一种暂堵剂储层保护作用评价方法

1.一种暂堵剂储层保护作用评价方法，其特征在于包括：
(1)岩心的准备：选取气相渗透率、孔隙度、长度、直径、干重均相差不大的四块岩心进行实验，分别记为Core1、Core2、Core3、Core4；用清洁的盐水在真空条件下充分饱和岩心24小时以上；
(2)岩心原始渗透率的测定：采用岩心流动实验装置评价暂堵剂的储层保护作用；将岩心Core1装入岩心夹持器中，用水驱替排除管线中的空气，设定一定环压P及岩心前后压差ΔP，在一定温度T下用水驱替直至流量稳定后，计算岩心的原始正向水相渗透率K；然后在同样的测定条件下用油相反向驱替到不出水且流量稳定后为止，计算岩心的原始反向油相渗透率KO；
(3)原浆污染后油水渗流量的测定：按照一定配方配制钻井液实验浆，每一种钻井液都需要配制四份，分别记为Mud1、Mud2、Mud3、Mud4；设定一定环压P1，将钻井液实验浆Mud1在一定温度T1及压力ΔP1下循环一段时间以形成泥饼；设定一定环压P2及岩心前后压差ΔP2，在一定温度T2下用水驱替直至流量稳定后开始计时，记录30分钟内水相渗流量V1；按照上述方法用钻井液实验浆Mud2对岩心Core2进行同样处理以得到泥饼，在同样的测定条件下，记录用油相反向驱替到不出水且流量稳定的时间t，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V2，则原浆污染后油水渗流比R＝V2/V1×100；
(4)暂堵后油水相渗透率及油水渗流量的测定：在实验浆Mud3中加入一定量的暂堵剂，设定一定环压P3，在一定温度T3及压力ΔP3下循环一段时间，在岩心Core3端面形成暂堵层；
按照(2)中方法测定暂堵后正向水相渗透率K1，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录30分钟内水相渗流量V3；在实验浆Mud4中加入一定量的暂堵剂，用上述同样方法在岩心Core4端面形成暂堵层；按照(2)中方法测定暂堵后反向油相渗透率Kd，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录用油相反向驱替到不出水且流量稳定的时间t1，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V4；则暂堵后油水渗流比Rd＝V4/V3×100；
根据暂堵前后油水渗流比的数值大小，来判断暂堵剂对整个钻井液体系油水通过能力贡献情况及泥饼的性质，即Rd≤R时，认定暂堵剂对整体油相通过能力无贡献，Rd＞R时，暂堵剂对整体油相通过能力有贡献，Rd越大，贡献越大，且表明泥饼的亲油性越强；
根据油驱水结束直至油相渗流速率稳定的时间，即渗流平衡时间来判断暂堵剂返排能力的好坏，即t1≥t时，认定暂堵剂返排能力不佳，t1＜t时，暂堵剂返排能力良好，t1越小，返排能力越好，且表明泥饼内部疏水程度越高。
2.如权利要求1所述的暂堵剂储层保护作用评价方法，其特征在于，所述油相包括煤油或5#、7#、10#、15#白油中的任意一种。
3.如权利要求1所述的暂堵剂储层保护作用评价方法，其特征在于，所述岩心流动实验装置采用JHMD-Ⅱ高温高压岩心动态损害评价系统。
4.如权利要求1所述的暂堵剂储层保护作用评价方法，其特征在于，所述测定水相和油相渗透率的操作程序和计算公式，是依据SY/T 6703-2007“岩心流动性试验仪器通用技术条件”中相关内容。
5.如权利要求1或2、3、4所述的暂堵剂储层保护作用评价方法，其特征在于，所述环压P、P1、P2和P3在2MPa-9MPa之间；所述压差ΔP、ΔP1、ΔP2和ΔP3在2.5MPa-5.5MPa之间；所述温度T、T1、T2和T3在25℃-140℃之间；所述步骤(3)、步骤(4)的污染或暂堵过程中，钻井液实验浆形成泥饼或暂堵层的循环时间为3-5h。
6.如权利要求5所述的暂堵剂储层保护作用评价方法，其特征在于，其中测定环压P与P2选择3MPa，污染环压P1与P3选择6MPa；其中测定压差ΔP与ΔP2选择2.5MPa，污染压差ΔP1与ΔP3选择3.5MPa；所述温度T、T1、T2、T3选择25℃、90℃或140℃。

一种暂堵剂储层保护作用评价方法\n技术领域\n[0001] 本发明涉及石油钻探过程中暂堵技术领域，特别是一种暂堵剂储层保护作用评价方法。\n背景技术\n[0002] 自1997年罗平亚等人提出保护储层的屏蔽暂堵技术以来，暂堵剂作为最重要的储层保护材料，在钻完井过程储层保护方面得到了迅速的发展和越来越广泛的应用。暂堵技术主要依靠各种暂堵剂形成近井带的屏蔽环，在钻井过程中有效阻止钻井液中的固相和滤液侵入储层，避免了固相及液相损害；油井完成后可通过射孔、酸溶、油溶等方式解堵，从而起到储层保护作用。按照解堵方式的不同，暂堵剂分为水溶性、酸溶性、碱溶性和油溶性暂堵剂。目前我国已成功开发与应用了各种类型的暂堵剂。\n[0003] 目前石油钻井行业对于暂堵剂储层保护作用的评价主要包括暂堵率及油相渗透率恢复率的测定，前者表征暂堵剂对水相滤液的封堵阻隔作用，后者则最直观地反映该暂堵液的储层保护效果。然而通过测定渗透率恢复率来评价储层保护效果的方法具有一定局限性。通过岩心流动实验测定油相渗透率恢复率，需要先测定岩心通过油相时的反向原始渗透率，然后在一定条件下使用加入待考察暂堵剂的钻井液进行暂堵/污染，最后在切去一部分经处理的岩心或经过其他酸溶、碱溶或油溶措施后，测定岩心通过油相时的反向终了渗透率。这种方法会造成以下两方面不足：一方面，未充分考虑原钻井液所形成泥饼的性质及作用，仅仅使用初始洁净岩心的油相渗透率进行对比，未考察不含暂堵剂时原钻井液体系形成泥饼的暂堵作用；且泥饼本身的润湿性及油水通透性质也未得到体现。另一方面，这种方法主要考察整个暂堵液体系的渗透率恢复率，并不能看出暂堵剂单剂对油水通过能力的贡献。该方法的主要作用在于以最直观的方式给出暂堵解堵前后油相渗透率大小。目前，还没有其他评价暂堵剂储层保护作用方法的相关报道。\n发明内容\n[0004] 本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供的一种更加准确和全面反映暂堵剂储层保护作用的评价方法；该方法主要用于同时具有一定水溶/分散性和油溶/分散性的暂堵剂的评价。\n[0005] 本发明的一种暂堵剂储层保护作用评价方法包括：\n[0006]  (1) 岩心的准备：选取气相渗透率、孔隙度、长度、直径、干重均相差不大的四块岩心进行实验，分别记为Core1、Core2、Core3、Core4；用清洁的盐水在真空条件下充分饱和岩心24小时以上；\n[0007] (2) 岩心原始渗透率的测定：采用岩心流动实验装置评价暂堵剂的储层保护作用；将岩心Core1装入岩心夹持器中，用水驱替排除管线中的空气，设定一定环压P及岩心前后压差ΔP，在一定温度T下用水驱替直至流量稳定后，计算岩心的原始正向水相渗透率K；\n然后在同样的测定条件下用油相反向驱替到不出水且流量稳定后为止，计算岩心的原始反向油相渗透率KO；\n[0008] (3) 原浆污染后油水渗流量的测定：按照一定配方配制钻井液实验浆，每一种钻井液都需要配制四份，分别记为Mud1、Mud2、Mud3、Mud4；设定一定环压P1，将钻井液实验浆Mud1在一定温度T1及压力ΔP1下循环一段时间以形成泥饼；设定一定环压P2及岩心前后压差ΔP2，在一定温度T2下用水驱替直至流量稳定后开始计时，记录30分钟内水相渗流量V1；\n按照上述方法用钻井液实验浆Mud2对岩心Core2进行同样处理以得到泥饼，在同样的测定条件下，记录用油相反向驱替到不出水且流量稳定的时间t，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V2，则原浆污染后油水渗流比R= V2/V1×100；\n[0009] (4) 暂堵后油水相渗透率及油水渗流量的测定：在实验浆Mud3中加入一定量的暂堵剂，设定一定环压P3，在一定温度T3及压力ΔP3下循环一段时间，在岩心Core3端面形成暂堵层；按照(2)中方法测定暂堵后正向水相渗透率K1，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录30分钟内水相渗流量V3；在实验浆Mud4中加入一定量的暂堵剂，用上述同样方法在岩心Core4端面形成暂堵层；按照(2)中方法测定暂堵后反向油相渗透率Kd，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录用油相反向驱替到不出水且流量稳定的时间t1，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V4；则暂堵后油水渗流比Rd= V4/V3×100；\n[0010] 根据暂堵前后油水渗流比的数值大小，来判断暂堵剂对整个钻井液体系油水通过能力贡献情况及泥饼的性质，即Rd≤R时，认定暂堵剂对整体油相通过能力无贡献，Rd＞R时，暂堵剂对整体油相通过能力有贡献，Rd越大，贡献越大，且表明泥饼的亲油性越强；\n[0011] 根据油驱水结束直至油相渗流速率稳定的时间，即渗流平衡时间来判断暂堵剂返排能力的好坏，即t1≥t时，认定暂堵剂返排能力不佳，t1＜t时，暂堵剂返排能力良好，t1越小，返排能力越好，且表明泥饼内部疏水程度越高。\n[0012] 上述方案中，所述油相包括煤油或5#、7#、10#、15#白油中的任意一种。所述油相为煤油或15#白油。\n[0013] 所述岩心流动实验装置采用JHMD-Ⅱ高温高压岩心动态损害评价系统。\n[0014] 所述测定水相和油相渗透率的操作程序和计算公式，是依据SY/T 6703-2007“岩心流动性试验仪器通用技术条件”中相关内容。\n[0015] 上述方案中还在于，所述环压P、P1、P2和P3在2MPa-9MPa之间；所述压差ΔP、ΔP1、ΔP2和ΔP3在2.5MPa-5.5MPa之间；所述温度T、T1、T2和T3在25℃-140℃之间；所述步骤(3)、步骤(4)的污染或暂堵过程中，钻井液实验浆形成泥饼或暂堵层的循环时间为3-5h。\n[0016] 其中测定环压P与P2优先选择3MPa，污染环压P1与P3优先选择6MPa；其中测定压差ΔP与ΔP2优先选择2.5MPa，污染压差ΔP1与ΔP3优先选择3.5MPa；所述温度T、T1、T2、T3选择\n25℃、90℃或140℃。\n[0017] 本发明所述测定水相和油相渗透率/渗流量的操作程序所涉及参量和计算公式包括：\n[0018] 暂堵率为：\n[0019]               （1）\n[0020] 油相渗透率恢复率为：\n[0021]                 （2）\n[0022] 其中：\n[0023] K－暂堵前水相渗透率，毫达西；\n[0024] K1－暂堵后水相渗透率，毫达西；\n[0025] KO－暂堵前油相渗透率，毫达西；\n[0026] Kd－暂堵后油相渗透率，毫达西；\n[0027] P－暂堵率，%；\n[0028] f－油相渗透率恢复率，%；\n[0029] t－渗流平衡时间，min；\n[0030] V－油水渗流量，mL；\n[0031] R－原浆污染后的油水渗流比，%；\n[0032] Rd－暂堵后的油水渗流比，%。\n[0033] 本发明与现有技术相比具有如下优势：本发明所述评价方法在测定暂堵率及油相渗透率恢复率的基础上，引入了油水渗流比和渗流平衡时间两项指标，因此能够考察暂堵剂对整个钻井液体系油水通过能力的贡献情况，并充分体现钻井液所形成泥饼的性质及作用，是一种更加准确和全面反映暂堵剂储层保护作用的评价方法。该方法评价对象为暂堵剂，主要用于同时具有一定水溶/分散性和油溶/分散性的暂堵剂的评价。\n具体实施方式\n[0034] 实例1：\n[0035] 评价一种复合暂堵剂a（由一种纤维素改性产物与500、800、1000目碳酸钙以重量比5：2：1：1复配得到）加入5%基浆中在低渗储层中的储层保护作用（25℃）。该复合暂堵剂a是由胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院研制。\n[0036] (1) 选取气相渗透率为57.18～60.75毫达西，孔隙度为8.8～9.5%，岩心长度为\n6.03～6.16cm，直径为2.50～2.53cm的四块岩心进行实验，分别记为Core1、Core2、Core3、Core4；用清洁的盐水饱和岩心，使用真空泵充分饱和岩心24小时以上。\n[0037] (2) 将岩心Core1装入由荆州市现代石油科技发展有限公司生产的JHMD-Ⅱ高温高压岩心动态损害评价系统的岩心夹持器中，用水驱替排除管线中的空气，设定环压2MPa，岩心前后压差2.5MPa，25℃下用水驱替直至流量稳定后，计算岩心的原始正向水相渗透率K；然后在同样的测定条件下用煤油反向驱替到不出水且流量稳定后为止，计算岩心的原始反向油相渗透率KO。\n[0038] (3) 配5%基浆：5%钠土（SY/T 5490-1993，钻井液评价用钠膨润土）+0.3%碳酸钠，置于高速搅拌器上，以5000rpm速度搅拌20min，保证每种处理剂充分分散或溶解，静置24h待用。配制四份，记为Mud1、Mud2、Mud3、Mud4。其中Mud3与Mud4中各加入质量比2.5%的复合暂堵剂a，置于高速搅拌器上，以5000rpm速度搅拌20min，静置24h待用。设定环压6MPa，将钻井液实验浆Mud1在25℃，3.5MPa压力下循环一段时间以形成泥饼。然后将岩心Core1取出后装入高温高压岩心动态损害评价系统的岩心夹持器中，设定环压3MPa及岩心前后压差\n2.5MPa，在25℃下用水驱替直至流量稳定后开始计时，记录30分钟内水相渗流量V1。按照上述方法用钻井液实验浆Mud2对岩心Core2进行同样处理以得到泥饼，在同样的测定条件下，记录用煤油反向驱替到不出水且流量稳定的时间t，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V2。则原浆污染后油水渗流比R= V2/V1×100。\n[0039] (4) 设定环压6MPa，将加入复合暂堵剂a的Mud3在25℃，3.5MPa压力下循环一段时间，在岩心Core3端面形成暂堵层。按照(2)中方法测定暂堵后正向水相渗透率K1，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录30分钟内水相渗流量V3。使用加入复合暂堵剂a的Mud4，用上述同样方法在岩心Core4端面形成暂堵层。按照(2)中方法测定暂堵后反向油相渗透率Kd，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录用煤油反向驱替到不出水且流量稳定的时间t1，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V4。则暂堵后油水渗流比Rd= V4/V3×100。\n[0040] 实例2：\n[0041] 评价一种复合暂堵剂b（由一种壳聚糖改性产物与一种疏水缔合聚合物及500、\n1000目碳酸钙以重量比4：2：1：2复配得到）加入海水聚合物钻井液中在中渗储层中的储层保护作用（140℃）。该复合暂堵剂b是由胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院研制。\n[0042] (1) 选取气相渗透率为213.98～222.74毫达西，孔隙度为11.5～14.3%，岩心长度为6.01～6.11cm，直径为2.51～2.54cm的四块岩心进行实验，分别记为Core1、Core2、Core3、Core4；用清洁的盐水饱和岩心，使用真空泵充分饱和岩心24小时以上。\n[0043] (2) 将岩心Core1装入JHMD-Ⅱ高温高压岩心动态损害评价系统的岩心夹持器中，用水驱替排除管线中的空气，设定环压5MPa，岩心前后压差3MPa，140℃下用水驱替直至流量稳定后，计算岩心的原始正向水相渗透率K；然后在同样的测定条件下用15#白油反向驱替到不出水且流量稳定后为止，计算岩心的原始反向油相渗透率KO。\n[0044] (3) 按下列配方配制实验浆：海水+5%钠土+0.2%氢氧化钠+0.3%天然高分子包被抑制剂IND30+1.5%天然高分子降滤失剂NAT20+3%聚合醇+1.5%抗高温降失水剂HX-KYG+2%防水锁剂（胜利埕岛油田埕北326A井组施工基本配方），按顺序加入每种处理剂，加入时需要置于高速搅拌器上，以5000rpm速度搅拌20min，保证每种处理剂充分分散或溶解，静置\n24h待用。配制四份，记为Mud1、Mud2、Mud3、Mud4。其中Mud3与Mud4中各加入质量比2.5%复合暂堵剂b，置于高速搅拌器上，以5000rpm速度搅拌20min，静置24h待用。设定环压9MPa，将钻井液实验浆Mud1在140℃，5.5MPa压力下循环一段时间以形成泥饼。然后将岩心Core1取出后装入高温高压岩心动态损害评价系统的岩心夹持器中，设定环压5MPa及岩心前后压差\n4.5MPa，在140℃下用水驱替直至流量稳定后开始计时，记录30分钟内水相渗流量V1。按照上述方法用钻井液实验浆Mud2对岩心Core2进行同样处理以得到泥饼，在同样的测定条件下，记录用15#白油反向驱替到不出水且流量稳定的时间t，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V2。则原浆污染后油水渗流比R= V2/V1×100。\n[0045] (4) 设定环压9MPa，将加入复合暂堵剂b的Mud3在140℃，5.5MPa压力下循环一段时间，在岩心Core3端面形成暂堵层。按照(2)中方法测定暂堵后正向水相渗透率K1，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录30分钟内水相渗流量V3。使用加入复合暂堵剂b的Mud4，用上述同样方法在岩心Core4端面形成暂堵层。按照(2)中方法测定暂堵后反向油相渗透率Kd，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录用15#白油反向驱替到不出水且流量稳定的时间t1，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V4。则暂堵后油水渗流比Rd= V4/V3×100。\n[0046] 实例3：\n[0047] 评价两种复合暂堵剂，即：c为一种双亲性淀粉与经表面活化处理的纳米碳酸钙以重量比1：1复合后产物，d为一种双亲性淀粉与200、500目碳酸钙及油溶树脂以重量比6：1：\n2：3复合后产物，二者加入海水聚合物钻井液中在高渗储层中的储层保护作用（90℃）。两种复合暂堵剂均是由胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院研制。\n[0048] (1) 选取气相渗透率为521.50～529.06毫达西，孔隙度为15.5～17.3%，岩心长度为6.07～6.13cm，直径为2.51～2.56cm的八块岩心进行实验，分别记为Core1、Core2、Core3、Core4、Core5、Core6、Core7、Core8；用清洁的盐水饱和岩心，使用真空泵充分饱和岩心24小时以上。\n[0049] (2) 将岩心Core1装入JHMD-Ⅱ高温高压岩心动态损害评价系统的岩心夹持器中，用水驱替排除管线中的空气，设定环压3MPa，岩心前后压差3.5MPa，90℃下用水驱替直至流量稳定后，计算岩心的原始正向水相渗透率K；然后在同样的测定条件下用15#白油反向驱替到不出水且流量稳定后为止，计算岩心的原始反向油相渗透率KO。\n[0050] (3) 按下列配方配制实验浆：海水+5%钠土+0.2%氢氧化钠+0.3%天然高分子包被抑制剂IND30+1.5%天然高分子降滤失剂NAT20+3%聚合醇+1.5%抗高温降失水剂HX-KYG+2%防水锁剂，按顺序加入每种处理剂，加入时需要置于高速搅拌器上，以5000rpm速度搅拌\n20min，保证每种处理剂充分分散或溶解，静置24h待用。配制八份，记为Mud1、Mud2、Mud3、Mud4、Mud5、Mud6、Mud7、Mud8。其中Mud3、Mud4、Mud7、Mud8中各加入质量比2.5%复合暂堵剂c，置于高速搅拌器上，以5000rpm速度搅拌20min，静置24h待用。设定环压8MPa，将钻井液实验浆Mud1在90℃，4MPa压力下循环一段时间以形成泥饼。然后将岩心Core1取出后装入高温高压岩心动态损害评价系统的岩心夹持器中，设定环压6MPa及岩心前后压差4MPa，在90℃下用水驱替直至流量稳定后开始计时，记录30分钟内水相渗流量V1。按照上述方法用钻井液实验浆Mud2对岩心Core2进行同样处理以得到泥饼，在同样的测定条件下，记录用15#白油反向驱替到不出水且流量稳定的时间t，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V2。则原浆污染后油水渗流比R= V2/V1×100。\n[0051] (4) 设定环压8MPa，将加入复合暂堵剂c的Mud3在90℃，4MPa压力下循环一段时间，在岩心Core3端面形成暂堵层。按照(2)中方法测定暂堵后正向水相渗透率K1，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录30分钟内水相渗流量V3。使用加入复合暂堵剂c的Mud4，用上述同样方法在岩心Core4端面形成暂堵层。按照(2)中方法测定暂堵后反向油相渗透率Kd，然后在与(3)中同样的测定条件下，记录用15#白油反向驱替到不出水且流量稳定的时间t1，此刻开始计时，得到30分钟内油相渗流量V4。则暂堵后油水渗流比Rd= V4/V3×100。\n[0052] (5) 使用Core5，Core6，Core7，Core8及Mud5，Mud6，Mud7，Mud8，按照(1)～(4)所述步骤评价复合暂堵剂d的储层保护作用。\n[0053] 实施例的产品评价\n[0054] 表1 实施例储层保护作用评价\n[0055]\n[0056] 由表1结果可以看出，复合暂堵剂a与b加入各自测试体系中均有较好的储层保护效果，在保证较高暂堵率和油相渗透率恢复率的基础上，能够在较大程度上提高岩心与泥饼的油水渗流比。从两种复合暂堵剂c与d加入海水聚合物钻井液中的测试结果来看，尽管其暂堵率及油相渗透率恢复率差别很小，但其加入体系后引起油水渗流比的变化不同；复合暂堵剂c使油水渗流比提升幅度更大，因此可认为复合暂堵剂c能够更有效地改善泥饼性质。而从渗流平衡时间可以看出，复合暂堵剂c能够实现更快速的自解堵。综上，复合暂堵剂c具有更好的储层保护效果。\n[0057] 由此可见，本发明所提供的暂堵剂储层保护作用评价方法能够充分体现钻井液所形成泥饼的性质及作用，更加准确和全面；并且提供了一种在传统评价结果相近的情况下进一步区分其储层保护作用的思路，在暂堵剂储层保护作用评价方面具有实际价值。\n[0058] 上述实施例中的油相还可以是5#、7#、10#白油中的任意一种。\n[0059] 上述实施例中的环压P、P1、P2、P3还可以是2MPa、3MPa、5MPa、6MPa、7MPa、8MPa、9MPa中的任意一个。\n[0060] 上述实施例中的压差ΔP、ΔP1、ΔP2、ΔP3还可以是2.5MPa、3MPa、3.5MPa、4MPa、\n4.5MPa、5MPa、5.5MPa中的任意一个。\n[0061] 上述实施例中的温度T、T1、T2、T3还可以是60℃、80℃、100℃、120℃中的任意一个。\n[0062] 上述实施例中所述污染及暂堵过程中钻井液实验浆循环时间优先选择3h，4h与\n5h。