21考慮裂縫寬度及壓差的裂縫-孔隙型儲層屏蔽暫堵實驗研究

1、考慮裂縫寬度及壓差的裂縫-孔隙型儲層屏蔽暫堵實驗研究劉 靜*作者簡介：劉靜，1979年生，在讀碩士生，主要從事開發(fā)地質(zhì)及油氣儲層保護理論與技術研究。地址：(610500)成都市新都區(qū)西南石油學院油井完井技術中心。E-mail: 。電話: 康毅力 劉大偉 游利軍 高波（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油學院）摘要：孔隙型儲層的屏蔽暫堵技術研究應用較成熟，而裂縫孔隙型儲層的研究不夠深入，未充分考慮裂縫寬度及正壓差的影響，因此有必要研究不同縫寬及壓差條件下的屏蔽環(huán)暫堵效果。本文對川東北區(qū)改性后的泥漿進行評價，以碳酸鹽巖為實驗巖心，進行了裂縫寬度分別為10mm、20mm、50mm的

2、巖樣的屏蔽暫堵實驗及同一巖樣在正壓差為1MPa、2MPa、3MPa和 4MPa的屏蔽暫堵實驗。研究結(jié)果表明，改性漿對裂縫寬度在1050mm的巖樣暫堵和返排效果好，強度高，并且和該泥漿粒度峰值相匹配的裂縫寬度為50mm左右的巖樣，暫堵和返排效果最好。裂縫寬度在10mm左右的巖樣，合理的正壓差為2MPa。關鍵詞：鉆井完井液；屏蔽暫堵；裂縫寬度；正壓差；滲透率恢復值屏蔽暫堵技術最早是針對保護孔隙型儲層而提出的，已成為我國鉆井完井儲層保護的一個重要技術領域，獲得了廣泛的應用。早期的認識主要基于對中低滲孔隙型砂巖儲層的保護研究與實踐，經(jīng)過不斷總結(jié)、完善，形成了一套可以適應不同物性范圍儲層的系列技術。20

3、00年以后，裂縫性儲層的保護技術有了新的突破。裂縫應力敏感性評價，裂縫寬度預測方法、裂縫屏蔽暫堵實驗方法的深刻認識及完善，促進了對裂縫性儲層保護的技術水平提高。裂縫性儲層暫堵返排恢復率可以達到80%以上，暫堵強度超過20MPa。世界上很多高產(chǎn)油藏的產(chǎn)量幾乎都是從生產(chǎn)層的裂縫中開采出來的。雖然天然裂縫明顯改善儲層的滲流能力，然而一旦鉆井完井液侵入裂縫深部，將產(chǎn)生嚴重的損害，完井測試效果卻遠低于預測產(chǎn)量。因此有必要對裂縫性油藏的評價方法和保護技術進行系統(tǒng)研究。焦棣（1994，1995）提出動態(tài)泥餅層最小過平衡壓力的概念，并指出低于臨界滲透率時，動態(tài)泥餅就不能形成。馬喜平和趙敏（1995）指出，在泥

4、漿動失水中，泥餅孔隙度和滲透率隨壓差提高而下降，厚度增大。黃立新等（2001）提出內(nèi)外泥餅越致密，就越能有效的阻止固相和液相的侵入。顧軍等（2002，2003）研究水泥漿對裂縫-孔隙型儲層的損害機理，確定了適應各種井深的水泥漿配方和裂縫暫堵劑。何健和康毅力等（2004）提出在返排過程中，存在一個突破壓力Pd，只有超過突破壓力時，返排才能進行。以川東北地區(qū)碳酸鹽巖儲層為例，研究區(qū)的主要孔隙類型為粒間溶孔、晶間溶孔和溶洞，水平縫較為常見，裂縫的寬度分布平均寬度范圍為3mm50mm。本文通過實驗方法，考慮不同裂縫寬度及壓差的裂縫-孔隙型儲層屏蔽暫堵，研究鉆井液屏蔽暫堵的合理正壓差及在不同裂縫寬度條件

5、下的暫堵效果，為有效地應用屏蔽暫堵保護技術提供合理依據(jù)。1 實驗材料和儀器實驗采用對原漿進行改性后的泥漿，改性后的泥漿體系的配方為：原漿+34%裂縫復合暫堵劑(150200目)+12%細目碳酸鈣(1250目)+12%細目碳酸鈣(4000目)+3%變形粒子(EP-2，90120oC)。平均粒徑為D（v，0.1）=0.42mm，D（v，0.5）=13.98mm，D（v，0.9）=65.05mm。實驗巖樣為川東北區(qū)長興組和飛仙關組碳酸鹽巖巖心，巖樣都為人工造縫，縫為平行于巖樣軸向的單條裂縫，縫內(nèi)無充填物。所有巖樣做實驗前都抽真空飽和地層水48小時。所用泥漿的常規(guī)性能及巖樣的物性參數(shù)見表12。實驗采用

6、CWCTacidI型高溫高壓動態(tài)損害評價儀（示意圖如圖1），對不同裂縫寬度及壓差的巖樣進行屏蔽暫堵、返排及屏蔽環(huán)強度實驗。該評價儀的測量參數(shù)為：（1）溫度：室溫200攝氏度±2；（2）圍壓：2MPa50MPa±5%；（3）泥漿循環(huán)流量：020l/min；（4）柱塞狀巖心：直徑2.54cm，長度28cm；重復測量誤差 ±5%。并且能模擬鉆井完井作業(yè)時泥漿固相和液相對巖心進行動態(tài)綜合損害情況。 表1泥漿常規(guī)性能R(g/cm3)T(s)pHB(ml)K(mm)Q600Q300Q310/Q310AVPVYP1.5855101.80.3114642/5.55750

7、7表2 實驗巖樣的物性參數(shù)巖樣號長度(cm)直徑(cm)孔隙度(%)Kw1(10-3mm2)裂縫寬度（mm）1#5.72.5111.03.052102#5.4342.5311.0126.389203#5.2582.565.66367.551504#4.0202.55012.2751.59985#3.4202.51010.76.464136#5.1422.51010.83.972112 改變縫寬和壓差的屏蔽暫堵實驗2.1 不同裂縫寬度的屏蔽暫堵實驗2.1.1 屏蔽暫堵及返排實驗步驟（1）測巖樣的初始正向地層水滲透率Kw；（2）在正壓差為3.5MPa，圍壓7.5MPa下，用溫度80的泥漿反向損害巖

8、樣60min，計量其累計濾液體積；（3）測損害后巖樣正向地層水滲透率Kw1；（3）計算滲透率恢復值KW1/KW。2.1.2 屏蔽環(huán)強度實驗步驟（1）實驗操作同2.1.1的（1）（2）；（2）用地層水反向測定巖心濾失量，正壓差依次增加到5 MPa、7 MPa、10 MPa、12 Mpa和15 Mpa，并計量出各正壓差10分鐘的濾失體積，計算巖心滲透率Ki及泥餅暫堵率Zd=（Kw-Ki）/ Kw×100%。2.2 不同壓差的屏蔽暫堵實驗2.2.1 屏蔽暫堵及反排實驗步驟（1）測巖樣的初始正向地層水滲透率Kw；（2）在正壓差為1MPa，圍壓7.5MPa下，用溫度80的泥漿反向損害巖樣60m

9、in，計量其累計濾液體積；（3）同上2.1.1實驗步驟（3）、（4）；（4）重復（2）和（3），壓差依次改變?yōu)?MPa、3 Mpa和4MPa。3 實驗結(jié)果及分析3.1 不同裂縫寬度的屏蔽暫堵實驗實驗的3塊巖樣裂縫寬度分別為10mm、20mm和50mm，屏蔽暫堵濾餅形成實驗結(jié)果 (表3) 表明， 3塊巖樣在15min時暫堵率均在99%以上，隨著返排壓力增加，滲透率恢復值也增大，而后逐漸趨于平緩（圖2）。究其原因是由于當返排壓力升高到一定值時，泥餅被破壞，伴隨著有濾液流出。當返排壓力逐漸增大，巖心中的原來堵塞在孔喉處的固相粒子被不斷的排出，流動通道逐漸暢通，返排恢復率增大；返排壓力繼續(xù)增大，流體流

10、速增大，當流速超過一定值之后，流速對滲透率的影響就越來越小，返排恢復率逐漸趨于平緩。表3暫堵實驗評價(濾餅形成)樣品累計濾失量（ml）暫堵率(%)KwKw1（P1）(MPa)Kw2（P2）(MPa)Kw3（P3）(MPa)恢復值(%)7.5 min15 min30 min60 min15 minKw1/KwKw2/KwKw3/Kw1#0.050.120.220.3099.8562.991.69（0.25）2.74（2.47）2.96（0.60）56.5591.5498.682#0.050.050.100.1599.35026.395.04（0.12）15.28（1.03）24.26（2.03）

11、19.0957.9191.943#0.500.500.500.50100367.60154.24（0.02）302.76（0.05）362.27（0.10）41.9682.3698.55注: Pi- 泥餅返排時的流壓；(i=1,2,3) KW- 初始正向地層水滲透率； KWi- 對應于返排流壓下的正向地層水滲透率; Kwi/Kw- 對應于返排流壓下的滲透率恢復值 1#巖樣返排恢復率為98.68%，2#巖樣返排恢復率為91.94%，3#巖樣返排恢復率為98.55%，突破壓力只有0.02MPa，返排效果最好。分析其原因：從泥漿粒度分布曲線（圖3）可以看出，粒度峰值在40mm50mm，3#巖樣縫寬為

12、50mm，與粒度峰值相匹配，填充粒子和變形粒子的細粒相對含量高，主要分布在0.1mm10mm，有利于快速高效形成屏蔽環(huán)，固相和液相侵入淺，因此返排效果好。由此可見，改性漿對裂縫寬度為10mm50mm的巖樣暫堵和返排效果好。強度實驗巖樣裂縫寬度分別為8mm、13mm。從泥漿強度來看（表4），在壓力不斷增加的情況下，其對應的暫堵率并沒有明顯的降低，其濾失量也沒有明顯的增加，說明屏蔽環(huán)并未被壓漏。在15MPa下，其暫堵率均在99%以上，縫寬小的巖心屏蔽環(huán)強度比縫寬大的巖心好。分析其原因是由于縫寬大的巖樣，固液相容易進出巖心，濾失量就大。但總體來說，兩塊巖樣形成的屏蔽環(huán)強度都至少能夠承受15MPa的壓

13、力，對防止固井作業(yè)損害極為有利。表4 屏蔽環(huán)形成及強度評價表巖心45屏蔽環(huán)形成及強度時間(min)07.515306007.5153060累計濾失量(ml)00.060.100.150.2500000.20K(10-3mm2)00.0030 0.00240.00120.001600 0 0 0.0011暫堵率(%)10099.812 99.844 99.922 99.902 100100 100 100 99.983 壓力(MPa)5710121557101215濾失量(ml)0.200.100.1000.050.150.400.500.300.40K(10-3mm2)0.00520.0018

14、0.0013 00.00040.00380.00730.00640.00320.0003 暫堵率(%)99.672 99.88399.918 10099.973 99.93999.88399.898 99.94999.946 3.2 不同壓差的屏蔽暫堵實驗由暫堵實驗結(jié)果(圖4)表明， 6巖樣在正壓差只有1MPa時，屏蔽環(huán)形成最好，暫堵率已達100%，此時返排壓力為2MPa，返排恢復率為77.50%；正壓差為2MPa時，暫堵率為98.98%，此時返排壓力只有1.5MPa，返排恢復率最高，達到98.16%。分析其原因：6巖樣縫寬11mm，正壓差只有1MPa時，固液相就進入巖心，很易形成屏蔽環(huán)，暫堵

15、率已達100%。正壓差2MPa時，泥餅形成好，當返排壓力達到1.5MPa時，流動通道已經(jīng)建立，裂縫和孔隙參加貢獻，返排恢復率高達98.16%。由于人工造縫的寬度要大于天然裂縫，在有效應力的作用下更容易發(fā)生形變閉合，因此人工造縫的巖心的應力敏感程度整體上略強于天然裂縫巖心的應力敏感程度。當正壓差增加到3、4MPa時，有效應力減小，巖石的裂縫寬度增大，形成屏蔽環(huán)時泥漿侵入深，因此正壓差較大時，屏蔽環(huán)形成不好，即使返排壓差增大，返排效果仍然差。從暫堵效果和返排恢復率綜合來看，當裂縫寬度為10mm左右，合理的正壓差為2MPa。4 結(jié)論（1）改性后的鉆井完井液體系對裂縫寬度在1050mm的巖樣暫堵率均在

16、99.35%以上，返排恢復率達到91%以上。當巖樣的裂縫寬度與鉆井完井液粒度分布的峰值相匹配時，暫堵和返排效果好，形成的屏蔽環(huán)強度高。（2）屏蔽環(huán)形成時，裂縫-孔隙型儲層需要的合理正壓差比孔隙型儲層小，且裂縫寬度越大，需要的合理正壓差越小。（3）鉆井完井作業(yè)時，正壓差增大，儲層有效應力降低，裂縫寬度增大，因此裂縫-孔隙型儲層的屏蔽暫堵，應該考慮應力敏感性的影響，適當加大暫堵粒子的直徑。參 考 文 獻1 張紹槐，羅平亞等 保護儲集層技術 北京：石油工業(yè)出版社，19932 王志章裂縫性油藏描述及預測北京：石油工業(yè)出版社，19993 何健，康毅力等泥餅返排壓力的實驗研究全國油氣層保護技術研討會（云南

17、大理） 20040328-30 4 焦棣低滲地層動態(tài)泥餅形成的研究鉆井液與完井液1995，3(12)：22-255 黃立新，王昌軍等油氣層保護與內(nèi)外泥餅關系的實驗研究斷塊油氣田2001，7（6）：24276 Jiao D，and Sharma， MM， Mechanism of Cake Buildup in Crossflow Filtration of Colloidal Suspensions J Colloid and interface Sci 1994,162：4547 顧軍，向陽裂縫孔隙型儲層保護水泥漿體系研究礦物巖石2002，3（22）：79818 顧軍，向陽裂縫孔隙型儲層保護

18、鉆完井液體系研究成都理工大學2003，2（30）：1841869 馬喜平，趙敏動泥餅滲透特性影響因素分析石油鉆探技術1995，3（23）：2933The research on the considering fracture-pore reservoir of the fracture width and difference pressure temporary shielding experiment Authors：LIU Jing，KANG Yi-li，LIU Da-wei，You Li-Jun，Gao Bo Abstract： The temporary shielding res

19、earch of fracture-pore reservoir less than pore reservoir. And it doesnt consider the influence of the fracture width and difference pressure. so it is necessary to research difference fracture wide and pressure to keep shielding temporary. This text appraise the mud in the Northeast in Sichuan basin after is it transformed, regarding carbonate rock as experimental co