科技和产业

参数	取值
钻井液密度/(g·cm^-3)	1.4
钻井液塑性黏度/(Pa·s)	0.02
钻井液动切力/Pa	4
堵漏浆密度/(g·cm^-3)	1.0、1.4、1.8
堵漏浆塑性黏度/(Pa·s)	0.005、0.01、0.02、0.04、0.08、0.16
堵漏浆动切力/Pa	1、2、4、8、16
入口流速/(m·s^-1)	1.08、2.16、3.24、4.32、6.48
裂缝开度/mm	3、5、8

参数	取值
钻井液密度/(g·cm^-3)	1.4
钻井液塑性黏度/(Pa·s)	0.02
钻井液动切力/Pa	4
堵漏浆密度/(g·cm^-3)	1.0、1.4、1.8
堵漏浆塑性黏度/(Pa·s)	0.005、0.01、0.02、0.04、0.08、0.16
堵漏浆动切力/Pa	1、2、4、8、16
入口流速/(m·s^-1)	1.08、2.16、3.24、4.32、6.48
裂缝开度/mm	3、5、8

固化堵漏浆井下运移数值模拟研究

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彭力 ¹^,² , 于春勇 ³ , 董易凡 ⁴ , 史野 ¹^,² , 蔺艺莹 ¹^,² , 张鹏 ¹^,² , 李秀妹 ¹^,²

科技和产业 | 科技创新 2025,25(1): 16-24

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科技和产业 | 科技创新 2025, 25(1): 16-24

固化堵漏浆井下运移数值模拟研究

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彭力¹^,², 于春勇³, 董易凡⁴, 史野¹^,², 蔺艺莹¹^,², 张鹏¹^,², 李秀妹¹^,²

作者信息

¹ 天津市复杂条件钻井液企业重点实验室, 天津 300280

² 渤海钻探泥浆技术服务分公司, 天津 300280

³ 渤海钻探第一录井分公司, 天津 300280

⁴ 长庆油田公司苏里格南作业分公司, 西安 710018

彭力(1991—),男,湖北仙桃人,博士,工程师,研究方向为油气井防漏堵漏技术;

于春勇(1989—),男,河北沧州人,博士,高级工程师,研究方向为石油地质、油藏评价

董易凡(1986—),男,山东莱阳人,高级工程师,研究方向为钻井技术;

史野(1987—),男,山东郓城人,博士,高级工程师,研究方向为钻井液技术与防漏堵漏技术;

蔺艺莹(1995—),女,河北保定人,硕士,工程师,研究方向为油气井防漏堵漏技术;

张鹏(1986—),男,甘肃庆阳人,工程师,研究方向为油气井防漏堵漏技术;

李秀妹(1980—),女,山东平原人,硕士,高级工程师,研究方向为防漏堵漏材料开发。

Numerical Simulation Study on the Migration of Consolidateable Plugging Slurry in Downhole

Li PENG¹^,², Chunyong YU³, Yifan DONG⁴, Ye SHI¹^,², Yiying LIN¹^,², Peng ZHANG¹^,², Xiumei LI¹^,²

Affiliations

¹ Tianjin Key Laboratory of Drilling Fluids under Complex Condition, Tianjin 300280, China

² Mud Service Company, BHDC, Tianjin 300280, China

³ Mud Logging Company, BHDC, Tianjin 300280, China

⁴ South Sulige Operation Division, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China

出版时间: 2025-01-10

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摘要

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固化堵漏是一种治理油气井钻井液漏失的有效手段,揭示堵漏浆体在井筒-裂缝中运移规律,构筑连续的固化体是该技术需要解决的关键问题之一。为此,采用计算流体力学数值模拟方法,建立井筒压力动态变化的垂直裂缝固化堵漏模型,分析宾汉流型堵漏浆的密度、塑性黏度、动切力、排量以及裂缝开度等因素对堵漏浆运移的影响。结果表明:注浆过程中,低密度的堵漏浆优先进入垂直裂缝的上部,而高密度堵漏浆优先进入垂直裂缝中部,并出现明显混浆现象;堵漏浆在裂缝中水平方向较竖直方向运移更快;低黏度的堵漏浆更容易进入裂缝中,黏度越大堵漏浆在裂缝出口达到相同体积分数的时间越长,体积分数越高堵漏浆顶替钻井液效率越低;动切力对堵漏浆在井筒-裂缝中运移的影响不显著;排量越小或裂缝开度越大,裂缝出口堵漏浆瞬时流量占比增加越快,进入地层深部堵漏浆体积占比越大,裂缝出口达到相同体积分数需要的堵漏浆体积越小。数值模拟的结果对固化堵漏方案制定具有一定的理论指导意义。

关键词

固化堵漏 / 运移 / 数值模拟 / 井下 / 垂直裂缝

Abstract

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Consolidation plugging is an effective means to control drilling fluid leakage in oil and gas wells. Revealing the migration law of plugging slurry in wellbore-fracture and constructing continuous solidified body is one of the key problems to be solved in this technology. Therefore, the CFD numerical simulation method is adopted. A numerical model of vertical fracture consolidation plugging with dynamic change of wellbore pressure is established. The effects of density, plastic viscosity, yield stress, displacement and fracture opening of Bingham flow plugging slurry on the migration of plugging slurry were analyzed. The research shows that during the grouting process, the low-density plugging slurry preferentially enters the upper part of the vertical crack. The high-density plugging slurry preferentially enters the middle of the vertical fracture, and there is obvious mixing phenomenon. The plugging slurry migrates faster in the horizontal direction than in the vertical direction in the fracture. The plugging slurry with low viscosity is easier to enter the fracture. The higher the viscosity is, the longer the time for the plugging slurry to reach the same volume ratio at the fracture outlet is. The higher the volume ratio is, the lower the efficiency of plugging slurry replacing drilling fluid is. The effect of yield stress on the migration of plugging slurry in wellbore-fracture is not significant. The smaller the displacement or the larger the crack opening, the faster the instantaneous flow rate of the plugging slurry at the crack outlet increases, the larger the volume of the plugging slurry entering the deep part of the formation, and the smaller the volume of the plugging slurry required to reach the same volume ratio at the crack outlet. The results of numerical simulation have certain theoretical guiding significance for the formulation of curing plugging scheme.

Key words

consolidation plugging / migration / numerical simulation / downhole / vertical fracture

引用本文

彭力, 于春勇, 董易凡, 史野, 蔺艺莹, 张鹏, 李秀妹. 固化堵漏浆井下运移数值模拟研究. 科技和产业, 2025 , 25 (1) : 16 -24 .

Li PENG, Chunyong YU, Yifan DONG, Ye SHI, Yiying LIN, Peng ZHANG, Xiumei LI. Numerical Simulation Study on the Migration of Consolidateable Plugging Slurry in Downhole[J]. Science Technology and Industry, 2025 , 25 (1) : 16 -24 .

正文

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据统计全球井漏发生率占钻井总数的20%~25%,每年用于堵漏的费用高达40×10⁸美元。2017—2018年中国石油天然气股份有限公司国内和海外区块井漏导致的损失占总的钻井复杂损失的70%,年均经济损失超过40×10⁸元^[1]。钻井工程面临复杂的地质条件和诸多技术瓶颈^[2-4],裂缝性地层钻井液漏失问题严重阻碍了油气资源安全高效开发,已成为制约钻井工程中“卡脖子”的关键技术难题之一^[1,5-6]。目前钻井工程常用漏失治理方法包括:桥接堵漏、固化堵漏、高滤失堵漏、凝胶堵漏以及膨胀管漏失治理技术等,现场常在桥接堵漏失败后应用固化堵漏,固化堵漏也是使用频率仅次于桥接堵漏的有效漏失治理手段^[7-8]。固化堵漏技术采用钻杆输送可固化浆体进入地层裂缝等漏失通道内,固化并封堵漏失通道的原理。主要的可固化材料包括水泥^[9-10]、环氧树脂^[11]、聚氨酯^[12]等。固化堵漏作业经验性强,针对复杂地层一次堵漏成功率不高,如何确定堵漏浆体的密度、流变性能以及注浆排量等工艺参数缺乏理论依据^[13]。裂缝性地层固化堵漏浆在井筒-裂缝内顶替钻井液,并完全填充井筒周围裂缝是堵漏成功的关键,但堵漏浆的密度、黏度、动切力、注浆排量以及裂缝开度大小对堵漏浆在井筒-裂缝内运移影响规律仍然不清,相关研究也鲜有报道,因此亟须开展堵漏浆体在井下运移规律研究。

刘凡等^[14]、陶谦等^[15]采用计算流体动力学(computational fluid dynamics,CFD)数值模拟的方法,定量分析了定压差条件下赫-巴流型的堵漏浆密度、流变性对堵漏浆在裂缝中的流速和体积分数的影响规律,但裂缝出口与环空出口定压差的边界条件,与堵漏浆进入环空,环空液面增加、环空出口压力增加的实际情况存在明显差异。井下压力变化直接影响漏失和堵漏浆运移过程,为更接近真实井下工况,本文设置环空出口压力动态变化的边界条件,分析宾汉流型堵漏浆的密度、黏度、动切力、注浆排量以及裂缝开度大小对堵漏浆在井筒-裂缝内运移影响规律及环空出口、裂缝出口堵漏浆流量分配情况。

1 数值模型

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1.1 几何模型

为模拟固化堵漏浆通过钻杆注入地层裂缝的动态过程,建立的三维几何模型包括井筒、钻杆和裂缝,如图1所示。参考尺寸215.9 mm钻头,井眼扩大率5%,裸眼井筒直径为226.7 mm;钻杆长为1 m,钻杆内外径分别为108.6 mm和127 mm;井底存在对称分布垂直的裂缝,裂缝长为2 m,高度为0.5 m,考虑几何模型的对称性选取一半进行数值计算。固化堵漏作业常使用光钻杆输送堵漏浆,为减少起钻时间,降低井下卡钻、“插旗竿”等风险,控制固化体在井筒内的留塞长度,一般会下钻至漏失层位以上一段距离。因此数值模型的钻杆设置在漏失裂缝以上,钻杆距离井底2 m。

1.2 材料属性和边界条件

初始状态下井筒、钻杆以及裂缝内部充满水基钻井液,随后被固化堵漏浆顶替,两种浆液均为宾汉流体,假设钻井液的密度、塑性黏度和动切力分别为1.4 g/cm³、0.02 Pa·s和4 Pa。堵漏浆性能参数见表1。模型设钻杆入口1个,裂缝出口1个,环空出口1个,如图1所示。钻杆入口设置为流速边界,裂缝出口为常压,边界压力值为41 kPa(约3 m的钻井液液柱压力)。环空出口与裂缝出口压力差等于堵漏过程中进入环空浆体产生液柱压力与环空浆体流动压耗,漏失严重情况下环空浆体流速低,可以忽略浆体流动产生的压耗,假设上部井筒直径不变,则环空出口压力为速度、时间以及浆体质量分数的函数,具体表达式为

(1)

${\mathit{P}}_{\mathit{o}\mathit{u}\mathit{t}}^{\mathit{i}}={\mathit{P}}_{\mathit{o}\mathit{u}\mathit{t}}^{\mathit{i}-1}+{\mathit{\nu }}_{\mathit{z}}\mathit{\Delta }\mathit{t}({\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}{\mathit{\rho }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}+{\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2}{\mathit{\rho }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2})\mathit{g}$

式中:

${\mathit{P}}_{\mathit{o}\mathit{u}\mathit{t}}^{\mathit{i}}$

为第i时步环空出口压力(i=0初始压力值取0 Pa);ν_z为竖直方向(z方向)的流速;Δt为时步长,ϕ_phase1和ϕ_phase2分别钻井液和堵漏浆的体积分数;ρ_phase1和ρ_phase2分别为钻井液和固化堵漏浆的密度;g为重力加速度。

1.3 求解方法

数值模拟采用两相流瞬态计算模型,使用压力速度耦合算法,模拟时长为65~100 s。假设钻井液和固化堵漏浆均为不可压缩流体且不互溶,两种流体流动密度和黏度满足加和性,浆体流动满足连续性方程和动量控制方程^[14],具体表达式为

(2)

${\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}+{\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2}=1$

(3)

${\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}{\mathit{\rho }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}+{\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2}{\mathit{\rho }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2}=\mathit{\rho }$

(4)

${\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}{\mathit{\mu }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}1}+{\mathit{\varphi }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2}{\mathit{\mu }}_{\mathit{p}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{s}\mathit{e}2}=\mathit{\mu }$

(5)

$\frac{\partial \mathit{\rho }}{\partial \mathit{t}}+\frac{\partial }{\partial \mathit{x}}\left(\mathit{\rho }{\mathit{\nu }}_{\mathit{x}}\right)+\frac{\partial }{\partial \mathit{y}}\left(\mathit{\rho }{\mathit{\nu }}_{\mathit{y}}\right)+\frac{\partial }{\partial \mathit{z}}\left(\mathit{\rho }{\mathit{\nu }}_{\mathit{z}}\right)=0$

(6)

$\mathit{\rho }\left(\frac{\partial \mathit{\nu }}{\partial \mathit{t}}+(\mathit{\nu }·\nabla )\mathit{\nu }\right)=-\nabla \mathit{p}+\mathit{\rho }\mathit{f}+\mathit{\mu }{\nabla }^{2}\mathit{\nu }$

式中:ρ为浆体的密度;μ_phase1、μ_phase2和μ分别为钻井液、堵漏浆和浆体的黏度;t为注浆时间;ν、ν_x和ν_y分别为流速、x方向流速和y方向流速;p为浆体压力;f为浆体受的体积力。

2 结果分析

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2.1 浆体密度的影响

数值模拟了不同密度堵漏浆体顶替钻井液的过程,堵漏浆体密度分别为1.0、1.4、1.8 g/cm³,其他的流变参数一致。图2给出3种密度堵漏浆注入1.05、2.05、8.05、9.05、10.05、12.05 s后井筒-裂缝中堵漏浆体体积分数,体积分数为0时表示浆体为钻井液,体积分数为1时表示浆体为堵漏浆,体积分数介于0~1表示浆体为两种的混合浆。当堵漏浆密度为1.0 g/cm³和1.4 g/cm³时(小于或等于钻井液密度),堵漏浆顺着井筒自上向下顶替钻井液,并会优先进入竖直裂缝的上部。裂缝中钻井液和堵漏浆均连续,随着堵漏浆流入逐渐顶替裂缝下部的钻井液。对比密度1.0 g/cm³和1.4 g/cm³堵漏浆的运移情况,发现低密度堵漏浆与钻井液分界明显,堵漏与钻井液过渡层更薄。当堵漏浆体密度为1.8 g/cm³时(大于钻井液密度),堵漏浆会优先进入裂缝中部,然后逐渐填充裂缝下部和上部,t=8.05 s和t=9.05 s裂缝中两种浆体不连续,表明顶替过程中混浆现象明显。因此,在保证井控风险和井壁稳定的前提下,从减小混浆量,提高固化体连续性角度,建议适当选用低密的固化堵漏浆进行堵漏施工。

由图3可知,密度1.0、1.4、1.8 g/cm³堵漏浆从开始注入到80 s内,环空出口流速、环空液面高度变化量和裂缝出口流速随时间变化基本一致。环空出口流速在0~0.66 s内迅速增加到1.38 m/s,钻井液和堵漏浆大量进入环空导致环空出口压力增加,流速逐渐减小,t=80 s时环空流速降至0.026~0.035 m/s[图3(a)],从曲线趋势可以判断环空出口流速最终将趋于零。相同条件下堵漏浆密度越高,环空出口流速降低略快。假设环空截面面积不随井深变化且浆体未从井口返出,0~80 s内环空液面高度逐渐增加,液面高度变化量达18.0~20.2 m,堵漏浆密度越低液面高度变化量越大[图3(b)]注浆、起钻完后留在井筒内的固化堵漏浆越多。为了有效控制堵漏浆固化后井筒内的留塞长度,可以适当减少注浆时钻杆距离井底的高度或者注浆完毕后适当增加堵漏浆的憋挤体积。开始注浆后裂缝出口流速在0~0.66 s迅速增加至1.74 m/s,t=2.23~2.62 s时流速降低至0.006~0.168 m/s,随后逐渐增加,在t=80 s时流速增加至5.70~5.75 m/s[图3(c)]。从图3(c)裂缝出口流速-时间曲线可以看出,流速存在两个极值,当裂缝浆体流动阻力和裂缝出口压力之和等于环空压力、浆体在环空内流动阻力以及重力之和时裂缝出口流速达到极值。

2.2 浆体黏度的影响

图4给出了塑性黏度为0.01、0.40、0.16、0.64 Pa·s的堵漏浆在井筒-裂缝中的运移情况。堵漏浆进入裂缝前(t≤7.05 s)黏度对其流动影响不明显,但黏度明显影响着堵漏浆在裂缝内流动。t=8.05 s时堵漏浆黏度越低,在裂缝内突进深度越大,堵漏浆流动前沿形状越尖;而黏度越大突进深度越浅,前沿形状越平缓。这种现象表明低黏度的堵漏浆更容易进入裂缝中。t为8.05~14.05 s范围内堵漏浆与钻井液竖直方向上的分界面逐渐下移,堵漏浆黏度越大下移速率越慢,而不同黏度的堵漏浆均表现出水平方向的运移速率较竖直方向运移更快。

通过裂缝出口堵漏浆体积分数可以判断裂缝内堵漏浆的填充情况,当体积分数达到1.00时裂缝完全填充。图5给出裂缝出口堵漏浆体积分数从0增加到0.50、0.80、0.90、0.95、1.00所需时间与堵漏浆黏度的关系。从图5可以看出,黏度0.005~0.64 Pa·s的堵漏浆在裂缝出口体积分数从0增加至0.95所需时间为4.50~16.80 s,该过程需要注入堵漏浆0.135~0.504 m³,而体积分数从0.95增加到1.00所需时间为7.26~41.28 s,需要堵漏浆0.217 6~1.238 4 m³,堵漏浆在裂缝内的顶替效率(堵漏浆体积分数增量与堵漏浆体积的比值)前者是后者的30.65~46.69倍。黏度越大,裂缝出口达到相同体积分数的时间越长;体积分数越高,堵漏浆顶替钻井液效率越低,体积分数增加趋势越慢。因此,如果不考虑浆体滞留性问题(低漏、渗漏或者不漏但需要提高地层承压能力时),固化堵漏作业时应该尽量选择低黏度的堵漏浆。

图6给出了塑性黏度为0.005、0.01、0.02、0.04、0.08、0.16、0.64 Pa·s的堵漏浆注浆过程中环空出口流速、环空液面高度变化量以及裂缝出口流速与时间关系曲线。t=0~7.05 s不同黏度的堵漏浆这3种曲线几乎重合,表明堵漏浆进入裂缝前黏度对其在井筒中流动影响不显著。当堵漏浆进入裂缝时,环空出口流速和裂缝出口流速-时间曲线均出现拐点。如果堵漏浆黏度大于钻井液黏度,环空出口流速迅速增加,而裂缝出口流速迅速减小,黏度差异越大这种变化趋势越明显;反之,环空出口流速加速减小,裂缝出口流速加速增加。当堵漏浆从裂缝出口流出且堵漏浆黏度大于钻井液黏度时,环空出口流速和裂缝出口流速-时间曲线均再次出现拐点,环空出口流速逐渐减小,而裂缝出口流速逐渐增加。堵漏浆进入裂缝后,相同条件下黏度越大,环空液面升高越快,环空液面高度变化量越大;而黏度越低环空液面高度越快达到平衡。

2.3 浆体动切力的影响

图7给出了动切力1、2、4、8、16 Pa的堵漏浆注浆过程中,环空出口流速、裂缝出口流速、环空液面高度变化量、裂缝出口堵漏浆体积分数等参数与注浆时间的曲线关系。从图7中可以看出,注浆90 s内,不同动切力的堵漏浆体出口流速随时间变化曲线重合,而且变化趋势一致,在研究范围内堵漏浆动切力对浆体在井筒-裂缝内运移影响不明显。

2.4 注入排量的影响

根据现场钻井液泵的排量和堵漏现场经验,堵漏作业注浆排量为10~60 L/s,对应的入口流速为1.08~6.48 m/s,数值模拟了该排量范围内堵漏浆井下运移情况。注入井下的堵漏浆一部分从裂缝出口流出进入地层深部,一部分从环空出口流出进入环空上部,另一部分留在井底和裂缝中。堵漏浆注入排量不同,堵漏浆分配比例也不同。图8为排量10、20、30、60 L/s条件下0~80 s内堵漏浆从环空出口、裂缝出口流出以及留在井底和近井筒裂缝中流量占比。由图8可知,当堵漏浆从环空出口流出后,排量越小,环空出口堵漏浆瞬时流量占比衰减越快,而裂缝出口堵漏浆瞬时流量占比增加也越快,导致进入环空上部的堵漏浆体积占注入堵漏浆总体积的比例越小,进入地层深部体积占比越大。排量从60 L/s降低至10 L/s,t=80 s时进入环空上部堵漏浆体积占比从31.6%降低至10.2%,液面高度从51.2 m降低至5.5 m(图9);进入地层深部堵漏浆体积占比从67.2%增加至74.2%。

图10给出裂缝出口堵漏浆体积分数从0增加到0.50、0.800、0.90、0.95、1.00过程中注入的堵漏浆体积与排量的关系,给定体积分数条件下堵漏浆体积与排量近似呈线性关系,排量10~60 L/s的堵漏浆在裂缝出口体积分数从0增加至0.95注入堵漏浆体积0.084~0.195 m³,而体积分数从0.95增加到1.00注入堵漏浆体积0.262~0.391 m³,堵漏浆在裂缝内的顶替效率前者是后者的38.10~59.26倍。排量越大,裂缝出口达到相同体积分数堵漏浆体积越大;且体积分数越高,堵漏浆顶替钻井液效率越低。从堵漏浆的高效利用和封堵效果考虑,需要让流入地层中堵漏浆比例高,且顶替钻井液效率高,这样形成有效固化段更长,因此在保证施工安全情况下固化堵漏应选择低排量注浆。

2.5 裂缝开度的影响

数值模拟裂缝开度3、5、8 mm,注入排量30 L/s条件下堵漏浆在井下的运移。图11(a)、图11(b)分别为裂缝开度3 mm和8 mm条件下0~80 s内堵漏浆从环空出口、裂缝出口流出以及留在井底和近井筒裂缝中流量占比。当堵漏浆从环空出口流出后,开度越大,环空出口流速随时间先迅速增加至1.17、1.38、1.73 m/s,环空出口流速随后逐渐减小,环空出口堵漏浆瞬时流量占比衰减越快,而裂缝出口堵漏浆瞬时流量占比增加也越快;导致进入环空上部的堵漏浆体积占注入堵漏浆总体积的比例越小,进入地层深部体积占比越大。开度从3 mm增加8 mm,t=80 s时进入环空上部堵漏浆体积占比从53.1%降低至5.9%,进入地层深部堵漏浆体积占比从45.5%增加至87.6%。环空液面高度随时间逐渐变大,大裂缝开度条件下液面高度更快达到平衡,裂缝开度越小相同时间条件下环空液面高度变化量越大,80 s后液面高度分别增加43.4、18.9、7.42 m(图12)。

图13给出不同开度裂缝出口堵漏浆体积分数从0增加到0.50、0.80、0.90、0.95、1.00过程中注入的堵漏浆体积与排量的关系。从图13可以看出,给定体积分数条件下堵漏浆体积与裂缝开度负相关;开度越小,裂缝出口达到相同体积分数堵漏浆体积越大。开度3、5、8 mm的裂缝出口堵漏浆体积分数从0增加至0.95注入堵漏浆体积分别为0.217、0.133、0.093 m³,而体积分数从0.95增加到1.00注入堵漏浆体积分别为0.671、0.453、0.283 m³,体积分数越高,堵漏浆顶替钻井液效率越低。

3 结论

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基于CFD数值仿真方法,建立了环空压力动态变化的井筒-垂直裂缝的堵漏模型,模拟了不互溶的堵漏浆和钻井液两相流体在井筒-裂缝中运移过程,分析了堵漏浆性能、排量及裂缝开度的影响,得出如下结论。

(1)低密度的堵漏浆优先进入垂直裂缝的上部,逐步填充裂缝下部,两种浆体连续;而高密度的堵漏浆优先进入垂直裂缝中部,会出现明显混浆的现象,逐渐填充裂缝下部和上部。在保证井控风险和井壁稳定的前提下,建议适当选用低密度的固化堵漏浆进行堵漏施工。

(2)堵漏浆在裂缝中水平方向较竖直方向运移更快。低黏度的堵漏浆更容易进入裂缝中,黏度越大堵漏浆在裂缝出口达到相同体积分数的时间越长,体积分数越高堵漏浆顶替钻井液效率越低。如果不考虑浆体滞留性问题,固化堵漏作业时应该尽量选择低黏度的堵漏浆。

(3)堵漏浆的动切力对堵漏浆在井筒-裂缝中运移的影响不显著。

(4)当堵漏浆从环空出口流出后,环空出口流速先迅速增加,随后逐渐减小,排量越小或开度越大,环空出口堵漏浆瞬时流量占比衰减越快,而裂缝出口堵漏浆瞬时流量占比增加也越快;导致进入环空上部的堵漏浆体积占注入堵漏浆总体积的比例越小,进入地层深部体积占比越大。排量越大或开度越小,裂缝出口达到相同体积分数堵漏浆体积越大;且体积分数越高,堵漏浆顶替钻井液效率越低。在保证施工安全情况下固化堵漏应选择低排量注浆。

基金

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中国石油集团渤海钻探工程有限公司企业项目(2021D47F)
中国石油集团渤海钻探工程有限公司企业项目(2021D48F)

参考文献

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文献

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参考文献引证文献

排序方式：

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2025年第25卷第1期

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接收时间：2024-03-26
首发时间：2025-07-20
出版时间：2025-01-10

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收稿日期：2024-03-26

基金

中国石油集团渤海钻探工程有限公司企业项目(2021D47F)

中国石油集团渤海钻探工程有限公司企业项目(2021D48F)

作者信息

¹ 天津市复杂条件钻井液企业重点实验室, 天津 300280

² 渤海钻探泥浆技术服务分公司, 天津 300280

³ 渤海钻探第一录井分公司, 天津 300280

⁴ 长庆油田公司苏里格南作业分公司, 西安 710018

参考文献

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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