高温对富有机质页岩岩石物理特性的影响

以四川盆地下志留统龙马溪组富有机质页岩为研究对象,分析了高温处理后页岩岩石物理特性的变化规律,同时也探讨了高温对页岩岩石力学特性的影响。研究结果表明,随着温度的升高,页岩岩样的色调逐渐由黑色变为灰白色;页岩样品质量随着温度增加先缓慢下降后再快速下降,而孔隙度和渗透率先缓慢上升后快速上升,即质量、孔隙度和渗透率在温度增加的过程中发生了较明显变化,说明该过程中存在一个阈值温度,龙马溪组页岩的阈值温度范围在300~400℃;随着温度的增加,页岩样品纵横波时差降低,而纵横波衰减系数增大;随着温度增加,页岩样品单轴抗压强度降低,弹性模量下降,泊松比变化规律不明显。      

水泥石力学性能对井筒密封完整性的影响

长庆油田延长组致密油层物性差,孔隙度和渗透率低,开采难度较大,需采用大型压裂技术才能获得产能。在水力压裂的过程中,存在井筒完整性失效的风险。针对这一问题,探讨了井筒完整性的失效模式,建立了考虑套管、水泥环和地层相互作用的弹塑性有限元力学模型,分析了水泥石弹性模量、屈服强度对组合体密封完整性的影响。结果表明,水泥石的弹性模量较小时,变形能力强,载荷作用下不易于产生硬性压碎破坏,卸载后界面也不易撕开;水泥石屈服强度越高,卸载后界面抗撕裂能力越好,同时水泥环承受的荷载也越高。指出,除水泥环本身的性能外,地层的力学性质、套管尺寸等参数对井筒完整性也有重要影响,尚需进一步深入研究。对于长庆油田延长组致密油水平井,水泥石抗压强度为26 MPa、弹性模量为7.2 GPa、屈服强度为13 MPa的组合可满足施工及生产要求。采用长庆油田合平4井的现场工程数据,通过建立的有限元模型对该井进行井口试压及水力压裂过程中的密封完整性校核,结果表明,采用韧性改造的水泥浆性能满足施工及生产要求。     

适用于稠油热采井热膨胀水泥的外掺料优选

对于稠油开发来说,开采温度可以达到300℃,剧烈的温度增加会造成水泥石强度的衰退,同时高温条件下套管、水泥环膨胀变形不一致,会导致水泥环内部产生过大的应力,这些都是造成水泥环密封完整性被破坏的主要原因。除了解决水泥石高温强度衰退问题之外,加入不同的外掺料改善水泥石的热膨胀性能是保证密封完整性的主要措施之一。热膨胀系数是其热膨胀性能的主要表征参数,为此研究了各种外掺料在不同温度下对油井水泥石热膨胀系数的影响,并分析探讨了其影响机理。实验结果表明:硅粉和漂珠等外掺料会不同程度地降低硬化水泥石的热膨胀系数,而胶乳和碳质材料的掺入可以适当增大油井水泥石的热膨胀系数。这种碳质材料为工业废料,价格低廉,因此在油井水泥中掺入适量的碳质材料不仅节约固井成本,还可以提高水泥石的热膨胀性能,保证水泥环的密封完整性,提高热采井的生产寿命。      

油页岩不同温度原位热解物性变化核磁共振分析

油页岩原位热解过程中产生的孔隙和裂缝的连通程度是制约转化后的油页岩油气能否原位可采的关键要素,而常规岩石物性测试手段无法全覆盖测定油页岩层内不同级别的孔隙及裂缝。利用核磁共振仅对岩石孔隙流体有响应可以识别刻画不同级别孔、缝的优势,根据核磁共振分析岩石物性的方法和相关参数模型,开展了模拟地下500 m原位加热到不同反应温度后的油页岩热解系列样品的核磁共振测试。结果表明,不同转化温度原位开采过程中,油页岩的孔隙度演变可以分为3个阶段,250~350℃时逐渐增大,350~400℃时略有减小,400℃之后大幅增大;渗透率在400℃之前变化不大,400~450℃渗透率提高了2个数量级,500℃时改善更为可观,提高了4个数量级。油页岩原位干馏开采需要400℃以上的高温,而实际地下开采大尺度的油页岩受热均一性较差,可能大部分区域温度达不到400℃,可以采取升到更高的温度并延长加热时间或加热前对油页岩层进行储层压裂改造,以改善油页岩层的物性,提高油页岩原位开采油气采收率。      

注采过程中岩石压缩系数、孔隙度及渗透率的变化规律

目前我国许多油气藏进行了保压开采措施及对部分衰竭油气藏进行储气库改造措施, 油气藏流体反复注采,使得孔隙内外压差不断变化, 导致岩石压缩系数、孔隙度、渗透率发生着不断的变化。对于岩石物性参数随压力下降的变化规律已有统一认识, 但对于地层压力循环升降过程中岩石物性参数的变化规律研究还较少。研究过程中采用实际人造岩心, 从实验角度经过反复升降围压实验对岩石压缩系数、孔隙度及渗透率进行了测试。研究表明, 岩石物性参数随压力的变化而变化; 岩石孔隙度不同, 其他参数变化规律不同; 渗透率随压力循环升降存在滞后效应。     

松辽盆地北部白垩系嫩江组低熟页岩原位渗透率随温度变化演化特征

通过加温-三轴压力联合的(轴压8 MPa、围压10 MPa)渗透测试、封闭体系页岩电加热热解测试和扫描电镜分析,研究松辽盆地北部白垩系嫩江组二段富有机质低熟页岩平行层理方向原位渗透率的演变规律及特征。研究结果表明：随温度升高,样品原位渗透率呈现先升后降又升的变化规律,375℃时渗透率最低。同一温度下,样品原位渗透率随孔隙压力的增大而减小。低熟页岩原位渗透率演变可划分为5个阶段：(1)25～300℃,热破裂和黏土矿物的脱水作用改善了渗透性,但渗透率小于0.01×10^-3μm~2。(2)300～350℃,有机质热解排烃形成有机成因的矿物粒间孔和微米级孔缝,在有限范围内形成连通的孔隙网络,提高了渗透率。但液态烃内黏稠的沥青质含量高,应力约束下不易流动而滞留于孔隙内,导致渗透率增长缓慢。(3)350～375℃,有机质大量热解生烃形成孔隙,但液态烃吸附溶胀和应力约束下的附加膨胀热应力,压缩了孔裂隙空间,液态烃难以排出,造成渗透率急剧下降。(4)375～450℃,有机质生烃后不同矿物之间相互连通的孔隙-微裂隙网络系统、增加的孔隙尺寸和黏土矿物的转化作用,促使应力约束下渗透率的...     

热处理作用下页岩储层改造机理及提高采收率技术研究进展

页岩油气作为中国重要的战略接替资源,是未来油气增储上产的主力。但页岩基质的微纳米尺度孔隙发育,需要进行储层改造以改善其渗流能力,才能实现对页岩储层的高效开发。热处理技术是一种新型绿色环保的储层改造及提高采收率措施,通过在地层中产生热能改善页岩物理性质,达到增强储层渗流能力的目的。因此,准确了解页岩储层在热环境下的储层改造机理和页岩的物理性质变化规律,对储层改造具有重要意义。通过调研中外热处理过程中页岩内部孔隙结构变化的研究成果,结合页岩油气藏储层特征,分析了热处理技术对页岩储层改造的机理。结果表明：岩石矿物非均匀热膨胀产生热应力,导致裂缝发生热扩展;有机质热解导致有机孔隙发育,孔隙流体蒸发增压作用及水岩作用促进岩石孔隙空间增大。通过以上机理促使储层内部储集空间增大,导流能力增强,从而实现对页岩油气的有效开采。同时总结了热应力作用下页岩物理性质及力学性能的变化规律,发现高温条件下页岩孔隙度和渗透率显著提高,页岩内部平均孔径增大,发育大量微裂缝形成复杂裂缝网络;页岩整体强度降低、塑性增强,为水力压裂、热处理等增产措施提供了有利条件。     

岩石热增渗机理初探

在大气压力下,对取自储层的大量岩心在100~800℃范围内进行加热处理,测量其渗透率和孔隙度随温度的变化关系。实验结果表明,热处理过程中岩石渗透率和孔隙度等物理性质存在一个突变温度域;经过高温处理后的岩石,其渗透率和孔隙度随温度升高而增加;温度达到800℃时渗透率可增大2个数量级,孔隙度可提高数倍。根据这些实验结果,从岩石孔隙结构特点、岩石矿物脱水破坏、热应力集中、化学键断裂、应力松弛等理论出发,对岩石热增渗机理进行了初步的探讨和分析。     

气井水泥环长期密封失效机理及预防措施

高压气井环空带压现象普遍,迫切需要开展高压气井水泥环密封失效机理及预防措施研究。基于水泥石性能演化规律及气井温压场变化特点,开展了高温高压条件下水泥环密封失效试验,分析了不同龄期水泥水化产物、孔隙结构、力学性能及胀缩特性的演化机制,研究了周期载荷下温度压力对水泥环密封能力的影响规律。
结果表明：水泥石干缩及周期性温压变化是导致长龄期水泥环密封失效的主要原因;通过改善水泥石收缩特性、控制水泥石渗透率、增强水泥石力学性能,可有效降低环空带压现象,提高水泥石长期密封能力。研究成果可望为高压气井水泥石性能优化及固井技术完善提供参考与指导。     

基于损伤力学变内压条件下水泥环密封完整性模拟

针对变内压条件下水泥环密封完整性失效问题,基于连续损伤力学理论,采用同时考虑水泥石损伤和屈服后应力—应变关系的塑性损伤本构模型来描述实际水泥石的全应力—应变力学性能,研究了水泥石力学性能对密封完整性的影响。研究结果表明,向常规水泥浆中加入弹韧性材料形成弹韧性水泥,降低了水泥环弹性模量,既可以预防微间隙形成和减小微间隙尺寸,又可以预防和减少水泥环拉伸破坏。但并非弹性模量越低,弹韧性水泥密封完整性越好,密封完整性还与水泥环拉压弹性变形性能有关,同等情况下水泥环最大拉压弹性应变越大,其密封完整性越不容易失效。建议根据水泥环的弹性模量和拉压全应力—应变关系来评价水泥环密封完整性。研究结果为水泥环密封完整性评价和水泥石力学性能优化提供了一定依据。     

威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策

针对四川盆地威远一长宁国家级页岩示范区威远区块页岩气水平井固井中所面临的油基钻井液与水泥浆不相容、高密度油基钻井液驱替困难、水泥环在大型体积压裂条件下易破坏等问题,有针对性地开展了水泥环密封力学参数理论依据、保证界面胶结的驱油前置液、满足压裂条件的韧性水泥石和有利于井筒密封的固井工艺技术等研究,取得了如下成果:①建立了考虑水泥环塑性特征及界面胶结强度的水泥环密封完整性理论模型,可指导页岩气水平井水泥石力学性能设计,减小微间隙的发生;②开发了驱油前置液,其对油基钻井液的冲洗效率超过90%且与油基钻井液及水泥浆相容性好;③根据水泥环密封完整性理论模型所开发的韧性水泥石,在保证相对较高抗压强度的同时杨氏模量降低30%;④确定了清水顶替等适用于页岩气井的固井技术,有利于保证井筒的密封性能。该研究成果应用于现场的12口井,水平段平均固井优质率达到92%,后期压裂效果良好,有效地保证了井筒的密封完整性,为页岩气高效开发提供了技术支撑。     

强交变热载荷下页岩气井水泥环完整性测试

页岩气井大规模水力压裂过程中,因井筒内的温度、压力波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性。为了弄清强交变热载荷下水泥环完整性失效机理、避免页岩气水平井大规模压裂过程中水泥环屏障失效,基于自主研发的实验装置对全尺寸实物"生产套管—水泥环—技术套管"组合体在强交变热载荷作用下的密封完整性和力学完整性进行了测试及评价,获得了2种全尺寸水泥环(普通水泥环和高强度水泥环)在3种强交变热载荷作用下(出现间断CO_2气泡的循环次数分别为4次和14次,出现连续气泡的循环次数分别为5次和15次,交变热载荷分别为30～120℃和30～150℃)的完整性实验结果。研究结果表明:①交变热载荷对水泥环完整性具有显著的负面影响,并且随着交变温度及温差的增大,表征水泥环密封完整性的热循环次数急剧减少;②表征水泥环与套管间的剪切力、轴向与径向结合强度等界面力学性能指标均随交变温度增加而下降;③水泥环微环隙主要是由套管与水泥环材料之间的不协调变形所致,而交变热载荷诱导的水泥石自身力学性能衰退及损伤在一定程度上加剧了水泥环密封完整性失效。结论认为,该研究成果可以为深部页岩气水平井大规模压裂施工设计提供参考     

页岩气井井筒完整性若干研究进展

在页岩气开发工程中遭遇了井筒完整性问题，主要包括页岩气井水泥环密封失效引起的环空带压问题和页岩气井压裂过程中的套管变形问题。基于目前已有的相关研究成果，总结分析了页岩气井井筒完整性失效问题的相关研究进展情况。随着国内外学者对页岩气井压裂过程中套管变形研究的逐渐深入，认为页岩气井套管变形的主要影响因素包括压裂过程中的温度应力、储层非对称压裂、固井质量差及断层或裂缝滑动等。其中，压裂过程中断层或裂缝滑动造成的页岩气井套管剪切变形机理已经受到越来越多的研究人员关注，并提出可以通过提高套管强度和固井质量、避开断层或裂缝滑动区域来有效降低套管变形的技术对策。页岩气井水泥环密封失效主要由套管内压变化和套管偏心引起的水泥环屈服破坏、界面裂缝引起的窜流等问题造成的，通过采用膨胀水泥、柔性水泥及环空预应力等技术措施可有效减小水泥环密封失效的风险。通过优化设计页岩气井的特殊水泥浆体系，对于有效提高页岩气井水泥环密封完整性具有重要意义。考虑到水泥浆固井密封能力的局限性，还可以附加考虑在井眼环空局部采用机械密封方法达到密封完整性要求。关于页岩气井井筒完整性的研究结果，对于通过体积压裂完井的其它非常规油气井工程相关设计控制也具有重要的参考意义。     

四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

四川盆地页岩气井环空带压井比例较高,对气藏高效开发和气井井筒完整性带来了挑战。通过对国内页岩气开发区块环空带压实际情况的具体分析,运用同位分析方法确定气体来源,采用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究,明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律,形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术:在浆柱结构完全满足密封要求的基础上,利用相间填充技术和降低水泥石孔隙度方法,开发出低孔隙度低弹性模量水泥浆体系,弹性模量低至4.2 GPa,相比常规水泥石35%的孔隙度,孔隙度降低27.1%,水泥石弹性变形能力大幅提升。现场5口井的应用实践证明,固井质量优质率达到100%,且未发生环空带压现象,对环空带压的控制具有良好的借鉴作用。     

温度与压力作用下页岩气井环空带压力学分析

为解决页岩气井环空带压的问题,进行了压裂及生产过程中温度和压力变化对页岩气井环空带压影响的力学分析。以弹性力学为基础,建立了页岩气井直井段双层套管系统的力学模型,基于界面上应力相等及位移连续条件,推导了各界面的径向应力计算方程,并讨论了套管内压、温度、地应力等因素对水泥环封隔能力的影响规律。研究结果表明:温度升高、内压及地应力增大、水泥环弹性模量增大均有利于提高水泥环的封隔能力,减小套管壁厚有利于增加界面的径向应力;随着井深的增加,界面径向应力变大,水泥环封隔能力增强,提高直井段下部水泥环的封隔能力是降低井口环空带压风险的关键;第一界面和第二界面是固井失效的危险点,提高第一、第二界面的固井质量,有利于降低形成环空带压的风险。      

累积工况下CO2对稠油热采水泥石的修复作用

根据稠油火烧水泥石在井下先经历蒸汽吞吐、蒸汽驱,再经历稠油火烧的实际工况,利用超高温水泥石养护装置及高温高压腐蚀釜,研究累积工况下CO₂对水泥石抗压强度及腐蚀深度的变化规律;同时,利用XRD和SEM等技术探明了CO₂对水泥石化学结构及微观形貌的影响。实验结果表明,水泥石经常温及高温养护后呈现高孔渗、低强度的特征,但累积工况下经CO₂腐蚀釜养护后,抗压强度不减反增,到28 d时已升至53.4 MPa,较蒸汽驱后提高了54.87%;而随着CO₂腐蚀龄期的延长,水泥石腐蚀深度逐渐加深,结构更为致密,且28 d后已被完全碳化。究其原因,水泥石经CO₂腐蚀后,腐蚀产物CaCO₃溶解度较低,并在孔隙中沉淀结晶,堵塞毛细孔或将大孔分割成小孔,使水泥颗粒密实度提高。该研究结果可进一步丰富业界对CO₂腐蚀的认识,同时也为稠油火烧水泥浆体系的性能评价、配方优化提供参考。      

加载方式对水泥石气密封性影响研究

页岩气井水泥环的气密封性能至关重要,而水泥环在页岩气井生产过程中所受的载荷复杂,其气密封性必然会受到影响,进而会影响整个井筒的完整性。因此,为了了解水泥环在不同载荷条件下的密封失效形式和各因素的影响规律,在对水泥石进行三轴循环加载试验的基础上,对其渗透率和声发射特性进行监测,研究了水泥石气密封性在不同加载方式下的变化。结果表明:水泥石在加载过程中,有扩容损伤的特性,且渗透率会随着扩容点的出现而迅速升高;循环加卸载峰值高于扩容点应力时,循环加卸载对水泥石的损伤严重,渗透率升高较快,气密封性失效风险明显增大。研究表明,添加增韧材料可以提高水泥石的抗损伤能力,从而提高水泥环的气密封性。      

循环载荷对水泥环密封性影响试验与数值研究

为准确量化循环载荷对井筒水泥环密封性的影响,基于页岩气井多级压裂过程中套管内压多次升高和降低的实际情况,开展了高温三轴循环载荷作用下水泥石岩心应力-应变试验,建立了套管-水泥环-地层组合体数值模型,基于Mohr-Coulomb准则和损伤理论,计算了多级压裂过程中循环载荷作用下水泥环内边界处等效塑性应变量。分析结果表明:循环载荷作用下水泥石累积塑性应变显著,初始塑性应变量最大,后续呈线性增加;多级压裂过程中,水泥环、套管胶结面处易出现累积塑性应变,初始塑性应变量最大,后续呈线性增加,与试验结果具有较好的对应性;降低水泥石弹性模量,增大泊松比、黏聚力和内摩擦角有利于降低累积塑性应变量,保护水泥环密封的完整性。研究结果可为页岩气井压裂过程中水泥环密封完整性设计和控制提供参考。     

民和盆地油页岩加热过程储集物性研究

为明确加热排烃对油页岩储集物性的影响,选择民和盆地未成熟油页岩为研究对象,经低温干馏,利用裂缝三维扫描、高压压汞、低温氮气吸附、X射线衍射等分析手段,对不同加温阶段的油页岩样品进行储集物性分析,进而揭示油页岩加热过程中储集物性的演化规律。结果表明,在低温加热阶段（185~350 ℃）,油页岩少量排烃,油水产率和半焦产率变化较小;中温加热阶段（350~475 ℃）,油页岩大量排烃,油水产率和半焦产率大幅度上升;高温加热阶段（475~520 ℃）,油页岩残余排烃,油水产率和半焦产率基本不发生变化。在油页岩的加热过程中,随加热温度上升,裂缝数量逐渐增多,微小裂缝逐渐加宽并延伸,进而相互沟通连接形成大裂缝,且裂缝主要发育在层理面,垂直层理面方向并未产生明显裂缝;油页岩比表面积逐渐增大,孔隙由微孔向大孔转变,并且随着油页岩大量排烃,部分大孔互相连接沟通形成微裂缝;油页岩半焦的吸附量随着相对压力和温度的升高而升高,黏土含量减小,伊蒙混层中的蒙脱石构造坍塌,逐渐向伊利石转化,矿物颗粒减小,导致泥岩中产生微裂缝,从而使泥岩的孔隙度和渗透率增加。     

中低温环氧树脂修井液

石油天然气的消耗量急剧增加,同时伴随着常规油气井开发的减少,非常规油气井,如深井、海洋井、页岩气井等的开发迫在眉睫。这些复杂地质环境都有极大可能破坏水泥环的密封完整性,形成环空窜流,对生产造成阻碍和危险,产生极大的经济损失。环氧树脂体系可以作为一种修井液来代替水泥浆进行修井工作,解决水泥浆无法渗透入微小孔隙的缺陷。目前环氧树脂修井液体系配方繁多,普适性差,为同时满足不同温度地层的修井需求,便于现场施工的运输、存储和调配,提高修井经济性和推动工业化进程,设计了以液态芳香胺（LAA）为主要固化剂的体系。进行了组分优选和性能评价,对稠化性能、动力学和固化物的抗压强度和微观形貌进行了表征。结果表明,LAA体系初始稠度小于30 Bc,稠化时间在2～5 h之间可调,抗压强度在不同温度下都高于20 MPa,可以满足30～90 ℃普适性的修井需要。