裂缝性碳酸盐岩储层的钻井液侵入预测模型

第32卷 第3期2011年5月

石油学报

ACTAPETROLEISINICA

Vol.32No.3

May2011

文章编号:0253-2697(2011)03-0504-05

裂缝性碳酸盐岩储层的钻井液侵入预测模型

叶 艳1,2 安文华2 滕学清2 陈 勉1 鄢捷年1 王书琪2

(11中国石油大学石油工程教育部重点实验室 北京 102249; 21中国石油塔里木油田分公司 新疆库尔勒 841000)

摘要:裂缝/孔隙性碳酸盐岩储层钻进时的主要损害机理是钻井液中固相和滤液对储层裂缝的侵入。针对平均缝宽不超过100Lm的低渗透裂缝性油气藏,建立了钻井液在单一裂缝中的侵入预测模型,模型中裂缝开度随有效应力连续变化。利用该模型对塔里

木油田某区块现有钻井液体系的碳酸盐岩储层裂缝侵入程度进行了预测,并与该钻井液体系性能室内评价结果进行了对比分析。预测和评价结果表明,在钻井过程中,泥饼的形成速率和形成质量是保护裂缝性碳酸盐岩储层技术的关键。通过调整钻井液快速弱凝胶的结构和优化体系粒径级配,可将钻井液对储层裂缝的侵入量控制到最低。关键词:碳酸盐岩储层;裂缝侵入模型;钻井完井液;理想充填暂堵;储层保护中图分类号:TE258 文献标识码:A

Thepredictionmodelforthedrillingfluidinvasionin

fracturedcarbonatereservoirs

YEYan

1,2

ANWenhua TENGXueqing CHENMian YANJienian WANGShuqi

22112

(1.KeyLaboratoryforPetroleumEngineeringoftheMinistryofEducation,ChinaUniversityofPetroleum,

Beijing102249,China;2.PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla841000,China)

Abstract:Themajordamagecausedbydrillinginfracturedorporouscarbonatereservoirsisaninvasionofparticlesandfiltrateofdrillingfluidintoreservoirfractures.CarbonatereservoirsintheTarimBasinarebasicallycharacterizedbyabundantnaturalfrac-turesandvugs.Intermsoflow-permeabilityfracturedreservoirswithanaverageslotwidthlessthan100Lm,apredictionmodelfortheinvasionofdrillingfluidintosinglefracturewasestablished,ingthismodel,theinvasionextentofdrillingfluidsusedcurrentlyforcarbonatereservoirsinablockoftheTarimBasinwaspredicted,andacorrelationbetweenthepredictedresultandtheoutcomederivedfromthelabassessmentofpropertiesofthesedrillingfluidswasmade.Thepredictionandassessmentresultsdemonstratedthatthesealingrateandqualityofmudcakeswerethekeyoftechniquesthatintendedtoprotectfracturedcarbonatereservoirs,anditwaspossibletominimizetheinvasionintoreservoirfracturesbyintensifyingfastweak-gelstructuresandoptimizingthesystematicalsizegradingofdrillingfluids.Keywords:carbonatereservoir;fracture-invasionmodel;dril-linfluid;idea-lpackingtemporaryblocking;reservoirprotection

碳酸盐岩储层的岩性以灰岩、颗粒灰岩为主,具有特低基质孔隙度及特低基质渗透率的性质,裂缝的发育与开启程度对油气藏储渗性能烃类运聚、产能建设起着至关重要的作用。与孔隙性砂岩明显不同的是,裂缝既是裂缝性油藏流体的储集空间,又是渗流通道。相对于基岩来说,裂缝是受损害的敏感部位,在实施储层保护技术过程中,应集中考虑裂缝可能受到的损害。滤液侵入对储层损害最大的阶段发生在尚未形成泥饼的钻井液初滤失阶段,此时钻井液中的固相粒子、亚微米胶态微粒及各种聚合物溶液集中进入地层裂缝通道,在近井眼周围形成一个伤害区,导致储层渗透率下降,从而造成不易恢复的伤害

[4-7]

[2-3]

[1]

量解除钻井液对储层的损害,在油气井投产前一般采

用酸化等解堵措施,以恢复或提高油气井产能。因此,为了控制钻/完井过程中对储层裂缝的伤害,以及保证后期酸化等解堵措施取得良好效果,准确预测钻井液对储层裂缝的侵入程度对制定储层保护措施具有指导意义。

目前,国内外学者应用不同的连续性方程和孔隙介质模型推导出了一系列关于非牛顿流体在一般孔隙介质中的流动方程,用以计算钻井液在均质孔隙性地层中的侵入深度[8-10]。王建华等针对中高渗透砂岩,根据质量守恒方程和径向摩阻公式,考虑钻井液内泥饼的形成,建立了钻井液固相和滤液动态侵入储层的

。为了尽

基金项目:国家自然科学基金项目(No150974129)和国家科技重大专项(2008ZX05009-005-03A)联合资助。

第一作者及通讯作者:叶 艳,女,1972年10月生,2008年获中国石油大学(北京)油气井工程专业博士学位,现为中国石油大学(北京)讲师,主要从

E.

第3期叶 艳等:裂缝性碳酸盐岩储层的钻井液侵入预测模型

[8]

505

深度模型。张建华等利用多孔介质中两相渗流理论式中:b为任一截面处的裂缝开度,m;b0为流体压力为p0时的裂缝开度,m;p(r)为距离井筒中心裂缝内r处的液柱压力,MPa;p0为原始地层压力,MPa;Kn为裂缝刚度系数,MPa/m。

钻井液侵入深度r处的裂缝开度随压降变化的计算式为

b(r)=

i-0

b0+)2+lnKnPKKnri

和岩电理论,建立了钻井液滤液对孔隙性及渗透性地层的侵入计算模型,分析了侵入时间和地层参数对侵入深度的影响

[9]

。但由于裂缝性储层复杂的流固耦合

特征,非牛顿流体在裂缝介质中的侵入深度和累积滤失量预测难度很大,国内外针对裂缝性碳酸盐岩及火

成岩储层的侵入模型还鲜见报道。笔者针对井下单一裂缝在裂缝开度随有效应力变化的情况下,建立了钻井液侵入速率计算模型,并通过对所建模型进行适当简化,求得给定作业参数和储层参数条件下的数值解,得到钻井液对裂缝的侵入深度与侵入量的关系曲线,用以指导钻井液性能参数的优化设计,从而尽可能降低钻井液对储层裂缝的伤害程度。

(3)

式中:pi为井内液柱压力,MPa;ri为井筒半径,m。112 钻井液裂缝侵入速率模型

将幂律流体在裂缝中的平均流速方程应用到水平环形径向流模型中,得到钻井液通过单一连续可变裂缝中任一裂缝面的流速公式为

vi=

-

1 钻井液裂缝侵入预测模型

钻井液在裂缝中的漏失堵塞过程具有不规则和非对称几何形态的特点,其侵入裂缝的实时物理化学过程和堵塞形成机理极其复杂,而且储层中裂缝分布、走向和产状也是复杂多样。以单一、连续可变裂缝为对象,研究了钻井液作为非牛顿幂律流体在其中的流动情况,连续可变裂缝由两岩石表面间的空间确定,裂缝两岩石表面间的距离称为裂缝开度,裂缝开度随有效应力变化而变化。

建立钻井液裂缝侵入速率计算模型的假设条件如下:¹裂缝为水平环形单一裂缝,裂缝最大延伸半径为rex,钻井液未侵入时,裂缝中静态储层压力为孔隙压力p0;º裂缝壁岩石均质等厚各向同性;»裂缝内只有一种均质不可压缩流体(钻井液)在单向流动,且不考虑地层的压缩性;¼钻井液与岩石无物理化学反应,在裂缝壁上的滤失可忽略;½钻井液侵入不改变地层中原有裂缝长度;¾钻井液为非牛顿幂律流体,在单一连续可变裂缝中作平面径向稳定渗流。

111 随流体压力变化的裂缝开度计算方程

对于裂缝中距离井眼中心r处的圆柱面上的任一点,流体的渗流速度可以用达西定律表示为

v=

-

(2n+1)2K

(n+1)/n

ci

#(1-n)/n

#(4)式中:n为钻井液幂律指数;Kci为钻井液稠度指数,Pa#sn。

当裂缝壁不存在漏失时,不可压缩流体的质量平衡方程为

(bvi)+vi+=05rr5t

(5)

在某一侵入时间点,裂缝开度变化与压降变化关系为

=#Kn(6)

得到钻井液从井壁到裂缝开度变化的有限长度裂缝中的流动方程为

-#

(2n+1)2CKnKci5p5p#

r(1-n)/n

(2n+1)/n

-

(2n+1)2

CKnK

ci

#(7)

b(2n+1)/n5r5r5r方程边界条件为:

(1-n)/n

=0

方程初始条件为:当t=0时,p=p0(rw[r[rex)。

(1)

(1)裂缝壁及裂缝端部不渗透,则有

=0

当t>0时,侵入深度r=rex。

(2)当侵入时间t为0~tE时,裂缝内压力在极短时间内从p0线性上升到pw,然后在裂缝内保持稳定。

对于裂缝侵入深度r处的钻井液瞬时滤失量,有

(2)

q=

#dr

式中:v为流体渗流速度,m/s;L为流体黏度,mPa#s;r为从井筒中心到裂缝的侵入深度,m;p为距离井筒中心裂缝内r处的液柱压力,MPa。

考虑单一裂缝的裂缝开度随着流体压力变化而变化,钻井液侵入到裂缝中r深度时的裂缝开度为

p(r)-p0

b=b0+

n

(8)

(9)

为了简化计算,可设在极短的侵入时间(0~tE)内,压降仅为侵入深度的函数,得到在侵入时间tE内钻井液在裂缝中的侵入量简化计算模型,即

ii-0#q=(n+1)/n(2n+1)2Kciexr

lnri

(2n+1)/n

212 压差与钻井液侵入速率的关系

当固定钻井液最大侵入深度时,根据式(9)计算得到在侵入时间tE为0~1s时压差与钻井液侵入速率的关系曲线(图2)。

(10)

2 钻井液裂缝侵入量模型的应用

211 不同流型流体侵入量计算

将模型中相关参数取值为井眼半径rw=011m,裂缝长度rex=10m,p0=20MPa,pw=30MPa,裂缝刚度系数Kn=5

@10MPa#m,裂缝开度初始值b0=011mm,对不同流变参数的钻井液进行模拟,求得数值解。根据模拟结果,绘制出牛顿流体(n=1)与非牛顿流体(n=018)在裂缝内侵入量随时间变化的曲线(图1)。

Fig.2

4

图2 压差与滤失速率的关系模拟曲线

Thecurveofinvasionratevs1thepressuredifference

由图2可知,当裂缝侵入深度一定时,随着压差的增大,钻井液侵入速率显著增加。分析表明,在裂缝性地层中钻进时,应尽量保持钻井液密度最低限值,近平

衡或欠平衡压力钻进是控制钻井液侵入地层裂缝的有效方法之一。

213 侵入量计算与室内实验对比

21311 室内实验评价

以对塔里木油田某区块奥陶系碳酸盐岩Ò类储层的保护为目标,在室内对该区正在使用的无固相弱凝胶钻井液进行性能优化。对优化实验过程中所使用的4种配方和最终形成的成膜与理想充填叠加增效配方进行了性能评价实验[8,12],同时运用建立的裂缝侵入深度模型对5种钻井液配方的裂缝侵入程度进行了预测计算。配方中所用理想充填复合暂堵剂(简称IPM)是应用/理想充填暂堵设计软件0优选各种暂堵剂复配而成的[9,13]。5种钻井液配方见表1。 常规性能评价实验按GB/T1678311)2006标准在室温条件下进行,经130e和150e滚动16h前后的性能评价实验结果见表2。

图1 单一可变裂缝内钻井液侵入曲线

Fig.1 Thecurvesoftheinvasionratecausedbyfluidsintothe

continuouslydeformedsingle

fracture

从图1模拟结果可以看出,不同流型指数的钻井液在正压差下在裂缝中的突进速度都极快,最大侵入通常发生在初滤失阶段。因此,要对微裂缝达到有效的封堵效果,不但要求钻井液具有合理的流型指数,还要求钻井液滤饼的形成速度要快,才能将钻井液的瞬时滤失量控制在最低限。

表1 5种钻井液配方

Table1 Formulasofthefivekindsofdril-linfluids

处理剂加量体积比/%

配方编号

NaOH

ÑÒÓÔÕ

015015015015015

XC013013013013013

多元醇22222

降滤失剂

JMP

22222

无机盐15----甲酸盐-12121212

结构剂PRD115115115115115

成膜剂CMJ----115

IPM---44

表2 5种钻井液性能评价结果

Table2 Theperformanceevaluationofthefivekindsofdril-linfluids

钻井液性能

配方

实验条件室温

Ñ

130e,16h150e,16h室温

Ò

130e,16h150e,16h室温

Ó

130e,16h150e,16h室温

Ô

130e,16h150e,16h室温

Õ

130e,16h150e,16h

密度/塑性黏度/动切力/(g#cm-3)(mPa#s)Pa112011201120112111211121112111211121112211221122112211221122

2010181041022102210191024102110201027102610

2610261025102310

12151310210131512101310131512151310151515101410201521102110

静切力/Pa

10s 10min310 510215 5100 110410 910415 910310 810515 1115415 1110410 910510 1010415 915410 810610 1110610 1010515 1010

API滤失量/

[mL#(30min)-1]

916915全失715719716419414418317312318212118210

HTHP滤失量/

[mL#(30min)-1]

-18--14141312-10181110-814818-414418

摩擦

系数----01073--01062--01086--01078-pH值---9879715710710710

710910710710

从表2可见,在使用的无固相弱凝胶钻井液基础

上添加适量的成膜降滤失剂和复合暂堵剂,得到协同增效复合盐弱凝胶钻井液体系Õ,其流变性、抑制性、润滑性和热稳定性都明显优于常规无固相体系。并且经高速搅拌后起泡少,热稳定性达150e,API滤失量小于2mL,150eHTHP滤失量降低至5mL,滤失量得到有效控制。

21312 侵入模型计算

运用式(9)对5种钻井液的侵入量进行模拟,求得数值解。计算中取定井眼半径rw为0.1m,裂缝长度rex为5m,p0为20MPa,pw为30MPa,裂缝刚度系数Kn为5@10MPa#m,裂缝开度初始值b0为011mm。绘出5种钻井液侵入量与侵入时间的相关曲线,如图3

所示。

4

膜技术与复合暂堵技术在钻井液中的协同增效作用。

运用式(10)计算得到侵入时间tE为0~1s,5种钻井液侵入深度与侵入速率之间的关系曲线见图4

。

图4 各种钻井液侵入速率与侵入深度的关系曲线Fig.4 Thecalculatedcurvesoftheinvasionratevs.the

invasiondepthinthefracture

从图4可知,钻井液对裂缝的侵入在近井壁处最高,然后急剧降低。在侵入发生的0~1s内,配方Ò的侵入速率明显低于配方Ñ,叠加增效配方Õ采用了成膜和理想充填复合暂堵技术后,侵入速率最低,瞬时侵入量最少。说明由于成膜技术和理想充填暂堵技术的叠加增效作用,有效控制了钻井液对储层裂缝的侵入。

图3 各种钻井液的侵入量与侵入时间的关系模拟曲线Fig.3 Thecalculatedcurvesoftheinvasionquantityvs.the

invasiontimeinthefracture

模型预测结果和室内评价实验表明,除了储层裂缝性质、钻井工艺等客观因素外,通过优化钻井液流变性,调整暂堵层形成速度和形成质量,将钻井液在裂缝中的侵入程度减少到最低是可以实现的,这也是保护裂缝性碳酸盐岩储层钻井完井液技术的研究关键。该项研究的应用能够在保护裂缝性储层油气通道的同时,还能更好地解决储层漏失等的诸多技术难题。

从图3可知,钻井液对裂缝的侵入均在1s内瞬间完成。但是随着钻井液快速弱凝胶特性和封堵能力增强,侵入量明显降低。协同增效配方Õ的累积侵入量最低,仅为配方Ñ的20%,为配方Ò的50%,证实了成

3 结 论

(1)建立了当裂缝开度随有效应力连续变化时钻井液在单一裂缝中的侵入预测模型。该模型计算结果与实验测试结果较为吻合,表明该预测模型具有较高的准确性和较强的实用性。

(2)当裂缝长度一定时,随着压差增大,钻井液对裂缝的侵入显著增加。因此,在裂缝性地层中钻进时应尽量将钻井液密度保持在低限值,实施近平衡或欠平衡压力钻井是控制钻井液侵入裂缝性储层的有效措施。

(3)运用建立的模型计算了无固相弱凝胶钻井液优化前后对初始开度为100Lm裂缝的侵入程度。预测结果表明,钻井液快速弱凝胶特性越强,侵入程度越低;理想充填复合暂堵剂加入能有效降低钻井液在裂缝中的侵入量。

(4)保护裂缝性碳酸盐岩储层钻井液技术的关键是优化钻井液流变性和选用有效的复合暂堵技术,提高泥饼的形成速率和形成质量,将钻井液在裂缝中的侵入量和侵入深度控制到最低限度。

参

考

文

献

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(收稿日期2010-09-22 改回日期2010-12-20

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编辑 仇学艳)

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/6t4m.html