泥页岩渗透水化作用对井壁稳定的影响

钻井过程中,当存在水基钻井液化学渗透作用时,泥页岩井壁将更加不稳定.建立了力学-化学耦合作用下井壁周围应力分布模型,通过采用有限差分法对该模型求解,得出了井壁周围应力分布,通过利用破坏准则计算井壁坍塌压力,得出了合理的防塌钻井液密度,同时研究了井周应力分布和坍塌压力的时间效应.研究表明,泥页岩地层的膜效应较好时,渗透水化作用越大,膜效应不存在时则不发生渗透水化作用;维持泥页岩井壁稳定所需的防塌钻井液密度是随时间增大而增大,当使用钻井液溶质浓度低时,破坏发生在地层内部,需使用高密度钻井液防止井壁坍塌,对于过平衡钻井,当使用高浓度钻井液时破坏发生在井壁,对实际钻井有理论指导意义.     

控压钻井过程中泥页岩井壁破坏分析

控压钻井过程中,控制井底压力与地层压力相当,可以减少井壁由于井底压力过小或过大引起的井壁坍塌或破裂问题。对于水敏性泥页岩地层,即使在压力平衡的情况下,由于水基钻井液和泥页岩之间的水化渗透作用,泥页岩井壁也有可能不稳定。为此,建立了控压钻井条件下泥页岩井壁稳定非线性流-固-化耦合新模型,考虑了离子扩散与岩石变形的全耦合以及流体流动和离子扩散过程的非线性;通过有限元分析泥页岩井壁周围孔隙压力场和应力场的变化,计算井壁周围地层破坏系数,检查井壁是否破坏。研究结果表明：①控制压力钻井与常规钻井相比,水化渗透引起的孔隙压力剖面变化较小,有利于泥页岩井壁稳定;②泥页岩井壁失稳主要有井壁破坏、井壁附近地层破坏两种方式且后者是有时间效应的;③现有模型与非线性全耦合模型相比,过大地预计了井周孔隙压力和总应力且其压力峰值传播较慢;④泥页岩井壁失稳后,新的泥页岩表面暴露在钻井液中继续进行水和溶质交换,井眼扩大到一定值后,发生进一步失稳的可能性较小。     

泥页岩井壁稳定力学与化学的耦合研究

基于井壁失稳的根本原因在于力(包括地应力和化学力)的作用观点,研完了垂直井中井壁稳定力学与化学的耦合作用。通过试验得出了模拟井下环境中井眼周围泥页岩与钻井液相互作用的规律,得到了地层水化效应模型、井壁周围泥页岩吸水量与距离和时间的关系式以及泥页岩水化膨胀应变与吸水量的关系等。最后,提出了水化作用下井眼周围泥页岩应力的简便计算方法,即:①求解由吸水膨胀引起的井壁周围泥页岩应力分布,②根据有限元方法计算由地应力的非均匀性引起的井壁周围泥页岩应力分布,并迭加到①中求解的应力中去。指出在计算中应考虑不同距离处因井眼周围泥页岩含水不同而引起的材料力学参数的变化。     

泥页岩井壁失稳原因及对策分析

分析了引起井壁失稳的因素,介绍了防止井壁失稳的各种措施。泥页岩渗透水化对井壁失稳起决定性作用。要避免井眼失稳的发生,必须合理选择钻井液组分、钻井液处理方法,尤其是调节好钻井液的滤失量和矿化度。对各种失稳情况,应采取不同的措施加以防范。     

渤海中深层井壁稳定流固耦合研究

渤海湾深部地层中存在大量的硬脆性泥页岩,易发生井壁失稳问题。鉴于此,将硬脆性泥页岩视作多孔弹性介质,探讨了流固耦合作用对井周岩石的应力和变形场的影响规律,建立了渗流-应力耦合作用下井壁稳定计算模型,在此基础上,分析了钻开时间对硬脆性泥页岩井周破坏的影响规律。研究结果表明:钻开瞬间,在最小地应力方位井壁内部附近孔压急剧升高,井周破坏首先出现在井壁内部;随着时间的延长,破坏程度呈现先降低后增长的趋势;在工程上可通过加强钻井液的封堵性或调整优化钻井液密度与流变性能,控制液柱压力向井周的扩散。所得结论一定程度上揭示了硬脆性泥页岩地层井壁失稳机理,对提高深层油气资源的勘探开发效率具有重要意义。     

硬脆性泥页岩井壁稳定渗流-力化耦合研究

硬脆性泥页岩发育弱面结构且具有水化特性,易造成钻井过程中井壁失稳问题。在室内定量分析了钻井液对岩石弱面强度、基体强度、孔隙空间的影响程度。基于实验结果,利用线弹性理论和单一弱面准则,建立了考虑弱面结构、水化和渗流作用的渗流-力化耦合井壁稳定模型。实例计算表明：弱面结构的存在使得坍塌压力上升;弱面结构产状变化,造成坍塌压力分布复杂,不再存在单调变化的井斜方位;渗流应力变化对钻井初期坍塌压力影响较小,但在后期影响明显。该模型能准确地计算硬脆性泥页岩地层坍塌压力,对钻井工程有一定指导意义。     

泥页岩井壁稳定耦合研究

从实验和理论研究2个方面,对近年来国内外泥页岩井壁稳定耦合研究的现状进行了分析。目前,泥页岩井壁稳定耦合研究主要有3种方法:一是通过泥页岩水化实验和吸水实验,用热弹性比拟法研究由于含水量变化引起的水化应力;二是通过压力传递实验,用非平衡热动力法研究化学渗透作用引起岩石内部孔隙压力变化而导致的附加应力;三是通过压力传递与水化实验,用总水势法研究基于膨胀机理和耦合渗透流动而导致的膨胀应力。通过分析认为,泥页岩井壁稳定的研究虽然取得了一定成效,但仍然存在着复杂的问题和不足,还需要进一步深化机理和应用方面的研究。     

泥页岩井眼稳定的力学及化学耦合方法研究

钻井过程中,由于钻井液的物理、化学特性的影响、页岩发生不同程度的水化现象,一方面地层中产生水化膨胀应力;另一方面又削弱了井壁岩石的力学强度。由此导致了井壁失稳的发生。文中建立的模型将钻井液对泥、页岩水化所产生的力学效应与纯力学效应结合起来,克服人前人片面分析井壁失稳问题的缺陷。利用该模型可确定出安全的钻井液密度窗口。     

斜井中泥页岩井眼稳定的力学化学耦合模型

根据斜井中井眼稳定的要求将流体流动概念与钻井液和泥页岩间的化学势差概念结合起来，建立了一个井眼稳定的力学化学耦合模型。利用该模型可确定地层孔隙压力和保持井眼稳定的最优钻井液密度等参数。结合侧钻井实例对该模型进行了分析。     

泥页岩稳定性的化学与力学耦合研究

泥页岩井壁失稳的化学与力学耦合作用是井壁稳定性研究中较为关注的问题，对该问题的国内外研究现状作了较为详细的调研，对泥页岩水化和泥页岩稳定问题进行了全面的研究回顾与现状分析。尤其是重点分析了90年代以来出现的将泥页岩水化的力学问题与化学问题相互耦合的研究。     

新型铝基防塌剂的研制及防塌作用机理

为了有效阻缓泥岩中压力传递及滤液侵入,提高泥岩井壁稳定性,研制了高效铝基防塌剂腐殖酸-铝(HA-Al)。泥岩压力传递和半透膜效率测试结果表明,腐殖酸-铝较聚合醇、硅酸钠(模数2.8)、沥青更能有效阻缓泥岩中的压力传递,较聚合醇、硅酸钠(模数2.8)更能有效提高泥岩半透膜效率。与其作用后的泥岩样品中传递1 MPa的压差需要约为20 h,较作用前的泥岩(约为1.5 h)有大幅度提高,泥岩两侧的渗透压也由初始的1.28 MPa增至3.60 MPa。借助核磁、扫描电镜(SEM)和能谱测试结果可知,腐殖酸-铝可通过在泥岩表面孔隙中形成团絮状沉淀,对泥岩表层0~1.5mm范围内孔隙进行充填封堵(封固),封堵层更为致密,腐殖酸-铝是一种高效的封堵防塌剂。     

鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式

通过生物标志化合物对比、流体包裹体分析及盆地模拟研究,对鄂尔多斯盆地延长组长9与长10油层组的油源、成藏期次及成藏模式进行了探讨。陇东与姬塬地区长9油层组的原油分为2种类型,第Ⅰ类来源于长7烃源岩,第Ⅱ类来源于长9烃源岩;陕北地区长10油层组的原油主要来源于长9烃源岩。陇东与姬塬地区长9油藏均发生过2期油气充注,但前者在第1期(中侏罗统直罗组沉积期)就达到了油气充注的高峰期,而后者在第2期(下白垩统志丹组沉积期)才达到油气充注高峰期;陕北长10油层组也存在2期成藏,但2期油气呈连续充注,大致从中侏罗统直罗组沉积早期一直持续到下白垩统志丹组沉积中后期。长9与长10油藏有"上生下储"、"侧生旁储"及"自生自储"3种成藏模式。     

井筒注二氧化碳双重非稳态耦合模型

二氧化碳在石油工业中有着广阔的应用前景,但目前井筒注二氧化碳模型均未能表征注二氧化碳过程井筒内流动和传热双重非稳态问题。采用Span-Wagner模型和Vesovic模型对二氧化碳热物性参数进行计算,联立连续性方程、运动方程和能量守恒方程,建立了能模拟短期和长期注二氧化碳过程的井筒双重非稳态耦合模型。采用温度和流速双重迭代算法进行数值求解,并完成实例验证和相关理论分析。计算结果表明:新模型能较准确地计算注二氧化碳井筒温度、压力值;摩擦生热项在较大摩阻梯度下不能忽略,而焦耳-汤姆森效应和储层岩性的影响可以忽略。修正后的新模型还可用于预测水力压裂等工艺过程井筒温度分布。     

温度和化学耦合作用对泥页岩地层井壁稳定性的影响

钻井工程中,泥页岩地层井壁失稳问题严重。由于泥页岩地层的强水化膨胀性,目前大部分研究都集中于此,从而弱化了其他因素对井壁稳定性的影响。基于热孔隙弹性理论,考虑泥页岩的半透膜效应,对钻井过程中泥页岩地层温度和化学渗流作用对井周应力和坍塌压力的影响程度进行了分析。结果表明:钻井液与地层的温差和化学渗流均会产生相应附加应力,该附加应力会造成地层坍塌压力上升。同时由于温差和化学渗流的附加应力存在,井周应力分布发生变化。井周应力的重新分布使井周失稳区域改变,近井地带岩石稳定性较差,造成扩径率增大。因此,对于泥页岩地层井壁稳定性分析,在着眼于泥页岩水化特性的同时,温度和化学渗流作用不能忽视。     

鄂尔多斯盆地延长组页岩气井壁稳定钻井液

针对鄂尔多斯盆地延长组页岩气水平井钻井过程中存在的裸眼井壁失稳问题,对该组地层进行理化性能分析,明确了导致页岩井壁失稳的主要因素,即钻井液滤液沿地层微裂缝进入地层引起伊蒙混层膨胀,岩石强度降低,为此提出了采用油包水乳化钻井液的技术对策。在此基础上,通过室内实验优选了一套页岩水平井油包水乳化钻井液。室内性能评价实验表明：该体系可加重至1.60 g/cm3,破乳电压高于800 V,抗温120℃,封堵突破压力为7.28 MPa,浸泡后对页岩强度影响较小,能够有效抑制页岩膨胀和封堵裂缝性地层,对于解决该区页岩气钻井过程中的井壁失稳问题具有指导意义。     

一种气体钻井井壁稳定性分析的简易方法

为有效克服气体钻井过程中出现的井壁失稳现象,提出一种气体钻井井壁稳定性分析的简易方法.该方法在对传统气体钻井井壁稳定性理论的利弊进行分析的基础上,从气体钻井井壁围岩的力学特性出发,确定了井壁围岩应力场的分布,结合Mohr-Coulomb准则,建立了气体钻井条件的井壁稳定模型,即弹塑性模型和硬脆性模型,成功解释了气体钻井条件下地层进入塑性状态变形达到一定程度,井壁坍塌井径扩大后,地层趋于稳定的现象.将该计算模型应用于满东2井的井壁稳定性分析,结果表明:理论分析结果和工程实测数据对比,计算结果较为准确,验证了该模型较为有效.     

页岩气储层井周孔隙压力传递数值分析方法

由于页岩基质致密、层理和裂隙发育、富含黏土矿物,使得页岩具有超低渗透、各向异性和水敏等特性,钻井液与页岩接触产生的水化作用引起自由水在页岩中传输,从而导致井周孔隙压力不断变化,但现有方法并未考虑页岩物性特征的影响。为此,基于非平衡热动力学理论,建立了各向异性页岩的井周压力传递数学模型及有限差分求解方法,分析了井周压力分布特征、传递规律及影响因素。结果表明,各向异性页岩井周压力分布与井周角有关,并以主方向呈对称分布;钻井液化学作用对井周压力传递的影响显著,低浓度钻井液情况下井壁附近孔隙压力显著增加,而高浓度钻井液情况下却显著降低,井周压力传递集中在1倍井径范围内;井周孔隙压力的增加不利于井壁稳定,而孔隙压力的降低有利于井壁稳定;溶质扩散系数越小、膜效率系数越大、水力扩散系数越小,则井壁附近孔隙压力变化幅度越大;反之,孔隙压力变化幅度越小。该方法比常规方法更符合实际,且更加实用。     

The consequences of using concentrated salt solutions for mitigating wellbore instability in shales

Wellbore instability in shale formation is the most troublesome and costly issue facing drilling engineers and operators. Early attempts to solve this problem recommended the application of osmosis where a chemical potential (water activity difference) is created across the wellbore in order to induce water flow out of shale. This required the addition of concentrated salts, especially when using non-aqueous drilling fluids, as a means to lower the chemical potential of the drilling fluid. While this practice may draw water out of shale, the benefit of such practice is compromised by the invasion of ions and their associated water owing to the ionic concentration difference created by the addition of salts to the drilling fluid. The invasion of ions and their associated water into the shale could change the pore fluid composition and mechanical properties of the shale, which could lead to strength reduction through cementing bonds weakening and cohesion degradation and thus matrix expansion and swelling, all of which result ultimately in shale failure.This paper analyzes prior experimental data that claims that shale generates high osmotic pressures by evaluating the experimentally measured membrane efficiency (63 data points) of shale when exposed to both aqueous and non-aqueous drilling fluids. In addition, a series of immersion tests and gravimetric measurements were performed on different shales, when exposed to concentrated aqueous solutions, to study the detrimental impact of ionic diffusion on shale stability. Moreover, biaxial stress tests were performed to investigate the impact of the invasion of water and ions on the compressive strength of shale as it interacts with concentrated aqueous solutions. Other important but ignored mechanisms that greatly impact wellbore instability in shales are also briefly addressed.Results show that while shales behaved as semi-permeable membranes, their membrane efficiencies were low (the average membrane efficiency reported was 0.034). In addition, it was shown that significant ionic invasion coupled with the flow of their associated water occurred when shales interacted with concentrated aqueous solutions. It was further observed that, shale samples failed after 48 h when they were immersed in concentrated aqueous solutions having water activities that were less than that of the shale samples. Also, results show that the compressive strength of shale was altered as a result of water and ion interaction with the shale matrix and pore fluid.