泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置与压力传递实验新技术

建立了压力传递实验技术以及泥页岩极低渗透率、半透膜效率计算模型,得到了压力传递技术测定泥页岩渗透率和半透膜效率的计算公式,研制了泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置(SHM仪)。定量测定了泥页岩极低渗透率和泥页岩-水基钻井液体系半透膜效率,证明了极低渗透率泥页岩与水基钻井液之间存在半透膜效应,且半透膜效率与无机盐种类有关,泥页岩渗透率和半透膜效率可以通过物理-化学的方法得以改善。压力传递实验技术的建立为深入开展泥页岩井壁化学-力学耦合作用机理研究以及高效防塌水基钻井液体系的研制,提供了一种先进的实验研究手段。     

钻井液-井壁界面半透膜与隔离层形成机理

在钻井液-井壁界面形成高效率半透膜是一种新的阻水思路。利用活度控制原理,半透膜具有调控水流方向的作用。半透膜通过膜污染进一步转换成隔离层之后,能阻止外来物质进入地层,起到稳定井壁和保护储层的作用。以自制纳米胶乳NM-1（平均粒径为65 nm）和无机纳米粉体NMTO为主剂,配制出纳米钻井液;用渗透压法测定了纳米钻井液的半透膜效应,膜效率为65%;采用滤失量测定法评价了钻井液的隔离层效应,API滤失量在120 min后随时间变化的增量几乎为零,其承压能力在3.5 MPa以上。将成膜后的岩心切片,用扫描电镜分析了膜的内部微观结构。研究表明,半透膜是通过纳米胶乳粒子与聚合物形成网络结构后形成,隔离层是在半透膜的基础上通过乳胶粒的变形、填充、高温黏结而形成的,其厚度为50~60 μm。     

水基半透膜钻井液技术的研究与应用

介绍了一种新型的有机硅酸盐半透膜剂BTM-2.通过钻屑回收率、泥球浸泡、抑制膨润土造浆、抗污染、抗温等试验及半透膜效率测定,评价了半透膜剂及半透膜钻井液的性能,有机硅酸盐半透膜钻井液具有高半透膜性能、强的抑制泥页岩水化膨胀、分散的能力、良好的抗钻屑污染能力和高温流变性.现场应用表明,该钻井液体系抑制能力强,防塌效果好,井径扩大率小,井径规则.     

水基钻井液成膜技术研究

介绍了一种新型的有机硅酸盐半透膜抑制剂BTM-1。通过钻屑回收率试验、泥页岩水化趋势作用试验、泥球浸泡试验和膜效率测定，评价了BTM-1抑制剂对泥页岩水化膨胀及分散性能的抑制作用及其半透膜效能。研制了与半透膜相配伍的具有良好抗盐抗温性能的降滤失剂CFJ-1；介绍了具有隔离膜性能的成膜降滤失剂钻井液性能，用扫描电镜试验，测定了隔离膜的结构特征，对隔离膜降滤失机理进行了初步探讨。给出了具有半透膜、隔离膜的成膜钻井液配方。评价了成膜钻井液的抑制性、抗盐性和抗温性能，通过动滤失量试验、渗透率恢复值试验评价了成膜钻井液保护储层效果。荧光及毒性试验表明，成膜钻井液体系无荧光、无毒性，满足国际环保要求。     

国外水基钻井液半透膜的研究概述

介绍了近年来国外对水基钻井液半透膜效应机理的研究成果，以及在此基础上对钻井液体系进行的研究讨论。认为，孔隙压力扩散是导致井壁失稳的根本原因，孔隙压力扩散的快慢取决于泥页岩的渗透性、弹性和钻井液与井壁之间物理化学作用等边界条件。通常情况下，渗透率越低，压力增长越慢。只有膜效率高的钻井液体系才能有效控制和延缓孔隙压力的扩散，进而维护井壁的稳定。提高水基钻井液半透膜效率的措施为：①封堵裂缝和高渗透泥页岩的孔隙；②超低剪切条件下增加液相粘度；③降低钻井液活度；④改善泥页岩膜的理想性。并以此为标准，对各类钻井液进行了系统研究，结果发现：MEG钻井液、甲酸盐钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液具有良好的抑制性和发展前景。     

半透膜钻井液技术

半透膜钻井液能够在井壁上形成一层具有一定强度的,具有半透膜性能的硬壳"封固壳"。半透膜的孔径在纳米级,在井壁外围形成保护层,阻止水及钻井液进入地层,有效的防止地层水化膨胀、封堵地层层理裂缝、防止地层内粘土颗粒的运移、防止并壁坍塌及保护油气层,是一种允许溶剂通过而选择性允许溶质通过的连续性物质,其选择性机理在于尺寸阻挡和电阻挡作用。半透膜剂加入水基钻井液中,从而使水基钻井液在一定条件下可达到近油基钻井液体系的性能。通过新型的有机硅酸盐半透膜剂在青海油田的应用表明,半透膜钻井液具有高半透膜性能、强的抑制性、良好的抗钻屑污染能力,防塌效果好,井径扩大率小,井径规则等优点。     

新型MEG钻井液体系的研究

MEG钻井液是一种具有半透膜作用的水基钻井液．对页岩具有较好抑制作用。同时该体系又具有生物降解．保护环境的特点。阐述了MEG钻井液抑制页岩水化膨胀和分散的机理，研究并评价了MEG钻井液的性能及成膜效应。研究表明，MEG钻井液主要是通过成膜作用、渗透及去水化作用稳定页岩；具有较好的抑制性、润滑性和储层保护特性，钻井液性能稳定，在钻井液中浓度达到一定范围时，能在页岩表面形成半透膜．诱使页岩内的吸附水渗出。     

泥页岩井壁成膜条件及乳液成膜作用力探讨

钻井液在井壁的成膜原理是利用钻井液与井壁岩石发生物理化学作用,形成可以控制水流方向的半透膜或完全隔离外来物质进入地层的隔离膜,有效地稳定井壁和保护油气层。文章针对泥页岩的孔隙度、井壁水流方向与推动力关系、泥页岩的双电层效应和乳液在成膜过程中的受力作用进行了探讨。分析认为,钻井液中添加的特殊材料（纳米级）可使井壁泥页岩具有更理想的选择透过性;水流方向是正压差和渗透压共同作用的结果,只有在渗透压与正压差方向相反,且渗透压大于正压差条件下,水流由地层流向井筒内,有利于井壁稳定;泥页岩通过离子交换,在其表面形成双电层,可以选择性透过电解质,控制钻井液电解质浓度和类型则有利于形成半透膜效应;正压差和范德华力有利于成膜,而双电层斥力和毛细管阻力不利于成膜。     

水基钻井液成膜技术研究进展

水基钻井液成膜技术是当今研究的热点，其核心技术是利用页岩或钻井液的物理、化学特性，使页岩或钻井液具有半透膜的性能或在井壁上形成一层较高质量的隔离膜，阻止钻井液向地层的进一步滤失，从而有效地稳定井壁和保护油气层。文章根据国内外研究的实际情况，对水基钻井液的几种成膜机理进行了探讨，分析了半透膜和隔离膜的实质，总结了成膜水基钻井液、成膜处理剂以及成膜新工艺的应用现状及发展趋势。建议加强对成膜机理以及对所形成膜的性质等方面的研究。同时应在提高膜的功能和环保型成膜剂方面做出不懈努力。     

泥页岩膜效率测定仪的研制

泥页岩膜效率是评价井壁稳定性的重要参数之一,利用化学势原理研制开发了泥页岩膜效率测试仪,可以根据不同地层特征选择相应渗透率的岩心进行实验.研究结果表明,该仪器测试方法简单,精确度高,能有效评价不同钻井液体系的成膜效率,为井壁稳定机理研究及钻井液成膜效率评价提供了必要的实验研究手段.     

气层岩石流速敏感性评价实验的新方法

气体通过气层岩石流动的流速敏感性评价实验结果是确定气藏合理采气速度的重要依据。目前的气层岩石流速敏感性的评价方法均没有考虑气体通过岩石的滑动效应对渗透率的影响。为此根据气体通过岩石孔道中的流动特性,提出了气体通过岩石流动的流速敏感性的理论,介绍了气层岩石流速敏感性评价实验的新方法,包括气层岩石流速敏感性评价实验的步骤以及临界流速和速敏损害程度的确定。该新方法考虑了气体通过岩石的滑动效应对渗透率的影响,利用气体在不同流速下流过岩石的渗透率的变化来直接评价岩石的流速敏感性,这避免了目前的气层岩石流速敏感性的评价方法的不足。选取平湖地区某凝析气藏的岩样进行流速敏感性的评价,其实验结果表明新方法是可行的。     

新型钻井液气测录井系统的设计开发

针对目前传统的钻井液气测录井存在脱气不定量和分析成分少的问题,开发了新型钻井液油气分离及在线分析系统。该系统脱气部分利用半透膜分离原理,能针对性地脱出烃类气体,设计制造的脱气器可直接插入钻井液中提取分析成分,并通过专门建立的试验环境,试验获取了脱气器的动态衰减特性和膜两侧体积分数关联系数;系统的分析部分采用三模块设计,重新规划了分析单元的流程,扩展了在线分析的组分范围,可在线分析钻井液中油气成分。新型钻井液油气分析系统可提升钻井液气测录井水平,提高油气评价准确性,有助于弱油气储层的发现。目前该系统整体运行正常,试验效果达到预期要求。     

高温高压下油井水泥环胶结强度测试新方法

固井注水泥完成后,水泥环与套管(Ⅰ界面)、与地层(Ⅱ界面)的胶结强度是影响固井质量的重要因素,但目前的水泥环胶结强度测量方法不能很好地模拟井下条件水泥环的形成以及泥饼的冲洗过程,致使测量出的胶结强度数据不能很好地为现场施工提供参考。为此,在分析现有测量水泥环胶结强度方法的基础上,提出了一种能够模拟井下条件的水泥环胶结强度的测量新方法,并且研制了相应的测量装置。该装置能够模拟高温高压环境下不同钻井液在岩心上形成泥饼、钻井液泥饼的动态冲洗、水泥环的养护形成过程,并测量出水泥环与岩心、水泥环与模拟套管的界面胶结强度等。结论认为,利用该装置能够开展水泥环动态冲洗与高温高压养护实验,还能测量第一界面与第二界面的胶结强度,较之于以前的方法更能贴合现场的实际,更具有实用价值;但要评价地层岩性、冲洗液体系等因素对胶结强度的影响还需要利用该装置做进一步的深入研究。     

Vapor-phase membrane concentration of bioethanol and biobutanol using hydrophobic membranes based on glassy polymers

Pervaporation and vapor-phase membrane separation methods for the recovery of bioalcohols from dilute aqueous solutions have been critically compared. The importance of taking into account the liquid–vapor equilibrium diagram in studies on the separation of binary aqueous–alcoholic liquid media by these methods has been shown. Previously published experimental data on the transport of water, ethanol, and n-butanol vapors in hydrophobic membranes based on the glassy polymers poly(vinyltrimethylsilane) (PVTMS), poly(1-trimethylsilyl-1-propyne) (PTMSP), and poly(4-methyl-1-pentyne) (PMP) have been analyzed. Schemes of butanol and ethanol recovery by the vapor-phase membrane separation process from fermentation broths for the cases of application of water-selective and alcohol-selective membranes have been presented, as well as the results of mathematical simulation of the process and assessment of energy consumption.     

准噶尔盆地头屯河组低电阻率油层束缚水饱和度确定方法

准噶尔盆地低电阻率油层发育,高束缚水饱和度是低电阻率油层的主要成因之一;低电阻率油层束缚水饱和度的准确确定是明确油层低电阻率成因并确定含油饱和度的关键。常用束缚水饱和度确定方法结果差异较大,束缚水饱和度的准确确定存在困难。以准噶尔盆地阜东斜坡区头屯河组储层为例,实验对比了核磁共振分析法、压汞毛细管压力曲线法、半渗透隔板毛细管压力曲线法所确定的束缚水饱和度。岩心实验结果对比表明,核磁共振分析法、压汞毛细管压力曲线法确定的束缚水饱和度均小于半渗透隔板法确定的束缚水饱和度。核磁共振分析法中实验所用离心力远大于成藏时油运移的驱替力,造成部分束缚水被离心出来;压汞法在实验过程中,岩样中的黏土束缚水被驱替出来。这2种方法测量的束缚水饱和度均偏小。半渗透隔板法由于充分模拟了油气运移过程中非润湿相(油气)驱替润湿相(地层水)的过程,其中的黏土束缚水未被驱替,与油层实际情况相符,可用于验证另外2种方法的可靠性。     

The ion-selective membrane behavior of native shales

Experiments were conducted to evaluate the membrane character of native shale samples by measuring the electrochemical potential across the shale membrane. Results suggest that the composition of the interstitial pore fluid in the shale plays a determining role on the establishment of the electrochemical potential and that, in some cases, the behavior of the shales is close to the expected behavior of a perfect cation-selective membrane. Shales with intermediate electrochemical potentials appear to be more sensitive to water-based fluids than shales that are closer to perfect membranes (high electrochemical potential). A model to simulate the transport of water and ions through shales was developed. Hydraulic pressure, concentration, and electric potential gradients are the driving forces for the flow of water and solute between two solutions separated by the shale. The reflection coefficient and the modified diffusion potential are calculated from the model and are used to characterize the membrane behavior of shales. A sensitivity study on the various model parameters was conducted. Results show that the membrane efficiency of the shale is strongly affected by the concentration of the interstitial fluid, the separation distance between the platelets and the type of ions in the membrane. The higher the ion concentration and the interplatelet spacing, the lower the efficiency. Results obtained using the model produce reflection coefficients that are consistent with experimental data. The model provides excellent insight into the physical mechanisms responsible for the membrane behavior of shales and a way to conduct sensitivity studies on the important model parameters. The membrane efficiencies obtained from the model may be used in wellbore stability simulators to account for chemical interactions between shales and water-based drilling fluids.