水平井钻井完井液损害实验评价技术新进展

使用常规实验仪器评价水平井储层损害并未充分考虑其损害持殊性，国内外研究者一直在探索用于评价水平井侍层损害的方法和技术。国外研究者通过设计专用水平井岩心夹持器来研究水平井损害问题，如模拟水平井径向流动条件的实验装置，研究水平井顶部、侧面及底部损害程度的三向多岩心夹持器等。国内研究者在自行研制的高温高压动态损害仪、长岩心评价仪等设备进行损害评价的基础上，又设计了多功能组合损害评价仪，充分考虑了各向异性、时间效应及钻具偏心等因素对水平井钻进过程损害的影响，进一步深化了水平井油气层损害过程机理的认识。     

表面活性剂在低渗透油气藏全过程保护中的应用进展

相圈闭损害在裂缝性低渗透油气藏中极为严重。概括了表面活性剂降低界面张力、改变润湿性的机理。氟表面活性剂可促进液相返排、预防相圈闭损害,故界面修饰显示出扩展屏蔽暂堵技术和欠平衡作业在低渗透油气藏全过程储层保护技术覆盖度的潜力。介绍了界面修饰在低渗透油气藏保护中的应用实例和氟表面活性剂的优良特性,指出进一步研究的发展方向。     

钻井完井液损害对致密砂岩应力敏感性的强化作用

致密砂岩储层在钻井完井作业过程中易遭受应力敏感，许多学者对基质岩样或裂缝岩样进行大量实验研究工作，然而对钻井完井液损害裂缝性致密砂岩储层后的应力敏感性研究较少。文章以四川盆地某典型致密砂岩气藏为研究对象，选取工作液侵入损害后的裂缝岩样和未损害裂缝岩样，再利用SCMS－I型高温高压岩心多参数测量系统对两类岩样进行加压、降压应力敏感实验。结果表明，常规裂缝岩样应力敏感系数平均为0.43，应力敏感程度为中等；工作液损害裂缝岩样应力敏感系数平均为0.66，应力敏感程度为中偏强。建立岩样受力模型，分析认为，随有效应力增加，侵入裂缝的固相颗粒在裂缝中充当胶结物，极大地降低了裂缝的渗流能力，导致储层产能降低。     

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在钻井、完井和增产改造等各种作业过程中，近井地带由于钻井完井液的侵入，含水饱和度升高，且有效应力也发生变化，二者综合作用使气层有效渗透率大幅度降低。文章选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩样品，进行了恒定有效应力不同含水饱和度下气相渗透率实验、干岩样和不同含水饱和度条件下岩样应力敏感实验。实验结果表明，含水饱和度升高对致密砂岩气相渗透率损害严重；水的存在加剧了致密砂岩应力敏感程度，且含水饱和度越高应力敏感性越强；干岩样在3 MPa围压时的渗透率大约是40~50 MPa围压下含水饱和度为45%时气相渗透率的10~3000倍，将常规测量渗透率校正为原地条件下渗透率要考虑有效应力和初始含水饱和度的影响，防止滤液侵入对于致密气层的保护具有十分重要的意义。     

储层损害的岩石力学——化学耦合作用研究进展

以往研究储层的应力敏感性损害多是从纯力学角度出发，针对油气藏和工程作业的实际情况，提出重视力学-化学耦合作用对储层渗透率的影响。总结了压溶作用机理，明确了压溶作用最终导致裂缝闭合、岩石渗透率下降并具有不可逆性。压溶作用机理的基本模式为水薄膜模式、岛状沟道构造模式、格莱茨模式。压溶作用的主要影响因素包括温度、压力、矿物溶解性、流体化学性质、流体饱和度。水化学作用对恒定围压下裂缝渗透率变化起着主导作用，必须重视水化学效应对力学效应的影响。在钻井完井过程中应尽量保持压差恒定，防止应力敏感损害储层，并尽量避免滤液侵入油气层，特别是在高温高压环境下压溶作用导致渗透率下降的幅度更大。力学-化学耦合作用还弱化岩石结构面的连接，扩大裂缝宽度，使岩体强度急剧下降，导致发生诱发性井漏。研究岩石力学-水化学耦合作用对于保护储层、优化裂缝性油气藏具有重要的现实意义。     

钻井液浸泡页岩裂缝宽度的模拟及应用

鉴于我国页岩气开发试验区水平井油基钻井液钻井过程中,频繁出现严重的井壁失稳、井漏等井下复杂情况,选取渝东南龙马溪组露头页岩为实验岩样,开展了钻井液浸泡前后页岩岩石力学性质的测试,基于有限元数值模拟法建立了连通井筒单条垂直裂缝情况下的裂缝动态宽度预测模型,研究了钻井液浸泡后页岩裂缝宽度变化的行为,修正和完善了基于有限元的裂缝动态宽度预测方法,并讨论了裂缝宽度变化模拟在漏失性储层保护和井壁失稳控制方面的应用。结果表明,钻井液浸泡后页岩弹性模量减小,泊松比增加,岩石强度明显降低;钻井液浸泡后页岩裂缝动态宽度对井筒压力变化更加敏感,各裂缝长度和井筒正压差条件下的半缝宽增量均比浸泡前增加了约8%,且半缝宽增量随井筒正压差的增加而大幅度增加,动态缝宽可达数毫米量级;钻井液密度—裂缝宽度—架桥封堵颗粒粒径三者紧密相关。研究获得的裂缝动态宽度参数对优选钻井堵漏材料和粒径级配、控制合理钻井液密度、控制井漏和井壁失稳具有重要的意义。     

氧化溶蚀作用对页岩水相自吸的影响

页岩气藏水力压裂需将大量含溶解氧的水基压裂液泵入地层,但返排率却普遍低于30%,分析水相自吸机理对解释压裂液滤失分布行为具有重要作用。富有机质页岩沉积于缺氧还原环境,在富氧条件下易发生氧化反应,进而影响水相自吸行为。为此,选取四川盆地龙马溪组页岩露头样品,开展大尺度岩样先后自吸蒸馏水、氧化液实验,以及基块、裂缝柱塞岩样氧化前后水相自吸对比实验。氧化液加速微裂缝扩展和新裂缝产生,促进更多可溶盐沿着裂缝析出,水相分布范围较蒸馏水更大。氧化前平行、垂直层理基块柱塞岩样自吸量分别为0.425 0和0.446 1g,而氧化后增加到0.490 0和0.497 8 g,对应的裂缝柱塞岩样自吸量分别为0.991 2和0.950 0 g,氧化后增加到1.088 6和1.066 9 g。氧化溶蚀作用使基块柱塞岩样自吸量增长11.6%～15.3%,自吸势提高2.32%～8.26%;裂缝柱塞岩样自吸量增长9.8%～12.3%,自吸势提高22.5%～33.3%,且自吸平衡时间缩短13.68%～20.23%。氧化溶蚀作用对页岩组分的物质净移除效应,扩大了水相赋存空间的同时改善了基质孔隙半径分布、增强裂缝面水润湿性、诱发裂缝萌生与扩展对应降低自吸前缘饱和度,协同作用加速了水相扩散分布并增加了自吸距离。     

裂缝性储层渗透率返排恢复率的影响因素

在裂缝性低渗透储层钻井完井过程中,工作液滤液及固相侵入会对储层造成损害。采用屏蔽暂堵技术形成致密封堵层,可对储层进行有效保护,而渗透率返排恢复率是衡量屏蔽暂堵技术质量的重要指标。使用同一工作液并调整其粒度分布,分别对低渗砂岩裂缝岩样进行了封堵层形成与返排试验,探讨了工作液粒度分布及压力梯度对返排恢复率的影响。试验表明,随着压力梯度增大,返排恢复率呈先增大后减小的趋势。固相粒度与缝宽最优匹配原则不是固定不变的,而是受缝面微凸体高度与缝宽比值的影响。固相侵入浅,返排恢复率高;固相侵入深,返排恢复率低。对于水力学宽度为20~70 μm的细砂岩裂缝岩样,最优返排压力梯度为7.8~24.2 MPa/m,最优匹配原则为1/3~2/3架桥,且接近于2/3架桥。裂缝性储层返排过程中存在最优返排压力梯度,固相粒度与缝宽匹配程度直接影响固相侵入深度,进而影响渗透率的返排恢复程度。      

矿物成分和微结构对泥质岩储层应力敏感性的影响

富含粘土的页岩、泥质粉砂岩和粉砂岩等泥质岩的储层矿物成分、微组构和微孔结构复杂,使得泥质岩储层的应力敏感性存在较大差别。以鄂尔多斯盆地延长组泥质岩为研究对象,开展应力敏感性实验评价研究,并与典型致密砂岩储层进行对比。结果表明,页岩的应力敏感程度强,泥质粉砂岩中等-偏强,致密砂岩弱;在30MPa有效应力作用下,岩石呈现塑性变形。分析指出,岩石的变形主要受到岩石的组分、胶结物类型和含量\,微裂缝系统、孔隙结构参数、骨架颗粒形态、接触方式\,粒度分布、粘土微结构等参数的影响。针对3类岩石的应力敏感性差异,应区别对待,尽力控制储层应力敏感性损害的发生。     

富有机质页岩增产改造氧化液浸泡离子溶出行为

页岩储层富含有机质、黄铁矿等还原性组分,因而氧化溶蚀致裂是极具潜力成为一种新的页岩油气层增产改造技术。以往研究侧重于页岩氧化后孔隙结构及传质能力的变化,但对页岩氧化过程水溶液性质变化关注不多,而水溶液性质又与压裂液返排、黏土水化作用、水相圈闭损害缓解等密切相关。选取四川盆地龙马溪组富有机质页岩粉体样品,实验测试了页岩粉体样品与蒸馏水、不同浓度氧化液浸泡过程水溶液离子组成、pH、电导率和浊度等参数,精细描述了页岩氧化反应过程。实验结果表明,页岩氧化液浸泡时溶液中Fe³⁺、Ca^2+、Mg²⁺等离子的浓度大幅度增加、pH降低、电导率和浊度增加。分析认为,氧化液选择性溶解页岩中黄铁矿、有机质等还原性组分和(铁)白云石、方解石等碳酸盐矿物,释放出离子;或将矿物集合体分散成粒径更小的微粒,从微观层面上“破碎”页岩中部分矿物,形成溶蚀孔和微裂缝,有利于提高页岩渗透率;宜合理调控入井氧化液浓度和氧化处理时间,优化设计处理工艺;页岩氧化改造后的返排液处理,可沿用现行的页岩压裂返排液处理方法和工艺。