｃ２Ｃ Ｂ２ ａ １ ａ ｒ ＋有机 酸盐 ＋Ｚ ／ Ｃ加 重 剂 ＋ ． ５ Ｌ ３ ０ ０ ％ Ｇ一
气井气液两相管流压降计算模型评价与优选
Evaluation and optimization of pressure drop calculation models for gas-liquid two-phase pipe flow in gas well
气液两相管流在采气工程中占有十分重要的地 位， 准确计算气液两相管流压力分布， 是正确选择完井 管柱、 优化气井生产参数、 判断井筒积液、 计算携液产 量以及进行气井生产动态分析的基础[ 1 ] 。经过国内外 科研工作者多年的研究，已形成了多种多相管流压降 计算模型。但 是 ， 不同模型的研究基础不同， 计算结果 差别大[ 2 ] ， 因此， 有必要根据实际气井的生产状况和流 体流动特性，对气液两相管流压降模型进行评价与优 选， 确定其适用范围及精度， 以提高含水气井井筒流体 压降分布预测的准确性。
CHEN Dechun1 , XU Yuexin1, MENG Hongxia1, PENG Guoqiang1, ZHOU Zhifeng2 (l.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China; 2.No.5 Oil Production Plant, Zhongyuan Oilfield Company, SINOPEC, Puyang 457001, China)
摘要目前工程上常用的气液两相管流压降计算模型建立的基础不同， 其适用条件均具有一定的局限性。 特别是含水气 井， 不同气水比时， 气井井底流压计算结果差异大， 影响气井生产动态分析和优化的准确性
高压气井两级节流试验效果分析
试验研究/TestingResearch长庆气田苏里格南区地处鄂尔多斯盆地陕北及内蒙古自治区鄂尔多斯市境内，冬季环境温度较低，昼夜温差大。
因部分气井压力高，导致形成水合物温度高。
当管线运行温度低于水合物形成温度时，逐渐形成水合物，造成管线堵塞甚至冻堵。
国内外在水合物防治方面做过大量研究与试验，一般通过气井加注水合物抑制剂或者井口节流加热等方式来抑制水合物的形成。
但部分高压集气模式气井，由于产水量大、采气管线过长、所处地势起伏大，故在冬季运行期间频繁冻堵。
采用水合物抑制剂等方法，成本高，所耗人力物力大，且无法确保气井连续正常生产。
通过计算节流后水合物生成的温度在小于实际温度时，得出控制节流后的最小压力，从而通过调节井口针阀控制压力，保证管线温度在水合物形成温度之上，进而确保气井稳定连续生产。
1高压气井生产运行现状1.1集气模式采用单根管线进站，站内加热、节流、分离、外输[1-3]，高压集气工艺流程如图1所示。
1.2存在问题目前苏里格气田南区高压下古气井整体运行平稳，但部分气井在生产运行上存在一些问题：产水量大，单井管线长，造成管线易积液；单井管线所处地势起伏大，造成管线低洼处易积液；投产时，气体杂质较多，部分滞留在管线内，造成管线摩阻增加，导致气井运行不正常。
综合分析：井口压力高，产水量大，单井管线长；同时所处的地势起伏较大，造成管线温度降较大，使得管线输气过程中易形成水合物[4-10]，影响气井正常生产。
图1高压集气工艺流程2两级节流技术2.1应用思路根据苏里格气田南区高压气井现状分析，现有工艺能改变的就是管线运行压力，通过控制井口节流针阀开度来合理降低管线运行压力。
高压模式系统压力为5.0MPa，井口压力最低可控在系统压力之内，以保持气井能根据配产稳定生产，并使得压力降与温度降处在最优的平衡点，从而形成井口、站内的“两级节流”。
高压气井两级节流试验效果分析*孙靖虎1唐宏1李朝曾1葛晓波2赵红宁1钟华国1（1.长庆油田分公司第六采气厂；2.中国石油运输有限公司长庆运输公司）摘要：为了解决苏里格南区下古气井冬季运行期间频繁冻堵的问题，考虑在现有运行模式下通过调节井口针阀与站内针阀、两级控制压力，寻找压力与温度的最优参数点。
保护低渗凝析气藏储层的低损害修井液
保护低渗凝析气藏储层的低损害修井液李红梅;鄢捷年;舒勇;耿娇娇;何仲【期刊名称】《钻井液与完井液》【年(卷),期】2010(027)006【摘要】保护低渗储层修井液的关键技术在于能有效预防或减轻因漏失对储层造成的液锁损害.对吐哈油田丘东地区低渗凝析气田前期使用的修井液进行吸水性实验及岩心污染实验评价,发现实验后岩心的含水饱和度迅速增加,且经其污染后岩心的渗透率恢复值仅为56.5%,表明液体侵入造成储层中等程度损害.针对以上问题,结合该地区气藏低孔、低渗、喉道细小、易产生液锁损害的特点,从助排、防液锁等方面考虑,优选出了效果优良的表面活性剂、增黏剂、降滤失剂等处理剂,并进行配伍性评价,研发出了低损害无固相修井液,其岩心渗透率恢复值高达85.3%,API滤失量小于8 mL.在QD3井的现场应用中,低损害修井液有效地解决了该地层修井液漏失、液锁严重等问题,很大程度地提高了修井效率,增强了修井过程中的储层保护效果.【总页数】4页(P12-15)【作者】李红梅;鄢捷年;舒勇;耿娇娇;何仲【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京;中国石油勘探开发研究院采油所,北京;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京;中石化西北油田分公司工程院,乌鲁木齐【正文语种】中文【中图分类】TE258【相关文献】1.低渗凝析气藏防液锁成膜两性离子聚磺钻井液 [J], 舒勇;鄢捷年2.低渗致密砂岩凝析气藏液锁损害机理及防治——以吐哈油田丘东气藏为例 [J], 舒勇;鄢捷年;熊春明;张建军;李志勇;蒋玉双3.XJPS无固相弱凝胶修井液的研究及其在低渗裂缝发育储层的应用 [J], 舒勇;熊春明;张建军;师俊峰;罗娜4.低孔低渗高压砂岩储层损害机理及保护技术研究 [J], 舒勇;鄢捷年;李志勇;赵胜英5.低渗致密砂岩气田储层损害评价及保护措施 [J], 靳秀菊;姚合法;刘振兴;刘红磊;王淑玉因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
修井作业中保护储层的低伤害压井液
修井作业中保护储层的低伤害压井液
荣立峰;陈亮;贾育红;南鑫;程召江;陈雪莲
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2015(000)006
【摘要】为减少新疆莫北气田在修井作业过程中常规压井液对储层的损害,因此通过敏感性评价、抑制剂优选、降滤失剂优选等室内实验研制出了适合修井作业的低伤害压井液配方.该低伤害压井液具有无固相、低滤失、抑制性强及高矿化度等特性,并在新疆莫北气田莫003井、莫2104井的修井作业中得到了成功应用,具有优良的储层保护效果,值得进一步推广应用.
【总页数】3页(P135-137)
【作者】荣立峰;陈亮;贾育红;南鑫;程召江;陈雪莲
【作者单位】中石油西部钻探试油公司特殊作业分公司;中石油西部钻探钻井工程技术研究院,新疆克拉玛依834000;中石油西部钻探钻井工程技术研究院,新疆克拉玛依834000;中石油西部钻探工程有限公司,新疆乌鲁木齐830011;中石油西部钻探钻井工程技术研究院,新疆克拉玛依834000;中石油西部钻探钻井工程技术研究院,新疆克拉玛依834000
【正文语种】中文
【中图分类】TE358
【相关文献】
1.浅析修井作业中的储层保护 [J], 段志新
2.储层保护技术在低压井修井作业中的应用 [J], 刘广东;李小林;周隆斌;唐玉响;邹远北;杨俊岩;郝建军
3.低伤害暂堵压井液体系在储气库老井修井中的应用分析 [J], 卢宏伟;唐瑜;张宏;薛伟;张丽佳
4.大庆徐深气田保护储层压井液体系研究 [J], 孙妍;王诗征;孙玉学
5.保护储层的新型中密度压井液配方室内研究 [J], 刘畅; 黄志宇; 全红平; 杨文因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
GCP_2型低伤害气井压井液的评价
6）腐蚀速率测定。 根据 SY/T 0026—1999《水腐蚀 性测试方法》，采用常压静态挂片失重法，考察压井液 对金属的腐蚀性能。 钢片钢级 P110，实验温度 80 ℃， 放置时间 168 h。 腐蚀速率计算公式如下：
v=8.76×104× m Stρ
式中：υ 为腐蚀速率，mm·a-1；m 为样品失重，g；S为样品 暴露面积，cm2；t为实验时间，h；ρ为样品相对密度。 1.2 性能评价 1.2.1 表观黏度和静切力
2.Shixi Field Operation District, Xinjiang Oilfield Company, CNPC, Karamay 834000, China) Abstract: Aimed at the potential damage factors of killing fluid for fractured volcanic reservoirs, such as the solid phase plug and the filtrate invasion, GCP-2 type gas well killing fluid is studied and developed. This killing fluid system is non-solid phase and the density range is 1.0-2.3g/cm3 with low fluid loss, low viscosity, low damage and good fluid stability, which are better than that of common killing fluids and 6%KCl solution. GCP-2 type gas well killing fluid has almost no corrosivity to metal. The volume density of this killing fluid system is stable when being placed in environment of room temperature and 120℃ for fourteen days, the variance ratio of viscosity is below 30% and the variance ratio of fluid loss is very small. In the process of workover and casing patch for DX17 high pressure gas well in Karamy Gas Field of Xinjiang Oilfield, GCP -2 type gas well killing fluid system is chosen as workover fluid and its density is chosen to be 1.50g/cm3. In the case of gas zone open, two perforated intervals are casing patched with GCP-2 type gas well killing fluid. During the well workover for fifteen days, GCP-2 type gas well killing fluid is stable and uniform with a good application effect. Key words: low damage, gas well, reservoir protection, killing fluid.
井下试油（气）作业井控风险评估及削减措施
井下试油（气）作业井控风险评估及削减措施试油（气）作业井控风险评估及削减措施序号主要工序步骤井控风险识别削减措施备注1 施工前期准备工作1 邻井资料不详或无邻井资料查阅相关资料，尽可能提供详细资料，组织专家论证设计方案，制定相应措施。
2邻井存在高压油、气、水层或含硫化氢等有毒有害气体。
1、设计时进行提示，并提出预防措施。
2、有硫化氢的井要配备正压式空气呼吸器和检测仪。
3、配备液气分离器（防硫）和点火装置。
3 老井施工资料不详查阅相关资料，尽可能提供详细资料，组织专家论证设计方案，制定相应措施。
4 接井前井口设施、井场、电源、道路问题检查套管丝扣是否完好、内护丝是否已安装；顶盲板是否加焊井号；技套闸门是否齐全；周围是否有压力异常、套漏、地表冒油气水；周边是否有危险电源、存在污染物；是否存在影响安全施工的永久性建筑和地下电缆、管网；道路是否满足各型车辆通行；是否有抢险车辆通行道路等。
5 配套设备设施不能满足施工要求按照工艺要求配套相应的设备设施，并确保其完整性。
6 井口周围有障碍物或住宅在设计中描述井场周边环境，提示施工单位根据现场条件进行风险识别制定消减措施和应急预案；放喷点火时考虑周边环境安全。
7 设计人员不具备资质或设计内容存在较大失误严格按规范编制设计，严格按程序认真进行审核、审批。
2 开工准备1 裸眼完井的新井井筒内可能带压安装压力表监测井内是否有压力，若有压力，试释放井内压力或组织压井。
2 新井套管头损坏严格落实接井制度，认真检查井口部件并填写接井书，发现损坏及时通知甲方更换。
3 老井井口用丝堵或盲板等封闭采用带压打孔技术进行控制放压，确认井筒内无压力后，方可进行后续施工。
4老井井口或浅层有水泥塞，钻开后压力突然释放，造成管柱上窜井控装置安装齐全，安装防上窜装置，防止钻穿水泥塞后管柱上窜。
5 老井井口为环型钢板固定或油、表套环空固有水泥且地层下陷，致使套管受力弯曲，割开环型钢板或套铣开表套环形空间后，套管释放压力上窜做好安全防护措施，谨慎使用气割切割环型钢板，使用水力喷砂缓慢切割环型钢板或套铣水泥环时缓慢加压，释放扭矩。
煤层压裂伤害机理及低伤害压裂液评价
#"深煤层潜在伤害因素分析
#O !"深煤层的主要伤害类型 煤层气开采需要经历解吸* 扩散* 渗流过程' 在 煤层气开采过程中具有微孔隙和微裂缝 ( "!') 的煤 层极易受到外来流体的伤害' 煤储层的主要伤害类 型有吸附伤害*堵塞伤害* 应力敏感* 水锁伤害和由 不配伍造成的物理化学伤害 ( &!C) ' 储层伤害会造成 储层中流体渗流阻力的增加和渗透率的下降$ 从而 影响煤层气的产量 ( !%) ' 煤储层主要由有机高分子组成$比表面积大$具 有很高的吸附各类液体和气体的能力' 压裂液的吸 附不同于甲烷的物理吸附$ 仅通过降压解除压裂液 的吸附是不可能的 ( !!$!$) ' 因此$ 在压裂过程中$ 当 压裂液吸附于煤表面时会形成渗透率近似为零的致 密带$使甲烷很难从煤岩内部孔隙中扩散出来$导致 煤层气的渗流能力降低' 煤储层是裂缝* 孔隙型双重介质' 随着埋深的 增加*地应力的增加和变质程度的增加$裂缝逐渐减 少且大部分呈闭合状态' 在压裂过程中$ 由于压裂 液滤饼不一定能沿整个水力缝面形成$ 所以与水力 缝相交的天然裂缝往往会被堵塞$ 给原本渗透率就 不高的煤储层造成严重伤害' 天然裂缝堵塞伤害通 常可分为破胶液残渣堵塞伤害* 煤粉堵塞伤害和机 械杂质堵塞伤害$采用无残渣压裂液可在一定程度 上降低由破胶液残渣引起的堵塞伤害 ( !B) ' 天然裂缝被堵塞或者本身具有无机物填充的煤 储层渗透率一般较低$ 再加之煤储层的应力敏感性 使煤储层的部分天然裂缝在压裂过程中闭合$ 导致 渗透率变得更低' 另外$ 煤储层中的部分孔隙可被 看作是弯曲的毛细管' 由于煤储层具有弱亲水性$
< 8和倾向 稀少' 地层由东往西$ 基本呈一走向 < < __ 的单斜构造$ 并在此基础上发育有一系列规 模和大小 不 等 的 次 一 级 褶 曲$ 地 层 倾 角 一 般 小 于 'i $局部受构造影响最高可达 !)i ' 断层多发育于 褶曲的翼部$煤层埋深总体由东向西变深$中部受褶 皱影响有较大变化' 实际勘探表明$ 区内存在的一 些小型次级褶皱会对煤储层的埋藏深度和厚度产生 影响' 总体而言$区内构造比较简单$有利于煤层气 的开发' !O #"储层物性特征 柿庄北区块埋深 ! %%% D以深的煤储层以山西 组和太原组为主$ 含煤地层共发育煤层 ' j !! 层' 煤层厚度大且全区分布稳定的煤层有山西组的 B 号 煤和 !) 号煤$是进行煤层气勘探的主要目的层' 虽 然 C 号煤局部可采$ 但目前不作为煤层气的主要勘 探目的层' By 煤层以亮煤为主$ 夹少量镜煤$ 属光亮型煤' B 平均厚度为 ); (& D $含气量为 B; )) j $); "( D Z N $平 B $C D Z N $储层压力为 $; %' j '; () I @ 6 $平均 均为 !"; 为 B; "C I @ 6 $平均压力梯度为 %; 'C I @ 6 Z !%% D $煤 储层平均温度为 $" u左右' !)y 煤层位于太原中下部$ 以亮煤为主$ 夹少量 )% j "; C% 颗粒状$ 具有玻璃光泽的镜煤$ 厚度为 "; B B D $含气量为 (; !) j $&; %& D Z N $平均为 !'; $" D Z N $ '& j '; $) I @ 6 $ 平均为 "; B' I @ 6 $平 储层压力为 $; &! I @ 6 Z !%% D $煤储层平均温度在 均压力梯度为 %; $& u左右'
低孔低渗气藏压裂液伤害评价及优选
低孔低渗气藏压裂液伤害评价及优选李征【摘要】为了提高低孔低渗气藏的产气量,采取压裂的增产措施,优化压裂液体系,能够达到最佳的增产效果.经过现场的压裂施工过程中,对压裂液性能的评价,压裂液对气层的伤害程度,直接影响到后续天然气的开采.【期刊名称】《化工设计通讯》【年(卷),期】2017(043)004【总页数】1页(P38)【关键词】低孔低渗气藏;压裂液伤害;评价【作者】李征【作者单位】中国石化华北油气分公司采油气工程服务中心,山西晋中 030600【正文语种】中文【中图分类】TE357常规的压裂液进行压裂施工，对低孔、低渗气藏带来非常大的污染，使气层的结构遭到破坏，更多的压裂液残渣堵塞储层的孔隙，本身低孔隙度的气藏，使其孔隙度越来越低，相互连通的孔隙数量减少，形成稳定的气流难度增大。
经过压裂施工的意义，就是提高气井的产量。
通过压裂形成更多的裂缝，提高气藏的渗透性，使相互连通的孔隙体积增加，孔隙度和渗透率的增大，提高天然气井的排液采气水平，最大限度地提高天然气井的产量。
针对低孔、低渗气藏的增产措施，压裂施工过程中，合理优选压裂液体系，才能减少对储层的伤害，避免造成储层的污染。
通过生产现场的试验研究，评价压裂液对低孔、低渗油藏的伤害，不同的压裂液伤害的程度不同，造成储层孔隙的堵塞，为后续的天然气开采制造了麻烦，使开采难度增大，经过压裂本身是形成更大的裂缝，是提高气藏渗透率的方式，但是由于压裂液的作用，没有达到更好的压裂效果，降低了增产措施的增产程度，必须合理控制压裂液的伤害程度，才能达到最佳的压裂施工效果，实现最佳的增产效能。
压裂液与气层流体的配伍性差，会形成沉淀物，而堵塞气层的孔隙，对改善低孔的状态不利。
压裂液的破胶性能，助排性能不佳，很难达到压裂施工的效果。
常规的压裂液对低压、低孔、低渗的气藏具有许多的不适应特征，表现为破胶液的残渣含量过高，会堵塞储层的孔隙，造成储层污染。
设法降低破胶液的表面张力，提高压裂液的助排性能，减少井底积液对采气的影响。
连续管排水采气井两相流压降模型评价及优选
连续管排水采气井两相流压降模型评价及优选贺会群;明瑞卿;芮群英;雷鸣;曹光强【期刊名称】《石油机械》【年(卷),期】2018(046)010【摘要】由于连续管的管径较小,不同气液比时两相管流的流速、流型和滑脱损失程度与常规管柱有较大差异,若用常规管柱气液两相流压降模型进行压力预测,误差较大.鉴于此,收集整理了121组不同管径连续管排水采气井的实测数据,对9种常用气液两相流的压降计算模型进行了评价和优选.分析结果表明:气液比小于918 m3/m3时,Govier-Aziz-Fogarasi模型的计算值与实测值最为接近,平均相对误差最小;气液比在918～1 698 m3/m3范围内,Hagedorn-Brown模型的计算值与实测值最为接近,平均相对误差最小;气液比大于1 698 m3/m3时,No-Slip模型的计算值与实测值最为接近,平均相对误差最小.研究结果可为提高连续管排水采气工艺设计与排液效果分析水平提供理论依据.【总页数】7页(P49-54,59)【作者】贺会群;明瑞卿;芮群英;雷鸣;曹光强【作者单位】中石油江汉机械研究所有限公司;中国石油集团工程技术研究院有限公司;中国石油勘探开发研究院;中石油江汉机械研究所有限公司;中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井工程分公司;中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE375【相关文献】1.气井气液两相管流压降计算模型评价与优选 [J], 陈德春;徐悦新;孟红霞;彭国强;周志峰2.速度管排水采气井筒压降模型的评价及优选 [J], 田云;王志彬;李颖川;白慧芳;李克智3.压裂后压降速度在优选煤层气井管式泵泵径中的应用——以蜀南地区煤层气井为例 [J], 马飞英;王林;吴双;蒲娅琳;刘全稳;刘大伟4.苏里格气田T区块产水气井多相流压降模型评价及优选 [J], 贾文江;郑兴升;李勇凯;吴轶君;李文;鲁晓华5.排水采气井油管和环空两相流压降优化模型 [J], 李颖川;朱家富;秦勇因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
长庆低压气井低伤害修井液研发
长庆低压气井低伤害修井液研发
许伟星;陈平;汪小宇
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2022(41)4
【摘要】经过十多年的勘探开发,长庆气田地层压力系数严重下降,很多气井无法正常生产甚至被迫关井。
为了提高产量、恢复生产,需进行相应的修井维护作业,而修井液是完成修井作业的一个关键因素。
针对长庆低压气井修井液漏失严重、储层伤害大等问题,研发出一种自降解、抗高温的低伤害修井液体系,其配方为0.6%LH-1+0.5%LJ-1+0~16%WL-1+0.3%~0.5%SZ-2+0.25%GP-2。
该体系密度调整范围为1.0~1.1 g/cm^(3);在100℃、170 s^(-1)剪切速率下剪切90 min后黏度仍保持在180 mPa·s;在80~100℃下,修井液具有较低的静态滤失系数;在100℃下修井液封堵承压能力达9 MPa;修井液破胶性能良好且破胶液对岩心的伤害率小于20%。
该修井液体系具有“能压住、不漏失、易破胶、低伤害”的特点,在保证修井作业安全完成的同时,可有效降低修井作业对储层的伤害,在长庆低压气井修井作业中具有广阔的应用前景。
【总页数】4页(P72-75)
【作者】许伟星;陈平;汪小宇
【作者单位】中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
【正文语种】中文
【中图分类】TE257.6
【相关文献】
1.低压油气井修井液类型概况
2.长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术
3.低压气井低伤害修井液的应用研究
4.无固相低伤害修井液研究
5.SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液技术
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2010年5月断块油气田压井液是油气井进行井下作业时用于平衡地层压力的液体，也是主要的油气层污染源之一，特别是对裂缝性油气藏会造成极大的伤害［1］。
使用性能不佳的压井液进行压井修井，会使油气井产能普遍降低30%～50%［2］。
新疆油田克拉美丽气田为裂缝-孔隙双重介质型火山岩气藏，该气藏存在的主要伤害是固相堵塞和滤液侵入。
针对新疆油田克拉美丽气田的储层特征，研究开发了GCP-2型气井压井液体系，现场应用取得良好效果。
1室内性能评价1.1实验方法1）密度测定。
根据SY/T 5834—2007《低固相压井液性能评价指标及测定方法》，采用XYM-5型液体密度计测定25℃时压井液的密度。
2）表观黏度和静切力测定。
根据GB/T 16783.1—2006《石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》，采用ZNN-D6S 型六速旋转黏度计测定25℃GCP-2型低伤害气井压井液的评价邬国栋1王玉斌1钟志英1李泌2张栌丹1（1.新疆油田公司采油工艺研究院，新疆克拉玛依834000；2.新疆油田公司石西作业区，新疆克拉玛依834000）文章编号：1005-8907（2010）03-376-03摘要裂缝性火山岩气藏压井液的潜在伤害因素主要是固相堵塞和滤液侵入。
为避免伤害，研究开发了GCP-2型低伤害气井压井液。
该压井液体系密度调节范围在1.0~2.3g ·cm -3，具有无固相、密度调节范围大、低滤失、低黏度、低伤害等特点；对金属基本无腐蚀；防膨性能优于常规压井液和6%KCl 溶液；在常温和120℃高温下密闭静置14d ，体系密度基本不变，黏度变化率小于30%，滤失性变化很小。
新疆克拉美丽气田滴西17高压气井大修套管补贴作业，选用密度1.5g ·cm -3的GCP-2型气井压井液作为修井液，在气层打开的情况下，在GCP-2型气井压井液中进行膨胀管套管补贴，修井作业15d ，压井液体系均一，性能稳定，保证了修井作业顺利完成，取得良好效果。
关键词低伤害；气井；储层保护；压井液中图分类号：TE357.1文献标识码：AEvaluation of GCP-2type gas well killing fluid with low damageWu Guodong 1Wang Yubin 1Zhong Zhiying 1Li Mi 2Zhang Ludan 1(1.Research Institute of Oil Production Technology,Xinjiang Oilfield Company,CNPC,Karamay 834000,China;2.Shixi Field Operation District,Xinjiang Oilfield Company,CNPC,Karamay 834000,China)Abstract:Aimed at the potential damage factors of killing fluid for fractured volcanic reservoirs,such as the solid phase plug and the filtrate invasion,GCP-2type gas well killing fluid is studied and developed.This killing fluid system is non-solid phase and the density range is 1.0-2.3g/cm 3with low fluid loss,low viscosity,low damage and good fluid stability,which are better than that of common killing fluids and 6%KCl solution.GCP-2type gas well killing fluid has almost no corrosivity to metal.The volume density of this killing fluid system is stable when being placed in environment of room temperature and 120℃for fourteen days,the variance ratio of viscosity is below 30%and the variance ratio of fluid loss is very small.In the process of workover and casing patch for DX17high pressure gas well in Karamy Gas Field of Xinjiang Oilfield,GCP-2type gas well killing fluid system is chosen as workover fluid and its density is chosen to be 1.50g/cm 3.In the case of gas zone open,two perforated intervals are casing patched with GCP-2type gas well killing fluid.During the well workover for fifteen days,GCP-2type gas well killing fluid is stable and uniform with a good application effect.Key words:low damage,gas well,reservoir protection,killing fluid.断块油气田FAULT-BLOCK OIL &GASFIELD 第17卷第3期引用格式：邬国栋，王玉斌，钟志英，等.GCP-2型低伤害气井压井液的评价［J ］.断块油气田，2010，17（3）：376-378.Wu Guodong ，Wang Yubin ，Zhong Zhiying ，et al.Evaluation of GCP-2type gas well killing fluid with low damage ［J ］.Fault-Block Oil &Gas Field ，2010，17（3）：376-378.376第17卷第3期时压井液的表观黏度和静切力。
3）失水量测定。
根据SY/T5834-2007《低固相压井液性能评价指标及测定方法》，采用LSY-1型高温高压滤失仪，测定压井液在25℃、0.7MPa条件下的API失水量，以及120℃（克拉美丽气田储层最高温度）、3.45MPa条件下30min的高温高压失水量。
4）防膨性能测定。
根据SY/T5971—1994《注水用黏土稳定剂性能评价方法》，采用NP-01型页岩膨胀仪，测定25℃时人工岩心在压井液中的膨胀高度。
5）岩心渗透率伤害率测定。
根据SY/T6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，采用YKS-Ⅲ型智能孔渗联测仪和LSY-D型酸化流动实验装置。
先在岩心中注入标准盐水，测定岩心初始渗透率，再注入压井液5PV，最后用标准盐水驱替50PV，测定最终渗透率，计算渗透率伤害率。
6）腐蚀速率测定。
根据SY/T0026—1999《水腐蚀性测试方法》，采用常压静态挂片失重法，考察压井液对金属的腐蚀性能。
钢片钢级P110，实验温度80℃，放置时间168h。
腐蚀速率计算公式如下：v=8.76×104×mStρ式中：υ为腐蚀速率，mm·a-1；m为样品失重，g；S为样品暴露面积，cm2；t为实验时间，h；ρ为样品相对密度。
1.2性能评价1.2.1表观黏度和静切力由于下桥塞、换泵、提下管柱等井下作业通常都在压井液中进行，压井液表观黏度过高会给作业带来一定的困难；静切力过小又会使得井筒在较小的波动压力下出现压力不稳定的情况。
标准要求压井液的表观黏度应为10～100mPa·s，初静切力为0.5～5.5Pa，终静切力为1.0～6.5Pa。
实验中将密度为1.2，1.4，1.6g·cm-3的GCP-2型气井压井液体系分别编号为1#、2#、3#，对这3个体系进行测定。
测试结果如表1所示。
表1压井液表观黏度和静切力测试结果从表1可以看出，随着体系密度的增加，表观黏度略有增加，但整体表观黏度和静切力较小，使得井下作业工具在压井液中提下和作业都十分便利，井筒在压力波动较小时也能保持稳定。
1.2.2滤失性减少压井液在储层中的失水量，能够有效降低压井液对储层的伤害。
对1#、2#、3#的API失水量和高温高压失水量进行测定，结果表明：API失水量小于2 mL，高温高压失水量小于5mL，远低于标准要求的16和40mL。
说明GCP-2型气井压井液具有良好的降滤失性能，可以有效减少液相侵入储层造成的水锁伤害。
1.2.3黏土防膨性压井液防膨效果差，常常导致储层黏土矿物膨胀，堵塞孔喉，最终伤害油气层。
压井液防膨性能的好坏决定了侵入地层的压井液与黏土产生水化膨胀的强弱程度。
比较了6%KCl溶液、油井常规压井液和GCP-2型气井压井液在人工岩心中的黏土膨胀高度，结果如表2所示。
表2压井液防膨性能比较从表2可以看出，GCP-2型气井压井液具有良好的抑制黏土膨胀的能力，能够有效降低侵入储层的液体所造成的黏土矿物膨胀堵塞伤害。
1.2.4岩心渗透率伤害在温度120℃、压差3.5MPa条件下得到的压井液岩心渗透率伤害率结果显示：常规压井液对岩心的渗透率伤害率为39.46%，GCP-2型气井压井液对岩心的渗透率损害率只有7.8%，远小于前者。
说明GCP-2型气井压井液具有良好的渗透率恢复性能，可以有效保护储层。
1.2.5腐蚀性对油气井压井时，压井液对油、套管设备的腐蚀性是决定压井液能否长期放置在井筒内使用的主要性能指标。
经测定，在70℃条件下反应120h，GCP-2型气井压井液对油管的平均腐蚀率只有0.0084mm·a-1，比标准中平均腐蚀率小于0.025mm·a-1的低腐蚀指标小很多，可以认为对油、套管基本无腐蚀。
1.2.6使用稳定性克拉美丽气田储层较深，地层温度基本在100~ 110℃，因此将120℃作为实验温度；同时考虑储层保护液配液之后到现场施工存在一定时间段，以及储层保护液后期的回收、长期放置再利用，需对其常温静置的使用稳定性也进行考察。