页岩自吸水化控制剂的研制与性能评价

为了有效控制页岩亲水性和毛细管自吸效应导致的水化破坏, 进行了页岩自吸水化控制技术室内研究。通过优化多种两亲表面活性剂复配增效的配比,以及岩样表面滴润与浸泡效果对比评价等,研制出了自吸水化控制剂FZXJ。室内评价试验结果表明,FZXJ的接触角为78.8°,岩样被处理后吸水量为0,水化作用明显降低,岩样完整,且与聚合物钻井液具有较好的配伍性。FZXJ具有较为突出的两亲能力,具有较强的优先吸附、主动防止页岩毛细管效应自吸水化功能,可以降低滤饼形成前的吸水量,与钻井液中的抑制剂、封堵剂协同作用,可起到强化井筒、稳定井壁的作用,具有较好的应用价值。      

桥塞封堵裂缝性漏失机理研究

采用新型裂缝封堵评价装置对桥塞封堵裂缝的动态过程进行了分析,探索了桥塞堵漏材料在裂缝中的封堵规律,揭示了粒度连续分布的桥塞材料在裂缝中将形成多级封堵层这一现象,同时裂缝封堵过程中,随封堵压力的增加各级封堵层都将经历形成-被破坏-再形成的过程,且最后一级封堵层的位置由最大粒度的桥塞材料所决定。     

帅页3-7HF页岩油小井眼水平井水基钻井液技术

帅页3-7HF井是部署于苏北溱潼区块的一口页岩油Φ118 mm小井眼侧钻水平井。在施工过程中面临着页岩地层井壁失稳、小井眼环空压耗大,易于漏失、水平井降摩减阻要求高、CO₂污染等诸多难题。通过研究,构建了页岩水基钻井液体系SM-ShaleMud-Ⅱ。室内评价表明,该体系具有优异的抑制能力、封堵性能和润滑性能,能够满足苏北页岩油长水平井对钻井液性能的要求。现场试验表明,页岩水基钻井液体系高温高压滤失量小于7 mL,体系黏附系数小于0.07,完钻起钻摩阻小于16 t,有效保持了阜二段页岩储层井壁稳定达110 h,改变水基钻井液对阜二段浸泡时间的认知。该井创页岩地层Φ118 mm小井眼裸眼段1948.66 m最长,水平段1361.66 m最长等多项记录,其施工经验可为后续超小井眼长水平井施工提供参考,也为页岩水基钻井液SM-ShaleMud-Ⅱ在苏北页岩油大规模应用奠定了基础。     

龙马溪组页岩强度评价与分析

准确全面地评价页岩储层的岩石强度,对页岩水平井井壁稳定性研究具有重要意义。针对龙马溪组页岩储层的特性,采用抗压法、屈曲硬度法和刻划测试法等多种评价方法,对其页岩抗压强度进行了综合评价与分析。评价表明,龙马溪组页岩的抗压强度大体为100~300 MPa,平均为123.71 MPa;与水接触后,页岩微裂缝附近的抗压强度可降低80%左右。研究表明,龙马溪组页岩的抗压强度受矿物组分相对富集的影响较大,石英含量高、黏土矿物含量低的区域抗压强度大;微裂隙对页岩整体强度具有决定性影响;在页岩水平井采用水基钻井液钻进时,必须加强对微裂隙的封堵能力,才能有效降低井壁失稳的风险。      

龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术

目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题,采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验,分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性,探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明:龙马溪页岩富含脆性矿物,黏土矿物以伊蒙混层为主,微纳米孔隙发育,微裂隙呈缝状、近平行分布,敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此,针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策,即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方,评价表明,该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明,该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题,为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。      

川渝地区龙马溪组页岩储层水化特征评价方法

为有效评价页岩地层水化特征变化规律,引入了新评价方法,并对川渝地区龙马溪组页岩的储层水化特征进行了评价。分析了川渝地区龙马溪组页岩的岩石组构和理化特征,证明滚动回收、线性膨胀等常规试验方法不能有效评价不同钻井液条件下龙马溪组页岩的井眼稳定性能;分别介绍了基于岩石强度刻划技术的页岩力学性能评价方法、基于CT层析成像技术的裂缝扩展评价方法和基于压力穿透技术的微裂缝封堵评价方法,并用取自川渝地区龙马溪组的页岩岩心进行了评价试验。试验发现,岩石连续刻划技术可定量评价页岩微观组构对水化后页岩强度的影响程度,CT层析成像技术可用于直观描述水化后页岩内部微观结构的变化,压力穿透试验可有效评价压力在页岩中的穿透效应,并可指导页岩封堵材料粒径的选择。研究表明,上述3种方法可有效评价川渝地区龙马溪组页岩水化后性能的变化,可作为该地层井眼稳定性评价的常用方法。      

顺北油气田奥陶系破碎性地层井壁失稳影响因素分析

针对顺北油气田奥陶系破碎性地层井壁失稳频发的技术难题,通过开展X射线衍射、扫描电子显微镜和滚动回收率等室内实验,建立了考虑多弱面效应和力化耦合作用的井壁失稳模型,分析了井壁失稳机理及影响因素。研究表明：奥陶系破碎性地层以方解石为主,黏土矿物质量分数低,水化分散能力弱,多尺度非连续破碎结构和非黏土水化型水岩损伤作用是井壁失稳的关键因素;随弱面组数的增加,岩石强度的各向异性愈发显著,坍塌压力增大,安全钻井的优势方位角与倾角选择减少;随着弱面倾角由0°增大到90°,坍塌压力呈现先增加、后平稳、再逐渐减小的趋势;坍塌压力随弱面内聚力、内摩擦角的增大而显著降低,且内摩擦角的影响更显著,但随弱面胶结强度的升高,坍塌压力的降低率具有一定的极限。     

页岩长水平段水基钻井液封堵剂优选

由于页岩气地层微裂缝(微—纳米级)发育,长水平段页岩地层钻进时,要求钻井液具有良好的封堵效果,而目前使用的钻井液封堵剂主要针对致密砂岩、碳酸盐、泥岩等地层中的大孔隙(毫—微米级)。因此,页岩封堵效果评价及封堵剂优选又是一门新的课题。研究采用孔、缝为微—纳米级的超低孔超低渗地层"模拟岩心"评价微纳米封堵材料的封堵效果,发现其可以有效地封堵页岩发育的微裂缝,有效地控制钻井液滤液进入地层,其封堵效果与加量、粒径分布有着密切的联系。     

琼东南深水钻井液体系研究

分析了琼东南深水区域的地质和复杂情况,确定该区域潜在着海底页岩稳定性差、安全密度窗口窄、钻井液低温增黏、浅层气和天然气水合物等情况.在研究深水钻井液低温流变性能和深水钻井液中水合物生成的影响因素的基础上,通过室内实验构建了一套适合琼东南深水钻井的水基强抑制环保型钻井液.室内评价结果表明,该体系的低温流变性能好;抑制能力比油基钻井液略差,但远高于其他水基钻井液;能抑制天然气水合物的生成,保证在1500～2000 m水深条件下静置5d无水合物生成;抗污染能力强,满足琼东南深水钻井的需要.