CN114198065B - 海域天然气水合物储层用防漏剂及防漏剂中防漏材料用量确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种海域天然气水合物储层用防漏剂及防漏剂中防漏材料用量确定方法。该方法包括：分别获取第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，进而确定各类防漏材料的使用比例，按照该使用比例确定防漏材料组合；第一类防漏材料为尺寸满足无侵入型挡砂充填要求的防漏材料、第二类防漏材料为尺寸满足浅层内部桥塞型挡砂充填要求的防漏材料、第三类防漏材料为尺寸满足孔隙防塞与内部桥塞结合型挡砂充填要求的防漏材料、第四类防漏材料为尺寸满足孔隙充填型挡砂充填要求的防漏材料；获取防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，进而确定防漏材料组合的使用浓度。
Description
技术领域
本发明属于水合物钻井液防漏领域，特别涉及一种海域天然气水合物储层用防漏剂及防漏剂中防漏材料参数确定方法。
背景技术
天然气水合物俗称“可燃冰”，具备分布广、储量大、高热值的特点。我国国土资源部经过15年的调查和评价，预计中国南海海域和中国青藏地区共有1090多亿吨油当量的可燃冰，开发前景巨大。
水合物储层胶结性质差，在开采过程中引发大量出砂。在水合物开采的过程中水合物不断分解，地层的组分和力学性质也不断发生变化，引起大量出砂的关键变化因素未知。
地层出砂是制约水合物开采的关键问题，目前对于开采出砂机理、出砂规律研究较多，但主要针对于常规油气储层，而海域天然气水合物储层埋藏较浅，开采涉及多相相变问题，同时地层流体性质和储层力学性质变化规律也不同于常规储层。在海域天然气水合物储层开采过程中，适度出砂技术能增大渗流通道，提高开采效率，但突发性的大量出砂会导致开采终止。因此，分析海域天然气水合物开采出砂机理对高效开发水合物能源极为重要。
2016年Suzuki等根据日本开采的储层的砂粒粒径数据进行了一维柱体透水实验，采用了防砂时砾石粒径450μm储层出砂平均粒径相当的砂粒，未出现大量出砂现象；李彦龙等根据我国水合物的开采方式，提出了针对黏土质粉砂型水合物储集层的“防粗疏细”式防砂充填层砾石尺寸设计方法，对储层的上下部采用不同粒径的砾石进行防砂，上部砾石尺寸为143-215μm，下部砾石尺寸为240-360μm。但是，天然气水合物储层颗粒微观胶结存在4种物理模式，对防漏堵漏颗粒要求各不相同。目前，国内外关于海域天然气水合物储层出砂防漏剂研究较少，尚未建立防漏剂与海域天然气水合物储层的匹配关系，导致堵漏效果不佳。
中国南海部分海域天然气水合物储层以泥质细粉砂为主，储层颗粒微观胶结的4种物理模式，分别为接触胶结模式、颗粒包裹模式、骨架/颗粒支撑模式和孔隙充填模式。储层颗粒粒度中值约为10-15μm，泥质含量高达25％-50％。高泥质含量超细粉砂的特点使防砂难度相比传统石油与天然气出砂更大，对挡砂介质及防砂工艺具有更高的要求。针对水合物储层泥质细粉砂条件，董长银等在气液携砂条件下利用复合金属滤网进行挡砂试验，初步揭示泥质粉细砂挡砂机制，论证了控砂可行性。李彦龙等针对泥质粉细砂特性，分别以阻挡粗组分和疏通细组分为目标进行充填防砂井砾石尺寸设计，兼顾“防粗疏细”要求推荐最佳砾石尺寸。
然而，目前仍旧普遍存在盲目确定防漏剂注入浓度与尺寸的问题，导致储层防漏效果不佳，出砂严重。
发明内容
本发明的目的在于提供一种适用于海域天然气水合物储层的防漏剂中防漏材料用量(包括尺寸及浓度)确定的方法。
本发明的另一目的在于提供一种适用于海域天然气水合物储层的防漏剂。
为了实现上述目的，本发明提供了一种海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料用量确定方法，其中，该方法包括：
分别获取第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；其中第一类防漏材料为尺寸满足无侵入型挡砂充填要求的防漏材料、第二类防漏材料为尺寸满足浅层内部桥塞型挡砂充填要求的防漏材料、第三类防漏材料为尺寸满足孔隙防塞与内部桥塞结合型挡砂充填要求的防漏材料、第四类防漏材料为尺寸满足孔隙充填型挡砂充填要求的防漏材料；
分别基于各类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定各类防漏材料的最佳使用浓度，进而确定各类防漏材料的使用比例，按照确定的各类防漏材料的使用比例确定防漏材料组合；
获取防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
基于防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定防漏材料组合的使用浓度；从而完成海域天然气水合物储层用防漏剂所用防漏材料组合中各类防漏材料的使用比例以及防漏材料组合的使用浓度，实现海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料的用量确定。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，分别获取第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力包括：
获取第一类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
获取第二类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
获取第三类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
获取第四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，所述第一类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于5的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，所述第二类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于6且大于5的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，所述第三类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于10且大于6的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，所述第四类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于14且大于10的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法的优选技术方案中，粒径中值指粒径分布曲线上累计质量分数为50％所对应的粒径；本发明中所用的各类防漏材料不存在单一粒径，其粒径均符合正态分布。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，防漏材料组合中各类防漏剂的用量比(优选为质量比例)为各类防漏材料的最佳使用浓度比(优选为质量浓度比例)。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，分别基于各类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定各类防漏材料的最佳使用浓度包括：
分别针对各类防漏材料，以防漏材料使用浓度为横坐标，以封堵压力为纵坐标，绘制关系曲线，根据关系曲线下确定该类防漏材料封堵压力趋于稳定时对应的最小使用浓度即为该类防漏材料的最佳使用浓度。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，基于防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定防漏材料组合的使用浓度包括：
以防漏材料组合的使用浓度为横坐标，以封堵压力为纵坐标，绘制关系曲线，拟合得到防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式，进而确定防漏材料组合的使用浓度；
在一具体实施方式中，在拟合得到防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式时使用最小二乘法拟合得到；优选地，利用封堵压力逐渐增加的点，舍弃压力趋于稳定值的点。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，分别获取第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力分别通过下述方式实现：
制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
利用第一类防漏材料作为第一防漏剂防漏材料，分别制备防漏材料浓度不同的第一防漏剂；利用第二类防漏材料作为第二防漏剂防漏材料，分别制备防漏材料浓度不同的第二防漏剂；利用第三类防漏材料作为第三防漏剂防漏材料，分别制备防漏材料浓度不同的第三防漏剂；
基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，分别利用各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂进行封堵压力测试，分别确定各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂的封堵压力，从而分别确定第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
更优选地，所述制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层通过下述方式实现：
基于海域天然气水合物储层的粒度分布和泥质含量进行配砂，进而利用所配砂粒制备成孔隙度与海域天然气水合物储层孔隙度相同的室内试验用模拟地层即为域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
更优选地，各第一防漏剂中第一堵漏颗粒的质量浓度为1％-6％；各第二防漏剂中第二堵漏颗粒的质量浓度为1％-6％；各第三防漏剂中第三堵漏颗粒的质量浓度为1％-6％；各第四防漏剂中第四堵漏颗粒的质量浓度为1％-6％；
更优选地，各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂为堵漏颗粒分散在相同的防漏剂基液中形成；
更优选地，基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，利用某防漏剂进行封堵压力测试，确定该防漏剂的封堵压力包括：
向模拟地层中恒流注入额定体积的该防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法中，优选地，获取防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力分别通过下述方式实现：
制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
利用防漏材料组合作为第五防漏剂的防漏材料，分别制备防漏材料组合浓度不同的第五防漏剂；
基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，分别利用各第五防漏剂进行封堵压力测试，分别确定各第五防漏剂的封堵压力，从而分别确定防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
更优选地，所述制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层通过下述方式实现：
基于海域天然气水合物储层的粒度分布和泥质含量进行配砂，进而利用所配砂粒制备成孔隙度与海域天然气水合物储层孔隙度相同的室内试验用模拟地层即为域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
更优选地，各第五防漏剂中防漏材料组合的质量浓度为1％-6％；
更优选地，各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂、各第五防漏剂为堵漏颗粒分散在相同的防漏剂基液中形成；
更优选地，基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，利用某防漏剂进行封堵压力测试，确定该防漏剂的封堵压力包括：
向模拟地层中恒流注入额定体积的该防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力；
更优选地，所述额定体积为模拟地层裂缝体积的10倍。
在一具体实施方式中，通过下述方式进行模拟地层制备：
获取海域天然气水合物储层砂粒径分布特征参数，分析储层砂粒的均匀性和分选性；基于海域天然气水合物储层的粒度分布和泥质含量进行配砂，将所配砂粒装入填砂管中进行压实，制备成孔隙度与海域天然气水合物储层孔隙度相同的室内试验用模拟地层即为域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
在每次模拟地层制备过程中，使用相同的填砂管，使用同一批配砂，压实所用压力相同，尽可能保证制备的模拟地层相同。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法的优选技术方案中，向模拟地层中恒流注入额定体积的该防漏剂时，注入一段时间后分散液从填砂管另一侧稳定流出；实时记录压力变化，基于压力变化情况确定防漏剂在模拟储层中的最大承压值即为该防漏剂的封堵压力。
在一具体实施方式中，第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料均为砾石类防漏材料。
本发明还提供了一种海域天然气水合物储层用防漏剂，该防漏剂选用由第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料组成的防漏材料组合作为防漏材料；其中，第一类防漏材料为尺寸满足无侵入型挡砂充填要求的防漏材料、第二类防漏材料为尺寸满足浅层内部桥塞型挡砂充填要求的防漏材料、第三类防漏材料为尺寸满足孔隙防塞与内部桥塞结合型挡砂充填要求的防漏材料、第四类防漏材料为尺寸满足孔隙充填型挡砂充填要求的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中，优选地，所述第一类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于5的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中，优选地，所述第二类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于6且大于5的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中，优选地，所述第三类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于10且大于6的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中，优选地，所述第四类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于14且大于10的防漏材料。
在上述海域天然气水合物储层用防漏剂中，优选地，海域天然气水合物储层用防漏剂中第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料的用量利用上述海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法进行确定。
本发明提供的海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料参数确定方法通过固定防漏材料粒径改变防漏材料浓度的方式，确定不同粒径防漏材料的浓度与封堵压力之间的变化关系，评价在此防漏材料粒径下用量对储层的封堵效果影响，确定各粒径防漏材料的用量比，进而固定防漏材料的尺寸构成比，评价在此防漏材料构成下用量对储层的封堵效果影响，实现了量化海域天然气水合物储层用防漏剂中的防漏材料浓度及尺寸。
本发明提供的技术方案步骤简单，成本低廉；能够快捷准确的确定与海域天然气水合物储层相匹配的防漏材料使用浓度和尺寸配比，提升了防漏材料在漏失通道中的匹配能力，克服先用技术中防漏材料浓度及尺寸选择的盲目性，有助于提高防漏材料的堵漏效率，节约成本。
附图说明
图1为实施例1中堵漏材料组合的使用浓度与封堵压力的关系曲线。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
根据防漏材料和地层砂粒度中值比的不同，可以将挡砂充填分为四种类型：(1)无侵入型：在防漏材料和地层砂粒径中值比很小时(通常D50/d50≤5)，砾石层颗粒间的孔隙足够小可以阻挡细颗粒的流出；(2)浅层内部桥塞型：在防漏材料中值比较小时(通常5<D50/d50≤6)，防漏材料可在储层砂孔喉处架桥；(3)孔隙防塞与内部桥塞结合型：当防漏材料与砂粒中值比适中(通常6<D50/d50≤10)，颗粒不断充填堵塞原有孔隙，堆积形成砂桥；(4)孔隙充填型：当防漏材料和地层砂粒径中值比较大时(通常10<D50/d50≤14)，充当骨架结构。通过上述四种充填模型下调整不同防堵剂来提高储层的防砂效果。其中，D50为防漏材料中值粒径；d50为储层中值粒径。
本发明提供的技术方案是结合实际海域天然气水合物不同胶结模式建立在完全挡砂机理之上的。
实施例1
本实施例提供了一种海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料用量确定方法，其中，该方法包括：
1、制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
获取海域天然气水合物储层砂粒径分布特征参数，分析储层砂粒的均匀性和分选性；基于海域天然气水合物储层的粒径分布和泥质含量进行配砂，将所配砂粒装入填砂管中进行压实，制备成孔隙度与海域天然气水合物储层孔隙度相同的室内试验用模拟地层即为域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
具体而言，根据从地层中取的海域天然气水合物储层实际岩心，结合成像测井数据分析，按照现有技术制备得到直径为25mm，长度400mm的填砂管，根据真实储层的粒径分布和泥质含量进行配砂，本实施例中配置了粒径中值为21.4μm的实验模拟砂如表1所述。
表1实验配砂粒径分布表
| 粒径特征值 | d10 | d40 | d50 | d70 | d90 | d95 |
| 实验模拟石英砂/μm | 41.7 | 24.8 | 21.4 | 11.2 | 4.3 | 1.9 |
2、获取第一类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
第一类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)等于3的砾石防漏材料(粒径中值为64μm)，将中值粒径比等于3的砾石防漏材料(粒径中值为64μm)分散于水中，分别配置第一类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第一类防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试第一类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第一类防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)。
结果如表2所示
表2
| 第一类防漏材料质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.9 | 1.5 | 1.8 | 1.9 | 2.3 | 2.3 |
3、获取第二类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
第二类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)等于6的砾石防漏材料(粒径中值为128μm)，将中值粒径比等于6的砾石防漏材料(粒径中值为128μm)分散于水中，分别配置第二类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第二类防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试第二类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第二类防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)。
结果如表3所示
表3
| 第二类防漏材料质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.7 | 0.8 | 1.3 | 1.3 | 1.3 | 1.3 |
4、获取第三类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
第三类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)等于10的砾石防漏材料(粒径中值为218μm)，将中值粒径比等于10的砾石防漏材料(粒径中值为218μm)分散于水中，分别配置第三类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第三类防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试第三类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第三类防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)。
结果如表4所示
表4
| 第三类防漏材料质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.4 | 0.6 | 0.9 | 1.4 | 1.4 | 1.4 |
5、获取第四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
第四类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)等于14的砾石防漏材料(粒径中值为294μm)，将中值粒径比等于14的砾石防漏材料(粒径中值为294μm)分散于水中，分别配置第四类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第四类防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试第四类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第四类防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)。
结果如表5所示
表5
| 第四类防漏材料质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.1 | 0.4 | 0.4 | 0.4 | 0.4 | 0.4 |
6、分别基于各类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定各类防漏材料的最佳使用浓度，进而确定各类防漏材料的使用比例，按照确定的各类防漏材料的使用比例确定防漏材料组合；
具体而言：分别针对各类防漏材料，以防漏材料使用浓度为横坐标，以封堵压力为纵坐标，绘制关系曲线，根据关系曲线下确定该类防漏材料封堵压力趋于稳定时对应的最小使用浓度即为该类防漏材料的最佳使用浓度；防漏材料组合中各类防漏剂的用量比为各类防漏材料的最佳使用浓度比；
可知，防漏材料组合中第一类防漏材料(中值粒径比等于3的砾石防漏材料)、第二类防漏材料(中值粒径比等于6的砾石防漏材料)、第三类防漏材料(中值粒径比等于10的砾石防漏材料)、第四类防漏材料(中值粒径比等于14的砾石防漏材料)的质量用量比为5:3:4:2；
7、获取防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
将防漏材料组合分散于水中，分别配置防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第五类防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试第五类防漏材料质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的第五类防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)。
结果如表6所示。
表6
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 1.1 | 1.9 | 2.4 | 2.8 | 3.2 | 3.2 |
8、基于防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定防漏材料组合的使用浓度；从而完成海域天然气水合物储层用防漏剂所用防漏材料组合中各类防漏材料的使用比例以及防漏材料组合的使用浓度，实现海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料的用量确定；
具体而言：以防漏材料组合的使用浓度为横坐标，以封堵压力为纵坐标，绘制关系曲线，拟合得到防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式，进而确定防漏材料组合的使用浓度；其中，在拟合得到防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式时利用封堵压力逐渐增加的点、舍弃压力趋于稳定值的点、使用最小二乘法拟合得到；
拟合得到的防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式如图1所示为：y＝1.2813ln(x)+1.0531。
实施例2
本实施例提供一种海域天然气水合物储层用防漏剂，该防漏剂按照下述方式进行确定：
该防漏剂选用实施例1中的第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料组成的防漏材料组合作为防漏材料；
根据需要的封堵压力利用实施例1确定的防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式，确定防漏材料质量浓度；
按照确定的质量浓度将防漏材料分散到水中得到本实施例提供的防漏剂。
具体而言：按照防漏材料组合中第一类防漏材料((中值粒径比等于3的砾石防漏材料))、第二类防漏材料(中值粒径比等于6的砾石防漏材料)、第三类防漏材料(中值粒径比等于10的砾石防漏材料)、第四类防漏材料(中值粒径比等于14的砾石防漏材料)的质量用量比5:3:4:2进行配置防漏剂组合分散液，其中由上述拟合得到的防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式：y＝1.2813ln(x)+1.0531，确定防漏材料组合的使用浓度(如表7所示)。
表7
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 1.0531 | 1.9412 | 2.4608 | 2.8294 | 3.3153 | 3.3489 |
对比例1
本对比例提供了一种海域天然气水合物储层用防漏剂中防漏材料用量确定方法，其中，该方法包括：
1、制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
获取海域天然气水合物储层砂粒径分布特征参数，分析储层砂粒的均匀性和分选性；基于海域天然气水合物储层的粒径分布和泥质含量进行配砂，将所配砂粒装入填砂管中进行压实，制备成孔隙度与海域天然气水合物储层孔隙度相同的室内试验用模拟地层即为域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
具体而言，根据从地层中取的海域天然气水合物储层实际岩心，结合成像测井数据分析，按照现有技术制备得到直径为25mm，长度400mm的填砂管，根据真实储层的粒径分布和泥质含量进行配砂，本实施例中配置了粒径中值为21.4μm的实验模拟砂如表1所述。
2、获取实施例中不同类防漏组合材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
各类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)分别等于3、6、10以及14的砾石防漏材料(与实施例1所用的各类防漏材料相同)，按照质量比1:1:1:1混合得到防漏材料组合，将防漏材料组合分散于水中，分别配置防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂；采用模拟实验装置分别测试防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)，结果如表8所示。
表8
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 1.2 | 1.6 | 1.9 | 2.4 | 2.4 | 2.4 |
对比例2
获取实施例中不同类防漏组合材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
各类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)分别等于3与14的砾石防漏材料(与实施例1中第一类防漏材料、第四类防漏材料相同)，按照质量比1:1混合得到防漏材料组合，将防漏材料组合分散于水中，分别配置防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)，结果如表9所示。
表9
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 1.3 | 1.8 | 2.1 | 2.5 | 2.7 | 2.7 |
对比例3
获取实施例中不同类防漏组合材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
各类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)分别等于6与10的砾石防漏材料(与实施例1中第二类防漏材料、第三类防漏材料相同)，按照质量比1:1混合得到防漏材料组合，将防漏材料组合分散于水中，分别配置防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)，结果如表10所示。
表10
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.7 | 1.1 | 1.4 | 1.7 | 1.7 | 1.7 |
对比例4
获取实施例中不同类防漏组合材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，各种防漏材料的占比均相等；
各类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)分别等于3与6的砾石防漏材料(与实施例1中第一类防漏材料、第二类防漏材料相同)，按照质量比1:1混合得到防漏材料组合，将防漏材料组合分散于水中，分别配置防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)，结果如表11所示。
表11
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.9 | 1.6 | 1.9 | 2.1 | 2.4 | 2.4 |
对比例5
获取实施例中不同类防漏组合材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，各种防漏材料的占比均相等；
各类防漏材料选用中值粒径比(防漏材料粒径中值与储层粒径中值的比)分别等于6与14的砾石防漏材料(与实施例1中第二类防漏材料、第四类防漏材料相同)，按照质量比1:1混合得到防漏材料组合，将防漏材料组合分散于水中，分别配置防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂；
采用模拟实验装置分别测试防漏材料组合质量浓度为1％、2％、3％、4％、5％、6％的防漏剂的封堵压力，步骤如下：
开启恒流泵，缓慢向模拟地层中恒流注入10个裂缝体积的待评价防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力(该防漏剂在模拟储层中的最大承压值)，结果如表12所示。
表12
| 防漏材料组合质量浓度/％ | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 压力值/MPa | 0.8 | 1.2 | 1.5 | 1.9 | 1.9 | 1.9 |
以上参照附图描述了本发明的优选实施方式。这些实施方式的许多特征和优点根据该详细的说明书是清楚的，因此权利要求旨在覆盖这些实施方式的落入其真实精神和范围内的所有这些特征和优点。此外，由于本领域的技术人员容易想到很多修改和改变，因此不是要将本发明的实施方式限于所例示和描述的精确结构和操作，而是可以涵盖落入其范围内的所有合适修改和等同物。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (9)
1.一种海域天然气水合物储层防砂用防漏剂中防漏材料用量确定方法，其中，该方法包括：
分别获取第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；其中第一类防漏材料为尺寸满足无侵入型挡砂充填要求的防漏材料、第二类防漏材料为尺寸满足浅层内部桥塞型挡砂充填要求的防漏材料、第三类防漏材料为尺寸满足孔隙防塞与内部桥塞结合型挡砂充填要求的防漏材料、第四类防漏材料为尺寸满足孔隙充填型挡砂充填要求的防漏材料；
分别基于各类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定各类防漏材料的最佳使用浓度，进而确定各类防漏材料的使用比例，按照确定的各类防漏材料的使用比例确定防漏材料组合；
获取防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力；
基于防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定防漏材料组合的使用浓度；
其中，分别基于各类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定各类防漏材料的最佳使用浓度包括：
分别针对各类防漏材料，以防漏材料使用浓度为横坐标，以封堵压力为纵坐标，绘制关系曲线，根据关系曲线确定该类防漏材料封堵压力趋于稳定时对应的最小使用浓度即为该类防漏材料的最佳使用浓度；
其中，基于防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力，确定防漏材料组合的使用浓度包括：
以防漏材料组合的使用浓度为横坐标，以封堵压力为纵坐标，绘制关系曲线，拟合得到防漏材料组合的使用浓度与封堵压力的定量关系式，进而确定防漏材料组合的使用浓度；
其中，所述第一类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于5的防漏材料；
所述第二类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于6且大于5的防漏材料；
所述第三类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于10且大于6的防漏材料；
所述第四类防漏材料选用粒径中值满足与海域天然气水合物储层粒径中值的比值不大于14且大于10的防漏材料；
其中，各类防漏材料的粒径均符合正态分布；
其中，第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料均为砾石类防漏材料；
其中，防漏材料组合中各类防漏剂的用量比为各类防漏材料的最佳使用浓度比。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，分别获取第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力分别通过下述方式实现：
制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
利用第一类防漏材料作为第一防漏剂防漏材料，分别制备防漏材料浓度不同的第一防漏剂；利用第二类防漏材料作为第二防漏剂防漏材料，分别制备防漏材料浓度不同的第二防漏剂；利用第三类防漏材料作为第三防漏剂防漏材料，分别制备防漏材料浓度不同的第三防漏剂；
基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，分别利用各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂进行封堵压力测试，分别确定各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂的封堵压力，从而分别确定第一、二、三、四类防漏材料在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，各第一防漏剂中第一堵漏颗粒的质量浓度为1%-6%；各第二防漏剂中第二堵漏颗粒的质量浓度为1%-6%；各第三防漏剂中第三堵漏颗粒的质量浓度为1%-6%；各第四防漏剂中第四堵漏颗粒的质量浓度为1%-6%。
4.根据权利要求2所述的方法，其中，获取防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力分别通过下述方式实现：
制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层；
利用防漏材料组合作为第五防漏剂的防漏材料，分别制备防漏材料组合浓度不同的第五防漏剂；
基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，分别利用各第五防漏剂进行封堵压力测试，分别确定各第五防漏剂的封堵压力，从而分别确定防漏材料组合在不同使用浓度下对海域天然气水合物储层的封堵压力。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，各第五防漏剂中防漏材料组合的质量浓度为1%-6%。
6.根据权利要求2或4所述的方法，其中，所述制备海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层通过下述方式实现：
基于海域天然气水合物储层的粒度分布和泥质含量进行配砂，进而利用所配砂粒制备成孔隙度与海域天然气水合物储层孔隙度相同的室内试验用模拟地层即为域天然气水合物储层室内试验用模拟地层。
7.根据权利要求2或4所述的方法，其中，基于海域天然气水合物储层室内试验用模拟地层，利用某防漏剂进行封堵压力测试，确定该防漏剂的封堵压力包括：
向模拟地层中恒流注入额定体积的该防漏剂，实时记录压力变化，基于压力变化情况确定该防漏剂的封堵压力。
8.根据权利要求4所述的方法，其中，各第一防漏剂、各第二防漏剂、各第三防漏剂、各第四防漏剂、各第五防漏剂为堵漏颗粒分散在相同的防漏剂基液中形成。
9.一种海域天然气水合物储层防砂用防漏剂，该防漏剂选用由第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料组成的防漏材料组合作为防漏材料；其中，第一类防漏材料为尺寸满足无侵入型挡砂充填要求的防漏材料、第二类防漏材料为尺寸满足浅层内部桥塞型挡砂充填要求的防漏材料、第三类防漏材料为尺寸满足孔隙防塞与内部桥塞结合型挡砂充填要求的防漏材料、第四类防漏材料为尺寸满足孔隙充填型挡砂充填要求的防漏材料；
其中，海域天然气水合物储层用防漏剂中第一类防漏材料、第二类防漏材料、第三类防漏材料和第四类防漏材料的用量利用权利要求1-8任一项所述的海域天然气水合物储层防砂用防漏剂中防漏材料参数确定方法进行确定。
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