气侵条件下裂缝性地层漏失模拟实验

2021-07-19方俊伟朱立鑫黄胜铭黄维安

科学技术与工程 2021年17期

齐彪，方俊伟，朱立鑫，黄胜铭，张俊，黄维安*

(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐 830011；2.中国石油化工股份有限公司缝洞型油藏提高采收率重点实验室，乌鲁木齐 830011；3.中国石油大学(华东)石油工程学院，青岛 266580)

裂缝性地层钻进过程中，常伴随有气侵现象，深部地层裂缝内高温高压气体侵入井筒的同时，钻井液大量漏失进入裂缝，引发严重的井漏及储层损害问题，阻碍了裂缝性油气藏的安全钻探及高效开发[1-3]。顺北区块受构造运动影响，断裂特征明显，地层孔缝发育，钻井过程中漏溢同存现象频发，严重制约了该地区的勘探开发进程。随着裂缝性油气藏勘探开发的不断进行，裂缝性地层的漏失和气侵并存现象以及两者之间的相互影响研究，逐渐受到石油行业的重视[4-8]。Vavik等[9]通过计算机仿真模拟，探究了温度变化对碳酸盐岩地层漏失与气侵的影响。张兴全等[10]基于气液两相流理论建立了井筒气侵模型，分析了不同井底气侵方式，并提出了重力置换气侵与欠平衡气侵的判定方法。方俊伟等[11]通过建立多相流模型，研究了不同钻井液条件下的气液两相置换模拟。杨顺辉等[12]研制了一套具有真实裂缝空间的可视化井筒-地层耦合流动装置，模拟地层定容和定压情况下钻井液与地层流体在真实裂缝中的耦合流动状态。

目前中外对漏失与气侵同存过程中气液置换现象研究较少，基本停留在置换机理的数值模拟分析，缺乏室内实验模拟的定量化研究。为此，现针对顺北区块裂缝性储层气侵和漏失严重问题，在实验模拟研究的基础上，分析气侵条件下钻井液在裂缝中的漏失规律，探究气侵对裂缝性地层钻井液漏失的影响，为后续裂缝性油气藏开采工作提供理论借鉴。

1 顺北区块地质及其气侵和漏失状况

1.1 顺北区块地质背景

塔里木盆地顺北区块位于新疆沙雅县境内，其构造位置在顺托果勒低隆的北部，处于阿瓦提、满加尔坳陷与沙雅隆起的结合部，构造位置有利，油源充足，是油气长期运移聚集的有利区域，如图1所示。近年来，沙雅隆起南坡奥陶系油气勘探不断取得新进展，在顺北区块的周边已经发现了哈拉哈塘、英买2、托甫台、跃参、跃满等多个海相油气藏。其中，跃参区块奥陶系已经建成了20×104t的产能阵地。2015年以来，部署在顺北区块主干断裂带上的10余口井均发生钻井液漏失，测试均获得高产工业油气流，表明顺北区块油气成藏条件优越，具备良好的勘探前景，主干断裂带是油气富集最有利区。综合钻井、岩心、成像测井等资料，顺北地区奥陶系储层类型为沿大断裂发育的裂缝-洞穴型储层，储集空间类型可划分为洞穴、构造溶蚀缝、构造缝，基质溶孔、晶间孔。

图1 塔里木盆地顺北区块地理位置

1.2 顺北区块裂缝性储层气侵状况

顺北区块诸多井位在钻进过程中，发生了气侵，造成了井下复杂情况。根据现场资料，通过立压和套压的变化、入口及出口钻井液密度的变化、井口发生溢流现象，分析气侵的相关参数。气侵的速度很难得到，只能通过溢流速度间接推得气侵的大概范围。通过已钻井资料得到气侵溢流的速度范围为0.1～2 m3/h，套压的增量为2～5 MPa。实际气体进入井筒后除与钻井液混相外，还存在气体溶解等现象，因此溢流的流速小于实际发生气侵的气体侵入速度。不同井位不同深度的气侵状况并不一样，情况较为复杂，且气侵导致的溢流等复杂现象存在滞后性，需要以发生溢流的时间和井深向前推移。考虑井下不同层位的地质构造中压力分布不均，顺北区块裂缝性储层中的气侵主要包含有重力置换气侵和负压气侵。

1.3 顺北区块裂缝性储层漏失分析

顺北区块受地质构造运动影响，断裂特征明显，海西期断裂活动较强，造成地层破碎、缝网发育，钻井液漏失严重。顺北区块5号断裂带地层具有裸眼段长、漏失情况复杂等特征，现有堵漏施工有桥堵、水泥、化学固结、高失水堵漏、凝胶堵漏，但堵漏成功率参差不齐。沿5号断裂带南北分布的井基本上为评价井和开发井，均有不同程度的漏失发生，如表1所示。其中，漏失严重的井主要为顺北5-5H、顺北5-6井、顺北5-7井、顺北5-8井、顺北5-10井和顺北52X井，漏失次数均达10次以上，复杂时率基本在10%以上(平均12.43%)，尤其顺北52X井复杂时率高达57%，井漏频发且复漏严重，损失时间长。顺北52X井进行了中外6种堵漏技术，堵漏不成功无法安全钻进，被迫移井位，耗时134 d。油气井钻井实践证明，井下喷漏同存的复杂情况，经过多次堵漏和压井无果后，往往因无法进行常规的钻井作业而造成极大的经济损失。

表1 顺北区块井漏情况分析表

1.3.1 裂缝性储层漏失分布

顺北区块奥陶系地层碳酸盐岩溶蚀孔洞、裂缝发育，易出现放空、井漏、井涌等现象。顺北区块主要漏失层位分布如图2所示，顺北区块漏失井深范围广，漏失层位多，从二叠系到奥陶系的底部目的层一间房组和鹰山组均有分布，表现出随机性、多漏点特征。顺北区块裂缝性储层漏失频发，漏点主要集中在一间房组和鹰山组地层，在统计的各地层漏失次数中，一间房组地层漏失10次，鹰山组地层漏失15次，漏失占比分别为7.8%、和11.7%，鹰山组漏失程度稍高于一间房组。顺北区块裂缝性储层纵向漏失分布如图3所示，奥陶系地层中的一间房组和鹰山组漏失多发，漏失井深范围为7 350～8 150 m，漏失在地层深度7 400～7 650 m最为集中。

图2 顺北区块主要漏失层位分布统计图

O3q为恰尔巴克组；O2yj为一间房组；O1-2j为鹰山组

1.3.2 裂缝性储层漏失速度

顺北区块裂缝性储层漏失速度总体分布情况如图4所示，漏速小于10 m3/h的微漏占51.72%；漏速在10～20 m3/h的小漏占24.14%；漏速在20～50 m3/h的中漏占6.9%，漏速大于50 m3/h的占3.45%；钻井液失返、不能建立循环的恶性井漏占13.79%。顺北区块裂缝性储层漏失井平均漏失速度2.25～12.0 m3/h均有，整体上裂缝性储层的平均漏失速度在5～10 m3/h。表明顺北区块裂缝性储层的井漏主要是微漏和小漏。

图4 顺北区块裂缝性储层漏失速度分布图

1.3.3 裂缝性储层漏失密度

奥陶系溶洞裂缝发育，存在漏失和溢流风险，要做到“压而不死，活而不喷”，目的层钻井液密度的控制至关重要。如图5所示，对裂缝性储层漏失时钻井液密度进行统计分析表明：顺北区块裂缝性储层漏失密度集中在1.25～1.29 g/cm3，裂缝性储层漏失压力普遍较低。为有效保护储层，避免钻井完井液滤液和固相通过孔隙和裂缝进入储层，一般控制钻井液密度与地层压力之间为近平衡状态，钻井液密度使用不高。一旦钻井液密度使用偏高或下钻过快产生激动压力，容易压漏承压能力低的地层，产生诱导裂缝漏失。

图5 顺北区块裂缝性储层漏失密度分布

1.4 气侵与漏失漏溢同层模式

漏失和气侵(溢流)是顺北区块井下复杂的主要原因之一，损失时间长，严重影响正常钻进。漏失和气侵“同层”现象时有发生，当钻进至地层裂缝带时，钻井液会漏失进入开启裂缝中造成井筒内静液柱压力明显降低，地层内气体压力超过井内压力时，便会引起气侵，为“先漏失后气侵”；而在高孔隙、高渗透性地层，钻井过程中“先气侵后漏失”最为常见。合理钻井液密度钻进至高压地层或邻井压裂地层，发生溢流，现场采用提密度抑制溢流，钻井液往往会漏失进入承压能力薄弱的裂缝或孔隙中，造成漏溢同层，在顺北区块水平钻井中尤为常见。

2 实验仪器与方法

2.1 实验仪器

实验仪器主要采用钻井液动滤失与长裂缝封堵模拟实验装置，如图6所示，该装置可模拟深部地层高温高温条件下不同形态裂缝的漏失情况。高温高压釜体可模拟井下钻井液环境，釜体采用活塞加压来模拟钻井液注入压力，高温环境通过釜体外部安装的柔性加热套实现，内部装配有温度传感器，可实时测量釜体内部实验温度，且釜体可翻转180°，并与水平方向夹角实现30°、45°、60°、90°定位，可模拟定向井或水平井钻井液堵漏作业工况；实验中，用不同开度楔形长裂缝模拟地层裂缝形态，可打开不锈钢制缝板观察裂缝封堵层真实情况；为测试气侵条件下裂缝性地层漏失情况，在常规实验仪器基础上，专门在装置尾部增加了反向承压装置，为实现模拟气侵提供了气体流通通道，以及测量气侵流速、压力值的瞬时流量计和数显精密压力表。

图6 气侵条件下裂缝性地层漏失模拟装置

2.2 实验材料

封堵裂缝性地层常用的桥接堵漏材料，按其不规则的形貌可分为硬质颗粒材料、易弯曲片状材料和柔性强的纤维材料三类，按不同配方和比例复配而成的桥浆可有效封堵储层的孔隙或裂缝，保护储层不受外来液的侵害。结合Kaeuffer[13]和Sudduth[14]两位学者提出的1/2理想填充理论以及张金波等[15]的D90填充理论，实验中采用油田现场堵漏施工较为常见的桥接堵漏材料，在井浆基础上，加入核桃壳、云母片、方解石颗粒、超细碳酸钙、聚丙烯纤维素、果壳粉等，配制堵漏浆，使其在不同的裂缝倾角、不同正压差、不同裂缝宽度的条件下，封堵成功，形成封堵层结构，堵漏材料如表2所示。

表2 桥接堵漏材料

2.3 实验原理与方法

通过自制的钻井液动滤失与长裂缝封堵模拟实验装置，模拟气侵条件下钻遇裂缝时的井下漏失状况，记录不同条件下的气侵速度，观察钻井液漏失情况，研究裂缝性地层漏失的一般性规律。模拟实验装置中长裂缝岩心夹持器配套不同长度的楔形长裂缝模型，具体尺寸如下：长度1 000 mm楔形长裂缝模型1套，裂缝开度1 mm×0.5 mm、3 mm×2 mm、5 mm×4 mm；基于顺北区块裂缝性地层的裂缝宽度和走向等发育情况，如表3所示，选择宽度与井下实际相对应的长裂缝模型，在不同倾角和压差等条件下分别进行气侵模拟实验。

表3 顺北区块某漏失井裂缝特征参数

通过顺北区块某井储层裂缝特征参数统计分析可知，在6 000～7 000 m井段，三开/四开钻进过程中裂缝存在较多，导致了诸多井下复杂情况；井下存在2 mm以上的大缝，以及0.1～2 mm的微小裂缝，相对而言，中小裂缝较多；裂缝产状较为复杂，存在垂直缝、斜缝、水平缝等多种。通过以上裂缝形态数据及分析，裂缝形态拟以2 mm为基本缝宽，在实验中设置了1、3、5 mm 3种缝宽，同时添加了0°、45°、90°共3种倾角来模拟不同形态裂缝。

以不同裂缝宽度为例，气侵条件下裂缝性地层漏失情况模拟实验方法如下：①根据现场钻井使用的钻井液配制实验用膨润土基浆，加入堵漏材料后，经高速搅拌机搅匀后，灌入泥浆罐(高温高压釜体)；②根据情况控制好裂缝模块的裂缝宽度，使其固定连接在泥浆样品罐上，保持近罐端裂缝模板的裂缝开度大，预设缝宽分别为1、3、5 mm；③缓慢加压推动活塞，使得钻井液漏失进入裂缝并形成一定封堵层；④保持正向压力不变，打开反向气压(预设好)阀门，记录气侵流速、压力值；⑤实验结束后，退活塞，取出裂缝模块拍照，观察裂缝模块内漏失情况。

3 实验结果与分析

3.1 不同倾角气侵条件下漏失模拟

实验中控制钻井液正压差为0.5 MPa，气侵压差为0.5 MPa，缝宽为2 mm，改变裂缝倾角分别为0°、45°、90°，观察并记录气侵的流速变化。不同倾角的气侵情形如图7所示。

不同倾角缝板内漏失深度如图8所示，漏失深度与裂缝倾角的拟合表达式为y=27.93e0.003 5x，其中，y表示漏失深度(cm)，x表示裂缝倾角(°)。本实验模拟的是气侵和漏失发生后的现象，改变裂缝的倾角，使裂缝分别处于90°、45°、0°的形态。发现由于倾角变化，裂缝垂直方向的高差逐渐减小，使得裂缝在垂直方向上的压差降低，漏失程度减弱。随后通过增加裂缝尾端的气压，直至突破封堵层，测试所形成的封堵层承压能力。可看到裂缝内的封堵层被气体突破“吹出”后留在裂缝口的团状封堵结构。垂直缝漏失量最大，形成的封堵层最长，被“吹出”封堵层也最多且致密。

图8 不同裂缝倾角缝板内漏失情况

当压力分别达到0.35、0.26、0.28 MPa时，形成的封堵层被突破，气侵速度迅速增加，分别达到0.38、0.31、0.21 L/min，经过5～10 s后，气侵通道进一步打开，达到0.6 L/min左右，后期气侵速度缓慢增加到1.35、1.12、1.02 L/min，压力经过短暂的波动，基本不变，维持在0.6～0.7 MPa。垂直裂缝的反向承压能力相对最高，这说明当钻井液没过裂缝一段时间后，漏失作用有利于在裂缝内部形成较厚的堵漏带，气侵不容易突破密封性好的封堵层。

3.2 不同钻井液正压差气侵条件下漏失模拟

实验中控制缝宽为2 mm，裂缝倾角为90°，气侵压差为0.5 MPa，改变钻井液正压差分别为1、2、3 MPa，观察并记录气侵的流速变化。不同钻井液正压差情况下的气侵情形如图9所示。

图9 不同钻井液正压差裂缝入口图

不同钻井液正压差下缝板内漏失深度如图10所示，漏失深度与正压差的拟合表达式为y=67.25x0.539 9，其中，y表示漏失深度(cm)，x表示压差(MPa)。在不同正压差作用下，钻井液漏失深度逐渐增加，分别达到54.6、66.7以及100 cm以上。形成的封堵层也更为致密。正压差越大，漏失发生越剧烈，漏失通道增加。不同正压差作用下的封堵层致密性不同，正压差越大，封堵层越致密。承压能力(突破压力)分别达到0.35、0.42、0.51 MPa，之后压力略微减小，出现小范围波动后基本不变。气侵速度分别维持在0.47～0.7 L/min。裂缝内封堵层被突破后形成气体的流通通道，使得漏失的压力和气侵流速逐渐稳定。

图10 不同钻井液正压差下缝板内漏失情况

3.3 不同裂缝宽度气侵条件下漏失模拟

实验中控制气侵压差为0.5 MPa，裂缝倾角为90°，气侵压差为1 MPa，改变缝宽分别为1、3、5 mm，观察并记录气侵的流速变化。不同裂缝宽度的气侵情形如图11所示。漏失深度与裂缝宽度的拟合表达式为y=65.64e0.143 3x，其中，y表示漏失深度(cm)，x表示缝宽(mm)。缝宽的影响非常明显，裂缝越宽，漏失发生越严重。1 mm缝的漏失深度为31.5 cm，3 mm和5 mm的裂缝漏失深度为76.1 cm和100 cm，漏失越严重，形成的封堵层也越致密，而且堵漏材料在裂缝内部形成多重密封屏障，可以共同承受气侵压差，承压能力有更高的提升。不同缝宽的裂缝中的封堵层突破压力分别为0.68、0.89、1.12 MPa，突破瞬间的流速分别为0.81、1.51、1.69 L/min。随后流速和压力出现小幅波动，基本稳定，持续到300 s时刻，流速分别为0.8、1.46和1.69 L/min。