油气层保护用淀粉微球承压能力评价研究

杨超 王晨 赵凯强

摘      要：通过对自制淀粉微球粒径分布、承压能力和岩心端面微观形貌分析可得，微球的D10、D50、D97分别为3.00、18.68和92.05μm，粒径的区间百分含量呈偏差正态分布。淀粉微球在中高渗岩心中承压能力最高，最大可达16.3 MPa，说明岩心在（50～70）×10-3μm2渗透率下的孔喉尺寸与淀粉微球的粒径更加匹配。而在低渗岩心中，淀粉微球承压能力不佳。从岩心端面电镜图发现中高渗岩心在入口端和出口端均可见微球状物质，说明有部分微球颗粒已嵌入岩心孔喉，并且少量微球颗粒在岩心内部发生运移。由此可见，此粒径分布的淀粉微球在渗透率大于50×10-3μm2的中高渗地层将会发挥较大“屏蔽暂堵”作用。

关  键  词：淀粉微球;承压能力;中高渗岩心;油气层保护;屏蔽暂堵

中图分类号：TE 254       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）04-0716-04

Abstract： By analyzing the particle size distribution， compressive pressure bearing capacity and core end micro-morphology of self-made starch microspheres， it was found that the D10， D50 and D97 of the microspheres were 3.00， 18.68 and 92.05μm， respectively. The percentage content of the interval of particle size was deviated from normal distribution. Starch microspheres had the highest compressive pressure bearing capacity in medium and high permeability cores， up to 16.3 MPa， which indicated that the pore throat size of core at （50～70）×10-3 μm2 permeability was more matched with the size of starch microspheres. In low permeability cores， the compressive pressure bearing capacity of starch microspheres was poor. Microspheres were found at the entrance and exit of the medium and high permeability cores， which indicated that some microspheres had been embedded in the pore throat of the cores， and a small amount of microspheres had migrated inside the cores. It can be seen that the starch microspheres with this size distribution will play a large role of temporary shielding plugging in medium and high permeability formations with permeability greater than 50×10-3 μm2.

Key words： Starch microspheres; Pressure bearing capacity; Medium and high permeability cores; Oil and gas reservoir protection; Temporary shielding plugging

鉆井过程中的油气层保护是油气层保护这一系统工程的第一个重要环节。在钻井过程中能否对油气层进行有效保护，直接影响后续作业油气层保护工作的成败，最终影响勘探开发的总体效益。因此，钻井过程的油气层保护问题越来越引起石油工作者的重视，目前已经形成了以屏蔽暂堵技术为主的保护油气层配套技术，在我国各油田取得了良好的推广应用效果。其原理是利用钻进过程中对油气层发生损害的两个不利因素（压差和钻井液固相颗粒），将其转化为保护油气层的有利因素，使钻井液中作为暂堵剂的固相粒子在油气层被钻开瞬间进入油气层孔喉，从而在井壁附近快速、有效的形成一个浅层堵塞带，防止钻井液继续侵入油气层，减少钻井液的损失及其对储层造成的损害。为了达到良好的屏蔽暂堵效果，即“堵得住、堵得快、侵入薄、易解开”，选择具有合适性能的固体材料作为屏蔽暂堵剂是该技术的关键[1-3]。

能够作为屏蔽暂堵剂的油气层保护材料主要有超细碳酸钙、树脂类、聚合醇类、沥青类，以及聚合物微球。超细碳酸钙作为传统的刚性粒子材料，粒径分布区间窄，无法对孔隙结构复杂的储层进行“广谱性”的封堵。即便根据某一区域储层的孔隙特征分选出若干粒径不同的颗粒组合搭配，也仍然无法解决刚性颗粒对形态各异的孔隙适应性差的问题，在实际应用中，这些刚性粒子容易磨损并深入储层，需要补充添加导致用量增大，并可能加大对储层的损害。树脂类、聚合醇类和沥青类材料对钻井液体系黏度影响较大，加大钻井液维护难度[4-6]。

微球类暂堵材料逐渐成为新的研究热点，由于聚合物微球具有一定的可形变性，能够适应复杂的孔隙结构，故将聚合物微球作为油气层保护剂具有独特的优势。另外，研究者们还对微球进行改性，使其具有某些特殊的性能，适应更多复杂多变的地层环境[7-15]。

各类屏蔽暂堵剂在实际应用中均具有各自的优势，可以达到较好的油保效果。但在低油价时期，由于成本的制约，如何平衡成本控制和理想的实施效果，是科研工作者需要解决的问题。

针对目前现状，我们开发一种淀粉微球类油气层保护材料，可以满足在低成本控制下保证良好实施效果的要求。承压能力是评价屏蔽暂堵材料性能的重要指标之一，是实施现场应用前重要的考量指标。所以本文围绕淀粉微球的承压能力开展相关评价研究。

1  实验部分

1.1  试验材料

自制淀粉微球乳液;不同渗透率人造岩心，端面直径为38 mm，长度为100 mm;钻井液用膨润土和增黏剂。

1.2  性能测试方法

粒径分布测试：采用百特仪器公司的BT-9300S型激光粒度仪分析样品的粒径分布，辅助超声。

承压能力测试：采用非常规储层评价设备，在流量为1.0 mL/min的情况下，考察淀粉微球承压能力。先配制4%膨润土基浆，加入0.1%增黏剂形成具有一定黏度的膨润土体系。再加入一定量的淀粉微球乳液，使微球可以充分悬浮在膨润土体系中。测试时稳定泵速在1.0 mL/min，开始驱替待测体系，当岩心夹持器的尾端出液时，停止驱替。记录此时的进出口压差P，排空管线。

岩心端面微观形貌测试：将岩心端面切成2 mm的薄片，使用日本JEOL公司的JSM-7500F型扫描电子显微镜上进行测试。冷场发射，可移动物镜光阑，加速电压0.5～30 kV，放大倍数30～800 000。

2  结果与讨论

2.1  淀粉微球粒径分布

圖1为淀粉微球粒径分布图。如图所示，微球的D10、D50、D97分别为3.00、18.68和92.05μm。在一定离散范围内，粒径的区间百分含量呈偏差正态分布。由于地层孔隙结构的复杂性，粒径分布集中的微球类油气层保护剂很难对形状、尺寸各异的孔喉进行有效封堵。而相比之下，粒径分布较宽的淀粉微球适应性较强，尤其对高度非均质性的储层可进行较全面地屏蔽暂堵。

2.2  承压能力分析

选取三组不同渗透率的岩心进行试验，高渗岩心渗透率为（100～120）×10-3μm2，中渗岩心渗透率为（50～70）×10-3μm2，低渗岩心渗透率为（5～20）×10-3μm2。表1-3为承压能力试验数据。

在高渗岩心中，随井浆中聚合物微球浓度的增加，试验岩心的承压能力最高可达13.8 MPa。120℃时比80 ℃时淀粉微球承压能力略高，可能由于在高温条件下微球的可变形性更好，暂堵效果更佳。在中渗岩心中，相同的试验温度与微球加量下，中渗岩心的承压能力有略微的增加，承压能力最大可达16.3 MPa，说明岩心在此渗透率下的孔喉尺寸与淀粉微球的粒径更加匹配，达到更好的暂堵效果。而在低渗岩心中，微球最高承压能力下降幅度较大，有滤液流出，说明淀粉微球未与岩心孔喉发生有效暂堵。

2.3  岩心端面微观形貌分析

如图2-7所示，从岩心切面电镜图可以看出，中高渗岩心在入口端和出口端均可见微球状物质，说明有部分微球颗粒已嵌入岩心孔喉，并且少量微球颗粒在岩心内部发生运移。中渗岩心端面封堵后更为致密。低渗岩心本身表面十分致密，仅在入口端残存少量微球状物质，而出口端未发现，说明淀粉微球并未嵌入岩心孔喉形成封堵，而仅仅是在岩心表面发生吸附覆盖，这与承压能力数据十分吻合。

3  结论

通过淀粉微球粒径分布分析，微球的D10、D50、D97分别为3.00μm、18.68μm和92.05μm，粒径的区间百分含量呈偏差正态分布。在承压能力试验中，微球在高渗试验岩心中的承压能力最高可达13.8 MPa。

在中渗岩心中承压能力略微提高，承压能力最大可达16.3 MPa，说明岩心在（50～70）×10-3μm2渗透率下的孔喉尺寸与淀粉微球的粒径更加匹配，达到更好的暂堵效果。而在低渗岩心中，微球最高承压能力下降幅度较大，有滤液流出，说明淀粉微球未与岩心孔喉发生有效暂堵。从岩心端面电镜图发现中高渗岩心在入口端和出口端均可见微球状物质，说明有部分微球颗粒已嵌入岩心孔喉，并且少量微球颗粒在岩心内部发生运移。在低渗岩心入口端残存少量微球状物质，而出口端未发现，说明淀粉微球并未嵌入岩心孔喉形成封堵，而仅仅是在岩心表面发生吸附覆盖。此粒径分布的淀粉微球在渗透率大于50×10-3μm2的中高渗地层将会发挥较大作用。

参考文献：

[1]向朝纲， 蒲晓林， 陈勇. 新型封堵剂 FDJ-EF 封堵特性及其作用机理[J]. 断块油气田， 2012， 19（2）： 249-252.

[2]吕开河， 邱正松， 王在明. 自适应屏蔽暂堵钻井液技术[J]. 中国石油大学学报（自然科学版）， 2008， 32（2）： 68-71.

[3]徐同台， 陈永浩， 冯京海， 等. 广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术的探讨[J]. 钻井液与完井液， 2003， 20（2）： 39-41.

[4]裴建忠， 吕开河， 王树永， 等. 聚合物弹性微球油层保护剂的研究[J]. 钻井液与完井液， 2009， 29（2）： 28-29.

[5]赵春花， 夏小春， 项涛， 等. 防冻型纳米乳化石蜡 PF-EPF 的研制与应用[J]. 钻井液与完井液， 2016， 33（5）： 9-14.

[6]YAO Chuanjin， LEI Guanglun， LI Lei， et al. Preparation and characterization of polyacrylamide nanomicrospheres and its profile control and flooding performance[J]. Journal of Applied Polymer Science， 2013， 127（5）： 3910-3915.

[7]隋明煒， 赖小娟， 沈一丁， 等. 一种新型聚丙烯酰胺微球封堵剂的制备及其性能研究[J]. 陕西科技大学学报， 2017， 35（6）： 99-103.

[8]郭丽梅， 薛锦华， 陈曦. 新型屏蔽暂堵剂 ZDJ 室内性能评价[J]. 钻井液与完井液， 2016， 33（1）： 37-41.

[9]WANG Weiji， QIU Zhengsong， ZHONG Hanyi， et al. Thermo-sensitive polymer nanospheres as a smart plugging agent for shale gas drilling operations[J]. Petroleum science， 2017， 14（1）： 116-125.

[10]YAO Chuanjin， LEI Guanglun， HOU Jian， et al. Enhanced oil recovery using micron-size polyacrylamide elastic microspheres： underlying mechanisms and displacement experiments[J]. Industrial & Engineering Chemistry Research， 2015， 54（43）： 10925-10934.

[11]王伟吉， 邱正松， 黄维安， 等. 纳米聚合物微球封堵剂的制备及特性[J]. 钻井液与完井液， 2016， 33（1）： 33-36.

[12]朱霞， 姚峰， 钱志鸿. 聚合物微球溶液封堵性能影响因素研究[J]. 胶体与聚合物， 2014 （1）： 38-40.

[13]ZHAO Hua， LIN Meiqin， DONG Zhaoxia， et al. Study of deep profile control and oil displacement technologies with nanoscale polymer microspheres[J]. Journal of colloid and interface science， 2014， 424： 67-74.

[14]耿学礼， 苏延辉， 郑晓斌， 等. 纳米微球保护储层钻井液研究及应用[J]. 钻井液与完井液， 2016， 33（4）： 32-35.

[15]YANG Hongbin， KANG Wanli， YIN Xia， et al. Research on matching mechanism between polymer microspheres with different storage modulus and pore throats in the reservoir[J]. Powder Technology， 2017， 313： 191-200.