水锁

摘要： 目的解决现有常规助排剂易被储层吸附、难以作用于较深储层孔隙的问题,以及现有纳米助排剂乳液粒径偏大,难以进入致密孔隙储层的问题。方法通过相转变组分(PIC法)制备了一种新型纳米助排剂,该助排剂乳液粒径较小,表面张力较低且抗地层吸附特性突出。结果该纳米乳液的粒径在100 nm以下,且长期保持稳定。以纳米乳液作为表面活性剂载体,在被吸附之后,表面张力为44.198 mN/m,接触角为93.08°;而相同配方的非乳液助排剂,在被吸附之后,表面张力为48.123 mN/m,接触角91.24°。计算毛细管阻力均为负数,表现为孔隙对液体的排斥力,纳米乳液的排斥力是非乳液的2.28倍。结论该纳米乳液中残余的表面活性剂含量更高,更有利于抵抗储层的吸附,能作用于更深的储层孔隙,更利于孔隙排液,有效地解决了常规助排剂作用距离短的问题。

摘要： 为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度。结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85%~100%,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30°C时破胶黏度较大,对储层损害程度较强;压裂液残渣对储层渗透率损害率较低。临兴致密气压裂储层损害因素的损害程度由大到小依次为水锁损害、破胶残液损害、储层敏感性损害、压裂液残渣损害。该研究对临兴致密气压裂液体系和储层保护措施选择具有指导意义。

摘要： 目的随着苏里格气田规模化开发,开采过程中因水锁效应导致的低产低效气井逐年增多,针对苏里格桃X区块生产需求和气藏水锁问题,进行气井储层水锁伤害解除技术对策研究。方法通过开展室内药剂研究,采用氟碳类和两性离子型表面活性剂、润湿反转剂等体系复配研制出适合该区块的解水锁剂。结果苏里格桃X区块渗透率极低,平均含水饱和度45%左右,水锁指数小于0.3,水锁强度中等偏强。解水锁剂能够使岩心的润湿性由亲水逐渐变得疏水,接触角增大10°,有效改变了岩石润湿性且能够降低储层流体界面张力,储层渗透率最终能够恢复至原来的93.86%,现场试验后单井日均增产0.4097×10^(4)m^(3)。结论该体系解水锁剂适用于研究区块,能有效解决气井水锁问题。

摘要： 致密砂岩气井压裂后产量极大地受到水锁伤害的影响,不同岩性砂岩水锁伤害深度存在较大差异。钻取了长庆油田石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩等不同岩性岩心,采用多功能岩心驱替装置,测试了不同岩性的水锁伤害程度,采用观察和“截断”方法测试了不同岩性的水锁伤害深度。通过测试发现含水饱和度越高,水锁伤害率越大。致密砂岩水锁伤害率总体较高,地层含水饱和度下岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的水锁伤害率高达80%,东部石英砂岩和榆林石英砂岩水锁伤害率低于50%;水相侵入深度与岩性无关,20 s内侵入深度为1.1~1.9 cm;渗透率越大,水相侵入速度越大。水相侵入深度不等于水相伤害深度,黏土含量越高,伤害深度越大,岩屑石英砂岩伤害深度约为石英砂岩的2倍。研究不同岩性砂岩水锁伤害深度对预测压后产量和提出储层保护措施具有重要的意义。

摘要： 针对延长油田特低渗油藏水平井钻井过程中钻井液对储层伤害的问题,以东部油区长6储层为研究对象,通过X衍射、扫描电镜和岩心流动实验,分析了水平井钻井中的储层损害因素并提出了预防对策。实验结果表明:该区块储层属于特低孔、特低渗储层,黏土矿物主要以绿泥石和高岭石为主,伊蒙混层次之,不含蒙脱石。水敏指数为53.82%,盐敏指数为55.86%,碱敏指数为67.20%,应力敏感指数为85.88%,水锁损害率为82%,敏感性损害和水锁损害是造成储层损害的重要因素。采用“防水锁+强抑制”的储层保护对策,优选出高效的防水锁剂F-113和强抑制剂聚胺CYF-1+KCl,形成了“多元协同”的保护特低渗储层的钻井液体系,体系配方为原钻井液+(0.3%~0.5%)防水锁剂F-113+1%聚胺CYF-1+1%KCl。该体系具有良好的配伍性,渗透率恢复率大于85%,满足延长油田东部油区钻井工程及储层保护的技术要求,为延长油田东部油区水平井钻井过程的储层保护提供技术指导。

摘要： 致密油储层压裂施工后仍会有大量的压裂液滞留在储层中,不仅会对致密油储层中的原油产生一定的渗吸驱油作用,还可能对储层造成一定的水锁损害;因此,为了确认压裂液在致密油储层中的渗吸特征和产生的水锁损害程度,文中研究了不同类型破胶后的压裂液对目标区块致密油储层天然岩心的渗吸驱油效果,在此基础上,开展了压裂液渗吸后对岩心的水锁损害评价.渗吸实验结果表明:破胶后,3种不同类型的压裂液中,清洁压裂液的渗吸驱油效率最高(20％以上),明显高于胍胶压裂液和滑溜水压裂液;岩心的渗透率与清洁压裂液的渗吸驱油效率不是线性关系,而是存在1个最佳的渗透率范围,在此范围内渗吸驱油效率最佳;渗吸实验温度越高,清洁压裂液的渗吸驱油效率越高.水锁损害实验结果表明:清洁压裂液渗吸后岩心的水锁损害率最小(15％左右),胍胶压裂液的水锁损害率最高(40％以上),滑溜水压裂液次之(30％以上),因此,在S区块致密油储层压裂施工时,应选择渗吸驱油效率较高、水锁损害程度较低的清洁压裂液体系.

摘要： 塔河气田前期采用冻胶堵水方法,对直井效果显著,但对水平井无法达到长期控水要求.针对水平井堵水特点,研制了一种纳米颗粒活性油堵水剂,堵水剂由纳米颗粒、乳化剂咪唑啉和柴油组成.该堵水剂易于注入,受地层水微剪切力,可生成油包水乳状液,在高温和纳米颗粒的作用下黏度增大.乳状液主要通过贾敏效应控制地层水进入高渗通道,从而降低产水率.在低渗产气通道内,主要是体系中的纳米颗粒通过改变储集层润湿性,解除通道水锁.乳状液会被凝析油稀释,因此不会造成气道堵塞.实验室评价表明,该体系具有很好的选择性控水能力,最大残余阻力系数为27,耐冲刷性强,可降低气井产水率并恢复产气量.

摘要： 油气井堵塞是油田开发过程中普遍存在的问题,如长期注聚、长周期作业致密气井水锁伤害等,均可能导致堵塞半径较大,需要采取深穿透技术才能有效解除污染.本文以解堵效果为研究目标,采取油藏数值模拟手段,对中高渗油藏、致密气藏采用深穿透解堵技术的适应性进行了研究,得出对于中高渗油藏,可以通过深穿透解堵技术解决污染半径较大的问题,并获得较好效果;对于致密气藏,通过深穿透解堵可以恢复正常产能,但由于物性差、产量绝对值低,要进一步提高开发效果,应分段压裂多条裂缝.对于中高渗油藏,储层物性恢复率为60％、75％、90％时,产能提升5～6倍、裂缝长度为2 m、5 m、10 m,产能提升2～5倍、解堵液滤失解堵半径为0.2 m、0.5 m、1 m,产能提升3～6倍.对于致密气藏,当水平井存在污染时,解堵裂缝半长一旦突破污染半径,日产气量增幅明显,较该井初期产能提高3.2倍.以上研究结论对深穿透技术的选井具有指导意义.

摘要： 海上油田在修井作业过程中,修井液会出现不同程度的漏失情况,而修井液漏失进地层与储层岩石、流体以及原油之间可能存在不配伍情况,这将会导致水敏、水锁以及结垢等现象的发生.为了防止储层受到此类伤害,针对不同的储层开发出不同类型的修井液,保证修井作业的顺利完成以及油井后续产能的恢复.现场应用表明,使用相匹配的修井液体系能有效减小黏土膨胀运移、乳化、水敏及水锁等伤害,在油井投产后不仅产能恢复快,且增油效果良好,油井产量得到一定幅度的提高.

摘要： 针对塔里木油田库车山前裂缝性致密砂岩气藏水锁伤害问题,通过室内实验评价、微观机理论证和现场生产分析,在储层高温高压下开展水锁伤害程度和解除措施研究,明确高温高压下的水锁伤害率为7.5％ ～40.8％,伤害程度为无-中等偏弱;添加防水剂只能小幅度降低水锁,不能消除水锁,但水锁可随生产自动解除.对水锁伤害和解除取得的新认识有效支撑了库车山前改造液体系的优化,现场应用降本增效显著.

摘要： 塔河凝析气藏储层易敏感,气井因井筒积液或者外来入井液的入侵易发生水锁.通过长岩心实验并利用考虑水锁影响气井产能方程,明确了水锁对产能的影响:气井水锁后具有较高的启动压力,渗透率降低达到89.06%～99.65%.通过室内实验,研制出适合高温、高盐的解水锁剂.研究表明,xbf-1解水锁荆具有较强的适应性,损伤后长岩心渗透率恢复了2.32～5.01倍,并在现场试验取得了良好效果,为解除凝析气井水锁提供了技术手段,对其他类似凝析气藏解水锁具有借鉴作用.

摘要： 我国多数低渗气藏存在不同程度的超低含水饱和度现象，在气藏开采过程中会造成水锁。针对平湖气田P11层气藏岩心进行了水锁实验。水锁实验结果表明，利用测井解释的原始含水饱和度进行水锁评价时，测井解释的原始含水饱和度高于岩心束缚水饱和度，说明PH5井P11层气藏不存在水锁伤害。但是现场实践表明，低渗气藏测井解释的原始含水饱和度偏高。估计平湖气田的原始含水饱和度在40-45%，利用估计的原始含水饱和度进行水锁评价时，平湖气田岩心气测渗透率大于1×10-3μm2的水锁程度弱，岩心气测渗透率小于1×10-3μm2的水锁程度强。说明PH5井Pll层气藏气测渗透率大于1×10-3μm2的储层只存在弱水锁伤害，而气测渗透率小于1×10-3μm2的储层存在较强的水锁伤害。岩心气测渗透率越高，原始含水条件下的气测渗透率越高，水锁指数越小，水锁程度越弱。

摘要： 本发明涉及一种高锁水防滴落的竹炭生物纤维面膜基布及高锁水保湿面膜，该面膜基布由以下方法制得：1)纳米竹炭粉经硅烷偶联剂溶液改性得改性竹炭粉；2)将改性竹炭粉与分散剂加入明胶溶液中分散均匀得竹炭浆液；3)将聚乳酸溶于三氯甲烷中制成纺丝液经静电纺丝得聚乳酸纤维毡；将聚乳酸纤维毡浸入竹炭浆液中进行浸渍改性得改性纤维毡；4)将海藻酸钠加入壳聚糖溶液中溶解得整理液；将改性纤维毡浸入整理液中进行后整理得复合纤维毡；5)将复合纤维毡进行水刺加固即得。所得竹炭生物纤维面膜基布对精华液的束缚能力强，具有良好保液放湿性能；通过挂液步骤负载上面膜精华液之后得到高锁水保湿面膜，能防止精华液因下淌滴落流失，避免浪费。

摘要： 本发明提出了一种单向锁水树脂材料的制备方法，包括：通过丙烯酸钠体系聚合形成聚丙烯酸钠吸水核心，再通过加入羧酸基团‑环氧交联反应催化剂使聚丙烯酸钠核心表面所含的羧基与油相所含的环氧物质进行交联反应形成单向渗透膜壳。该膜壳具备单向渗透水分、吸水后锁止水份、防光照化水和防老化功能，从而显著提升产品的锁水稳定性、耐黄变性和耐候性。本发明还公开了一种具有超高吸水容量、超长时间锁水能力、耐老化的单向锁水树脂材料，其采用所述单向锁水树脂材料的制备方法制备得到。

摘要： 本发明涉及一种高锁水防滴落的竹炭生物纤维面膜基布及高锁水保湿面膜，该面膜基布由以下方法制得：1)纳米竹炭粉经硅烷偶联剂溶液改性得改性竹炭粉；2)将改性竹炭粉与分散剂加入明胶溶液中分散均匀得竹炭浆液；3)将聚乳酸溶于三氯甲烷中制成纺丝液经静电纺丝得聚乳酸纤维毡；将聚乳酸纤维毡浸入竹炭浆液中进行浸渍改性得改性纤维毡；4)将海藻酸钠加入壳聚糖溶液中溶解得整理液；将改性纤维毡浸入整理液中进行后整理得复合纤维毡；5)将复合纤维毡进行水刺加固即得。所得竹炭生物纤维面膜基布对精华液的束缚能力强，具有良好保液放湿性能；通过挂液步骤负载上面膜精华液之后得到高锁水保湿面膜，能防止精华液因下淌滴落流失，避免浪费。

摘要： 本发明提出了一种单向锁水树脂材料的制备方法，包括：通过丙烯酸钠体系聚合形成聚丙烯酸钠吸水核心，再通过加入羧酸基团‑环氧交联反应催化剂使聚丙烯酸钠核心表面所含的羧基与油相所含的环氧物质进行交联反应形成单向渗透膜壳。该膜壳具备单向渗透水分、吸水后锁止水份、防光照化水和防老化功能，从而显著提升产品的锁水稳定性、耐黄变性和耐候性。本发明还公开了一种具有超高吸水容量、超长时间锁水能力、耐老化的单向锁水树脂材料，其采用所述单向锁水树脂材料的制备方法制备得到。

摘要： 本发明涉及一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液，属于油田化学应用领域。本发明的水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；后置液由阳离子表面活性剂、氯化铵和水组成。本发明的解堵剂通过前置酸、主体处理液和后置液的组合解堵，使酸化解堵的作用范围更大、作用时间更长。

摘要： 本发明公开了致密砂岩气藏水锁损害及电加热解除水锁模拟装置与方法，该装置主要由岩心、气瓶、电阻探头、压力传感器、温度传感器、循环系统、冷凝管、数据采集系统、气体质量流量计、电加热棒组成，岩心外层有外壳，上下部分有端盖，外壳有进气口，岩心中央有井眼，以井眼为中心分布5～10个深入岩心的钻孔，放置电阻探头，探头连接温度和压力传感器；井眼里有循环系统和电加热棒，循环系统由泵和模拟油管组成，泵连接井眼，模拟油管连接冷凝管和气体质量流量计。该方法实时监控记录温度、压力、电阻及气体流量变化，模拟水锁损害及电加热解除水锁全过程。本发明能有效解决地层水锁问题，恢复并改善近井区域地层环境。

摘要： 本发明涉及一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液，属于油田化学应用领域。本发明的水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；后置液由阳离子表面活性剂、氯化铵和水组成。本发明的解堵剂通过前置酸、主体处理液和后置液的组合解堵，使酸化解堵的作用范围更大、作用时间更长。

摘要： 本发明提供一种评价煤储层水锁伤害的方法，包括：计算样品的束缚流体饱和度X；根据所述X，计算所述样品的渗透损害率Y；根据所述Y，判定煤储层水锁伤害。

摘要： 本实用新型涉及油气开采领域的一种模拟低渗砂岩气藏水锁及电加热解除水锁改进装置，主要由气瓶、减压阀、电阻探头、加热灯管、岩心、密封岩心夹持器、围压泵、围压压力表、温度传感器、压力传感器、增压泵、盛水容器、调节阀、冷凝管、气体流量计、液体流量计、数据采集系统组成。该装置可以模拟水锁损害及电加热解除水锁的全过程，实时监控记录水锁损害过程及电加热解除水锁过程中温度、压力、电阻及分离出的气体流量变化，快捷、清晰观测水锁损害过程及电加热解除水锁过程的实验结果，为低渗砂岩气藏的开发及保护提供理论依据。

摘要： 本实用新型公开了致密砂岩气藏水锁损害及电加热解除水锁模拟装置，主要由岩心、气瓶、减压阀、电阻探头、压力传感器、温度传感器、循环系统、冷凝管、数据采集系统、气体质量流量计、电加热棒组成，岩心外层有外壳，上下部分有端盖，岩心外壳有进气口，该进气口连接减压阀和气瓶；岩心中央有井眼，以井眼为中心分布5～10个深入岩心的钻孔，放置电阻探头，探头上连接温度和压力传感器；井眼里有循环系统和电加热棒，电加热棒、电阻探头、温度传感器和压力传感器均连接数据采集系统，循环系统由泵和模拟油管组成，泵连接井眼，模拟油管连接冷凝管和气体质量流量计。本实用新型实时监控记录温度、压力、电阻及气体流量变化，模拟水锁损害及电加热解除水锁的全过程。