泥页岩井壁应力的力学-化学耦合计算模式及数值求解方法

泥页岩井壁稳定问题在世界许多油田都存在,至今一直没有能够得到很好地解决.为此,在假定泥页岩为线弹性体的条件下,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,并编制了Windows应用程序,该程序可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.该研究方法及所得结论,对于解决泥页岩地层的井壁失稳问题具有较大的指导意义.     

泥页岩井壁稳定多场耦合数值模拟

页岩气钻井保持泥页岩井壁稳定是关键问题。本文在流-固耦合研究基础上,进一步考虑泥页岩损伤与水化作用的耦合影响,建立了渗流-应力-损伤-水化耦合模型,编制了多场耦合子程序,以ABAQUS软件为平台,实现了泥页岩井壁稳定多场耦合数值模拟。模拟得到了井壁围岩吸水后的破坏规律。本例中,泥页岩水化效应使得损伤增大幅度为+0.41和+0.30,非均匀地应力的作用使得损伤增大幅度为+0.58和+0.47,同时考虑水化效应后围岩损伤范围大幅增加。模拟计算表明泥页岩水化效应的影响不容忽视,该方法能为定量分析泥页岩水化对井壁稳定性的影响提供一种可行途径。     

泥页岩水化膨胀的实验研究

在泥页岩地层的钻井过程中,井筒稳定性一直是人们最关注问题之一,因为泥页岩遇水基泥浆发生膨胀,使井壁应力发生变化。采用岩石力学三轴实验系统对水化膨胀进行了初步的实验研究,发现泥页岩遇水后在水平及垂直方向都会产生水化膨胀,而且垂向膨胀压力比水平方向大,水化膨胀压力的非线性迅速增加,一般发生在遇水后相对较短的时间内,随之是线性变化。     

泥页岩井壁稳定影响因素分析

 考虑泥页岩钻井液体系中电化势渗透产生的流体流动和离子运移以及与固体变形的联合作用,提出泥页岩井壁稳定耦合新模型。通过有限元计算泥页岩井壁周围孔隙压力场和应力场,分析泥页岩及钻井液性能参数对井壁周围地层坍塌破坏系数和坍塌压力的影响。研究结果表明,泥页岩渗透率增大,溶质扩散系数增大,泥页岩单位表面电荷数减小有利于泥页岩井壁稳定。通过使用高浓度、高反射系数的钻井液能够提高泥页岩井壁的稳定性,对于泥页岩地层使用过高的钻井液密度反而会导致井壁不稳定。泥页岩钻井液体系膨胀系数减小,泥页岩水化程度能够减轻。在钻井液浓度大于泥页岩孔隙流体浓度的情况下化学反渗透可能使泥页岩失水,与大尺寸井眼相比,小尺寸井眼坍塌破坏指数随时间变化较显著。     

龙马溪组硬脆性页岩水化实验研究

硬脆性页岩水化对页岩气开发井壁稳定有重要的影响,为此,对龙马溪组硬脆性页岩进行水化实验研究,包括矿物组成、微观结构、水化应力、自吸吸水率及岩芯浸泡等方面实验研究,探讨分析了硬脆性页岩水化过程与机理。研究结果表明,页岩黏土矿物以伊利石为主,黏土矿物呈片状且定向排列,层理和微裂纹发育,为水化提供作用空间和流动通道;页岩水化应力和自吸吸水率随浸泡时间增加而先上升后趋于稳定,页岩组构对上升速率或幅度有重要影响;浸泡过程中,岩样表面主要形成平行层里面的裂缝,随着浸泡时间增加,岩样保持完整性或水化剥落成碎块,页岩组构和胶结程度对页岩水化程度有重要影响;页岩水化是物理化学作用和力学作用相互耦合结果,前者使岩石断裂韧性下降,后者使Ⅰ型裂纹应力强度因子增大,当应力强度因子大于岩石断裂韧性时,裂纹将扩展或增宽,逐渐形成宏观裂纹,可进一步扩展成裂缝。     

含气页岩的动态力学性质分析及压裂可行性预测

泥页岩地层中黏土矿物含量高,塑性强,储层应力敏感性强而稳定性差,容易受到钻采的影响发生坍塌、破裂、卡钻或井漏等现象,严重制约页岩中油气资源的开发利用进程。为了提高泥页岩地层钻采工程的安全性和效率,促进快速的钻进和井眼的形成,降低一系列的成本支出,以岩石物理学、测井学、地质学等学科理论为指导,充分发挥测井资料分辨率高、连续性强、准确可靠等优势,对泥页岩地层的岩石力学参数、地应力、井壁稳定性和可压性展开预测与评价分析,并给出应用实例。     

聚胺仿油基钻井液在川西长水平井段中的应用

针对川西地区中浅层长水平井钻进过程中存在的水平井段长易卡阻、砂岩泥岩交错易发生井壁失稳等难题,研制出了新型聚胺仿油基钻井液。该钻井液主要由具有强抑制作用的处理剂聚胺和主要作用为润滑和降滤失、兼具抑制功能的处理剂MEG(甲基葡萄糖甙)组成,具有高润滑性和强抑制性的特点,其抑制性能和润滑性能接近油基钻井液水平。现场应用表明,聚胺仿油基钻井液性能稳定、密度调节范围广、流变易于控制、滤失量小且泥饼薄而韧性好,能有效地抑制泥页岩水化分散,保持井壁稳定,满足川西长水平井段施工需求。     

钻井液用深层泥页岩有机硅聚合物抑制剂研究

为提高胺类抑制剂的抗温能力,将有机硅KH570引入到聚乙烯亚胺分子中,并通过抑制造浆、线性膨胀、滚动回收、压力传递、吸附量测试及电镜观察等实验手段,研究其综合性能及作用机理。结果表明,有机硅的加入增强了聚乙烯亚胺的高温吸附稳定性,该抑制剂通过在页岩表面发生化学吸附形成致密膜,提高其在高温下抑制泥页岩水化膨胀与分散的能力,有效阻止压力传递。同时,与水基钻井液常用处理剂有良好的配伍性,并具有一定降滤失的效果,可以有效维护深部泥页岩地层井壁稳定。     

复杂泥页岩地层地应力的确定方法研究

掌握地层原始地应力状态是有效控制钻井过程中泥页岩地层井壁失稳的前提。在分析水压致裂法、Kaiser效应法、差应变法和多极子测井方法测量地应力的技术现状的基础上，发现利用单一方法获取复杂泥页岩地层的地应力比较困难，将多种方法组合在一起才能较好地解决问题。如果地层破裂试验层段有钻井岩芯，可通过差应变方法获得主地应力的比值；如果地层破裂试验层段没有钻井岩芯，可通过多极子测井方法得到两个水平主地应力的差值。将两个水平主地应力的相对值代入地层破裂试验的破裂压力计算模型，可分别确定出两个水平主地应力的大小。利用地层破裂试验与差应变试验组合测地应力方法和地层破裂试验与多极子测井组合测得应力的方法，分别较为成功地测试地应力。     

超临界CO2吸附效应对页岩地层井壁稳定影响研究

当利用超临界CO₂作为钻井液钻进页岩地层时，井壁稳定是重点关注问题。超临界CO₂与页岩相互作用复杂，而对于超临界CO₂吸附效应对超临界CO₂开发页岩油气资源过程中的井壁稳定性影响则研究较少。本文将超临界CO₂吸附效应对页岩变形和力学性质影响纳入到超临界CO₂渗流的多物理场耦合过程中，在超临界CO₂运输特性和热力学特性的基础上，构建考虑吸附效应的超临界CO₂钻井多物理场耦合井壁稳定模型。基于有限元数值计算方法，分析超临界CO₂钻进过程中的地层温度、孔隙压力和地层应力的时空分布规律，研究超临界CO₂吸附效应对井壁稳定性的影响。结果表明：超临界CO₂吸附效应引起的固体变形对地层温度和流体渗流没有明显影响；吸附效应对应力分布具有显著影响，吸附应变会使应力值增大，而吸附对弹性模量的影响则会使应力值降低；忽略吸附应变会小幅度低估井壁失稳风险，而忽略吸附对页岩弹...     

页岩气储层井壁坍塌压力研究

页岩气储层各向异性强,易发生井壁失稳。利用四川盆地所取页岩气储层岩芯测试钻井液对页岩基体及层理面强度的影响规律,结合单一弱面准则,建立页岩气井井壁稳定预测模型,分析层理面倾角、钻井方位、钻井时间及钻井液类型等因素对页岩储层水平井坍塌压力的影响规律。研究结果表明：层理面倾角小于45°时,井壁岩石发生层理面破坏,倾角大于45°时,在某些井眼方位井壁会发生本体破坏;沿最小水平地应力方位附近钻进水平井最容易发生井壁坍塌;随钻井时间的增加,坍塌压力逐渐升高,井壁破坏形式可能会由初始的页岩基体破坏变为层理面破坏;使用油基钻井液比使用水基钻井液更容易保持井壁的长期稳定。研究结果可以为页岩气井钻井设计提供参考依据。     

高温下页岩三轴压缩实验及井壁稳定研究

通过高温下页岩的三轴压缩实验,结合井壁稳定分析理论,进行了高温下页岩的力学特性及井壁稳定性研究.结果表明:高温引起页岩强度劣化,在温度低于150℃时,温度对页岩强度劣化主要体现在粘聚力弱化,在温度超过150℃时,温度会进一步导致页岩内摩擦角减小.钻井液与地层间的温差将在井周附加热应力,随着远离井壁,温差附加径向热应力先...     

钻井液浸泡对库车组泥岩强度的影响及应用研究

 通过岩石三轴抗压实验研究包含在用钻井液体系在内的多套钻井液体系对库车组泥岩强度特性的影响。在已有钻井液性能评价方法的基础上,结合泥岩受不同钻井液体系浸泡24 h后所表现出的应力–应变规律及浸泡前后岩石力学性能、岩石变形和破坏规律,对现用钻井液体系进行筛选和优化研究,获得对该泥岩地层具有更好稳定作用的钻井液体系;通过对不同钻井液体系浸泡前后岩石的强度测试结果,计算分析不同体系下的地层坍塌压力变化,成果应用到现场钻井,稳定井壁及提速效果显著。研究表明：通过优化钻井液体系可以调整和改变泥岩地层的强度特性,最佳状态下的钻井液应该使泥岩浸泡前后表现出基本相同的应力–应变规律;在现有钻井液评价技术中引入岩石强度特性研究成果,不仅将泥岩与钻井液的化学力学耦合作用主动地引到钻井液体系的优化设计当中,而且为从源头上遏制钻井液与目标泥岩地层之间可能出现的化学力学耦合作用对泥岩地层井壁稳定带来的不确定影响奠定了理论基础和方法基础;把钻井液体系设计与优化和井壁力学稳定性相结合,为获得钻井目标泥岩地层坍塌压力,实现低密度钻井液安全、高效钻井奠定了基础;泥岩与不同钻井液体系接触后表现出的变形破坏规律是泥岩地层钻井液稳定井壁性能优化的重要依据,根据泥岩浸泡前后应力–应变特征的研究可以实现对钻井液性能的评价和优选。     

弱面结构对页岩地层井壁稳定性影响研究

页岩地层大量发育弱面结构,造成井壁垮塌现象频发,严重制约了页岩气的高效开发。因此,本文在Mohr-Coulomb准则的基础上,建立多弱面条件下的强度破坏准则。应用该准则,对不同弱面产状、弱面数量、钻井时间下的岩石强度进行分析,从而建立页岩地层坍塌压力预测模型,计算分析表明:围压增大后,页岩强度增加,不易沿弱面破坏;弱面产状和数量变化,使得岩石强度产生变化,从而造成坍塌压力分布复杂。尤其弱面数量增多,岩石强度下降明显,逐渐受弱面强度控制,坍塌压力出现明显增加;实例分析表明多弱面条件下的坍塌压力预测方法能更为准确地预测页岩地层坍塌压力,对页岩地层钻井工程有一定指导意义。     

Finite element analysis of coupled chemo-poro-thermo-mechanical effects around a wellbore in swelling shale

Maintaining wellbore stability is a critical problem when drilling for petroleum production in high pressure and temperature shales that tend to swell and deteriorate in the presence of the water phase of a drilling fluid. In this paper, a finite element model is developed for coupled linear and non-linear chemo-poro-thermoelasticity. The model is first verified through comparisons with the analytical results for the cases of linear poroelasticity, poro-thermoelasticity, and chemo-poroelasticity. Then, the non-linear finite element model is used to analyze the problem of a wellbore in a chemo-poro-thermoelastic formation with non-hydrostatic in situ stress field. The results indicate that the coupling between temperature and salinity has an important impact on wellbore stability, namely heating and a lower solute mass fraction in mud increase pore pressures, the radial and tangential total stresses in the formation, and vice versa. Finally, the prediction of the non-linear chemo-poroelastic model are compared to those obtained using a linear model. Results show that for mud properties within the range of interest, the linear model provides good results for the purpose of assessing shale instability.     

A cost-effective chemo-thermo-poroelastic wellbore stability model for mud weight design during drilling through shale formations

Drilling through chemically-active shale formations is of special importance due to time-dependent drilling fluid-shale interactions.The physical models presented so far include sophisticated input parameters,requiring advanced experimental facilities,which are costly and in most cases unavailable.In this paper,sufficiently-accurate,yet highly practical,models are presented containing parameters easilyderived from well-known data sources.For ion diffusivity coefficient,the chemical potential was formulated based on the functionality of water activity to solute concentration for common solute species in field.The reflection coefficient and solute diffusion coefficient within shale membrane were predicted and compared with experimental measurements.For thermally-induced fluid flow,a model was utilized to predict thermo-osmosis coefficient based on the energy of hydrogen-bond that attained a reasonably-accurate estimation from petrophysical data,e.g.porosity,specific surface area(SSA),and cation exchange capacity(CEC),The coupled chemo-thermo-poroelastic governing equations were developed and solved using an implicit finite difference scheme.Mogi-Coulomb failure criterion was adopted for mud weight required to avoid compressive shear failure and a tensile cut-off failure index for mud weight required to prevent tensile fracturing.Results showed a close agreement between the suggested model and experimental data from pressure transmission tests.Results from a numerical example for a vertical wellbore indicated that failure in shale formations was time-dependent and a failure at wellbore wall after 85 min of mud-shale interactions was predicted.It was concluded that instability might not firstly occur at wellbore wall as most of the conventional elastic models predict;perhaps it occurs at other points inside the formation.The effect of the temperature gradient between wellbore and formation on limits of mud window confirmed that the upper limit was more sensitive to the temperature gradient than the lower limit.     

双井筒试验下页岩水力裂缝扩展与机制研究

水力压裂是页岩气开采的主要技术,研究水力裂缝的扩展规律有利于促进复杂缝网的形成。为了研究裂缝扩展规律和破裂机制,对页岩进行了真三轴双井筒水力压裂模型试验。结果表明:(1)竖向应力越大,裂缝形态越单一,多条水力裂缝间越不易沟通,页岩破裂压力越大;(2)水平应力差越大,双井筒水力裂缝与天然层理沟通越明显,越易形成垂直于水平最小主应力的裂缝;(3)双井筒出口在不同层理面时,两条水力裂缝形态相似,各自会沟通层理和天然裂缝;(4)双井筒出口在同一层理面时,两条主裂缝容易相交,与天然裂缝的沟通较少,不易产生缝网;(5)通过对上升斜率RA和频度FA值综合分析得到,页岩水力压裂以剪切破坏为主,在不同层理压裂更易产生复杂缝网。     

大位移井井壁稳定三维弹塑性有限元分析

现有井壁围岩应力求解模型大都基于平面应变假设，相对岩石真实应力状态会有一定的误差。在空间坐标变换基础上建立了大位移井井壁稳定分析三维弹塑性有限元模型，将井斜角与方位角的变化转化为井轴坐标系下地应力场应力分量的变化，保证了模型的稳定性。利用所建模型对弹性和弹塑性条件下的大位移井井壁围岩稳定性进行了研究。计算结果表明：岩石在弹塑性条件下能够通过塑性变形吸收更多能量；在相同外载条件下，弹塑性岩石比脆性岩石更稳定。经过现场实例验证，在深部弹塑性地层钻进时，可以采取比常规设计稍低的泥浆密度，即能保持井壁稳定，又可以减少地层伤害。     

酸液预处理对深部裂缝性页岩储层压裂的影响机制

深层裂缝性页岩油气藏具有高温、高应力、高破裂压力以及低渗透的特点,极大提高了现场压裂施工难度,如何有效改善近井筒岩石学性质及降低施工压力是安全高效压裂的关键。从岩石力学性质的影响因素入手,分析了酸化过程中酸与矿物的化学反应,从宏观和微观两方面阐述了酸液预处理改善近井筒岩石性质、降低破裂压力的力学机理。选取川东南地区龙马溪组页岩露头开展真三轴水力压裂物理模拟试验,采用酸液预处理压裂试件的裸眼井段,分析酸岩反应对水力裂缝起裂及扩展规律的影响。试验结果表明,酸液浸泡裸眼井段能够显著降低页岩破裂压力,酸岩反应会引起天然裂缝面性质的变化,容易导致近井筒附近复杂多裂缝的形成;裂缝扩展穿透酸化区时会引起二次憋压,酸化区内的天然裂缝越发育,酸岩反应越剧烈,近井筒裂缝形态越复杂,压裂曲线波动越频繁。室内试验和现场施工结果吻合程度良好,证实了通过酸液预处理提高深部页岩地层改造效果的有效性。