页岩储层吸水特征及其对裂缝导流能力的影响

页岩储层体积压裂后普遍存在压裂液返排率低的问题,大量压裂液滞留在储层内不仅会对页岩气的流动及解吸产生影响,还会影响到压裂后的裂缝导流能力。文中以四川盆地某区块龙马溪组页岩储层为研究对象,在分析了页岩储层特征的基础上,开展了页岩储层吸水能力实验,并评价了页岩吸水对裂缝导流能力的影响。结果表明:目标区块页岩储层具有超低孔、低渗、低初始含水饱和度的特点,且黏土矿物质量分数较高,具备较强的吸水性。页岩岩心在蒸馏水中的吸水能力最强,在地层水中次之,在滑溜水压裂液中最弱。由于页岩的吸水作用明显降低了裂缝表面的强度,导致支撑剂滑动或者嵌入,从而明显降低了支撑裂缝的导流能力。页岩导流板通入蒸馏水时裂缝导流能力下降幅度最大(83.02%),而通入滑溜水压裂液时裂缝导流能力下降幅度最小(39.13%)。因此,可以通过调整压裂液体系组成来抑制页岩储层的吸水作用,从而提高压裂液的返排率,降低页岩储层吸水对裂缝导流能力的影响程度。     

页岩气井压裂返排液损害实验评价及机理研究

页岩气井通过大规模水力压裂形成复杂缝网,泵入的压裂液会与页岩相互作用,一方面通过自吸进入储层深部无法返排,另一方面压裂液会与页岩相互作用致页岩和液体特性都发生不同程度的变化,产生胶体残渣,造成页岩微粒运移。页岩储层普遍具有孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点,压裂液滞留于地层以及破碎支撑剂、胶体残渣和裂缝面破碎页岩微粒是否会对储层造成损害,文章从常规驱替损害害评价和自吸损害评价着手研究了页岩气井压裂损害机理。研究结果表明,页岩自吸致裂缝起裂扩展的积极作用和压裂液滞留于储层堵塞孔隙吼道的消极作用是同时存在的,裂缝发育程度的不同二者各自所起的主导作用是有差异的,对于微裂缝发育的储层,在导致水相圈闭损害的同时也可能诱发基质微裂缝的起裂扩展。返排液固相微粒对页岩储层的损害随岩样/裂缝尺度而呈现差异性,对于渗透率较高的裂缝流动通道,以固相堵塞和液相圈闭为主,且损害后渗透率难以有效恢复。研究结果对于针对页岩气井储层特征优化、页岩气井的关井时间和制定返排制度起到很好的指导作用。     

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。     

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。     

渤中某区块太古界潜山裂缝性变质岩储层钻井液损害分析

中国渤海湾盆地广泛分布裂缝性致密变质岩油气藏。与常规储层相比，致密变质岩储层具有黏土矿物丰富、溶蚀孔隙及微裂缝发育、非均质性强等特点，钻井液漏失容易诱发储层损害，堵塞孔喉，降低储层渗流能力，阻碍油气井稳产。文中以渤中某区块太古界变质岩岩样为例，开展了钻井液动态损害实验和滤饼承压实验，明确了钻井液的动态损害程度和滤饼承压能力；基于扫描电镜，分析了敏感性矿物的类型和钻井液固相颗粒的赋存特征。实验结果表明：岩样气测渗透率越大，钻井液滤失量越大，返排突破压力越小，最大返排恢复率越大，最大返排恢复率对应的压差越小；钻井液对于200μm及以下宽度的裂缝能够完全封堵，对于200μm以上宽度的裂缝则不能够进行有效封堵，随着裂缝宽度的增加，滤饼的承压能力降低，并且钻井液侵入裂缝内的固相含量增大。研究区黏土矿物以丝片状和丝缕状伊利石、伊/蒙混层及钠长石为主，钻井液滤液的长期浸泡导致黏土矿物水化膨胀，堵塞粒内溶蚀孔隙，封堵储层孔喉。     

塔里木致密裂缝性储层钻井液侵入实验研究

近年来致密砂岩储层伤害与保护问题引起学者们的关注。由于存在天然裂缝通道沟通，在裂缝性致密储层的开发过程中，工作液很容易沿裂缝进入储层，对储层造成严重的伤害。为了探究钻井液对裂缝性储层的伤害程度和机理，以塔里木库车山前区块裂缝性致密砂岩储层为研究对象，进行了钻井液侵入伤害实验。实验结果表明，钻井液侵入过程按照泥饼的形成过程可分为4个阶段，分别是无泥饼阶段、泥饼快速生成阶段、泥饼动态平衡阶段和形成封堵阶段；钻井液侵入速率受储层渗透率、泥饼渗透率、流体性质以及密度的影响，当储层渗透率高于临界渗透率时，侵入速率主要由滤饼渗透率决定；通过扫描电镜结果可得，钻井液固相颗粒在岩心孔喉中的堵塞状态分为堵塞状、黏附状和填充状3种，不同堵塞状态对储层渗透率伤害程度不同。得到的钻井液动态伤害分析与固相颗粒侵入研究有助于复杂油藏模拟器的改进，对现场施工作业以及钻井液优化具有一定的指导意义。     

基于盐溶和蠕变作用的含盐储层裂缝导流能力变化规律研究与应用

含盐储层压裂后裂缝导流能力快速下降,导致产量快速下降,提升裂缝导流能力成为提高该类油藏开发效果的关键。以准噶尔盆地玛湖区域含盐储层为研究对象,基于储层的矿物组分数据,对储层含盐程度进行分类,并以此为基础,对储层的蠕变性能和盐岩溶解规律,以及支撑剂粒径、铺砂浓度和流体介质等因素对导流能力的影响进行研究,并定量分析了储层蠕变作用、盐溶作用和支撑剂嵌入对裂缝宽度的影响。研究表明：盐类矿物含量越高的盐岩,其蠕变力学行为特征越明显;温度越高、流体矿化度和黏度越小,盐溶解速率越大;裂缝缝宽主要受支撑剂的嵌入作用、含盐储层的蠕变作用和裂缝表面盐溶作用的共同影响,支撑剂的嵌入作用和含盐储层的蠕变作用导致缝宽减小,裂缝表面盐岩由于溶蚀作用使缝宽增加。在工艺上采用清水配置压裂液和高浓度、大粒径支撑剂可以显著提升裂缝的导流能力。该研究成果在现场试验取得了成功,为含盐储层的高效压裂指明了方向。     

苏里格气田东区储层保护技术研究及应用

苏里格气田东区储层粘土矿物含量高、易发生水相圈闭、水锁伤害严重、存在水敏、速敏伤害、受外来工作液的伤害比较严重。钻井过程中,钻井液易堵塞气层孔喉,破坏油气层原有的平衡,从而诱发油气层潜在伤害因素,造成储层伤害。压裂过程中,压裂液与地层岩石和流体不配伍、破胶不彻底、不良添加剂等对支撑裂缝导流能力的损害,造成储层伤害。本文在目前已有资料的基础上,结合储层地质特征及保护机理研究,采用室内评价和现场验证等手段,分析筛选出适合苏里格气田东区低伤害钻井液和压裂液,提出改进意见和方向,从而降低钻完井液等对储层的伤害,提高气井单井产量。     

超深裂缝性碎屑岩储层天然裂缝激活研究

针对塔里木油田白垩系巴什基奇克组超深裂缝性碎屑岩储层天然裂缝激活方法不明确的问题,根据摩尔-库伦破坏准则,对研究区储层天然裂缝发生剪切激活和张性激活条件进行分析,模拟测试了水力压裂和酸化压裂中的裂缝导流能力。研究结果显示:水力压裂中存在相互错动的裂缝导流能力是无错动裂缝的100~1 000倍,无错动裂缝加砂后导流能力超过1 000倍,缝网压裂过程中天然裂缝剪切滑移也会实现增产改造效果,加砂对无错动裂缝改造效果具有重要影响;在加砂条件下,裂缝是否存在错动对导流能力无本质影响。缝网酸化压裂中充填性天然裂缝在较低闭合应力下(小于20 MPa)酸岩反应时间对导流能力影响不大,在较高闭合应力下,酸岩反应时间越长,充填物溶蚀量越大,导流能力保持程度越高;充填性天然裂缝可以通过酸蚀获得有效导流能力,而非充填性天然裂缝不能通过酸蚀获得有效导流能力。研究成果为库车山前超深储层缝网改造提供了技术支持。     

热处理作用下页岩储层改造机理及提高采收率技术研究进展

页岩油气作为中国重要的战略接替资源,是未来油气增储上产的主力。但页岩基质的微纳米尺度孔隙发育,需要进行储层改造以改善其渗流能力,才能实现对页岩储层的高效开发。热处理技术是一种新型绿色环保的储层改造及提高采收率措施,通过在地层中产生热能改善页岩物理性质,达到增强储层渗流能力的目的。因此,准确了解页岩储层在热环境下的储层改造机理和页岩的物理性质变化规律,对储层改造具有重要意义。通过调研中外热处理过程中页岩内部孔隙结构变化的研究成果,结合页岩油气藏储层特征,分析了热处理技术对页岩储层改造的机理。结果表明：岩石矿物非均匀热膨胀产生热应力,导致裂缝发生热扩展;有机质热解导致有机孔隙发育,孔隙流体蒸发增压作用及水岩作用促进岩石孔隙空间增大。通过以上机理促使储层内部储集空间增大,导流能力增强,从而实现对页岩油气的有效开采。同时总结了热应力作用下页岩物理性质及力学性能的变化规律,发现高温条件下页岩孔隙度和渗透率显著提高,页岩内部平均孔径增大,发育大量微裂缝形成复杂裂缝网络;页岩整体强度降低、塑性增强,为水力压裂、热处理等增产措施提供了有利条件。     

油基钻井完井液侵入对页岩储层应力敏感性的影响

页岩气藏水平井钻井完井过程中,油基钻井完井液易沿裂缝侵入储层,滤液对裂缝壁面的浸泡、固相颗粒堵塞微裂缝必然影响页岩储层应力敏感行为。为此,选用四川盆地志留系龙马溪组页岩作为实验岩样,开展了流体浸泡人工缝页岩岩样的应力敏感性实验,并对比了不同流体浸泡后的页岩应力敏感性差异。结果表明,白油、pH值为12的碱液、油基钻井完井液滤液浸泡后的岩样,平均应力敏感性系数较干岩样分别增大8%、26%、15%,应力敏感程度增强;高pH值油基钻井完井液对页岩的侵蚀作用弱化了页岩基块力学性质,溶蚀缝面微凸体,使页岩结构变得疏松,进一步促使裂缝产生、扩展并诱发微粒释放和微粒运移,导致页岩裂缝在外力作用下更易变形,从而强化页岩应力敏感性。该研究成果可为页岩气藏钻完井过程中的储层保护工作液选择及设计提供基础参数。     

川西复杂结构井储层伤害因素与保护对策

钻井工作液对储层的损害主要是滤液侵入和固相颗粒堵塞,其中固相颗粒和滤饼是造成裂缝性储层损害的主要因素,水锁和滤膜是造成孔隙性储层损害的主要因素。针对损害特点,通过优选流体体系、采用裂缝性气层高酸溶性防漏堵漏储层保护技术等措施实现对储层的保护。现场应用表明,通过优选钻井液体系和钻井方式可以达到水平段储层保护要求.     

压裂液浸润对页岩储层应力敏感性的影响

页岩储层微裂缝发育,粘土矿物丰富,潜在较强应力敏感性。页岩储层压裂液返排率低,滞留在储层中的压裂液的浸润作用可能使页岩储层应力敏感行为复杂化,从而影响增产改造效果。选取四川盆地南部志留系龙马溪组出露的富有机质页岩,开展支撑与无支撑裂缝的干岩样、压裂液滤液浸润岩样的渗透率随有效应力变化实验。实验结果表明,页岩应力敏感性由强到弱依次为压裂液浸润无支撑裂缝岩样、无支撑裂缝干岩样、支撑裂缝干岩样、压裂液滤液浸润的支撑裂缝岩样。分析认为,压裂液与页岩的物理化学作用会降低页岩裂缝表面强度,使页岩微裂缝更易压缩闭合,强化了页岩的应力敏感性;支撑剂的有效支撑能够减弱页岩的应力敏感性。通过控制压裂液滤失、促进滤液返排、优化支撑剂铺置方式以及确定合理生产压差可有效保护页岩储层。     

硬脆性泥页岩井壁稳定研究进展

硬脆性泥页岩的井壁失稳是制约深层油气资源和页岩气等非常规油气资源有效开发的关键问题。基于此，从硬脆性泥页岩的基本特征出发，根据其组成成分和结构特征的差异，总结了纯力学、渗流– 应力耦合和渗流– 应力– 化学耦合3 种井壁稳定基本分析方法及各自适用条件。研究了硬脆性泥页岩4 种力学失稳机制、钻井液侵入裂缝的驱动作用、存在和不存在活性黏土矿物情况下强度弱化机制以及不同裂缝形式下的井壁稳定计算模型。指出硬脆性泥页岩基质和裂缝充填物中是否含活性黏土矿物及裂缝的分布规律是影响井壁稳定分析的关键因素，从微观角度描述多场耦合作用下硬脆性泥页岩裂缝扩展连通导致井壁失稳的渐进过程将成为未来研究的热点和难点。     

页岩储层水力压裂优化设计

含气页岩由间隙气和吸附气组成,水力压裂是提高这类储层有效动用的唯一手段.本文在分析研究页岩储层特征的基础上,对适合于页岩的水力压裂模型和工艺参数优化进行了分析研究.页岩储层天然裂缝和层理发育,储层流体主要是在层理及天然裂缝系统中进行,针对砂泥岩地层的水力压裂数值模型(包括全三维模型)不适用于页岩储层水力压裂分析.DFN离散裂缝压裂模型是基于连续均匀介质和多孔不连续非均匀介质力学理论的3D压裂数值模型,可用于模拟页岩和煤岩水力压裂中多裂缝、非对称缝和不连续缝,也可用于天然裂缝和断层发育地层中的不连续缝的模拟.在压裂工艺方面,对射孔方式、压裂液、支撑剂等进行了优选.研究结果也可用于裂缝性砂岩储层改造.     

压裂液滤失对裂缝萌生及动态闭合过程的影响机理

水力压裂技术已成为致密油气开发的主要措施之一，然而目前业内对储层改造过程中的裂缝动态闭合规律认识还不够深入，导致裂缝形成机制的研究理论难以满足生产实际需要。为此，为增强裂缝网络复杂性和沟通更多储集空间，基于拟三轴实验，从压裂液黏度和储层基础物性的角度构建了不同滤失行为模型，提出了根据储层实际物性来调控压裂液黏度的思路，以明确滤失行为对裂缝萌生机制的影响，揭示其动态闭合规律。研究结果表明：(1)随径向应力增大岩样破裂峰值强度和轴向应变增强，即出现较明显的应变软化特征，导致储层临界破裂压力更大；(2)水力压裂过程中压裂液黏度与储层基础物性构建的滤失体系，是导致裂缝萌生机制和动态闭合规律不同的主要原因之一；(3)页岩—低黏压裂液的中滤失程度体系易开启弱层理面，出现二次破裂，缝宽曲线呈双峰型，闭合程度为38%～71%；页岩—高黏压裂液体系滤失程度较低，裂缝开启后仅略微闭合，缝宽曲线呈平台型；而砂岩—高黏压裂液体系由于滤失程度较高，裂缝开启后压裂液在其壁面快速发生滤失行为，注入压力迅速下降，难以达到二次破裂条件，缝宽曲线呈单峰型，闭合程度为47%～94%。结论认为,现场压裂过程中应考虑上覆岩层压...     

缝面摩滑:深部裂缝性地层钻井液漏失加剧的新机制

针对深层裂缝性地层在初次堵漏失败后多发生漏失量更大的重复性漏失的问题,设计并进行了裂缝面间摩擦滑动(简称缝面摩滑)前后的裂缝封堵模拟试验,以钻井液环境下岩板与岩块的摩擦滑动试验、基于微压痕的岩石力学参数测试、表面三维扫描等手段为辅,分析了钻井液侵入对天然裂缝缝面摩滑的诱发作用,探讨了缝面摩滑对裂缝性储层钻井液漏失的影响...     

顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法

顺北碳酸盐岩油气藏温度压力高,储层酸压改造难度大。为解决在闭合应力长期作用下,酸蚀裂缝导流能力损失,导致酸压效果大幅降低的问题。通过酸蚀裂缝导流能力评价实验,研究不同酸液质量分数、温度和闭合时间条件下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。综合各条件下酸蚀裂缝导流能力关系式,建立并验证了顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法,模拟计算了不同时间和排量下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。结果表明:低闭合应力下,酸液反应速率是酸蚀裂缝导流能力主控因素。高闭合应力下,闭合应力、岩石特征和岩面非均匀性是酸蚀裂缝导流能力主控因素。闭合应力是影响岩石表面变形的主控因素,是长期酸蚀裂缝导流能力的决定因素。闭合应力长期作用时裂缝深部导流能力下降幅度比缝口大。人工裂缝中长期酸蚀裂缝导流能力分布规律受酸岩反应速率控制。      

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。     

页岩气井压裂液返排对储层裂缝的损害机理

为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明:(1)压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%～97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;(2)气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%～80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;(3)基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。