储层损害（共4篇）
储层损害 篇1
前言
煤层气 (coalbed methane) 是一种煤层本身自生自储式的非常规天然气资源, 主要成分是甲烷。我国煤层气资源丰富, 近年来的勘探开发取得了重要进展, 但也存在诸多亟待解决的难题, 如何预防和控制煤岩储层损害便是其中之一。
煤岩储层节理发育, 岩石强度低, 在钻井过程中极易发生井漏, 同时大规模的水力压裂也有大量流体侵入, 这是储层潜在损害的外来物源。同时, 煤岩储层黏土矿物等敏感性含量高, 在储层温度压力条件改变或与储层流体、外来流体相互作用之后, 也极易诱发储层损害[1,2]。因此, 有必要对煤岩储层的潜在损害因素做出梳理和分类, 明确损害类型和机理, 为钻井完井、压裂改造和气田开发中的保护技术工作提供技术支持。
1 煤岩储层分类概述
煤岩的主要成分为有机碳, 黏土矿物含量在10%左右, 此外还含有一定量的石英、长石等矿物。煤岩储层的岩性致密, 节理发育, 节理缝、微裂缝是主要的渗流通道, 煤岩基质中大量发育纳米级孔隙, 甲烷在其中主要以扩散方式运移。针对煤岩储层的上述特点, 其潜在储层损害类型可分为三大类:黏土矿物、非黏土矿物和外来流体与储层相互作用三大类型。
2 黏土矿物及潜在损害
2.1 黏土矿物类型及产状
煤岩储层黏土矿物中, 非膨胀型黏土矿物高岭石、绿泥石和伊利石含量很高, 而膨胀型黏土矿物伊/蒙混层含量较少, 甚至不含。
高岭石:单体呈六方片状, 集合体呈书页状、蠕虫状、手风琴状。其晶间孔孔径太小, 较大的毛管力为外来流体进入储层提供了足够大的动力, 加之岩石的比表面积大, 因此外来水相易于在高岭石集合体中形成水相圈闭。所以, 高岭石对储层潜在的损害为水相圈闭、碱敏、酸敏和速敏。
伊利石:晶体细小, 扫描电镜下呈不规则片状、蜂窝状。集合体形态为鳞片状、板条状、羽毛状等。伊利石的这些产状将储层中大孔道分割成小孔道, 造成储层高含水饱和度, 形成水相圈闭;同时, 毛发状或丝状的伊利石微晶集合体可能会进一步分散, 造成微粒运移, 堵塞孔道。因此伊利石对储层的潜在损害是强水相圈闭、速敏、碱敏, 其次是盐敏/水敏、酸敏等。
绿泥石:多为自生成因, 在扫描电镜下单体形态为针叶状、玫瑰花朵状、绒球状;集合体呈薄片状、鳞片状可形成孔隙衬边。绿泥石主要为层状构造, 损害方式包括盐酸酸敏和速敏。
伊/蒙间层:扫描电镜下粒表呈丝状、蜂窝状。形态与伊利石相似, 膨胀性微弱, 损害方式主要有水敏、碱敏和速敏。
2.2 黏土矿物物理化学性质
与储层损害相关的常见黏土矿物理化特性参数主要包括以下三个方面。 (1) 阳离子交换性质:通常黏土矿物离子交换能力依次降低的顺序是蒙脱石-伊利石-绿泥石-高岭石。由于本研究区是以高岭石含量为主, 高岭石的离子交换能力很低, 研究区离子交换能力很低。 (2) 膨胀性:大部分黏土矿物都具有膨胀性, 常见的黏土矿物中, 膨胀性由高到低的次序是:蒙脱石-间层矿物-绿泥石-伊利石-高岭石, 这是由矿物的结构所决定的。由于本研究区是以高岭石为主, 高岭石的膨胀性较低, 研究区总的膨胀性也不会高。 (3) 比表面:比表面指单位体积的煤样内所有颗粒的总表面积, 颗粒愈细, 比表面愈大, 愈容易与外来流体发生反应, 化学成分的差异与流体的反应亦不同。
3 非黏土敏感性矿物及其潜在损害
除黏土矿物之外, 储层中还存在一定量的非黏土敏感性矿物, 包括碳酸盐矿物、硅酸盐矿物、硫化物和氧化物矿物等。碳酸盐矿物主要是指充填次生粒间孔、粒内溶孔及包裹有浊沸石溶蚀残余的含铁方解石、铁方解石和铁白云石。铁方解石、铁白云石等为盐酸敏感性矿物, 与HCl反应释放出Fe2+、Fe3+。在富氧流体中, Fe2+还会转化为Fe3+。当液体p H值升高到一定程度时, 会生成铁絮状沉淀而堵塞喉道, 造成储层损害。
一些高含钙和镁的矿物对HF较为敏感, 如方解石、白云石等与氢氟酸反应后, 矿物溶解释放出离子作用生成不溶解的氟化物, 滞留在孔隙中。同时一些硅酸盐矿物, 如石英、长石等, 与氢氟酸作用后, 在一定条件下可形成氟硅酸盐、氟铝酸盐及硅凝胶沉淀物, 堵塞喉道, 降低渗透率。
4 外来流体与储层相互作用后的潜在损害
4.1 无机垢
煤岩储层结垢类型主要为无机垢。研究区地层水中富含Ca2+、Mg2+等二价离子, 煤岩气藏主要结Ca SO4、Ca CO3垢, 对煤岩气藏开发渗透率影响较大。高p H值工作液进入储层, 易于与Ca2+、Mg2+结合形成沉淀, 堵塞孔喉, 这类离子的存在致使储层潜伏着强碱敏, 压裂作业过程中也会诱发无机垢沉积。
4.2 相圈闭损害
钻井完井、增产改造作业中, 工作液滤液侵入使近井地带储层含水饱和度增加, 形成水相圈闭, 气相渗透率降低。并且, 由于煤岩比表面积较大、吸附性强、微裂隙发育, 低孔低渗和毛管压力高等特点导致侵入流体难以返排, 造成严重的水相圈闭损害[3]。
4.3 应力敏感与固相侵入损害
由于储层裂缝一定程度发育, 欠平衡钻井、测试、生产等过程中压力降低及波动易引起扁平状的喉道闭合, 发生应力敏感性损害[4,5]。正压差作业时开容易发生渗透性漏失, 漏失进入储层的液相可以弱化岩石强度, 加剧储层应力敏感性, 而侵入的固相则可能堵塞流通通道, 造成渗透率降低。
5 结束语
文章从煤岩储层的基本特征出发, 考虑外来流体对储层潜在影响, 系统总结分析了煤岩储层潜在的储层损害类型:黏土矿物、非黏土矿物和外来流体与储层相互作用。并解释了相应的储层损害机理, 为后期煤岩储层保护工作奠定了基础。
摘要：我国的煤层气资源丰富, 开发潜力巨大。然而, 煤岩储层岩性致密且岩石强度低, 敏感性矿物含量高, 在钻完井、水力压裂和后期的生产过程均极易产生储层损害。为了保护储层, 提高和维持气井产能, 文章从黏土矿物、非黏土敏感性矿物、外来流体与储层的相互作用三方面系统地总结了煤岩储层的潜在损害类型。并解释了相应的损害机理, 为后期的储层保护工作作出了有益的指导。
关键词：煤层气,储层损害,黏土矿物,非黏土敏感性矿物
参考文献
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海拉尔油田储层损害机理研究 篇2
海拉尔—塔木察格同属一个盆地,总面积79 610 km2。具有22个凹陷,其地层岩性复杂、储层横向变化快、轻质油、重质油均有分布,勘探对象较为复杂。经过近30多年的勘探,目前已发现断块、潜山和岩性三种油藏,累计探明石油地质储量数亿吨,是大庆外围近年发现的又一较大油田。海塔盆地属典型“三低”油田的特点决定了其单井产量低、井距小、井网密,钻井工作量非常巨大[1,2]。而海塔盆地上部地层水敏性强,钻井过程中易发生储层损害,既延长了钻井周期,又增加了钻井成本。从提高勘探开发和钻井效益的角度出发,深入研究海拉尔油田储层保护技术具有非常重要的意义。
1储层物性调研
1.1储层渗透特征
通过对该地区180多口井的录井完井报告、黏土矿物分析、孔渗分析报告等资料的调研分析得出,海拉尔盆地主力油层大磨拐河组属于中低孔中低渗储层,南屯组属于中低孔低渗储层,铜钵庙组属于低孔低渗储层;塔木察格盆地主力油层大磨拐河组、南屯组属于中低孔中低渗储层,铜钵庙组属于中低孔低渗储层[3,4]。
1.2储层黏土含量
海塔盆地主力油层砂岩中黏土矿物绝对含量平均在5.24%～19.75%,主要在10%以上。黏土矿物组成中以伊利石、伊蒙混层和绿泥石为主,个别井段含有高岭石,蒙脱石主要分布在大磨拐河组。
1.3储层胶结特征
储层中碎屑含量高,泥质、方解石和硅质充填于孔隙间,泥质具重结晶呈薄膜状、团块状分布,胶结类型有孔隙型、薄膜型、薄膜-孔隙型、接触-薄膜型等。大量的胶结物充填在孔隙中,对岩石的储集性非常不利。
1.4储层孔喉特征
从海拉尔盆地储集岩的孔隙结构来看,储层平均孔喉半径小,分选系数大,说明孔隙分布不均匀,孔隙分布的峰位集中在小吼道上,孔隙结构复杂,流体在孔隙中渗流迂回程度高,渗流能力很差。
1.5地层水矿化度
地层水总矿化度海拉尔盆地大磨拐河组在3 270～11 200 mg/L,pH值7.5～9.07之间,南屯组在1 840～43 250 mg/L,pH值7.1～9.03之间,铜钵庙组在5 046～6 752.4 mg/L,pH值7.0～8.75之间;塔木察格盆地南屯组在3 500.5～7 654.5 mg/L,pH值7.0～8.7之间,铜钵庙组在1 807.5～14 200 mg/L,pH值6.0～8.8之间。海塔盆地主力油层平均地温梯度为3.58 ℃/100 m。海塔盆地主力油层平均地层孔隙压力梯度为0.98 MPa/100 m。
2储层潜在的损害因素分析
从海塔盆地储层物性统计情况来看,海塔盆地主力油层主要为中低孔、中低和低渗储层,岩性细,物性差,碎屑和黏土矿物含量高。黏土矿物中主要有伊利石、伊蒙混层、绿泥石和少量的高岭石、蒙脱石,这些黏土矿物呈颗粒套膜、孔隙衬里或充填于孔隙中。储层平均孔喉半径小,分选系数大,歪度小,说明孔隙分布不均匀,孔隙分布的峰位集中在小孔道上;结构系数大,孔隙结构复杂,表明流体在孔隙中渗流迂回程度高。这些因素构成了海拉尔-塔木察格储层易受到外来流体损害,在外来流体作用下,砂岩中的黏土矿物可能发生膨胀、冲散或碎断成微粒,潜在发生水敏和水锁损害,而且一经损害,很难恢复。
3储层损害室内评价方法及损害机理研究
常用的油气层损害的室内评价主要包括油气层敏感性评价和工作液对油气层的损害评价。按照标准实验程序,选用海拉尔盆地南屯组和塔木察格盆地铜钵庙组岩心对海塔盆地储层进行了水敏和水锁损害研究,评价结果如表1和表2所示。
由表1中数据看出,贝尔凹陷内伊-蒙混层普遍存在,而且黏粒总量较高,储层渗透率较低,因此贝尔凹陷呈现较强的水敏性;乌尔逊凹陷储层伊/蒙混层含量较低,储层黏粒含量也较低,并且储层渗透性要好于贝尔凹陷,因此呈现较弱的水敏性。塔木察格盆地塔19区块储层黏粒含量高于塔21区块,水敏性要稍强于后者,但总体以中等偏弱水敏为主。
从表2中数据看出,贝尔凹陷储层水锁损害以中等偏弱损害为主;乌尔逊凹陷储层水锁损害以弱损害为主。油相渗透率小于0.9×10-3 μm2的塔木察格盆地储层,水锁损害严重,同等渗透率条件下,塔19区块的水锁损害比塔21区块严重。实验数据也表明,使流体流动所需要的突破压力很高,是原始流动压力的3.9～10倍,说明克服水锁损害需要更高的驱动力[5]。
4保护海塔地区储层钻井液体系
海拉尔油田属于中低孔低渗储层,室内损害评价实验表明,主要损害方式以钻井液滤液引起的水敏和水锁损害为主。储层潜在的水敏损害以中等偏弱损害为主,水锁损害以中偏弱和弱水锁为主。目前所使用的钻井液体系对泥页岩岩屑回收率较高,膨胀降低率中等,有一定的抑制泥页岩水化分散能力,但二次回收率不是很高;滤液表面张力在64.6～80.2 mN/m,对减轻水敏和水锁损害效果不明显。另外,目前使用的钻井液体系HTHP失水较大,在12.0～35 mL,主要在15 mL以上。因此,优选了减轻水锁损害的表活剂KZ和抑制水敏损害的胺基聚醇处理剂,并确定了其合理加量分别在0.4%～0.5%和0.3%～0.4%。
评价实验数据看出,优选的钻井液体系对于渗透率≥1×10-3 μm2的储层,透率恢复值在80.5%～95.6%,线性膨胀降低率为62.3%,塑性黏度20 mPa·s,动切力8 Pa,初切3.0 Pa,终切5.5 Pa,API失水1.8 mL,高温高压失水(120 ℃×3.5 MPa)13 mL。各项指标达到了项目开题要求,钻井液性能满足现场试验条件[6]。
2011年5月4日～8月6日,优选的保护海塔盆地储层的钻井液体系在海拉尔盆地贝尔凹陷贝60井进行了现场试验。该井设计井深2 670 m,实际完钻井深2 770 m,共进行了8次取芯。钻进过程中,钻井液性能稳定,钻井液的黏度控制在50～70 s之间,180～1 020 m层段密度在1.05～1.10 g/cm3之间,1 020～2 770 m层段密度在1.10～1.15 g/cm3之间,失水≤4 mL,含砂控制在0.4%以下,携岩能力强,钻井液的各项性能达到了预期的技术指标,顺利完成了现场试验,取得了较好效果。
5结论
(1)海塔盆地主力油层主要为中低孔、中低和低渗储层,碎屑和黏土矿物含量高。黏土矿物中主要有伊利石、伊蒙混层、绿泥石。储层平均孔喉半径小,孔隙分布不均匀且结构复杂。这些因素导致了海拉尔—塔木察格储层易受到外来流体侵入发生水敏和水锁损害,而且一经损害,很难恢复。
(2)海塔盆地储层进行了水敏和水锁损害研究,研究表明,海拉尔油田总体以中等偏弱水敏为主,并且具有较严重的水锁损害。
(3)优选了有效防止水敏损害的表活剂KZ和防止水锁损害的胺基聚醇AP—1,加入了这两种处理剂的钻井液的各项性能都达到了预期的技术指标,现场试验效果良好。
参考文献
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储层损害 篇3
1.1 实验室试验程序整体设计
不同的油藏的储层特征不同, 所以在对实验室试验程序的设计上需要针对不同的储层特征进行拟定, 对于油藏储层技术研究来讲, 实验到试验是保持其技术的重要组成部分。
1.2 储层伤害的四种“常见病”
(1) 敏感病:储层的渗透性降低即称之为“敏感病”。油藏储层中粘土占很大一部分, 同时易吸水的粘性矿物也占很大的比例, 这些粘性物质构成的储层在外来流体和滤液的侵入下很容易膨胀, 从而使原始渗透率降低, 这就是所谓的“敏感病”。
(3) 不配伍病:在对油藏储层的工作过程中, 会引起储层的温度、压力发生变化, 在这种变化下会引起一系列的化学反应从而形成沉淀物或是油水乳化物, 这些物质的生成, 使油藏储层的原始渗透性降低, 称之为“不配伍病”。
(4) 工程病:工程病即是由于作业施工不当所引起的事故对油藏储层所造成的损害。特别是在储层位置发生井漏时, 对其进行堵漏处理, 及井喷井涌事故时所进行的压井作业, 对储层的损伤更为严重。
1.3 储层伤害的内因和外因
储层的伤害分为内因和外因二种, 内因是指由于储层内部结构发生改变而发生的潜在伤害的可能性, 外因则是造成储层受到伤害的主要原因, 外因主要是对储层进行施工作业时对储层结构所进行的改变, 再加之作业时对储层所产生的多种因素的影响下, 使储层的原始渗透率降低, 在一系列外因作用下, 潜在的伤害可能性就会变成实质性的伤害。
2 修井液损伤原因分析
2.1 机械堵塞
固相入侵是指在修井作业中, 在管柱等其它物体掉入到井内后, 一般的会通过磨铣套铣的方式将其磨成铁屑后取出, 磨铣产物在修井液的携带作用下部分会伤害储层渗滤面, 对作业后油井产能造成了一定不好的影响。在修井液进入井筒和地层的过程中, 随着环境压力、温度的改变, 以及与地层水混合可能会产生结垢。有机垢主要包括原油中的沥青质的沉淀以及蜡质析出。修井液的基础液通常为过滤海水, 未经杀菌灭藻处的理。入井后海水中的细菌可能会发生繁殖, 细菌的代谢产物以及腐败物可对储层造成一定程度的伤害。
2.2 毛细管阻力
水锁伤害是指:储层中的孔隙由于能看作是无数个形状各异、彼此曲折、大小不等的毛细管。由于储层属于水湿储层, 当作业的外来水相流体渗入进油气层孔道后, 会将储层中的油气推向储层深部, 在油气-水界面形成一个凹向油相的弯液面, 并且由于界面张力的作用, 会在弯液面产生一个附加压力, 这样就产生了毛管阻力, 大小由任意曲界面拉普拉斯方程确定。若想使油气相驱动水相流向井筒, 必须克服毛管阻力。若产层能量不足以克服上述阻力, 就不能把水段塞驱动产生“水锁损害”。水锁效应是油田注水开发中普遍存在的问题, 通常表现在修井、完井等作业中, 油层可能被“憋死”, 或被管外窜漏进入油层的水以及产出的地层水“憋死”, 有时也有产液良好的油井在作业后产量大幅度降低甚至不产液。
2.3 储层敏感性伤害
敏感性伤害是造成油藏伤害的一大重要原因, 其中包括水敏, 盐敏性, 碱敏, 酸敏性等, 这些敏感性都是造成原始渗透率降低的原因。
2.4 储层结构破坏
当油层出砂时证明储层结构已受到了破坏, 这是因为油井在生产过程中, 流体渗流对井壁的岩石产生较大的冲刷力, 使岩石的受到外部的压力结构发生改变, 导致储层疏松的地方出砂。
3 保护储层的修井液技术
在对油井进行修理的过程中所注入的修井液均称之为流体, 流体大致可以分为:清洁盐水体系、有固相盐水体系、气基修井液体系以及油基修井液体系。
海水可以做为修井液基液, 但并不是直接用海水做修井液基液, 这样会升高矿化度所造成的敏感伤害, 同时也会降低原始渗透性。选取海水做为修井液基液需要对海水进行过滤, 同时还要配合与产层配伍的粘土稳定剂, 这样就能有效的减轻粘土矿物的膨胀和分散, 同时也能很好的控制矿物的敏感性。
缓蚀剂的筛选, 在模拟井温条件下, 考察标准挂片在液体配方中的腐蚀情况。此外JN-15钙镁离子掩蔽剂的选用如下:在修井液中采用酸性螯合剂方盒子钙镁离子的沉淀, 但是这又牺牲了修井液的防腐性能;但是开发研制的弱碱环境下使用的JN-15该镁离子掩蔽剂, 既能防止钙镁离子的沉淀也能保证修井液的优良防腐性能。此种掩蔽剂对沉淀起到很好的作用, 同时可以有效的增强钙镁离子的稳定性, 与钙镁离子的配伍性较好, 同时这种掩蔽剂在修井液中的使用较为方便, 所以其在修井液中已得到广泛的应用。
对于修井液施工工艺, 首先确定修井液密度, 盐水密度随温度上升而下降, 密度越高的盐水受温度影响也越严重;对油井来讲, 修井液密度的附加值为5%-10%, 对于常压油藏可以考虑选择附加值的底限, 对于高压油层选用附加值的上限。其次修井液的施工工艺, 大排量用海水清洗井眼, 直至NTU小至30;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, 注意测定油气上返速度。
结语
现在随着不断的对油层的施工作业, 大量的石油被开采出来, 油层所含油量逐渐减少, 这时对更应注意对油层伤害问题的原因分析, 以便更好的采取预防措施。因为对油层造成的伤害, 就是投入大量的资金对其进行恢复也无法恢复到油层最初的状态, 因此在对油藏储层进行作业过程中, 首先要提高作业人员的技术水平, 同时还要优化生产工艺, 在作业过程中严格遵守相关的规章制度, 这样才能在最大限度内降低对油层造成伤害。为了保护资源的可持续性, 我们应加大研究力度, 提高修井液储层防护技术。
摘要：随着全球资源紧缺现象的加剧, 资源危机呈越演越烈的趋势, 如何更好的保护有限的资源, 是社会得以持续和发展的基础。石油是不可再生资源, 所以其存贮量是有一定数量的, 所以针对油藏储层损害机理及修井液保护技术的分析是十分有意义的。本文通过分析油藏储层损害的机理及修井液损伤的原因, 提出了保护储层的修井液技术, 对油田修井作业的进展有一定借鉴价值。
关键词：油藏储层,损害机理,修井液
参考文献
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储层损害 篇4
关键词：低渗透凝析气藏储层,损害特征,钻井液保护技术
低渗透凝析气藏储层孔喉细小, 渗透性差, 黏土含量高, 非均质性严重, 因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害, 并经常发生其特有的反凝析损害。本文就低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术进行了简单的分析。
1 低渗透凝析气藏储层损害特征
1.1 反凝析损害
反凝析是低渗透凝析气藏储层试井、试开采过程中经常出现的一种特殊现象, 主要是受反凝析作用影响所致。当出现反凝析现象时, 凝析气藏开采会受到一定损害, 使储层渗透率迅速降低。反凝析损害的作用机理是, 最初发生在压力降落速度最快区域, 一般是近井筒, 随着开发过程的不断进行, 压力逐渐降至露点以下, 此时开始有液相析出, 井底流压下降至露点压力以下。在这种情况下凝析油会积累在近井筒区域, 当凝析油饱和度超过临界值时, 地层就会出现气液两相混合渗流现象, 进而产生附加的两相阻力, 导致凝析气藏储层渗透率急剧下降, 最终发生反凝析损害。
1.2 敏感性损害
敏感性损害的发生主要与低渗透凝析气藏储层本身地质特性有关。低渗透低孔隙的凝析气藏储层往往埋藏较深, 储层孔喉尺寸一般较为细小, 在成岩作用和压实作用的共同作用下, 储层中可运移的微粒就会变得非常少。另外, 在低渗透凝析气藏储层中, 孔道内可移动的微粒通常位于水中, 在水相不流动的情况下, 微粒因不会发生运移而与流动的油相和气相相隔离。这意味着一般情况下只要没有外来微粒入侵, 储层内就不会发生微粒运移损害, 钻井液中的固相颗粒也不会渗入到储层内, 对储层造成损害。但是, 低渗透凝析气藏储层黏土矿物含量普遍较高, 尤其是水敏性矿物, 这就增加了敏感性损害发生概率。当侵入颗粒与水敏性矿物发生接触时, 储层内的膨胀性黏土矿物就会迅速膨胀, 体积增大至原来的百倍甚至千倍, 造成储层孔喉发生严重堵塞, 渗透率严重降低, 进而引发油气层损害。
2 低渗透凝析气藏储层钻井液保护技术
2.1 选择优良的成膜钻井液处理剂
实施钻井液保护技术, 钻井液处理剂的选择非常关键, 必须要选择适合当地地质的、性能优良的、有利于成膜技术效用发挥的处理剂。目前, 国内外研究最多的两种成膜技术是隔离膜钻井液保护技术和超低渗透钻井液技术。隔离膜钻井液技术以井壁岩石作为支撑体, 通过将吸附在表面的聚合物进行浓集覆盖处理, 最终形成致密的、完全不渗透的无孔膜。在一定条件下, 任何固相组分均不能通过隔离膜。超低渗透钻井液技术通过使用特殊聚合物处理剂在井壁岩石表面形成胶束, 从而将井壁岩石表面上的较大孔隙进行封堵, 形成一层致密、超低渗透的薄, 在泥页岩等地层中有着较好的封堵效果。这两种成膜技术各有各自的优缺点, 适用于不同的储层钻井保护。将两种成膜技术进行复配, 既可以综合两种技术优点, 又能够产生协同增效作用, 使复配后的成膜技术拥有更为理想的封堵隔离效果, 缩短成膜时间, 降低钻井液处理剂渗入储层给储层带来的损害。
2.2 选择优良的表面活性剂
表面活性剂在低渗透凝析气藏储层钻井液中的运用, 可以有效削弱油水界面张力, 及时消除或避免水锁损害的发生。选择优良的表面活性剂是实施钻井液保护技术的前提条件, 是钻井液技术发挥保护作用的基本保障。根据实际经验总结, 采用水湿岩样表面接触角法对几种常用表面活性剂进行试验分析, 试验结果表明:同一地层不同表面活性剂所产生的效果有所差异, 需要根据气藏储层实际地质条件通过试验选择最为适合的表面活性剂来降低油水界面张力, 阻止水锁损害发生, 如ABSN表面活性剂等。
2.3 综合运用成膜技术与理想充填技术
理想填充技术作为一种新方法, 在实际应用中具有一定局限性, 将该技术与成膜技术进行综合运用, 同样可以起到协同增效的作用。即利用钻井液处理剂在井壁岩石表面迅速生成一层致密不透水的隔离膜和一层高承压能力的封堵层, 可以弥补理想填充技术不足与局限, 从而有效降低外界因素对低渗透凝析气藏储层的损害, 实现低损害或无损害开采。
总结:由上可知, 低渗透凝析气藏储层有着较高的经济价值, 对缓解能源紧张矛盾具有一定作用。因此, 在开采过程中, 采用有效的钻井液保护技术来降低外界因素对其造成的损害非常重要, 它是保护低渗透凝析气藏储层的一个有效技术措施。随着储层开采的不断进行, 钻井液保护技术还需要不断的优化改进, 提升对储层的保护力度。
参考文献
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