基于分形理论的屏蔽暂堵剂颗粒粒度分布优化方法与流程

本发明涉及石油与天然气行业钻井完井过程中工作液漏失控制与储层保护领域，本方法运用储层结构及暂堵剂颗粒分形特征，为优选钻开液内固相粒度分布提供依据。

背景技术：

随着石油天然气资源的开发利用，常规孔隙性油气藏储量日益减少，开发难度逐渐增大，石油与天然气勘探方向由浅部转向深部、由常规油气藏转向特殊油气藏。井下复杂事故控制、安全高效钻井和储层保护都对工作液漏失控制提出了更高的要求，优选合适的暂堵剂材料及其粒度分布储层保护及工作液漏失控制的主要办法。

截至目前，国内外常用优选固相粒度经典级配理论主要包括：“1/3架桥理论”、“屏蔽暂堵”理论、“理想充填”理论、“d50规则”、“d90规则”等，但都存在一定的局限性。众多级配理论运用过程主要考虑储层孔喉分布中某一特征值，例如，“1/3架桥理论”与“屏蔽暂堵”理论主要以储层平均孔喉直径为参考指标，而忽视了对储层孔喉分布复杂性特征的考虑。储层孔喉分布特征往往是影响固液两相流在储层内流动关键因素，因此对储层保护与钻井液漏失控制极为重要。依据分形理论，储层孔喉分布复杂程度以及固相颗粒粒度分布复杂程度均可由分形维数表征。因此，依据分形理论优选钻开液内固相粒度分布对储层保护与钻井液漏失控制具有重要意义。

技术实现要素：

本发明目的在于提供一种基于分形理论的屏蔽暂堵剂颗粒粒径分布优化方法，方法从储层平均毛管压力曲线及分维数确定、暂堵剂颗粒分维数确定以及复配比例设计等方面，详细制定了运用分形维数优选钻开液内固相粒度分布，对储层保护与钻井液漏失控制具有重要指导意义。

为达到以上目的，本发明通过下述技术方案实现：

(1)钻取井下岩心，并测定所钻取岩心毛管压力曲线；

(2)根据获取的所有毛管压力曲线，计算平均毛管压力曲线；

(3)运用分形理论建立毛管压力与润湿相(或非润湿相)饱和度函数关系；

(4)根据步骤(3)建立起的函数关系，获得表征毛管压力曲线、岩心孔喉分布复杂程度的分形维数；

(5)根据步骤(1)获取的毛管压力曲线，计算储层最大孔喉直径；

(6)采用激光粒度仪对现场暂堵剂粒度分布进行测定；

(7)运用d90规则，选取多种暂堵剂颗粒，其d90与步骤(5)确定的储层最大孔喉直径相近，偏差小于±10％；

(8)运用分形理论计算由步骤(7)选取暂堵剂颗粒的分形维数；

(9)对比由步骤(4)确定的毛管压力分形维数与由步骤(8)确定的多种暂堵剂分形维数，选取分形维数偏差介于0.05～0.1的暂堵剂作为该井储层保护暂堵剂；

(10)对由步骤(9)选取的暂堵剂进行不同比例的复配，并计算按不同比例复配后的分形维数；

(11)对比由步骤(4)确定的毛管压力分形维数与由步骤(10)确定的按照不同比例复配的暂堵剂分形维数，选取分形维数偏差介于0.001～0.05的复配暂堵剂作为该井储层保护复配暂堵剂。

(12)对由步骤(11)确定的储层保护暂堵剂，选取储层岩心，开展室内岩心损害实验，评估岩心损害程度及渗透率返排恢复情况。

本发明与常规固相粒度分布优化方法相比，具有如下特点与优势：

(1)方法考虑储层孔喉分布以及固相粒度分布复杂性，更能够体现储层孔喉分布对固相粒度优化结果的影响；

(2)采用储层平均毛管压力曲线计算描述储层孔喉分布的分维数，此分维数更能反映整个储层孔喉分布特征，对固相粒度优化也具有指导意义。

附图说明

图1储层岩心(平均)毛管压力曲线

图2现场暂堵剂材料粒度分布

图3固相颗粒粒度分布优化结果

图4钻开液动态损害及渗透率返排恢复率曲线图

具体实施方式

下面结合附图进一步详细说明本发明的内容、特点及效果，基于分形理论屏蔽暂堵剂颗粒粒度分布优化方法具体实施步骤如下：

(1)钻取井下岩心，并测定所钻取岩心毛管压力曲线(图1)；

(2)根据获取的所有毛管压力曲线，计算平均毛管压力曲线(图1)；

(3)运用分形理论建立以下毛管压力与润湿相(或非润湿相)饱和度函数关系；

式中，snw为非润湿相饱和度，％；sw为润湿相饱和度，％；pe为最小进汞压力，mpa；pc为毛管压力，mpa；d为分形维数。

(4)根据步骤(3)建立起的函数关系，并运用室内压汞数据，获得表征平均毛管压力曲线，如(2)式所示：

计算表征岩心孔喉分布复杂程度的分形维数：d＝3-0.5113＝2.4887。

(5)根据步骤(1)获取的毛管压力曲线，计算储层最大孔喉直径为135μm；

(6)采用激光粒度仪对几种现场暂堵剂粒度分布进行测定(图2)；

(7)运用d90规则，选取4种暂堵剂颗粒，其d90与步骤(5)确定的储层最大孔喉直径135μm相近，偏差小于±10％，即选择d90介于120μm～150μm之间，如表1所示；

表14种暂堵剂颗粒粒径特征值及分形维数

(8)运用分形理论计算由步骤(7)选取暂堵剂颗粒的分形维数，表1所示；

(9)对比由步骤(4)确定的毛管压力分形维数与由步骤(8)确定的4种暂堵剂分形维数，选取分形维数偏差介于0.05～0.1之间的暂堵剂作为该井储层保护暂堵剂，本实例选择暂堵剂-1、暂堵剂-2及暂堵剂-4作为储层保护暂堵剂材料；

(10)对由步骤(9)选取的暂堵剂依次按照1:1:1、2:1:1、1:2:1、1:1:2进行复配，并计算按不同比例复配后的分形维数，表2；

表23种暂堵剂颗粒按不同比例复配后其粒度特征值及分形维数

(11)对比由步骤(4)确定的毛管压力分形维数与由步骤(10)确定的按照不同比例复配的暂堵剂分形维数，选取分形维数偏差最小的复配暂堵剂(1:1:2)作为该井储层保护复配暂堵剂，其粒度分布如图3；

(12)对由步骤(11)确定的储层保护暂堵剂，选取储层岩心，开展室内岩心损害实验，评估岩心损害程度及渗透率返排恢复情况(图4)。

由图4a可以看出，根据分形理论优选粒度分布的暂堵剂固相配置的钻开液动态损害实验过程中，钻开液漏失量较低，且在10min左右漏失已完全得到控制。由图4b可知，岩样返排压差为较低，且渗透率返排恢复率高于85％，有效达到了储层保护效果。因此，运用分形理论优选钻开液固相粒度分布能够对储层保护及钻井液漏失控制提供有力的指导依据。

上述具体实施方案已结合附图对本发明的方法进行了详细描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，只要在不超出本发明的主旨范围内，可对实验条件与分析方法及对象进行灵活的变更，这些均属于本发明的保护范围之内。