泥页岩水化作用对岩石强度的影响

在常规水基钻井过程中,泥页岩地层一旦与水基钻井液接触,岩石便发生水化膨胀作用,岩石强度降低,井壁稳定性下降。因此,评价水化作用对泥页岩岩石强度的影响是开展泥页岩地层井壁稳定性研究的关键内容之一。大量的室内实验和现场实践证实,水化作用对泥页岩地层井壁稳定性的影响程度与泥页岩黏土矿物组分分布、钻井液体系离子类型和摩尔浓度密切相关。文章深入研究了泥页岩水化作用的微观机理,基于扩散双电层理论和范德华理论,理论模拟了水化作用对泥页岩岩石强度的影响,并与室内实验结果进行了对比分析,理论模拟结果与室内实验结果较为吻合。     

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。      

川南地区龙马溪组页岩混合润湿性评价新方法

由于页岩矿物组分众多且关系复杂,造成页岩润湿性评价十分困难,因此明确影响页岩润湿性的关键因素对高效开发页岩气尤为重要。以四川盆地川南地区龙马溪组页岩为研究对象,利用多种实验手段,对页岩混合润湿性进行定性分析与定量表征,并建立混合润湿性模型,计算有机质接触角,定量评价有机质亲水能力,同时将层次分析法与灰色关联分析法相结合,建立多层次评价体系,明确影响页岩润湿性关键因素,形成了页岩润湿性评价新方法。研究结果表明：龙马溪组页岩表面呈复杂的非均匀混合润湿性特征,既亲油又亲水,且页岩表面更趋于油湿;页岩亲水性能力与黏土含量正相关,但黏土含量高于一定值时,亲水能力受到抑制;地层温度条件下页岩亲水能力更强,随着页岩与液体浸泡时间的增加,页岩亲水能力逐渐增强;存在最佳液体盐浓度,使得页岩表面接触角最小,在实验条件下KCl溶液测试范围为4%~6%;有机质平均接触角为73.8°,其润湿性为弱亲水,表明水相能够进入有机孔,但亲水能力弱于无机孔;黏土含量对页岩润湿性影响最大,其次为有机碳含量、液体盐浓度和温度。     

川南地区龙马溪组页岩混合润湿性评价新方法

由于页岩矿物组分众多且关系复杂,造成页岩润湿性评价十分困难,因此明确影响页岩润湿性的关键因素对高效开发页岩气尤为重要。以四川盆地川南地区龙马溪组页岩为研究对象,利用多种实验手段,对页岩混合润湿性进行定性分析与定量表征,并建立混合润湿性模型,计算有机质接触角,定量评价有机质亲水能力,同时将层次分析法与灰色关联分析法相结合,建立多层次评价体系,明确影响页岩润湿性关键因素,形成了页岩润湿性评价新方法。研究结果表明：龙马溪组页岩表面呈复杂的非均匀混合润湿性特征,既亲油又亲水,且页岩表面更趋于油湿;页岩亲水性能力与黏土含量正相关,但黏土含量高于一定值时,亲水能力受到抑制;地层温度条件下页岩亲水能力更强,随着页岩与液体浸泡时间的增加,页岩亲水能力逐渐增强;存在最佳液体盐浓度,使得页岩表面接触角最小,在实验条件下KCl溶液测试范围为4%~6%;有机质平均接触角为73.8°,其润湿性为弱亲水,表明水相能够进入有机孔,但亲水能力弱于无机孔;黏土含量对页岩润湿性影响最大,其次为有机碳含量、液体盐浓度和温度。     

川南地区龙马溪组页岩润湿性分析及影响讨论

国内外大部分学者研究认为泥页岩表面润湿性为水湿,而页岩气藏中页岩岩石存在有机质影响,页岩表面润湿性表现比较复杂,因此选择四川盆地龙马溪组野外露头及井下岩心进行分析,通过开展一系列实验,研究分析了龙马溪组页岩润湿性,并从3个方面初步探索讨论了润湿性对页岩气藏的影响。研究结果表明龙马溪组页岩表面既亲油又亲水,且页岩表面更倾向于油湿,页岩岩石孔隙表面处润湿性存在差异,出现非均匀润湿性即斑状润湿|页岩自吸吸水率、吸油率随时间增加而先上升后趋于稳定,页岩自吸吸水率大于自吸吸油率|页岩浸泡在水中水化应力随着时间增加而先呈上升后趋于稳定,而先浸泡白油后浸泡水中水化应力上升速度减慢|页岩硬度随浸泡时间增加、浸泡温度升高以及浸泡压力增大而呈下降趋势,其中浸泡白油中硬度下降幅度较小,而浸泡水中硬度下降幅度较大|页岩表面吸附特性与表面自由能有关,表面自由能随水接触角减小而增大,同时页岩表面亲油对气态烃有较强吸附能力|页岩表面亲水性易造成水锁,而表面亲油性可减轻水锁伤害,页岩气藏水锁伤害评价应考虑页岩表面既亲油又亲水特性影响|油基钻井液对页岩强度影响较小,而水基钻井液对页岩强度影响较大,易造成井壁失稳,水基钻井液体系优化需考虑抑制其水化作用。     

泥页岩地层水化后井眼周围应力的计算模型

由于泥页岩中含有水敏性黏土矿物,当与钻井液接触时,泥页岩与钻井液相互作用,产生水化膨胀,不仅改变了井眼周围的应力分布,而且由于吸水使得泥页岩的强度降低,这就使得泥页岩地层的井壁失稳问题非常严重。水化作用后的围岩,在假定泥页岩为线弹性的条件下,建立了均匀地应力作用下泥页岩水化后井眼周围应力分布的计算模型。对该模型利用差分方法进行了求解,可以编制程序,该程序可以计算出泥页岩水化后井眼周围岩石的含水量分布、井眼周围的应力分布及保持井壁稳定所需的坍塌压力。     

硬脆性泥页岩水化稳定性研究

文章在分析泥页岩水化失稳基本结构的基础上，抽象出硬脆性泥页岩的物理模型，然后依据抽象出的物理模型，考虑钻井液滤液与页岩之间可能进行的各种物理化学反应，综合各种运移驱动力对滤液各组分运移的影响，以多孔介质传导（能量与物质）、吸附与扩散（水分子和水化离子）、双电层电场与电斥力为依据，建立起泥浆滤液在裂缝性泥页岩地层中的渗透运移规律及由此产生的水化应力和造成的地层强度变化的规律，最后落脚到应力、应变张量和破坏强度准则，形成了泥页岩水化稳定性的裂缝-孔隙双重介质分析模型系统。     

水化作用对南海东部泥页岩地层井壁坍塌的影响分析

在我国南海东部油气田钻遇韩江组和珠江组的钻井过程中,常遇到泥页岩井壁坍塌问题,制约了钻井速度,造成了一定的经济损失。为此,分析了该地区泥页岩地层井壁失稳机理,通过试验确定了泥页岩吸水扩散系数,研究了泥页岩吸水对其抗压强度、弹性模量等力学参数的影响规律,根据Mohr-Coulomb准则计算了泥页岩水化后井壁坍塌压力随井眼钻开时间的变化规律。这对解决该海域泥页岩地层井壁坍塌问题有较大的指导意义。     

拉伸作用下轴疲劳长裂纹扩展寿命分析

考察了拉伸作用下不同类型表面裂纹模型(圆弧裂纹、椭圆裂纹和直裂纹)应力强度因子对轴疲劳长裂纹扩展寿命的影响,认为在计算具有表面裂纹轴类构件的疲劳寿命时,把裂纹处理为受深度比、纵横比2参数控制的椭圆裂纹比处理为仅受深度比控制的圆弧裂纹和直裂纹更加合理。在计算过程中,针对断裂韧度、裂纹扩展速率参数等的不确定性,按照它们各自的随机分布特征,应用Monte Carlo法分别对其进行抽样,采用Paris公式计算了轴寿命。     

龙马溪组页岩地层井壁坍塌周期预测

针对页岩层理结构和水化特性易导致钻井过程中井壁坍塌的问题,开展岩石三轴力学实验,以确定不同钻井液作用时间下的页岩力学参数;综合考虑层理产状和水化作用对页岩强度的影响,建立页岩地层井壁稳定性分析模型,预测页岩地层坍塌周期。计算分析表明：层理产状变化使得坍塌压力分布更为复杂,水化作用使得坍塌压力在钻井初期迅速升高;层理和水化作用导致的坍塌压力增量分别为0.26~0.38 g/cm³和0.60~0.79 g/cm³,缩短了页岩地层的坍塌周期。该模型能准确预测坍塌周期,对优化钻井液性能,调整钻井液密度,保证井壁稳定有重要意义。     

页岩储层黏土矿物水化膨胀致裂数值模拟研究

为了深入研究内应力场的变化对诱导微裂缝的影响,针对黏土矿物水化膨胀这一问题,运用复合材料理论的等应力和等应变理论估算黏土矿物和非黏土矿物的力学参数,采用数值模拟的方法分析黏土矿物吸水膨胀后诱导微裂缝的起裂和扩展规律.结果表明:1)内应力最大处产生在黏土矿物与非黏土矿物的界面处,最大Mises应力可达40.86 MPa,...     

硬脆性泥页岩水化裂缝发展的CT成像与机理

硬脆性泥页岩地层井壁失稳问题是一个十分复杂的难题。外来流体侵入后,岩石内部将会产生一系列的微观物理化学变化而影响地层的稳定性。采用CT成像技术,微观揭示硬脆性泥页岩水化过程中裂缝的发展规律及其对岩石的破坏,并结合扫描电镜等测试手段,分析其机理和对井壁失稳的影响,进而制定出井壁稳定技术对策,为硬脆性泥页岩井壁稳定性研究提供一种新的思路。结果表明,硬脆性泥页岩具有较显著的毛细管效应,岩石矿物颗粒间微孔缝自吸水后产生较强的水化作用,促使次生微裂纹的产生、扩展与连通,微裂纹不断发展成裂缝直至贯通,岩石发生宏观破坏。自吸水化产生次生裂缝破坏是硬脆性泥页岩地层井壁失稳的主要原因之一。强化封堵、控制滤失量和降低滤液表面张力是防止硬脆性泥页岩地层自吸水化破坏的有效措施。     

页岩自封闭性与页岩气保存的微观机理研究

为加快页岩气的勘探开发,围绕页岩自封闭性阐述了页岩气保存的微观机理。页岩层系的自封闭能力主要与其纳米喉道为主的低连通性、束缚水赋存引起的低速扩散和毛细管力封闭、埋藏条件下沿层方向的突破压力有关。基于页岩孔隙形态以及连通性分析表明,页岩有机孔以纳米喉道为主,连通性差且具有明显的滞留效应,同时顶、底板及页岩层系内部多套相对致密的封隔层叠置,有利于形成纵向自封闭。结合束缚水对基质孔隙流动能力及突破压力的实验和分子动力学模拟分析,揭示束缚水赋存使得页岩基质孔隙有效扩散能力显著下降,并可形成高的毛细管力,从而对储集于有机孔隙中的气体形成有效封闭。研究中构建了渗透率—突破压力演化关系,揭示深埋条件下页岩沿层方向层理缝有效闭合可形成高的突破压力封闭,抬升阶段相对弱的挤压环境沿层方向仍可以保持较高的封闭能力,有利于页岩气保存;而强挤压改造导致层理缝开启并沟通开启性断裂面,导致保存能力失效并使得页岩气发生较大规模的散失。该研究利用实验和分子动力学模拟等手段获取的认识,进一步阐述了页岩气保存的微观机理,可为复杂构造区海相页岩气勘探提供指导。     

天然页岩压裂裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验,并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态,研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明：排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围;当水平地应力差小于9 MPa时,水力裂缝易沿天然裂缝转向,形成网状缝。随着应力差的增加,主裂缝（横切缝）的产生有利于沟通更多的天然裂缝,形成相对更复杂的裂缝;相同水平应力差条件下,水平应力差系数大于0.25时,有明显形成单一主裂缝的趋势;排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达,该值较低或较高都不利于缝网的产生;页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。     

径向井引导水力裂缝扩展机理

随着低渗、超低渗油藏的深入开发,径向井辅助压裂技术在各大油田进行了先导性试验,但目前对径向井引导裂缝扩展机理的研究尚未见报道。基于ABAQUS有限元软件,建立了径向井储层三维实体仿真模型,研究了径向井井径、井距和孔眼数对裂缝扩展的影响规律。数值模拟结果表明:不同井眼施工参数可以改变径向井周围的应力分布,达到减小储层破裂压力、引导裂缝扩展的作用;径向井井径和孔眼数的增加能够减小轴向压应力,降低储层破裂压力,而井距的增加使轴向压应力变大;直井井壁应力分布受径向井井距和孔眼数的影响明显,压应力随井径的增加而减小,并在径向井方向取得最小值,压应力随孔眼数的增加而增大。     

页岩气井体积压裂条件下的水泥环界面裂缝扩展

射孔会对井筒完整性造成局部损伤,尤其是导致水泥环本体破坏以及第一界面(套管-水泥环界面)、第二界面(水泥环-围岩界面)的胶结脱离、微环隙等,在后期页岩气水平井体积压裂过程中,由于高压流体的注入,界面微环隙将会加剧甚至发生裂缝扩展,影响封固性能。针对这一问题,建立了界面裂缝扩展数学模型,通过流体连续性方程、泊肃叶定律和净压力与缝宽弹性关系以及边界条件联立得到非线性偏微分方程组,利用对控制方程无因次化的方法求得自相似解。使用该模型对现场算例进行了计算,并分析了各参数对界面裂缝长度的影响。研究结果表明:适当提高水泥环弹性模量,适当降低井口压力和压裂时间有利于减小界面裂缝扩展长度,有利于保障水泥环长期有效封固。研究结果能够对页岩气井体积压裂条件下的水泥环封固性能进行评价和预测,同时在满足油气开采要求的前提下,对相邻射孔段间距的优选,也具有一定的指导意义。     

泥页岩水化稳定性综合评价指标研究

单一指标评价泥页岩的水化稳定性存在一定的局限性。本文采用多元统计分析方法建立了计算泥页岩水化稳定性综合评价指标的数学方法,即将样品的各个评价指标变量线性组合,挑选前面几个最大的综合因子作为主因子,根据主因子反映原始信息的多少进行加权加和,使多个评价指标变成一个综合评价指标。最后利用该方法对新疆、胜利、中原等油田40种泥页岩样品进行了综合稳定性的评价。