泥页岩水化对气体钻井井壁稳定性影响规律研究

气体钻井钻遇地层水后，井壁岩石力学特征变得复杂，给钻井施工带来较大的安全威胁。从泥页岩水化机理着手，通过实验和理论计算方法，对气体钻井过程中泥页岩水化对井周岩石力学参数的影响规律进行分析研究，给出地层出水条件下泥页岩井段井壁稳定性分析评价方法，结合工程地质特征，对川西特殊复杂地层出水情况下气体钻井井壁稳定性进行定量评价。分析结果表明，由于川西地区中浅～中深井段泥页岩层段较多，且地层水丰富，气体钻井过程中井壁容易发生失稳破坏。因此在气体钻井过程中，应充分认识待钻井段地层出水情况和泥页岩地层的纵向分布规律。     

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。     

考虑泥页岩黏弹性的钻井液密度计算方法

泥页岩地层受到外来流体侵入后，岩石具有明显的流变效应，易造成井壁坍塌。为了研究泥页岩井壁受入井流体影响产生的黏弹性力学行为对井壁稳定性的影响，建立了黏弹蠕变本构模型来反映井壁流变失稳破坏的力学机理与演化规律。根据井壁围岩受力推导出平衡方程、几何方程，结合物理方程和边界条件，得到考虑泥页岩黏弹性特性的钻井液密度方程。结合现场钻井数据给出不同时间、不同收缩速率下泥页岩的钻井液密度图版。结果表明:泥页岩地层钻进时，井眼的收缩速率越小，则所需的钻井液密度越大；井越深，钻井时间越长，所需钻井液密度越大。     

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。     

钻井卸载对泥页岩地层井壁稳定性的影响

钻进泥页岩地层时井壁易失稳,且井周岩石极易因钻井卸载产生诱导缝,导致岩石强度降低,从而加剧井壁失稳。因此,为确保泥页岩地层井壁的稳定,采用三轴力学试验仪模拟钻井卸载过程中的岩石应力变化过程,分析了卸载对泥页岩力学特性的影响,采用回归方法回归了泥页岩内聚力、内摩擦角与卸载幅度的关系,并将该关系引入到常规井壁稳定性模型中,建立了考虑卸载作用的泥页岩井壁稳定性模型。结果表明:卸载会使泥页岩的强度降低,随着卸载幅度变大,泥页岩强度的降低幅度增大;考虑卸载作用后,泥页岩地层的坍塌压力增大,尤其在高地应力和各向异性较强的泥页岩地层,由卸载造成的坍塌压力增量更为明显;井筒与最小水平主应力的夹角较小时,可以降低卸载对泥页岩井壁稳定性的影响。研究结果表明,卸载对泥页岩地层坍塌压力的影响不可忽视,进行钻井液设计时应考虑卸载对坍塌压力的影响。      

南海西江油田古近系泥页岩地层防塌钻井液技术

为了解决南海西江油田古近系泥页岩地层钻井过程中出现的井下掉块和阻卡等问题,进行了防塌钻井液技术研究。通过地层矿物组分、理化特性和力学参数分析,明确了古近系泥页岩地层井眼失稳机理;建立了维持井壁稳定的钻井液密度与岩石黏聚力关系图版,确定了保持井壁稳定的最低岩石黏聚力;为提高泥页岩经钻井液浸泡后的强度,优选了抑制剂和封堵剂并确定了其加量,得到了新防塌钻井液配方。研究发现,钻井液滤液进入地层引起泥页岩强度降低,是该油田古近系泥页岩地层井眼失稳的主要原因;在KCl–聚合物钻井液中加入2.0%聚铵盐、0.5%纳米二氧化硅和3.0%碳酸钙配成的新防塌钻井液,泥页岩岩样在其中浸泡10 d后黏聚力可达8.8 MPa,满足预计工期内岩石内聚力大于8.7 MPa的要求。研究认为,新防塌钻井液具有较好的抑制性、封堵性和良好的防塌效果,能有效减小井径扩大率,从而解决南海西江油田古近系泥页岩地层钻井中出现的井眼失稳问题。      

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。     

南堡3号构造深层脆性泥页岩井壁稳定机理分析与实践

冀东油田南堡3号构造深层主要是指下第三系的东二段至沙河街的地层,该层段发育着大段的脆性泥页岩,因埋藏深、压实强度大、层理及微裂缝较发育,易塌易漏,井壁失稳严重。通过对泥页岩理化特性、宏观微观结构特征、力学特性、岩石力学与钻井液化学耦合作用与失稳机理的分析研究和钻井液体系的优化评价与应用,有效地解决了该泥页岩的井壁稳定问题,形成了一套适合于南堡3号构造深层脆性泥页岩井壁稳定钻井液技术,同时也为同类复杂岩性地层的安全钻井施工提供了技术借鉴作用。     

苏里格上古水平段井壁失稳因素分析

井壁失稳是钻井工程中常遇到的井下复杂情况之一,严重影响地质资料的录取、钻井速度、质量及成本。苏里格气田水平井主要坍塌地层为石千峰组和石盒子组,通过对"双石"地层泥页岩力学因素、物理化学因素和工程因素分析发现,泥页岩存在裂隙,钻井液及其滤失都更易进入地层,加上外力冲涮,井壁很容易坍塌。而且泥页岩中粘土矿物在表面水化力、渗透水化力和毛细管力作用下,粘土发生水化、膨胀引起地层孔隙压力、膨胀压力升高,从而造成坍塌压力增大,这也是造成泥岩垮塌的重要原因。     

水化作用和润湿性对页岩地层裂纹扩展的影响

页岩地层裂纹扩展对页岩气井井壁稳定有重要影响,而钻井液与页岩间相互作用(毛细管效应和水化作用)将对页岩地层裂纹扩展产生影响。选择四川盆地龙马溪组露头及井下岩心开展室内实验研究页岩润湿性和水化作用,基于断裂力学理论,考虑水化作用和润湿性(毛细管效应),建立页岩裂纹裂缝扩展模型,分析了水化作用和润湿性对页岩裂纹扩展的影响。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;页岩浸泡在水中,水化应力随着时间增加而先上升后趋于稳定,而先浸泡在白油中、后浸泡在水中或浸泡在10%KCl溶液中测试膨胀应力,水化应力上升速度减慢;页岩浸泡在水中,岩样表面形成的裂缝主要平行于层理面,随着时间增加,岩样保持完整或剥落成碎块,而页岩浸泡在10%KCl中,岩样表面形成裂缝数量少且破裂程度轻;水化作用和润湿性对应力强度因子增量影响较大及对页岩裂纹扩展有重要影响,钻井液体系应减小钻井液滤失量及钻井液界面张力、增加黏土矿物水化抑制剂和增大钻井液与页岩表面接触角,减小自吸作用,抑制水化作用。油基钻井液与页岩表面接触角小,但其界面张力小,造成毛细管力小,因此页岩地层钻井中,采用油基钻井液能在一定程度上抑制裂纹扩展,使井壁不易失稳。     

基于仿生技术的泥页岩井壁稳定处理液研究

为解决气体钻井钻遇地层出水引发的泥页岩井壁失稳问题,根据植物叶面的"荷叶效应",优选了仿生处理剂,研制了泥页岩仿生处理液,并进行了室内性能评价试验。试验结果表明,该仿生处理液能有效降低泥页岩表面的表面能,形成类似于荷叶或芋叶表面的微米—纳米突起结构,实现泥页岩表面从亲水向疏水转变（清水接触角大于120°）,从而达到阻止泥页岩自吸水的作用,提高泥页岩在水溶液中的强度,维持泥页岩井壁稳定;同时,该仿生处理液形成的疏水表面具有一定耐磨性和热稳定性,不受地层水矿化度的影响,适用于中性或碱性条件,但地层温度不宜高于80 ℃。研究表明,利用仿生学原理,通过控制泥页岩的自吸水作用避免泥页岩黏土水化,可作为一种解决气体钻井地层出水导致井壁失稳问题的有效途径。      

力化耦合作用下的层理性页岩气水平井井壁失稳研究

针对现有页岩气水平井井壁稳定力化耦合分析大都仅考虑水化作用对岩石强度的影响,鲜有考虑水化应力应变影响的情况,以弹性力学和岩石力学等理论为基础,同时考虑水化作用对岩石力学参数的弱化效应和附加水化应力,建立了力化耦合作用下层理性页岩气水平井井壁坍塌压力预测模型,研究了层理性页岩气水平井井壁失稳机理,分析了影响井壁稳定的因素及影响规律。研究结果表明:存在层理面时,会使坍塌压力大幅升高;沿层理面方位钻进,井壁稳定性最好;当水化时间一定时,坍塌压力随距井壁径向距离增加而降低,水化时间越长,近井壁处易坍塌区域越大;考虑水化应力影响后坍塌压力会大幅升高,在设计钻井液密度时,不能忽略水化应力的影响。研究成果丰富了页岩气水平井井壁失稳理论,对层理性页岩气水平井钻井设计具有指导作用。      

页岩气藏地层井壁水化失稳机理与抑制方法

页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验,研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性,揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分,不含蒙脱石及伊蒙混层,表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律,利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理,建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性,有效降低其表面自由能、抑制表面水化,进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。      

苏里格气田泥页岩井壁水化损伤失稳周期确定

钻井过程中复杂的应力和固液作用,使围岩产生了水化扩散和水化膨胀,改变了其中的应力场和力学参数,从而导致泥页岩井壁失稳。通过试验研究,探讨了泥页岩井壁围岩水化随时间和空间的变化规律以及岩石弹性模量和抗压强度随含水率变化的损伤弱化规律,进而结合强度变形破坏理论推导出泥页岩遇水后的损伤演化方程、损伤演化极限方程和确定坍塌周期的方法。应用该方法,得出苏里格气田泥页岩井壁坍塌周期为6.8 d左右。     

基于直剪试验的页岩水化作用的强度弱化规律

随着页岩气资源的不断开发,水平井段的硬脆性页岩井壁失稳问题也越来越突出。为此,通过对水基、油基钻井液浸泡后的页岩岩样直剪试验,并结合单组弱面强度理论,分析了内聚力和内摩擦角对页岩强度的影响规律以及不同钻井液浸泡后的页岩强度弱化规律。对试验数据的分析结果表明:①水基、油基钻井液浸泡后内聚力和内摩擦角均下降,其垂直层理面方向的内摩擦角和内聚力均高于平行层理面方向;②页岩强度随钻井液浸泡时长增加而降低,受水化作用影响层理面导致强度降低,微裂缝表现为更易扩展,页岩容易产生破坏;③内聚力控制页岩强度大小,内摩擦角控制页岩沿弱面破坏的范围;④水基钻井液对页岩影响较为明显,页岩受其浸泡后强度下降较快,并随浸泡时间增加页岩强度持续下降,同时沿弱面破坏的角度限明显增大,油基钻井液能较好地保持岩样强度水平。最后,以四川盆地志留系龙马溪组M气藏为例,通过水平井段坍塌压力的计算,认识到水基钻井液基本不能满足钻井要求,而应采用油基钻井液且优先考虑沿最小水平地应力方向钻进。     

钻井液活度对川滇页岩气地层水化膨胀与分散的影响

降低水基钻井液活度是解决钻井过程中泥页岩井段井壁失稳的重要技术手段,川滇地区页岩气地层泥质含量高、水敏性强,层理与微裂缝发育,井壁易失稳。以氯化钙等无机盐、甲酸钾等有机盐及丙三醇等有机化合物作为活度调节剂,通过线性膨胀实验、热滚回收实验研究了钻井液活度对宜宾龙马溪组、宜宾五峰组等页岩水化膨胀与分散的影响。结果发现,钻井液活度对页岩水化膨胀和水化分散影响小,泥页岩渗透水化不是上述地区页岩地层井壁失稳的主要原因。解决其井壁失稳问题,应从表面水化、毛管压力及微裂缝等其他机理入手。      

陆相页岩气水平井段井壁失稳机理及水基钻井液对策

鄂尔多斯盆地陆相页岩气井水平段井壁失稳问题,是制约该盆地延长区块中生界上三叠统延长组页岩气资源勘探开发的重大工程技术难题。为此,采用X射线衍射分析获取页岩矿物组分特征,并分析其理化特征、比表面积及微观结构,在此基础上研发了基于纳米封堵的低自由水活度页岩水基钻井液体系(PSW-2),并现场应用于5口陆相页岩气水平井,保障了其长水平段钻进井眼的稳定性。研究结果表明:①该区延长组页岩黏土矿物含量高,属弱膨胀、易分散、多层理裂缝地层,井壁失稳是力学、物理化学、钻井机械扰动等因素综合作用的结果 ;②页岩平均孔径为4.494～8.502 nm,毛细管作用明显、吸水能力较强、水化不均匀,导致页岩局部强度下降,易形成突发性垮塌;③研制的PSW-2体系API滤失量低于2.8 mL、滚动回收率为95.15%(接近于油基钻井液98.25%的回收率)、线性膨胀率低至1.38%,润湿角由干岩样的26°增大为56.5°;④该钻井液体系浸泡后抗压强度增加至95.806MPa,接近于原岩的强度(110.70MPa)。结论认为,该水基钻井液体系通过微纳米成分封堵页岩孔隙、降低液相活度提高抑制性、减弱页岩毛细管自吸效应的多元协同,破解了井壁失稳的难题。     

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。