提高屏蔽环承压能力实验研究

2014-05-03刘加杰钟颖张浩

四川地质学报 2014年2期

刘加杰，钟颖,，张浩

（1.四川盐业地质钻井大队，四川自贡 643000；2.成都理工大学能源学院，成都 610000）

1 屏蔽暂堵技术

1.1 简介

屏蔽暂堵技术是根据储层孔喉尺寸及其分布规律，在钻至目的层前20～50m将钻井液中的固相颗粒调整到与之相匹配，即加入高纯度、超细目、多级配的刚性架桥、充填粒子和变形粒子等固相颗粒，有意识地在很短时间内在地层距井壁很小的距离内产生高强度的暂时堵塞，使渗透率急剧下降，从而有效地阻止钻井液继续侵入地层[1]。屏蔽暂堵技术最初是用于石油天然气钻井中对油气储层进行保护，防止储层伤害，近年这一技术也被广泛应用于钻井施工中防漏堵漏。由于屏蔽暂堵技术对钻井施工过程中设备要求较低，且成本便宜堵漏效果好，被广泛使用。

1.2 暂堵剂

屏蔽暂堵技术的物理模型示意图见图1。图1为一个理想孔喉中的颗粒堵塞情况。颗粒在孔喉中的堵塞在一定的条件下遵循“选择性架桥,逐级填充”的过程。

1）架桥粒子的架桥

图中最大的颗粒为架桥粒子，单个架桥粒子随钻井液相进入油层，在流经孔喉时：若r粒r孔，则沉积在孔喉外；r粒/r孔若为1/3～2/3，则在孔喉处卡住，成为架桥。

2）填充粒子的填充

图1 屏蔽暂堵物理模型

架桥粒子架桥后，孔喉孔隙大量减小，钻井液中更小一级粒子卡在更小喉道处，这一过程不断重复，这一过程叫单粒逐级填充。这时堵塞带的渗透率取决于钻井液中最小一级粒子的粒级，但渗透率不会为零。

3）变形粒子的作用

如果钻井液中仅有刚性颗粒作为架桥和填充粒子，仍会留下形状不规则的微间隙（如图中的黑色部分），暂堵带的渗透率不会为零。这就需要引入屏蔽暂堵最关键的颗粒外形在一定的温度条件下可变的软化变形颗粒。当最小粒级的粒子是可变形时，就会嵌入不规则的微间隙，则堵塞带的渗透率可接进于零。

2 实验研究

通过对比普通堵漏钻井完井液（简称普通钻井液）和改进后堵漏钻井完井液（加强钻井液）在实验装置堵漏模拟试验装置仪（CWCTAcid-Ⅰ型）所形成屏蔽环的承压能力，完成此次实验研究[2]。

2.1 普通钻井液实验研究

2.1.1 岩芯及普通钻井液参数

选取实验用致密砂岩岩心造缝后抽真空，饱和水48h待用，岩心基本参数见表1。

表1 普通钻井液实验岩样清单

表2 普通钻井液屏蔽环强度实验结果表

2.1.2 实验程序

1）屏蔽环形成：①岩样人工造缝后抽真空，饱和地层水48h；②测岩样的正向地层水渗透率Kw；③在高温高压酸溶解堵评价仪上，用非渗透钻井液对岩样进行反向损害作用 60min（钻井液温度 80℃，压差为3.5MPa，围压7.5MPa），并计量单位时间内的滤液体积；④在较低流压下，正向地层水驱（返排）。找出突破压力 Pd，记录返排压力 Pi及岩样渗透率 Kwi；⑤增大流压返排，计算其渗透率恢复值Kf=Kwi/Kw×100%；

2）屏蔽环的强度：①同（1）中①～③；②在流压分别为 4MPa，5MPa、7MPa、10MPa、12MPa、15MPa，用地层水反向测定岩样滤失量。并计量出各流压点上10min的钻井完井液累积滤失体积；计算此时的岩样渗透率Ki及屏蔽环暂堵率Zd=（Kw-Ki）/Kw×100%。

2.1.3 实验结果及分析

实验对6块岩样进行了屏蔽环强度实验（测试屏蔽环所能承受的钻井正压差）。实验结果如下表2、图2所示。

图2 不同裂缝宽度下岩样屏蔽环强度曲线

从以上实验结果可看出：原浆对于缝宽在W=1μm～600μm之间所形成的屏蔽环强度有高有低。整体上看当缝宽W＜50μm时，屏蔽环的强度能够达到15MPa以上，从而满足现场钻井施工作业要求。但是，当缝宽W＞50μm时，所形成的屏蔽环的强度不足10MPa，明显强度不够，不能满足现场的施工作业要求。分析其原因如下：

表3 加强钻井液实验岩样清单

表4 加强后屏蔽环强度实验评价表

由于原浆本身所形成的屏蔽环是由聚合物处理剂在岩样的裂缝端面处聚集形成胶束或胶团等软性粒子来封堵架桥，形成的屏蔽环很薄。这就造成在岩样的端面裂缝口处很容易被破坏，因而强度不够。这为后期的钻井液的性能改造提供了依据，因此在普通液中加入了CaCO3和纤维来提高屏蔽环强度。

2.2 加强泥浆实验研究

2.2.1 实验材料（表3）

2.2.2 实验结果及分析

屏蔽环强度实验（测试屏蔽环所能承受的钻井正压差）。实验结果如表4所示。

从表4实验结果可看出：改性后的钻井液对于缝宽在W=1μm～600μm之间所形成的屏蔽环强度有显著的提高。整体上看，进行1h的屏蔽环形成之后，屏蔽环的强度均能够达到15MPa以上，从而满足现场钻井施工作业要求。显而易见，是由于通过加入的CaCO3和0.3%纤维提高了屏蔽环的强度，从而使实验达到了预期效果。