裂缝性漏失架桥材料粒度分布研究

赵 洋， 邓明毅， 肖洛书， 曾文强， 何 佳

(1油气藏地质及开发工程国家重点实验室 2西南石油大学 3 中国石油集团川庆钻探工程有限公司安全环保质量监督检测研究院)

井漏的防治是油气开采中一个重大的挑战，尤其是针对裂缝性地层时，漏失现象的发生更为普遍[1-3]。据不完全的统计，裂缝性油气藏的油气资源量约占世界储量的50%，90%以上的井漏都属于裂缝性漏失[4-5]。

堵漏材料[6]通常作为阻止或减少钻井液损失到地层的工具，主要目的是设计一种有效的方法确保能够封住裂缝并有效停止流体损失。粒度分布在设计这些粒度分布过程中是一个重要的参数[7]。Abrams,A[8]提出的1/3规则，即中值粒径的桥接相加应≥1/3中值孔隙大小，且桥接的浓度大小至少为浆液浓度的5%。Smith等[9]对于石英砂岩给定孔隙度具有高渗透率的问题进行了研究，通过实验室和现场数据发现，这些孔道是相互连接的，并找到石英砂岩漏失的原因和措施，认为D90规则适应地层裂缝大小。Hands，N[10]、Dick MA[11]等利用甲酸钠盐水钻井液作为基浆，搭配碳酸钙颗粒，在一定架桥基础上，减少砂岩地层流体的漏失。Vickers S.等提出了一种新模型，建立一个架桥方式，广泛适配其孔喉大小，认为D90粒子应等于最大孔喉直径，并提出D25粒子应等于1/7的平均孔喉直径，基于此粒径分布使漏失得到有效改善[12]。Lavrov A等[13]利用不同的实验室测试来评估有效桥接对渗透率降低的影响。以上方法都是在选择粒度分布的基础上来进行堵漏作业，减少流体损失的。

因此，开展裂缝性漏失桥塞堵漏钻井液的理论和实验研究，设计合理的架桥规律评价方法，正确选取架桥材料的种类、浆液中材料浓度与粒度的级配，对已知裂缝宽度的堵漏有很好的效果，并对钻井工程防漏堵漏有着积极的意义[14]。针对裂缝性漏失的基本特征，利用自研制的不锈钢长楔形裂缝模块，对已知裂缝宽度的裂缝，进行了承压堵漏室内实验研究，探讨了架桥颗粒的粒度分布对裂缝性漏失的影响[15-17]。

一、实验部分

1. 实验装置

实验选定的仪器是高温高压动静态堵漏仪，其配套的其它仪器为氮气源、压缩机、压缩空气冷冻式干燥机。该堵漏仪的核心部分是不锈钢长楔形裂缝模块，楔形模块上宽下窄，与立缝模版与缝板模块相比，更接近现场的真实状态，可在实验后观察到堵漏材料进入裂缝的深度与封堵情况，其具体参数为：裂缝高度R=47 mm，裂缝长度L为30 cm。规格Ⅰ：入口裂缝Wi=2 mm，出口裂缝Wo=1 mm；规格Ⅱ：入口裂缝Wi=3 mm，出口裂缝Wo=1 mm；规格Ⅲ：入口裂缝Wi=3.5 mm，出口裂缝Wo=2 mm。实验装置参数[18]，如图1所示，其中裂缝宽度为Wi，即入口宽度为Wi，出口宽度为Wo。

该实验装置拆卸及操作方便简单，密封性良好，缝板为楔形，可以根据实验要求组装不同尺寸缝宽的裂缝通道。由于碳酸盐岩壁面是光滑的，砂岩壁面是粗糙的，对于这种形式的模拟，可在光滑楔形裂缝缝板中夹入表面粗糙的超薄夹片来实现。

图1 不锈钢长楔形裂缝模块几何尺寸示意图

2.实验配方

实验用基浆为：6%膨润土+0.3%Na2CO3+0.3%HV-CMC，实验用架桥材料主要为刚性方解石颗粒和核桃壳。方解石颗粒可在裂缝中某位置卡住，相对较小的颗粒填充至裂缝中，核桃壳颗粒可以很大程度降低堵塞层的渗透性，二者复配能最大限度的提高堵塞层的承压能力[19]。实验应用到架桥堵漏材料粒度分级分别是：0～0.2 mm(粒级A1)、0.2～0.35 mm(粒级A2)、0.35～0.45 mm(粒级A3)0.45～0.9 mm(粒级B)、0.9～1.2 mm(粒级C1)、1.2～1.4 mm(粒级C2)、1.4～1.7m(粒级C3)、1.7～2.0 mm(粒级C4)、2.0～2.4 mm(粒级D)、2.4～2.8 mm(粒级E)、2.8～3.2 mm(粒级F)、3.2～3.5 mm(粒级G)等，通过细目数筛分可以筛出更精细分布的粒径以供实验需要。

3. 实验结果与分析

由于对光滑裂缝进行若干组实验后，发现无论增加粒径大小或浓度，都只能在缝口与缝尾堵住，无法在其他位置形成架桥，同时考虑到地层裂缝多为不光滑，采用夹片更能模拟实际情况，研究过程中的实验均采用粗糙裂缝。

本文考察了单种材料与复配材料以不同粒度分布对不同宽度粗糙裂缝的架桥效果，以三种楔形裂缝为例，列举出若干种搭配方式及其在裂缝内的架桥效果，实验结果如表1所示，其中Lx为堵漏材料进入裂缝的深度。

表1 不同裂缝宽度和粒度分布对架桥效果的分析结果(部分)

注：所选颗粒粒级均又通过细目筛进行详细筛选使用。

由表1可以看出，使用粗糙裂缝进行实验，可以在缝中某一位置形成架桥，其中在粒径D10、D25与D75等相同浓度与同种材料进行实验时保持不变，可以发现当D50保持不变时，随着D90粒径的增加，架桥位置从“尾部”逐渐向“腰部”提前；当D90保持不变时，随着D50粒径的增加，架桥位置可在“喉部”与“腰部”两处形成架桥且封堵压力有明显上升的趋势。同时，对不同宽度的裂缝或对颗粒浓度进行改变时，效果均呈现这一趋势。

图2 3.5～2 mm裂缝的粒径分布与封堵压力

根据不同宽度裂缝绘制出的粒径分布与封堵压力图，图2是其中一例，其中黑色虚线作为参考线代表毫米的入口裂缝宽度，黑色曲线表示不同粒级分布下所对应的封堵压力，相应的单色系线表示每个粒径的二次回归拟合曲线随着压力的增加而变化的趋势。根据对每组数据的拟合曲线可以看出，D90粒径的选取往往对提高封堵压力来看，十分明显。结合表1，无论单颗粒材料还是复配材料，D90值都介于1.20～3.50 mm之间。一般来说，所有的材料中D90值小于实验裂缝宽度的在实验中大都导致大量漏失或被击穿。这表明要确保一个有效的裂缝架桥，D90值在堵漏设计中不可缺少，且需要定量化D90粒径值。

二、裂缝性漏失架桥规律分析

裂缝长度方向裂缝宽度不断变化，可用式(1)表示：

(1)

其中：Wy—封堵处裂缝宽度，mm；Wi—裂缝的入口宽度，mm；Lx—距开口裂缝长度，cm。

针对长楔形裂缝(2～1 mm)封堵效果较好的复配实验结果可知，颗粒在18～25 cm处形成稳定架桥，由式(1)算出该处裂缝宽度Wy为1.17～1.4 mm。根据复配材料配方数据，在半对数坐标系下做出粒子的粒度组成分布曲线与粒度组成累计分布曲线，如图3所示。

图3 复配材料粒度组成分布及累计分布曲线(2～1 mm裂缝)

针对长楔形裂缝(3～1 mm)封堵效果较好的复配实验可知，颗粒在18～26 cm处形成架桥，由式(1)计算该处的裂缝宽度Wy为2.13～2.4 mm。同理，针对长楔形裂缝(3.5～2 mm)封堵效果较好的复配实验可知，其颗粒架桥在15～21 cm处形成，由式(1)算出该处裂缝宽度Wy为2.8～3.0 mm。

由复配材料在三种粗糙裂缝中的稳定架桥所做的图，从图3中可以看出，材料粒子粒度的累积分布曲线约在D90标线附近，三种缝宽所对应的D90/Wy分别为：1.16、0.99、0.9。采用同样的方法，在单颗粒材料实验后得出的粒度分布图所对应的D90/Wy也分布在0.9～1.2区间内。由此可见，设计架桥材料粒度时应对D90进行修正，即D90大于等于0.9倍架桥处的裂缝宽度Wy，当D90粒径等于裂缝的入口宽度为Wi时，材料全部封口。因此若要使材料顺利进入裂缝并正确架桥，应0.9Wy≤D90

本文分别采用三种裂缝三种浓度进行分析，得出D10、D25及D75作用于充填作用，因此其为定值时，D50与D90通常决定了架桥的好坏。当D50粒径为定值时，随着D90粒径的增大，架桥位置从不稳固的“尾端”向“腰部”前进，此时D90粒径相当于主架桥颗粒，在合适的位置撑起整个骨架；又当D90粒径保持不变时，增大D50粒径的使用，不但会在“喉部”与“腰部”两部分形成架桥稳定结构，而且封堵压力会有明显提升，此时D50颗粒小于D75、D90粒径，在已经形成稳定骨架的前提下，一部分进入“腰部”加固了架桥，另一部分则在“喉部”停留，形成了封堵隔墙，此时才是真正架桥想要的理想状态[20]，该认识可以在堵漏作业中刚性材料的选取上提供较好的依据。

三、结论

(1)实际裂缝性漏失的通道多为长短不一、非光滑的，利用自主研制的不锈钢长楔形裂缝模块，不仅与实际情况更相近，而且可在实验后观察到封堵情况。

(2)影响架桥的另外一个重要因素，即D50与D90颗粒的选取。当其他粒径的粒子保持不变时，随着D90粒径增加，架桥位置不断提前；D50粒径的加入，在“腰部”的基础上，又增加了“喉部”架桥，且封堵压力得到提高。

(3)若要让材料顺利进入裂缝并形成稳固的架桥，主架桥颗粒粒径的设计至关重要，经大量实验验证后，应采用0.9Wy≤D90

[1]AL-SABA M T，NYGAARD R，SAASEN A，et al. Lost circulation materials capability of sealing wide fractures[J]. SPE 170285，2014.

[2]徐同台，刘玉杰，申威，等. 钻井工程防漏堵漏技术[M]. 北京：石油工业出版社，1997.

[3]刘延强，徐同台，杨振杰，等. 国内外防漏堵漏技术新进展[J].钻井液与完井液，2010，27(6): 80-84.

[4]ASTON M S，ALBERTY M W，MCLEAN M R，et al. Drilling fluids for wellbore strengthening[C]. SPE 87130，2004.

[5]ALBERTY M W，MCLEAN M R. A physical model for stress cages[C]. SPE 90493，2004.

[6]SAVARI S，WHITFILL D L，WALKER J. Lost circulation management in naturally fractured reservoirs[C].SPE 178165，2016.

[7]SAVARi S，KULKARNI S D，WHITFILL D L，et al. “Engineering” design of lost circulation materials (LCMs) is more than adding a word[C].SPE 173018，2015.

[8]ABRAMS. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion[J]. Journal of Petroleum Technology，2013，29(5): 586-592.

[9]SMITH P S，BROWNE S V，HEINZ T J，et al. Drilling fluid design to prevent formation damage in high permeability quartz arenite sandstones[C]. SPE 36430，1996.

[10]HANDS N，KOWBEL K，MAIKRANZ S，et al. Drill-in fluid reduces formation damage，increases production rates[J]. Oil & Gas Journal，1998，96(28)：65-69.

[11]DICK M A，HEINZ T J，SVOBODA C F，et al. Optimizing the selection of bridging particles for reservoir drilling fluids[C]. SPE 58793，2000.

[12]VICKERS S，COWIE M，JONES T，et al. A new methodology that surpasses current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat distribution as found in natural reservoir formations[J]. Wiertnictwo Nafta Gaz，2006(23)：501-515.

[13]LAVROV A. Lost Circulation：Mechanisms and solutions[M]. Oil and Gas NDT-Environmental Standards, 2016.

[14]KUMAR A，SAVARI S，JAMISON D E，et al. Wellbore strengthening: the less-studied properties of lost-Circulation materials[J]. Journal of Research in Special Educational Needs，2010，10(2)：74-81.

[15]李家学，黄进军，罗平亚，等. 裂缝地层随钻刚性颗粒封堵机理与估算模型[J].石油学报，2011(03)：509-513.

[16]张金波，鄢捷年. 钻井液暂堵剂颗粒粒径分布的最优化选择[J].油田化学，2005(1)：1-5.

[17]ALSABA M，AL DUSHAISHI M F，NYGAARD R，et al. Updated criterion to select particle size distribution of lost circulation materials for an effective fracture sealing[J].Journal of Petroleum Science and Engineering，2017，149：641-648.

[18]Grant P, Lassus L, Savari S, et al. Size Degradation Studies of Lost Circulation Materials in a Flow Loop[C]//IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, 2016.

[19]黄进军，罗平亚，李家学，等. 提高地层承压能力技术[J]. 钻井液与完井液， 2009, 26(2): 69-71.

[20]王贵，蒲晓林. 提高地层承压能力的钻井液堵漏作用机理[J]. 石油学报， 2010, 31(6): 1009-1012.