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1、考虑裂缝宽度及压差的裂缝-孔隙型储层屏蔽暂堵实验研究刘 静*作者简介：刘静，1979年生，在读硕士生，主要从事开发地质及油气储层保护理论与技术研究。地址：(610500)成都市新都区西南石油学院油井完井技术中心。E-mail: 。电话: 028-83033042 康毅力 刘大伟 游利军 高波（油气藏地质及开发工程国家重点实验室西南石油学院）摘要：孔隙型储层的屏蔽暂堵技术研究应用较成熟，而裂缝孔隙型储层的研究不够深入，未充分考虑裂缝宽度及正压差的影响，因此有必要研究不同缝宽及压差条件下的屏蔽环暂堵效果。本文对川东北区改性后的泥浆进行评价，以碳酸盐岩为实验岩心，进行了裂缝宽度分别为10mm、20m
2、m、50mm的岩样的屏蔽暂堵实验及同一岩样在正压差为1MPa、2MPa、3MPa和 4MPa的屏蔽暂堵实验。研究结果表明，改性浆对裂缝宽度在1050mm的岩样暂堵和返排效果好，强度高，并且和该泥浆粒度峰值相匹配的裂缝宽度为50mm左右的岩样，暂堵和返排效果最好。裂缝宽度在10mm左右的岩样，合理的正压差为2MPa。关键词：钻井完井液；屏蔽暂堵；裂缝宽度；正压差；渗透率恢复值屏蔽暂堵技术最早是针对保护孔隙型储层而提出的，已成为我国钻井完井储层保护的一个重要技术领域，获得了广泛的应用。早期的认识主要基于对中低渗孔隙型砂岩储层的保护研究与实践，经过不断总结、完善，形成了一套可以适应不同物性范围储层的
3、系列技术。2000年以后，裂缝性储层的保护技术有了新的突破。裂缝应力敏感性评价，裂缝宽度预测方法、裂缝屏蔽暂堵实验方法的深刻认识及完善，促进了对裂缝性储层保护的技术水平提高。裂缝性储层暂堵返排恢复率可以达到80%以上，暂堵强度超过20MPa。世界上很多高产油藏的产量几乎都是从生产层的裂缝中开采出来的。虽然天然裂缝明显改善储层的渗流能力，然而一旦钻井完井液侵入裂缝深部，将产生严重的损害，完井测试效果却远低于预测产量。因此有必要对裂缝性油藏的评价方法和保护技术进行系统研究。焦棣（1994，1995）提出动态泥饼层最小过平衡压力的概念，并指出低于临界渗透率时，动态泥饼就不能形成。马喜平和赵敏（199
4、5）指出，在泥浆动失水中，泥饼孔隙度和渗透率随压差提高而下降，厚度增大。黄立新等（2001）提出内外泥饼越致密，就越能有效的阻止固相和液相的侵入。顾军等（2002，2003）研究水泥浆对裂缝-孔隙型储层的损害机理，确定了适应各种井深的水泥浆配方和裂缝暂堵剂。何健和康毅力等（2004）提出在返排过程中，存在一个突破压力Pd，只有超过突破压力时，返排才能进行。以川东北地区碳酸盐岩储层为例，研究区的主要孔隙类型为粒间溶孔、晶间溶孔和溶洞，水平缝较为常见，裂缝的宽度分布平均宽度范围为3mm50mm。本文通过实验方法，考虑不同裂缝宽度及压差的裂缝-孔隙型储层屏蔽暂堵，研究钻井液屏蔽暂堵的合理正压差及在不
5、同裂缝宽度条件下的暂堵效果，为有效地应用屏蔽暂堵保护技术提供合理依据。1 实验材料和仪器实验采用对原浆进行改性后的泥浆，改性后的泥浆体系的配方为：原浆+34%裂缝复合暂堵剂(150200目)+12%细目碳酸钙(1250目)+12%细目碳酸钙(4000目)+3%变形粒子(EP-2，90120oC)。平均粒径为D（v，0.1）=0.42mm，D（v，0.5）=13.98mm，D（v，0.9）=65.05mm。实验岩样为川东北区长兴组和飞仙关组碳酸盐岩岩心，岩样都为人工造缝，缝为平行于岩样轴向的单条裂缝，缝内无充填物。所有岩样做实验前都抽真空饱和地层水48小时。所用泥浆的常规性能及岩样的物性参数见表
6、12。实验采用CWCTacidI型高温高压动态损害评价仪（示意图如图1），对不同裂缝宽度及压差的岩样进行屏蔽暂堵、返排及屏蔽环强度实验。该评价仪的测量参数为：（1）温度：室温200摄氏度2；（2）围压：2MPa50MPa5%；（3）泥浆循环流量：020l/min；（4）柱塞状岩心：直径2.54cm，长度28cm；重复测量误差5%。并且能模拟钻井完井作业时泥浆固相和液相对岩心进行动态综合损害情况。 表1泥浆常规性能R(g/cm3)T(s)pHB(ml)K(mm)Q600Q300Q310/Q310AVPVYP1.5855101.80.3114642/5.557507表2 实验岩样的物性参数岩样号长
7、度(cm)直径(cm)孔隙度(%)Kw1(10-3mm2)裂缝宽度（mm）1#5.72.5111.03.052102#5.4342.5311.0126.389203#5.2582.565.66367.551504#4.0202.55012.2751.59985#3.4202.51010.76.464136#5.1422.51010.83.972112 改变缝宽和压差的屏蔽暂堵实验2.1 不同裂缝宽度的屏蔽暂堵实验2.1.1 屏蔽暂堵及返排实验步骤（1）测岩样的初始正向地层水渗透率Kw；（2）在正压差为3.5MPa，围压7.5MPa下，用温度80的泥浆反向损害岩样60min，计量其累计滤液体积；
8、（3）测损害后岩样正向地层水渗透率Kw1；（3）计算渗透率恢复值KW1/KW。2.1.2 屏蔽环强度实验步骤（1）实验操作同2.1.1的（1）（2）；（2）用地层水反向测定岩心滤失量，正压差依次增加到5 MPa、7 MPa、10 MPa、12 Mpa和15 Mpa，并计量出各正压差10分钟的滤失体积，计算岩心渗透率Ki及泥饼暂堵率Zd=（Kw-Ki）/ Kw100%。2.2 不同压差的屏蔽暂堵实验2.2.1 屏蔽暂堵及反排实验步骤（1）测岩样的初始正向地层水渗透率Kw；（2）在正压差为1MPa，围压7.5MPa下，用温度80的泥浆反向损害岩样60min，计量其累计滤液体积；（3）同上2.1.1
9、实验步骤（3）、（4）；（4）重复（2）和（3），压差依次改变为2MPa、3 Mpa和4MPa。3 实验结果及分析3.1 不同裂缝宽度的屏蔽暂堵实验实验的3块岩样裂缝宽度分别为10mm、20mm和50mm，屏蔽暂堵滤饼形成实验结果 (表3) 表明， 3块岩样在15min时暂堵率均在99%以上，随着返排压力增加，渗透率恢复值也增大，而后逐渐趋于平缓（图2）。究其原因是由于当返排压力升高到一定值时，泥饼被破坏，伴随着有滤液流出。当返排压力逐渐增大，岩心中的原来堵塞在孔喉处的固相粒子被不断的排出，流动通道逐渐畅通，返排恢复率增大；返排压力继续增大，流体流速增大，当流速超过一定值之后，流速对渗透率的影
10、响就越来越小，返排恢复率逐渐趋于平缓。表3暂堵实验评价(滤饼形成)样品累计滤失量（ml）暂堵率(%)KwKw1（P1）(MPa)Kw2（P2）(MPa)Kw3（P3）(MPa)恢复值(%)7.5 min15 min30 min60 min15 minKw1/KwKw2/KwKw3/Kw1#0.050.120.220.3099.8562.991.69（0.25）2.74（2.47）2.96（0.60）56.5591.5498.682#0.050.050.100.1599.35026.395.04（0.12）15.28（1.03）24.26（2.03）19.0957.9191.943#0.500.
11、500.500.50100367.60154.24（0.02）302.76（0.05）362.27（0.10）41.9682.3698.55注: Pi- 泥饼返排时的流压；(i=1,2,3) KW- 初始正向地层水渗透率； KWi- 对应于返排流压下的正向地层水渗透率; Kwi/Kw- 对应于返排流压下的渗透率恢复值 1#岩样返排恢复率为98.68%，2#岩样返排恢复率为91.94%，3#岩样返排恢复率为98.55%，突破压力只有0.02MPa，返排效果最好。分析其原因：从泥浆粒度分布曲线（图3）可以看出，粒度峰值在40mm50mm，3#岩样缝宽为50mm，与粒度峰值相匹配，填充粒子和变形粒子
12、的细粒相对含量高，主要分布在0.1mm10mm，有利于快速高效形成屏蔽环，固相和液相侵入浅，因此返排效果好。由此可见，改性浆对裂缝宽度为10mm50mm的岩样暂堵和返排效果好。强度实验岩样裂缝宽度分别为8mm、13mm。从泥浆强度来看（表4），在压力不断增加的情况下，其对应的暂堵率并没有明显的降低，其滤失量也没有明显的增加，说明屏蔽环并未被压漏。在15MPa下，其暂堵率均在99%以上，缝宽小的岩心屏蔽环强度比缝宽大的岩心好。分析其原因是由于缝宽大的岩样，固液相容易进出岩心，滤失量就大。但总体来说，两块岩样形成的屏蔽环强度都至少能够承受15MPa的压力，对防止固井作业损害极为有利。表4 屏蔽环形
13、成及强度评价表岩心45屏蔽环形成及强度时间(min)07.515306007.5153060累计滤失量(ml)00.060.100.150.2500000.20K(10-3mm2)00.0030 0.00240.00120.001600 0 0 0.0011暂堵率(%)10099.812 99.844 99.922 99.902 100100 100 100 99.983 压力(MPa)5710121557101215滤失量(ml)0.200.100.1000.050.150.400.500.300.40K(10-3mm2)0.00520.00180.0013 00.00040.00380.0
14、0730.00640.00320.0003 暂堵率(%)99.672 99.88399.918 10099.973 99.93999.88399.898 99.94999.946 3.2 不同压差的屏蔽暂堵实验由暂堵实验结果(图4)表明， 6岩样在正压差只有1MPa时，屏蔽环形成最好，暂堵率已达100%，此时返排压力为2MPa，返排恢复率为77.50%；正压差为2MPa时，暂堵率为98.98%，此时返排压力只有1.5MPa，返排恢复率最高，达到98.16%。分析其原因：6岩样缝宽11mm，正压差只有1MPa时，固液相就进入岩心，很易形成屏蔽环，暂堵率已达100%。正压差2MPa时，泥饼形成好，当返排压力达到1.5MPa时，流动通道已经建立，裂缝和孔隙参加贡献，返排恢复率高达98.16%。由于人工造缝的
