保护油气层屏蔽暂堵技术研究

保护油气层屏蔽暂堵技术研究X

路　萍1,黄志强2

(1.长江大学石油工程学院;2.长江大学油气井工程研究所,湖北荆州　434023)

摘　要:本文针对改性钻井液在完井过程中固相含量对油气层的损害情况,研究探讨了屏蔽式暂堵技术,通过对其作用原理、作用机理、影响因素进行介绍,以及分析其在相关油田中的应用,指出了屏蔽式暂堵技术在油气层保护方面有着重要的作用和发展前景。

关键词:固相;屏蔽暂堵;油层保护

中图分类号:T E258 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0089—02

在钻井过程中,为了降低成本和简化钻井工艺,利用改性钻井液作为完井液,已成为一种行之有效的方法。但实际钻开储层时,钻井液中的高固相含量及固相粒子的多级分散,对油层的高压差、长时间浸泡等损害油层的因素也是无法避免的,而屏蔽式暂堵技术就是解决此类问题的一种重要技术。

1　屏蔽暂堵技术保护油气层原理

该项技术主要是利用钻井液中已有固相粒子对油层的堵塞规律,即人为地在钻井液中加入一些与油层孔喉的堵塞机理相匹配的架桥粒子、填充粒子和可变形的封堵粒子,使这些粒子能快速地(十分钟)在井壁周围10cm以内形成有效的、渗透率几乎为零的屏蔽环,阻止钻井液中的固相和液相进一步侵入油层。从而消除钻井和固井时钻井液、水泥浆对油层的损害,同时也消除了浸泡时间过长对油层的损害。

2　屏蔽暂堵技术保护油气层作用机理

屏蔽式暂堵技术理论能否成立的关键在于固相粒子能否将地层喉道“堵死”,如何才能将其“堵死”以及如何能人为地控制并在地层环形浅部位完全堵死,其中固相粒子对油气层喉道的堵塞机理是此问题的关建。

2.1　固相微粒堵塞地层喉道的物理模型

2.1.1　微粒运移过程中的堵塞(桥塞)。地层孔隙中随流体流动而运移的固相微粒在孔隙中可能被捕获而停止运动。它可分为两类,一类是沉积,多发生在孔隙的大直径处;另一类是喉道堵塞,发生在喉道处。前者在改变流动条件时,如提高流速、增大压差等,可以重新运移。后者一般牢牢地“卡”在喉道处不再运移。屏蔽式暂堵技术就是利用后者的发生起桥堵作用,即桥塞式桥堵。

2.1.2　单粒逐一堵塞模型。钻开地层,钻井液与地层接触,在压差△p作用下,钻井液开始向地层滤失,其中大于油层孔隙的粒子沉积于油层表面,开始形成泥饼(外泥饼),小于油层孔隙的粒子随液相进入油层,运移到喉道处,其中大小与形状和喉道(直径与类型)相当的粒子才“卡死”在喉道。桥塞粒子对喉道的桥塞,形成直径更小的喉道。在此新喉道处,固相微粒重复上述运移过程,直径大小与形状与新喉道相当的微粒又将“卡”在新喉道上,这种粒子称为“填充粒子”。这种喉道的每一次堵塞和填充都单粒的行为,而且是粒径从大到小的粒子逐一的行为,即在喉道的截面上,任何时刻都只有单个微粒运移通过,故称为“单粒逐一堵塞模型”,如图1所示。2.1.3　双粒(多粒)桥架堵塞模型。当固相粒子浓度较高,液相通过喉道任意时刻的喉道横截面上,同时有两个或多个固相微粒存在。尽管每一个微粒粒径大小均不足以产生桥塞或填充,但两个或多个粒子,同时挤在喉道处,当其直径之和达到与喉道相当时,则两个或多个粒子以桥架方式在喉道处桥塞或填充,这样的喉道堵塞过程,称为微粒的双粒或多粒架桥模型,如图2所示。

2.2　屏蔽暂堵技术实施方案

　加入架桥粒子。架桥粒子直径应为储层平均孔径的3,只有这样桥塞粒子才是稳定的。常用的桥塞粒子有超细碳酸钙(酸溶性)、油溶树脂、

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　2012年第6期 内蒙古石油化工

X收稿日期52.2.1

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氯化钠等。

2.2.2　加入可变形粒子。加入架桥粒子后可形成一个严重的堵塞带,它可使地层的渗透率下降99.9%,但不为零,无法完全阻止液相继侵入,这样仍然达不到“屏蔽式暂堵技术”设想的要求。从堵塞的模型分析,这种堵塞无论如何也不可能使地层K =0,这是因为逐一填充之后,总会留下一个有待于更小的微粒填充的微小喉道,此喉道再小也比水分子大得多,其K 值不可能为零,因此必须借助可变形微粒的封堵机理。若此微粒在压差下可变形,则它向未被填充的空间变形;若此空间的大小与可变形微粒大小和变形性相当,则可通过变形作用将此空间封死,不再留下更细小喉道,此时堵塞带的K=0。按此作用机理,这些可变形的粒子必须满足以下要求:首先,必须能在水中自动高度分散成微米级的微粒;其次,在地层温度条件下软化变形但不能成为流体。

当钻进时,应提高泵排量以增大环空返速冲洗泥饼,才能使“屏蔽暂堵”效果更好。3　影响因素

3.1　压差的影响

压差△p 是形成屏蔽环的必要条件,因此它们的作用及效果决定了此项技术的成败。相关实验结果如表1所示:

表1　

压差对屏蔽环形成的影响

岩心号K ∞

(%)

R (L m)

Kw

K 1

K2

K3

K4

暂堵条件(动态)

△p

(MPa)时间

(m in)

滤液(ml)3-2307.1933.07 2.3228.05 6.35 1.010 1.28-1316.8733.15 2.4252.090.940.880.67 3.010 1.25-2310.9332.80

2.3238.160.86

0.750.510.43

0.50

10

1.2

注:K ∞,Kw,K 1,K2,K3,K 4单位均为10-3

L m

2.

R 为计算的平均孔喉半径,L m .

暂液体:3%土量的综合土浆+1%Q S-2+2%HL- 2.

K 1:测压为0.150MP a 时的渗透率(暂堵后用1%K C L 溶液测);K 2:测压为0.950Mp a 时的渗透率(暂堵后用1%K C L 溶液测);K 3:测压为2.00MP a 时的渗透率(暂堵后用1%KCL 溶测);测压为4.00MP a 时的渗透率(暂堵后用1%KCL 溶液测)

由上表数据知,压差越大形成的屏蔽环封堵效果越好。

3.2　屏蔽环形成后水泥浆的影响

屏蔽环形成后,能否消除水泥浆的损害,表2给出了实验结果。

表2　钻井液暂堵后水泥浆动态污染试验结果

岩心号K ∞(10-3Lm 2)K w1(10-3Lm 2)K w2(10-3L m 2)截长(cm)K (10-3Lm 2)

暂堵条件(动态)

△p (M Pa )剪率(s -1)时间

(min )滤液(ml )体系

3653635

原浆+%QS +%QS +%5目O 3+5%3目O3水泥浆

556563535 由实验发现,对已受钻井液损害的地层,水泥浆

仍然会造成损害,一般在钻井液损害基础上增加20%～40%以上。而对采用屏蔽暂堵效果好的油层,再经水泥浆损害后,其损害深度仍在2～3cm 内,说明水泥浆组分未能穿过“屏蔽环”,有效地防止了水泥浆对油层的损害。

3.3　负压差条件下的反排作用

在正压条件下形成的屏蔽环,正压差愈大则效果愈好,负压差时发生反排,则屏蔽环破坏,油层渗透率恢复,其恢复率可达70%～80%或更高,它与堵塞深度很浅有关,实验结果如表1-3所示。这说明在正压差下形成的屏蔽环,可用反排方法解堵。因此,在屏蔽暂堵技术使用过程中,必须严防负压差出现,而在必要时可采用反排解堵。

表3　

反排渗透率恢复结果

岩心号K ∞

(%)

R

(LM )

K w

K 1

反排压力(MP a )

K 2

恢复率(%)

暂堵条件(动态)

△p

(MP a)时间

(mi n )

滤号(m l)8-3519.3934.57 2.9442.680.870.295427.3396.6 3.030 2.08-2310.9332.80

2.3

238.160.860.713227.3999.8

1.0

10

1.2

注:K ∞,Kw ,K1,K 单位均为10

-3

L m 2

.

暂堵液体:3%土量的综合土浆+1%QS -2+2%HL- 2.

K1:测压为0.150MP a 时的渗透率(暂堵后用1%KCL 溶液测);K 2:反排后用蒸馏水所测的渗透率。

4　应用效果及结论

这项技术已在不少油田中得到应用并取得了理想的效果。例如,新疆夏子街油田口井使用此项技术,单井产量比未使用此项技术的井提高45%.又如,吐哈的温米油田为低渗油层,开发设计为压裂后才能投产。使用屏蔽式暂堵技术并射孔后,167口井全部自喷,单井产量比设计值提高20%～30%。经过以上理论分析和实验研究,及在相关油田钻井中的应用,证明屏蔽式暂堵技是可行的,尤其在油水层分布相对复杂区块,更能够很好达到保护油气层的目的。

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1412.8410.84

2.0240.72.180

1

0.9

2-12-2220Ca C 1.20Ca C 70119.97.170 1.9..10010.4

2000.

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