CN111581819A - 模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法 - Google Patents

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CN111581819A CN202010380941.8A CN202010380941A CN111581819A CN 111581819 A CN111581819 A CN 111581819A CN 202010380941 A CN202010380941 A CN 202010380941A CN 111581819 A CN111581819 A CN 111581819A
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Abstract

本发明涉及钻井技术领域，具体地涉及一种模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法。所述地层包括位于井筒(19)侧壁的所述可变裂缝(20)，所述方法包括：根据所述可变裂缝(20)在所述井筒(19)中的受力和尺寸以及所述可变裂缝(20)处的岩石系数建立裂缝模型，以确定所述可变裂缝(20)的裂缝开度分布。该模拟地层中的可变裂缝的方法，能够更为准确地模拟可变裂缝的裂缝开度分布，有利于通过模拟实验来精准地研究可变裂缝，为实际开采提供了更有参考价值的实验数据。

Description

模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法
技术领域
本发明涉及钻井技术领域，具体地涉及一种模拟模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法。
背景技术
井漏是长期困扰钻井工程的技术难题之一，其形成原因复杂、制约因素较多，易诱发井喷、井塌及卡钻等井下复杂事故，严重制约了油气资源的高效勘探开发。通常，通过传统高温高压动态堵漏评价仪进行室内防漏堵漏模拟实验，以用于优选防漏堵漏材料并且优化施工工艺。
但是，常规的防漏堵漏模拟实验装置多采用固定开度的不锈钢裂缝模块来模拟试液静态漏失过程，具体的，裂缝为实验装置中提前预设的几种特定的矩形裂缝，并且在整个实验过程中裂缝始终保持固定开度，裂缝面采用不锈钢面来模拟，忽略了裂缝几何形状、裂缝开度动态变化、裂缝实际受力以及裂缝面具体形态对封堵层稳定性的影响，无法准确评价试液动态防漏堵漏效果。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的现有技术中无法准确模拟可变裂缝导致实验数据的可参考价值不高的问题，提供一种模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法，该模拟地层中的可变裂缝的方法通过建立裂缝模型，能够更为准确地模拟可变裂缝的裂缝开度分布，有利于通过模拟实验来精准地研究可变裂缝。
为了实现上述目的，本发明一方面提供一种模拟地层中的可变裂缝的方法，所述地层包括位于井筒侧壁的所述可变裂缝，所述方法包括：
根据所述可变裂缝在所述井筒中的受力和尺寸以及所述可变裂缝处的岩石系数建立裂缝模型，以确定所述可变裂缝的裂缝开度分布。
可选的，所述裂缝模型由以下公式预先建立：
Figure BDA0002481952750000021
其中，x为所述可变裂缝中的某一点处距离所述井筒侧壁处的径向长度；w(x)为所述可变裂缝在该点处的裂缝开度；q为岩石系数；P为所述可变裂缝在所述井筒中的受力；k为所述可变裂缝的形状系数；L为所述可变裂缝在所述井筒中的径向长度；R为所述井筒的半径。
可选的，
Figure BDA0002481952750000022
P＝pw-Sh+c(SH-Sh)(3)
其中，q为岩石系数；v为岩石的泊松比；E为岩石的弹性模量；P为所述可变裂缝在所述井筒中的受力；pw为所述井筒的压力；SH为所述井筒在所述可变裂缝处的最大水平地应力；Sh为所述井筒在所述可变裂缝处的最小水平地应力；c为地应力的各向异性系数。
本发明第二方面提供了一种堵漏液的优化方法，所述堵漏液用于封堵可变裂缝，所述优化方法包括：
S1：根据所述的模拟地层中的可变裂缝的方法确定所述可变裂缝的裂缝开度分布；
S2：根据所述可变裂缝的裂缝开度分布中的最大裂缝开度和最小裂缝开度来确定所述堵漏液的粒径分布范围，并且从所述粒径分布范围中选定所述堵漏液的粒径分布通过堵漏模拟实验得到实验数据；
S3：根据多组粒径分布的所述堵漏液相应得到的多组所述实验数据评价各组所述堵漏液的堵漏效果。
可选的，所述堵漏液的粒径分布由以下公式确定：
Figure BDA0002481952750000031
其中，Y为所述固体颗粒中的小于粒径d的固体颗粒所占的质量分数；d为所述固定颗粒的最大粒径和最小粒径之间的任意粒径值，其中，所述最大粒径和最小粒径分别根据所述可变裂缝的最大裂缝开度和最小裂缝开度确定；dm为所述固体颗粒的平均粒径；SD为所述固体颗粒的粒径分布的标准差。
可选的，在步骤S2中，在所述堵漏模拟实验中，根据所述可变裂缝的裂缝开度分布确定模拟裂缝，通过所述堵漏液封堵所述模拟裂缝形成封堵层，然后，通过钻井液冲击所述封堵层得到所述实验数据，所述实验数据包括所述封堵层的突破压力、所述封堵层的封堵位置和所述封堵层的粒度变化；在步骤S3中，根据多组所述实验数据建立评价指标，以评价所述堵漏液的堵漏性能。
可选的，在步骤S3中，所述评价指标由以下公式确定：
Figure BDA0002481952750000032
其中，PLCQ1为第一评价指标；Pb为某组所述实验数据中的所述封堵层的突破压力；
Figure BDA0002481952750000033
为多组所述实验数据中的所述突破压力的平均值；x为该组所述实验数据中的所述封堵层的当量封堵位置；
Figure BDA0002481952750000034
为多组所述实验数据中的所述当量封堵位置的平均值；Cp为该组所述实验数据中的所述封堵层的粒径变化；
Figure BDA0002481952750000041
为多组所述实验数据中的所述粒径变化的平均值。
可选的，在步骤S3中，所述评价指标由以下公式确定：
Figure BDA0002481952750000042
其中，PLCQ2为第二评价指标；Pb为某组所述实验数据中的所述封堵层的突破压力；
Figure BDA0002481952750000043
为多组所述实验数据中的所述突破压力的平均值；V为该组所述实验数据中的所述钻井液的漏失量；
Figure BDA0002481952750000044
为多组所述实验数据中的所述漏失量的平均值；x为该组所述实验数据中的所述封堵层的当量封堵位置；
Figure BDA0002481952750000045
为多组所述实验数据中的所述当量封堵位置的平均值；Cp为该组所述实验数据中的所述封堵层的粒径变化；
Figure BDA0002481952750000046
为多组所述实验数据中的所述粒径变化的平均值。
可选的，
Pb＝Pi-Pt(7)
Figure BDA0002481952750000047
Figure BDA0002481952750000048
其中，Pb为所述封堵层的突破压力；Pi为所述钻井液在所述模拟裂缝的缝口处的最大注入压力；Pt为所述钻井液在所述模拟裂缝的尖端处的最大注入压力；x为所述封堵层的当量封堵位置；Pc为所述模拟裂缝的闭合压力；L1为所述模拟裂缝的长度；Cp为所述封堵层的粒径变化；Da1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为a％的固体颗粒的粒径；Da2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为a％的固体颗粒的粒径最大值；Db1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为b％的固体颗粒的粒径最大值，其中b％>a％；Db2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为b％的固体颗粒的粒径最大值；Dc1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为c％的固体颗粒的粒径最大值，其中c％>b％；Dc2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为c％的固体颗粒的粒径最大值。
通过上述技术方案，本发明提供一种模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法，该模拟地层中的可变裂缝的方法，能够更为准确地模拟可变裂缝的裂缝开度分布，有利于通过模拟实验来精准地研究可变裂缝，为实际开采提供了更有参考价值的实验数据。
附图说明
图1是本发明提供的一种井筒中的可变裂缝的结构示意图；
图2是本发明提供的一种堵漏实验装置的结构示意图。
附图标注说明
1、数据采集/控制系统主机；2、柱塞泵；3、温度传感器；4、循环釜体压力传感器；5、循环釜体泄压阀；6、循环釜体；7、搅拌杆；8、裂缝内压力分布传感器；9、不锈钢筛网；10、裂缝釜体；11、滤失介质；12、裂缝面位移传感器；13、裂缝闭合压力传感器；14、裂缝出口端压力传感器；15、裂缝出口端泄压阀；16、裂缝闭合压力泄压阀；17、裂缝闭合压力柱塞泵；18、裂缝尖端压力柱塞泵；19、井筒；20、可变裂缝；21、模拟裂缝。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
本发明提供了一种模拟地层中的可变裂缝的方法，如图1所示，所述地层包括位于井筒19侧壁的所述可变裂缝20，所述方法包括：根据所述可变裂缝20在所述井筒19中的受力和尺寸以及所述可变裂缝20处的岩石系数建立裂缝模型，以确定所述可变裂缝20的裂缝开度分布。
通过上述技术方案，本发明提供一种模拟地层中的可变裂缝的方法以及堵漏液的优化方法，该模拟地层中的可变裂缝20的方法，能够更为准确地模拟可变裂缝20的裂缝开度分布，有利于通过模拟实验来精准地研究可变裂缝20，为实际开采提供了更具有参考价值的实验数据。
进一步的，所述裂缝模型由以下公式预先建立：
Figure BDA0002481952750000061
其中，x为所述可变裂缝20中的某一点处距离所述井筒19侧壁处的径向长度，单位为m；w(x)为所述可变裂缝20在该点处的裂缝开度，单位为m；q为岩石系数，单位为MPa；P为所述可变裂缝20在所述井筒19中的受力，单位为MPa；k为所述可变裂缝20的形状系数，一般取
Figure BDA0002481952750000062
L为所述可变裂缝20在所述井筒19中的径向长度，单位为m；R为所述井筒19的半径，单位为m。这样，通过裂缝模型能够获取可变裂缝20中任意一点处的裂缝开度，从而得到了可变裂缝20的裂缝开度的连续分布，有利于精准地模拟地层中的可变裂缝。
进一步的，
Figure BDA0002481952750000063
P＝pw-Sh+c(SH-Sh) (3)
其中，q为岩石系数，单位为MPa；v为岩石的泊松比，单位为GPa；E为岩石的弹性模量，单位为MPa；P为所述可变裂缝20在所述井筒19中的受力，单位为MPa；pw为所述井筒19的压力，单位为MPa，即，井筒19中的钻井液对地层中的可变裂缝20所施加的压力；SH为所述井筒19在所述可变裂缝20处的最大水平地应力，单位为MPa；Sh为所述井筒19在所述可变裂缝20处的最小水平地应力，单位为MPa；c为地应力的各向异性系数，无量纲，其中，
Figure BDA0002481952750000071
如此一来，通过可变裂缝20在实际地层中的受力情况、岩石系数以及相关尺寸来确定裂缝模型，有利于实验条件更接近实际地层状态，提高了裂缝模型的精准性。
本发明第二方面提供了一种堵漏液的优化方法，所述堵漏液用于封堵可变裂缝20，所述优化方法包括：
S1：根据所述的模拟地层中的可变裂缝的方法确定所述可变裂缝20的裂缝开度分布；
S2：根据所述可变裂缝20的裂缝开度分布中的最大裂缝开度和最小裂缝开度来确定所述堵漏液的粒径分布范围，并且从所述粒径分布范围中选定所述堵漏液的粒径分布通过堵漏模拟实验得到实验数据；
S3：根据多组粒径分布的所述堵漏液相应得到的多组所述实验数据评价各组所述堵漏液的堵漏效果。
通过上述技术方案，本发明提供一种堵漏液的优化方法，通过裂缝模型更准确地模拟可变裂缝20的裂缝开度分布，以便于根据裂缝开度分布的最大值和最小值确定堵漏液的粒径分布范围进行堵漏模拟实验，使得堵漏模拟实验能够更有针对性、更有参考价值，有利于筛选出堵漏液的最优粒度分布，为实际开采提供了更有参考价值的实验数据。
可选的，所述堵漏液的粒径分布由以下公式确定：
Figure BDA0002481952750000081
其中，Y为所述固体颗粒中的小于粒径d的固体颗粒所占的质量分数，无量纲；d为所述固定颗粒的最大粒径和最小粒径之间的任意粒径值，单位为um，其中，所述最大粒径和最小粒径分别根据所述可变裂缝20的最大裂缝开度和最小裂缝开度确定；dm为所述固体颗粒的平均粒径，单位为um；SD为所述固体颗粒的粒径分布的标准差，单位为um。值得一提的是，公式(4)中的第二个公式是以x1为自变量的解析式，将该第二个公式代入到第一个公式中，则x1为
Figure BDA0002481952750000082
根据本发明的其中一种具体实施方式，步骤S2中，根据所述可变裂缝20的裂缝开度分布中的最大裂缝开度和最小裂缝开度来确定所述堵漏液的粒径分布范围。具体为，最大裂缝开度即为可变裂缝20在尖端处的裂缝开度d尖端，最大裂缝开度即为可变裂缝20在缝口处的裂缝开度d缝口，则堵漏液的粒径分布范围的上限和下限可以分别为d缝口和d尖端，即，堵漏液中的固定颗粒的最大粒径为d缝口，堵漏液中的固定颗粒的最小粒径为d尖端，由公式(4)可知，连续粒度分布的影响因素只有平均粒径dm和标准差SD，因此，可以据此设置多组粒径分布的所述堵漏液，例如，如表1所示。
表1多组堵漏液的粒度优化设计实验
Figure BDA0002481952750000083
Figure BDA0002481952750000091
由表1可知，通过随机组合，可以得到9组不同的堵漏液粒度分布，分布通过堵漏模拟实验，以得到多组实验数据，有利于评价各组所述堵漏液的堵漏效果，进而选取堵漏液的最优选粒度分布，有利于精准匹配裂缝开度，为实际开采过程采用的堵漏液提供了科学指导，解决了现有技术中堵漏液中的固体颗粒通常通过简单的离散特征值条件进行限定而无法精准匹配裂缝开度。
进一步的，在步骤S2中，在所述堵漏模拟实验中，根据所述可变裂缝20的裂缝开度分布确定模拟裂缝21，通过所述堵漏液封堵所述模拟裂缝21形成封堵层，然后，通过钻井液冲击所述封堵层得到所述实验数据，所述实验数据包括所述封堵层的突破压力、所述封堵层的封堵位置和所述封堵层的粒度变化；在步骤S3中，根据多组所述实验数据建立评价指标，以评价所述堵漏液的堵漏性能。
根据本发明的另一种具体实施方式，在步骤S2中，根据可变裂缝20得到模拟裂缝21的具体过程为：
根据裂缝模型来确定模拟裂缝21的裂缝开度分布，以用于模拟实际地层中的可变裂缝20；根据模拟裂缝21的裂缝开度分布来确定滤失介质的几何形状，以使得滤失介质能够在堵漏实验装置中建立模拟裂缝21，其中，以堵漏实验装置中包括裂缝釜体10为例，滤失介质固定在裂缝釜体10的可移动壁面(例如，底壁)以与裂缝釜体10的固定壁面(例如，顶壁)共同形成模拟裂缝21，当然，该模拟裂缝的尺寸精度取决于滤失介质的尺寸精准性，解决了现有技术中常规的防漏堵漏模拟实验装置多采用固定开度的矩形裂缝模块进行模拟实验而导致的忽略了裂缝开度动态变化对封堵层稳定性的影响，无法准确评价试液动态防漏堵漏效果，有利于模拟动态的裂缝性漏失。其中，模拟裂缝21可以模拟各种形状的可变裂缝20，其中，如果可变裂缝20为平板型，则模拟裂缝21为平板型，滤失介质为长方体；如果可变裂缝20为楔形，则模拟裂缝21为楔形，滤失介质的横截面呈直角三角形。当然，还可以通过角度调整架来调节模拟裂缝21的倾斜方向，以用于模拟不同裂缝延伸方向的防漏堵漏情况。
此外，为了使模拟裂缝21能够更为精准地反映实际地层中的可变裂缝20，滤失介质可以采用地下取心或者露头岩样作为原料，通过胶结剂粘贴而成，以便于模拟可变裂缝的裂缝面粗糙度和裂缝面渗透性，有利于同时模拟渗透性漏失和裂缝性漏失，解决了现有技术中常规的防漏堵漏模拟实验装置多采用不锈钢裂缝模块进行模拟实验而导致的忽略了裂缝面粗糙度和裂缝面渗透性对封堵层稳定性的影响，有利于准确评价试液动态防漏堵漏效果。
值得一提的是，堵漏模拟实验可以采用图2所示的堵漏实验装置。所述堵漏实验装置包括数据采集/控制系统主机1、柱塞泵2、温度传感器3、循环釜体压力传感器4、循环釜体泄压阀5、循环釜体6、搅拌杆7、裂缝内压力分布传感器8、不锈钢筛网9、裂缝釜体10、滤失介质11、裂缝面位移传感器12、裂缝闭合压力传感器13、裂缝出口端压力传感器14、裂缝出口端泄压阀15、裂缝闭合压力泄压阀16、裂缝闭合压力柱塞泵17和裂缝尖端压力柱塞泵18等。其中，循环釜体6和裂缝釜体10之间直接连通，并且两者连通处的流通尺寸(即，连通处的横截面尺寸)远大于堵漏液中固体颗粒的粒径尺寸，相较于常规的防漏堵漏模拟实验装置通过较长的细管来连通循环釜体6和裂缝釜体10而言，解决了细管会阻碍钻井液或者堵漏液从循环釜体6流入裂缝釜体10，保证了钻井液或者堵漏液从循环釜体6顺畅流入裂缝釜体10，具体的，循环釜体6的内部采用胶圈密封，外部采用螺纹密封，裂缝釜体10的密封结构类似；裂缝釜体10为长方体结构，横截面为正方形，并且裂缝釜体10的底壁为可移动壁面，用于固定滤失介质，裂缝釜体10的顶壁为固定壁面，以与所述滤失介质共同形成模拟裂缝21，具体的，裂缝釜体10的顶壁和底壁可以采用不锈钢材质，裂缝釜体10的竖直设置的侧壁为可视化结构，例如，采用耐温耐压的钢化玻璃制成；等间隔的压力传感器安装在裂缝釜体10的顶壁上以形成裂缝内压力分布传感器8，通过裂缝内压力分布传感器8监测模拟裂缝在封堵后于裂缝釜体10顶壁的不同位置处的压力分布情况，如果压力分布的梯度较大，说明封堵层没有漏液，则封堵层密封效果好，如果梯度较小，说明封堵层存在漏液现象，则封堵层密封效果差。数据采集/控制系统主机1可以为以windows为操作系统平台，以C++为软件开发工具编制而成，将数据采集系统收集到的位移和压力数据以曲线图的形式显示；通过该软件还可设置地层温度、注入压力、模拟裂缝的闭合压力Pc、模拟裂缝的尖端处的压力、初始注入流量、试液搅拌速率等参数。压力控制系统将软件设置的初始值传递到试液循环釜体温度加热装置、柱塞泵2、裂缝闭合压力柱塞泵17、裂缝尖端压力柱塞泵18以及搅拌杆7，从而调节相应的压力值或者搅拌速度值。
本申请中可以采用不同的评价指标来综合评价堵漏液的防漏堵漏效果，以筛选出堵漏液的最佳配方，为实际开采提供了更具有参考价值的实验数据。其中，在步骤S3中，所述评价指标可以由以下公式确定：
Figure BDA0002481952750000111
其中，PLCQ1为第一评价指标(此为恒流法的评价指标)，其中，PLCQ1值越大，则该组堵漏液的防漏堵漏效果越好；Pb为某组所述实验数据中的所述封堵层的突破压力；
Figure BDA0002481952750000112
为多组所述实验数据中的所述突破压力的平均值；x为该组所述实验数据中的所述封堵层的当量封堵位置；
Figure BDA0002481952750000113
为多组所述实验数据中的所述当量封堵位置的平均值；Cp为该组所述实验数据中的所述封堵层的粒径变化；
Figure BDA0002481952750000121
为多组所述实验数据中的所述粒径变化的平均值。通过将多组堵漏液(例如，表1中得到的不同粒度分布的9组堵漏液)进行重复实验(例如，采用恒流法的堵漏模拟实验)，得到多组实验数据，并且根据第一评价指标PLCQ1评价出多组实验数据中的最优数据，以选出最优堵漏液，即，PLCQ1值最大的那组堵漏液为最优堵漏液，从而确定了堵漏液的最佳粒度分布，更为科学可靠。
此外，在步骤S3中，所述评价指标可以由以下公式确定：
Figure BDA0002481952750000122
其中，PLCQ2为第二评价指标(此为恒压法的评价指标)，其中，PLCQ2值越大，则该组堵漏液的防漏堵漏效果越好；Pb为某组所述实验数据中的所述封堵层的突破压力；
Figure BDA0002481952750000123
为多组所述实验数据中的所述突破压力的平均值；V为该组所述实验数据中的所述钻井液的漏失量；
Figure BDA0002481952750000124
为多组所述实验数据中的所述漏失量的平均值；x为该组所述实验数据中的所述封堵层的当量封堵位置；
Figure BDA0002481952750000125
为多组所述实验数据中的所述当量封堵位置的平均值；Cp为该组所述实验数据中的所述封堵层的粒径变化；
Figure BDA0002481952750000126
为多组所述实验数据中的所述粒径变化的平均值。通过将多组堵漏液(例如，表1中得到的不同粒度分布的9组堵漏液)进行重复实验(例如，采用恒压法的堵漏模拟实验)，得到多组实验数据，并且根据第二评价指标PLCQ2评价出多组实验数据中的最优数据，以选出最优堵漏液，即，PLCQ2值最大的那组堵漏液为最优堵漏液，从而确定了堵漏液的最佳粒度分布，更为科学可靠。
具体的，Pb＝Pi-Pt (7)
Figure BDA0002481952750000127
Figure BDA0002481952750000131
其中，Pb为所述封堵层的突破压力，其中，Pb值越大，说明封堵效果越好；Pi为所述钻井液在所述模拟裂缝的缝口处的最大注入压力；Pt为所述钻井液在所述模拟裂缝的尖端处的最大注入压力；x为所述封堵层的当量封堵位置，其中，x值越小，说明封堵层越接近模拟裂缝的缝口处，则封堵效果越好；Pc为所述模拟裂缝的闭合压力，即为模拟裂缝所受到的阻碍裂缝开度进一步增大的阻力；L1为所述模拟裂缝的长度，即滤失介质在图1所示的斜边边长；Cp为所述封堵层的粒径变化，其中，Cp值越小，说明固体颗粒的抗挤压效果越好，则封堵效果越好；Da1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为a％的固体颗粒的粒径；Da2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为a％的固体颗粒的粒径最大值；Db1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为b％的固体颗粒的粒径最大值，其中b％>a％；Db2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为b％的固体颗粒的粒径最大值；Dc1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为c％的固体颗粒的粒径最大值，其中c％>b％；Dc2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为c％的固体颗粒的粒径最大值。
可以理解的是，Da1、Db1和Dc1均为堵漏液中的固体颗粒在堵漏模拟实验之前的实验数据，可以通过激光粒度仪测试尚未实验的滤失介质来获取，Da1、Db1和Dc1均为堵漏液中的固体颗粒在堵漏模拟实验结束后的实验数据，可以通过激光粒度仪测试完成实验的滤失介质来获取。以表1中公开的9组不同的堵漏液为例，则：a可以设置为10，D101为所述堵漏液在封堵前占10％的固体颗粒的粒径Da1，D102为所述堵漏液在封堵后占10％的固体颗粒的粒径Da2，b可以设置为50，D501为所述堵漏液在封堵前占50％的固体颗粒的粒径Da1，D502为所述堵漏液在封堵后占50％的固体颗粒的粒径Da2，c可以设置为90，D901为所述堵漏液在封堵前占90％的固体颗粒的粒径Da1，D902为所述堵漏液在封堵后占10％的固体颗粒的粒径Da2，则封堵层的粒径变化
Figure BDA0002481952750000141
值得一提的是，在步骤S2中，堵漏模拟实验包括如下操作：待得到模拟裂缝后，将任一组所述堵漏液注入裂缝釜体10中以封堵所述模拟裂缝，其中，所述堵漏液中的固体颗粒在所述模拟裂缝中形成封堵层；随后，将钻井液注入所述模拟裂缝，以对所述封堵层施加压力，直至所述封堵层被突破为止。
进一步的，如图2所示，堵漏模拟实验的具体过程如下：
a、打开数据采集/控制软件1，对压力、流量及位移传感器进行校准并调零，同时设置地层温度、注入流量、裂缝闭合压力以及裂缝尖端压力数值。
b、关闭循环釜体泄压阀5，通过柱塞泵2向循环釜体6注入选定粒度分布的堵漏液，通过循环釜体压力传感器4来监测堵漏液的注入压力(例如，注入压力根据实际开采的情况设定为3MPa)，通过温度传感器3监测堵漏液的注入温度；随后，堵漏液流入裂缝釜体10中并且封堵模拟裂缝，直至在模拟裂缝中形成封堵层为止，即，直至裂缝出口端压力传感器14测得的压力骤降为止。其中，循环釜体6中通过搅拌杆7对堵漏液或者钻井液进行搅拌；裂缝釜体10中的流向为自模拟裂缝的缝口侧朝向模拟裂缝的尖端侧，其中，模拟裂缝的缝口侧朝向循环釜体6，不锈钢筛网9设置在模拟裂缝的尖端侧的下游，以用于过滤排出模拟裂缝的堵漏液中的固体颗粒，防止裂缝釜体10的出口堵塞。
c、将循环釜体6和裂缝釜体10中的堵漏液排出，并且通过柱塞泵2向循环釜体6注入钻井液，直到突破封堵层为止，停止实验，并且通过数据采集/控制系统主机1实时记录实验数据，以用于评价堵漏液的堵漏效果。
值得一提的是，模拟裂缝形成为动态的裂缝开度，具体的，裂缝釜体10的底壁为可移动壁面，关闭裂缝闭合压力泄压阀16，通过裂缝闭合压力柱塞泵17提供的液压作用进行支撑，随着钻井液的不断注入，裂缝釜体10的底壁受到钻井液施加的压力逐渐超过裂缝闭合压力柱塞泵17提供的压力，使得裂缝釜体10的底壁不断下移，则模拟裂缝的裂缝开度不断增加，直至远大于所述封堵层的固体颗粒的尺寸为止，则原有封堵层对模拟裂缝无法形成有效封堵，视为突破封堵层，停止实验。其中，实验数据包括：通过循环釜体压力传感器4测得所述钻井液在所述模拟裂缝的缝口处的最大注入压力Pi(即，封堵层即将突破的时刻测得的数值)；通过裂缝尖端压力柱塞泵18向裂缝釜体10出口施加液压，同时通过裂缝出口端压力传感器14测得所述钻井液在所述模拟裂缝的尖端处的最大注入压力Pt(即，封堵层即将突破的时刻测得的数值)；通过裂缝闭合压力传感器13测得模拟裂缝的闭合压力Pc；通过裂缝面位移传感器12测得裂缝釜体10的底壁向下移动的位移，即，模拟裂缝的裂缝开度的动态变化。进一步的，裂缝釜体10设置有可视化壁面，以便于通过可视化裂缝壁面实时观测封堵层的动态分布。另外，通过测量滤失介质在图2所示的直角三角形的水平直角边的长度，以得到模拟裂缝的长度L1。
d、实验结束后，关闭柱塞泵2，通过打开循环釜体泄压阀5、裂缝出口端泄压阀15和裂缝闭合压力泄压阀16，以对试液注入压力、裂缝闭合压力和裂缝尖端压力进行相应泄压，关闭温度加热装置，对循环釜体进行冷却，泄压并冷却后拆卸装置进行清洗。
根据本发明的第一种实施方式，堵漏实验装置可以采用恒流法进行堵漏模拟实验，具体过程如下：
步骤a和b如上所述；
步骤c：关闭循环釜体泄压阀5、裂缝出口端泄压阀15和裂缝闭合压力泄压阀16，通过柱塞泵2向循环釜体6中以恒定流量注入钻井液，通过裂缝闭合压力柱塞泵17对裂缝釜体10的可移动底壁施加支撑作用，直至突破封堵层为止，停止实验，并且记录实验数据，将该组堵漏液的实验数据通过第一评价指标PLCQ1进行评价，以定量表征该组堵漏液的防漏堵漏效果。
具体的，当裂缝出口端压力传感器14测得的数值增加至与循环釜体压力传感器4监测得到的注入压力相等，并且，随着循环釜体压力传感器4监测得到的注入压力不断增加，裂缝内压力分布传感器8监测的模拟裂缝在缝口处(即，图2所示的注入端)和尖端处(即，图2所示的出口端)不会产生压力梯度，而裂缝会随之逐渐增大至远大于颗粒粒径，此时，模拟裂缝内部已无法形成有效封堵层，则封堵层已经被突破，裂缝出口端压力传感器14测得的钻井液在所述模拟裂缝的尖端处的最大注入压力Pt为骤增之前的数值。此外，注入钻井液的初始阶段，先通过裂缝尖端压力柱塞泵18将裂缝釜体10加压到预定值，例如，1MPa，然后关闭裂缝尖端压力柱塞泵18。
步骤d如上所述。
根据本发明的第一种实施方式，堵漏实验装置可以采用恒压法进行堵漏模拟实验，具体过程如下：
步骤a和b如上所述；
步骤c：关闭循环釜体泄压阀5和裂缝闭合压力泄压阀16，通过裂缝闭合压力柱塞泵17对裂缝釜体10的可移动底壁施加支撑作用，通过柱塞泵2向循环釜体6中以恒定压力注入钻井液，直至突破封堵层为止，停止实验，并且记录实验数据，将该组堵漏液的实验数据通过第二评价指标PLCQ2进行评价，以定量表征该组堵漏液的防漏堵漏效果。
具体的，由于裂缝出口端泄压阀15始终打开，裂缝出口端压力传感器14测量的数据为大气压，当裂缝出口端泄压阀15排出钻井液的流量在规定时间内持续增加，则表示裂缝尖端处的滤失量(或者说，漏失量)在规定时间内持续增加，则封堵层已经突破，其中，裂缝出口端泄压阀15排出的钻井液的漏失量V为骤增前的排出流量。此外，通过柱塞泵2向循环釜体6中以恒定压力注入钻井液的具体过程可以设置如下：以1MPa为起始的注入压力，恒压注入钻井液并且稳定10min，如果模拟裂缝的尖端流量为0(即，裂缝出口端泄压阀15排出钻井液的流量为0)时，则封堵层完好，然后，将注入压力加压至下一恒定压力值，每次加压的压力间隔为1MPa，进行重复实验，直至突破封堵层为止，突破封堵层时的注入压力即为所述钻井液在所述模拟裂缝的缝口处的最大注入压力Pi。
步骤d如上所述。
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。但这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种模拟地层中的可变裂缝的方法，其特征在于，所述地层包括位于井筒(19)侧壁的所述可变裂缝(20)，所述方法包括：
根据所述可变裂缝(20)在所述井筒(19)中的受力和尺寸以及所述可变裂缝(20)处的岩石系数建立裂缝模型，以确定所述可变裂缝(20)的裂缝开度分布。
2.根据权利要求1所述的模拟地层中的可变裂缝的方法，其特征在于，所述裂缝模型由以下公式预先建立：
Figure FDA0002481952740000011
其中，x为所述可变裂缝(20)中的某一点处距离所述井筒(19)侧壁处的径向长度；w(x)为所述可变裂缝(20)在该点处的裂缝开度；q为岩石系数；P为所述可变裂缝(20)在所述井筒(19)中的受力；k为所述可变裂缝(20)的形状系数；L为所述可变裂缝(20)在所述井筒(19)中的径向长度；R为所述井筒(19)的半径。
3.根据权利要求2所述的模拟地层中的可变裂缝的方法，其特征在于，
Figure FDA0002481952740000012
P＝pw-Sh+c(SH-Sh) (3)
其中，q为岩石系数；v为岩石的泊松比；E为岩石的弹性模量；P为所述可变裂缝(20)在所述井筒(19)中的受力；pw为所述井筒(19)的压力；SH为所述井筒(19)在所述可变裂缝(20)处的最大水平地应力；Sh为所述井筒(19)在所述可变裂缝(20)处的最小水平地应力；c为地应力的各向异性系数。
4.一种堵漏液的优化方法，其特征在于，所述堵漏液用于封堵可变裂缝(20)，所述优化方法包括：
S1：根据权利要求1-3中任意一项所述的模拟地层中的可变裂缝的方法确定所述可变裂缝(20)的裂缝开度分布；
S2：根据所述可变裂缝(20)的裂缝开度分布中的最大裂缝开度和最小裂缝开度来确定所述堵漏液的粒径分布范围，并且从所述粒径分布范围中选定所述堵漏液的粒径分布通过堵漏模拟实验得到实验数据；
S3：根据多组粒径分布的所述堵漏液相应得到的多组所述实验数据评价各组所述堵漏液的堵漏效果。
5.根据权利要求4所述的堵漏液的优化方法，其特征在于，所述堵漏液的粒径分布由以下公式确定：
Figure FDA0002481952740000021
其中，Y为所述固体颗粒中的小于粒径d的固体颗粒所占的质量分数；d为所述固定颗粒的最大粒径和最小粒径之间的任意粒径值，其中，所述最大粒径和最小粒径分别根据所述可变裂缝(20)的最大裂缝开度和最小裂缝开度确定；dm为所述固体颗粒的平均粒径；SD为所述固体颗粒的粒径分布的标准差。
6.根据权利要求4所述的堵漏液的优化方法，其特征在于，在步骤S2中，在所述堵漏模拟实验中，根据所述可变裂缝(20)的裂缝开度分布确定模拟裂缝(21)，通过所述堵漏液封堵所述模拟裂缝(21)形成封堵层，然后，通过钻井液冲击所述封堵层得到所述实验数据，所述实验数据包括所述封堵层的突破压力、所述封堵层的封堵位置和所述封堵层的粒度变化；在步骤S3中，根据多组所述实验数据建立评价指标，以评价所述堵漏液的堵漏性能。
7.根据权利要求6所述的堵漏液的优化方法，其特征在于，在步骤S3中，所述评价指标由以下公式确定：
Figure FDA0002481952740000031
其中，PLCQ1为第一评价指标；Pb为某组所述实验数据中的所述封堵层的突破压力；
Figure FDA0002481952740000032
为多组所述实验数据中的所述突破压力的平均值；x为该组所述实验数据中的所述封堵层的当量封堵位置；
Figure FDA0002481952740000033
为多组所述实验数据中的所述当量封堵位置的平均值；Cp为该组所述实验数据中的所述封堵层的粒径变化；
Figure FDA0002481952740000034
为多组所述实验数据中的所述粒径变化的平均值。
8.根据权利要求6所述的堵漏液的优化方法，其特征在于，在步骤S3中，所述评价指标由以下公式确定：
Figure FDA0002481952740000035
其中，PLCQ2为第二评价指标；Pb为某组所述实验数据中的所述封堵层的突破压力；
Figure FDA0002481952740000036
为多组所述实验数据中的所述突破压力的平均值；V为该组所述实验数据中的所述钻井液的漏失量；
Figure FDA0002481952740000037
为多组所述实验数据中的所述漏失量的平均值；x为该组所述实验数据中的所述封堵层的当量封堵位置；
Figure FDA0002481952740000038
为多组所述实验数据中的所述当量封堵位置的平均值；Cp为该组所述实验数据中的所述封堵层的粒径变化；
Figure FDA0002481952740000041
为多组所述实验数据中的所述粒径变化的平均值。
9.根据权利要求6或者7所述的堵漏液的优化方法，其特征在于，
Pb＝Pi-Pt(7)
Figure FDA0002481952740000042
Figure FDA0002481952740000043
其中，Pb为所述封堵层的突破压力；Pi为所述钻井液在所述模拟裂缝(21)的缝口处的最大注入压力；Pt为所述钻井液在所述模拟裂缝(21)的尖端处的最大注入压力；x为所述封堵层的当量封堵位置；Pc为所述模拟裂缝(21)的闭合压力；L1为所述模拟裂缝(21)的长度；Cp为所述封堵层的粒径变化；Da1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为a％的固体颗粒的粒径；Da2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为a％的固体颗粒的粒径最大值；Db1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为b％的固体颗粒的粒径最大值，其中b％>a％；Db2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为b％的固体颗粒的粒径最大值；Dc1为所述堵漏液在封堵前累积粒径分布为c％的固体颗粒的粒径最大值，其中c％>b％；Dc2为所述封堵层在突破后累积粒径分布为c％的固体颗粒的粒径最大值。
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