屏蔽暂堵技术保护油气层介绍
保护油气层技术是项系统工程,它贯穿在地质、钻井、固井、测试、射孔、酸化、压裂、试油、采油、修井、注水等作业全过程中，油气井的每个施工环节都可能造成地层损害,影响发现油气层和油气产出,保护油气层是“增储上产”和提高采收率的关键之一。在钻井过程中保护油层的钻井技
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术，一是尽量防止钻井液进入油层;二是进入油层的组分尽量不引起油层堵塞。在大多数情况下“不进入”是不可能的，实际钻开储层时，钻井液的高固相含量及固相粒子的多数分散,对油层的高压差、长时间浸泡等损害油层的因素总是无法避免的，即对油层的损害因素总是存在的。屏蔽暂堵技
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术作为一种重要的保护油气层技术，本文将讨论它的机理和应用。
屏蔽暂堵保护油气层技术是利用钻井液液柱压力与油气层孔隙压力之间的压差，使钻井液中的固相与处理剂在钻开油气层时，井筒壁附近形成渗透率接近零的屏蔽暂堵带，这层暂堵带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续侵入油气层，达到保护油气层的目的。该项技术是利用钻
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井过程中对油气层发生损害的两个不利因素(压差和钻井液中固相颗粒)，将其转变为保护油气层的有利因素。钻开油层时，钻井液中人为加入的各种类型和尺寸的固相粒子进入油气层孔喉，在井壁附近快速、浅层、有效地形成一个损害
堵塞带。此损害堵塞带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续浸入油气层。由于损害带很薄，可通过射孔解堵。单个架桥粒子随泥浆液相进入油层，在流经孔喉时，在小于粒径的孔喉处卡住，成为架桥。架桥粒子架桥后，孔喉孔隙大量减小，泥浆中更小一级粒子卡在更小喉道处，这一过程不断重复。如果泥浆中仅有刚性颗粒作为架桥和填充粒子，仍会留下形状不规则的微间隙，暂堵带的渗透率不会为零。这就需要引入外形在一定的温度条件下可变的软化变形颗粒，嵌入不规则的微间隙，使堵塞带的渗透率接进于零。 屏蔽暂堵作为保护储层的一种低成本、高效益的技术措施,其主要特点是利用钻井液中已有固相粒子对油气储层的堵塞规律，根据需要人为地向钻井液中加入一些与孔喉的堵塞机理相匹配的架桥粒子、填充粒子和可变形粒子，技术要点为：架桥粒子与孔喉直径必须遵循2/3关系原则；架桥粒子(喉径的2/3)、填充粒子(喉径的1/2-2/3)在钻井完井液中的重量百分比不低于2%-3%；可变形封堵粒子(软化点与油层温度匹配)在钻井完井液的重量百分比不低于1%；钻井液柱压力与油气储层的孔隙压力差不小于3MPa。为了研究屏蔽暂堵机理，以大庆芳407区块为例来作为试验对象。依据毛管压力数据,芳407区块主要渗流孔隙半径在2-6μm之间(图1)。为了达到屏蔽暂堵的目的，泥浆中应有大量的直径为10-15μm之间的桥架粒子，同时又要有大量粒径在8μm以
下的填充粒子，要使屏蔽环的渗透率降至为零，必须在泥浆中加入软性粒子以封堵架桥后留下的微孔隙。
图1 芳19井储层空吼分布
将泥浆按各粒子的质量百分比架桥粒子：填充粒子：可变形粒子=2∶1∶1进行调配，调后的泥浆粒度分布如图2所示。
图2 加入30%暂堵剂后泥浆粒度分布
屏蔽环的有效性。将6块不同渗透率的岩心分成两组，一组采用大庆井浆封堵，另一组采用大庆井浆加3%的WZD-II封堵。试验温度、压力等参数模拟实际钻井过程中的参数。
静态岩心流动测试仪测试出不同时间梯度下每块岩心的滤失量，结果见表1。
表1 屏蔽环有效性评价试验结果
表1中数据说明屏蔽暂堵技术在相同试验条件下有效的封堵了岩层孔隙，屏蔽环形成时间小于30min， 10 min内失水在很小的范围，产品满足相应储层的屏蔽暂堵要求。 屏蔽环的深度。屏蔽深度也是屏蔽暂堵的关键。固相颗粒侵入越深对地层造成的损害越严重，而且很难恢复。所以为了达到保护储层的目的，必须控制固相颗粒的侵入深度。将4块岩心分成两组，一组被大庆井浆封堵,另一组被大庆井浆加3%的WZD-II封堵,封堵作用压力及温度等参数模拟钻井情况。试验时从岩心被污染一侧，逐渐截取逐渐测截取后岩心的渗透率,当渗透率恢复值突变较大时,被截取的岩心长度就是屏蔽环深度。试验结果表明(表2)，岩心切去一定长度
后，所剩岩心的渗透率比没加储层保护剂的渗透率高18.85%，并且基本接近于100%，可以认为屏蔽环深度为2 cm左右，这个深度远远小于射孔深度，因此完全可以用射孔解堵。
表2 屏蔽环的深度评价试验结果
屏蔽环的反排解堵能力。将6块不同渗透率的岩心分成两组,一组被大庆井浆封堵,另一组被大庆井浆加3%的WZD-II封堵。试验时采用煤油驱替,时间是30 min。在试验过程中录取油流反向突破屏蔽环开始流动的压力(突破压力)及反排压力、渗透率反排解堵恢复值等数据，通过数据对比说明两种不同情况下岩心的反排解堵能力。表3中的数据可以看出，使用不同泥浆在相同情况下封堵,加入WZD-Ⅱ井浆的岩心渗透率恢复值比未加入WZD-Ⅱ的大庆井浆的岩心渗透率恢复值高16.13%。
表3 屏蔽环的反排解堵评价的试验结果