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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