页岩气储层自吸–水化损伤–离子扩散相关性试验研究

压裂液与页岩气储层接触后，诱发自吸、水化损伤及离子扩散等水岩反应，导致压裂液返排率低、矿化度高，对压裂改造效果与页岩气产出均有显著影响。目前对上述水岩反应已经开展了针对性研究，但自吸、水化损伤及离子扩散同步产生，对三者之间相关性的研究较缺乏，难以准确认识压裂液与页岩的相互作用，不利于压裂优化设计。为此，立足于室内试验手段，明确了不同条件下的页岩自吸、水化损伤及离子扩散规律及影响因素，系统分析了页岩自吸、水化损伤及离子扩散之间的定量相关性以及相互作用机制。研究结果显示：自吸、水化损伤及离子扩散具有同步响应特征，均在自吸前期发展显著，后续逐渐趋于稳定；自吸与水化损伤相互促进，使页岩吸水量增大；随页岩吸水量增大，离子扩散程度加剧，更多盐离子扩散进入压裂液，使压裂液活度降低，减弱页岩自吸与水化程度。研究成果深化了对压裂液与页岩相互作用的认识，为实现页岩气储层高效水力压裂改造提供了理论支撑。     

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。     

水化作用下页岩微观孔隙结构的动态表征——以四川盆地长宁地区龙马溪组页岩为例

为了研究真实压裂环境下水化作用对页岩孔隙结构的影响，选取四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组页岩样品，在90 ℃储层温度下开展了页岩压裂液自吸及水化实验；采用扫描电镜、低温N2吸附、高压压汞、CT扫描等实验手段，对比了水化0 d、5 d、10 d、20 d时页岩样品颗粒形态、孔径、比表面积等孔隙结构参数的宏观演变过程，并且对页岩孔隙结构变化的原因进行了剖析；开展单黏土矿物（蒙脱石、伊利石）水化实验，对比单黏土矿物的水化特征，进而从机理上研究了水化对页岩微观结构的影响。研究结果表明：①黏土矿物水化可以促进页岩层理面间微裂缝的产生，由于水化诱导裂缝尺度较小，分布较为密集，微观上能局部相互连通，从而对页岩储层物性有明显的改善作用；②随水化时间延长，微裂缝由延伸扩展到趋于闭合，孔隙体积先增大后减小，并在水化5 d时达到最大值；③黏土矿物水化膨胀相对于水化应力变化的滞后性是导致页岩微观结构变化的主要原因，并且伊利石的水化膨胀体积小于蒙脱石；④无机阳离子可以抑制黏土矿物水化，K+、Na+、Ca2+的抑制效果依次变差。结论认为，水化作用可以提高页岩储层的渗透率，研究区龙马溪组页岩储层压裂后的合理焖井时间推荐为5 d，而对于蒙脱石含量较高的页岩气储层则可以适当延长焖井时间。     

页岩水化及水锁解除机制

选取四川盆地长宁地区龙马溪组页岩样品,开展电镜扫描、CT扫描、高压压汞、低温N2吸附、水化自吸等实验,对比蒙脱石、伊利石水化特征,分析页岩水锁解除能力的主控因素,揭示页岩水化过程中孔隙结构的演变机制。研究表明:页岩水化特征与黏土组成密切相关,伊利石含量高的页岩不易水化膨胀,改善储集层孔隙结构的能力有限;蒙脱石含量高则易水化膨胀,改善储集层孔隙结构的潜力较大;页岩伊利石含量高,初期自吸作用相对较强,但扩散能力不足,易形成水锁;页岩蒙脱石含量高,初期自吸作用相对较弱,扩散能力较好,具有一定的水锁解除能力;页岩存在最佳水化时间,此时储集层物性最好,水化时间过长,则对储集层物性形成伤害,伊利石含量高的页岩最佳水化时间较短;无机阳离子对黏土矿物吸水膨胀具有抑制作用,对伊利石的抑制作用更强,K~+抑制效果较好,蒙脱石含量高的储集层可以通过降低压裂液阳离子含量促进黏土水化作用;伊利石含量高的储集层可注入高K~+含量的压裂液抑制水化作用。图13表2参25     

龙马溪组页岩水化过程宏微观特征研究

为研究龙马溪组页岩水化过程中的宏微观特征,文章以龙马溪组龙马溪组页岩为主要研究对象,利用浸泡实验、低压氮气吸附实验并借助环境扫描电镜和高倍偏光显微镜等手段并结合相应的文献资料对龙马溪组页岩的组构及水化特征进行总结分析,分析龙马溪组页岩水化作用过程中的宏观与微观变化的规律,以探究龙马溪组页岩地层水化损伤的根本原因。结果表明,微孔隙和微裂缝发育,黏土矿物定向排列;水化作用使得龙马溪组页岩自身的断裂韧性降低,当裂纹尖端应力强度因子大于断裂韧性后,裂纹将发生扩展;龙马溪组页岩在KCl、Ca Cl2、Na Cl 3种无机盐溶液中的自吸量都比水的自吸量大,无机盐溶液增加了页岩的吸水能力;龙马溪组页岩在水化过程中岩石整体的膨胀应变都比较小。     

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。      

水化作用下页岩微观孔隙结构的动态表征——以四川盆地长宁地区龙马溪组页岩为例

为了研究真实压裂环境下水化作用对页岩孔隙结构的影响,选取四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组页岩样品,在90℃储层温度下开展了页岩压裂液自吸及水化实验;采用扫描电镜、低温N_2吸附、高压压汞、CT扫描等实验手段,对比了水化0 d、5 d、10 d、20d时页岩样品颗粒形态、孔径、比表面积等孔隙结构参数的宏观演变过程,并且对页岩孔隙结构变化的原因进行了剖析;开展单黏土矿物(蒙脱石、伊利石)水化实验,对比单黏土矿物的水化特征,进而从机理上研究了水化对页岩微观结构的影响。研究结果表明:①黏土矿物水化可以促进页岩层理面间微裂缝的产生,由于水化诱导裂缝尺度较小,分布较为密集,微观上能局部相互连通,从而对页岩储层物性有明显的改善作用;②随水化时间延长,微裂缝由延伸扩展到趋于闭合,孔隙体积先增大后减小,并在水化5 d时达到最大值;③黏土矿物水化膨胀相对于水化应力变化的滞后性是导致页岩微观结构变化的主要原因,并且伊利石的水化膨胀体积小于蒙脱石;④无机阳离子可以抑制黏土矿物水化,K~+、Na~+、Ca~(2+)的抑制效果依次变差。结论认为,水化作用可以提高页岩储层的渗透率,研究区龙马溪组页岩储层压裂后的合理焖井时间推荐为5 d,而对于蒙脱石含量较高的页岩气储层则可以适当延长焖井时间。     

逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响研究

页岩油储层在采用水基钻井液欠平衡钻进时,由于毛细管力作用,钻井液滤液仍会进入地层,降低地层稳定性。为此,进行了逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响规律研究。基于两相渗流理论,建立了逆流自吸作用下的水侵模型,分析发现页岩油储层井眼附近的含水饱和度随欠压差值增大而降低;在考虑水化作用对地层岩石强度的影响的基础上,建立了井周应力模型,对页岩油储层的坍塌压力当量密度变化规律进行了分析。研究发现:逆流自吸作用下,钻井时间越长,欠压差值越小,页岩油储层坍塌压力越大,越不利于井眼稳定;当只改变欠压差值时,页岩油储层最大井径扩大率存在最小值。研究认为,建立的井周应力模型可为页岩油储层欠平衡钻井设置合理欠压差值以及调整钻井液密度提供理论依据。      

高性能页岩抑制剂ATROL的研制及现场应用

高性能强抑制性水基钻井液体系是一种类似油基钻井液的环境友好型钻井液体系,其核心处理剂之一就是新型高性能抑制剂。针对所钻遇泥页岩地层黏土矿物的水化膨胀和分散等问题,研制出了具有较强抑制作用的高性能页岩抑制剂ATROL。在介绍ATROL组成的同时,分析和研究了其作用机理。室内评价试验和在渤海CFD5-5-3D井现场应用的效果表明,ATROL能有效地应用于泥页岩复杂地层的钻进,并具有抑制能力强、防塌效果好、无毒无污染等优点,可很好地满足渤海石油勘探开发的要求。     

泥页岩地层破裂压力计算模型研究

准确预测压裂井的破裂压力对水力压裂的成功实施具有重要作用。 由于存在水化现象,使得泥页岩的岩石力学性质发生变化,从而使泥页岩地层的破裂压力计算与常规地层的破裂压力计算存在一定的差异,因此,不能简单地把常规地层的破裂压力计算方法应用到泥页岩地层中,需要对泥页岩地层破裂压力计算方法进行深入研究。 为此,基于弹性力学和岩石力学相关理论,并考虑水化应力对井筒周围应力场的影响,应用最大张应力准则,建立了考虑水化应力计算破裂压力的简单模型,并用此模型结合 2 种泥页岩水化应力的方法进行实例计算。 结果表明,考虑水化应力后比不考虑这一情况的泥页岩地层的破裂压力更接近实际的地层破裂压力。 该计算模型为快速预测地层破裂压力提供了依据。     

Baker Hughes公司研制出LATIDRILL高性能水基钻井液

<正>Baker Hughes公司研制出LATIDRILL高性能水基钻井液,可提高页岩气井和水平井段的井身质量。相对于油基钻井液,该钻井液对环境更友好,可提高井眼稳定性和钻速。在页岩油气开发中,黏土水化可导致页岩坍塌、井径扩大,LATIDRILL高性能水基钻井液可通过与其他常规水基钻井液配合来控制黏土水化。另外,该钻井液中含有一种稳定剂,可抑制井壁失稳。因为该钻井液具有稳定井壁的性能,减小了地层压力传递,最大限度地降低甚至消除了钻井液漏失。同时,该钻井液中     

硬脆性泥页岩水化裂缝发展的CT成像与机理

硬脆性泥页岩地层井壁失稳问题是一个十分复杂的难题。外来流体侵入后,岩石内部将会产生一系列的微观物理化学变化而影响地层的稳定性。采用CT成像技术,微观揭示硬脆性泥页岩水化过程中裂缝的发展规律及其对岩石的破坏,并结合扫描电镜等测试手段,分析其机理和对井壁失稳的影响,进而制定出井壁稳定技术对策,为硬脆性泥页岩井壁稳定性研究提供一种新的思路。结果表明,硬脆性泥页岩具有较显著的毛细管效应,岩石矿物颗粒间微孔缝自吸水后产生较强的水化作用,促使次生微裂纹的产生、扩展与连通,微裂纹不断发展成裂缝直至贯通,岩石发生宏观破坏。自吸水化产生次生裂缝破坏是硬脆性泥页岩地层井壁失稳的主要原因之一。强化封堵、控制滤失量和降低滤液表面张力是防止硬脆性泥页岩地层自吸水化破坏的有效措施。     

大港油田埕海二区钻井液技术研究

针对大港油田埕海二区沙一段大位移钻进过程中常出现的倒划眼、卡钻和井塌等复杂钻井问题,对该地层进行了黏土矿物分析和泥页岩理化性能实验,得出该井段中硬泥页岩地层微裂缝发育和易发生水化膨胀是导致井壁失稳问题的主要原因。根据井壁失稳机理,研制出一套高性能水基钻井液。评价实验结果表明,该体系抑制性强,能抑制岩屑分散及中硬泥页岩的水化膨胀,并能显著降低由钻井液侵入导致的对泥页岩强度的影响;具有较强的抗温(120℃)和抗污染能力。该体系总体性能与目前现场使用的国外一种高性能钻井液体系性能相当,能满足大位移钻井的需要。     

泥页岩水化作用对岩石强度的影响

在常规水基钻井过程中,泥页岩地层一旦与水基钻井液接触,岩石便发生水化膨胀作用,岩石强度降低,井壁稳定性下降。因此,评价水化作用对泥页岩岩石强度的影响是开展泥页岩地层井壁稳定性研究的关键内容之一。大量的室内实验和现场实践证实,水化作用对泥页岩地层井壁稳定性的影响程度与泥页岩黏土矿物组分分布、钻井液体系离子类型和摩尔浓度密切相关。文章深入研究了泥页岩水化作用的微观机理,基于扩散双电层理论和范德华理论,理论模拟了水化作用对泥页岩岩石强度的影响,并与室内实验结果进行了对比分析,理论模拟结果与室内实验结果较为吻合。     

基于疏水改性的纳米二氧化硅页岩稳定剂的制备及性能评价

钻井过程中泥页岩井壁失稳问题频发，严重制约了油气田的钻探开发进程，亟需研制新型纳米页岩稳定剂。将疏水基团接枝到纳米二氧化硅表面制备了新型页岩稳定剂(SNL)，采用红外光谱、粒度分布测试表征了其微观结构，利用泥页岩膨胀、分散及压力穿透测试评价了其页岩稳定效果，并探讨了新型页岩稳定剂的作用机理。结果表明，新型页岩稳定剂能有效抑制黏土的水化膨胀和分散，其水化抑制效果优于常用水化抑制剂。新型页岩稳定剂通过在泥页岩裂隙中填充、弱化黏土的静电斥力，包被黏土粒子，并将其表面变得疏水，来弱化泥页岩水化作用，改善泥页岩井壁稳定性。SNL在JYHF-2井进行了现场应用,相比邻井,该井的井下复杂率明显降低,现场钻井作业周期显著缩短。SNL的现场应用结果为开发新一代基于润湿性改善的纳米页岩稳定剂提供了思路。     

页岩气水平井LWD曲线的环境因素影响及校正方法

随钻测井（LWD）曲线受环境因素影响不能准确反映页岩地层的实际特征,导致地质导向钻井精度不够,降低了优质页岩地层的钻遇率。以威远页岩气产业示范区水平井随钻测井曲线为研究对象,采用定量与定性相结合的方法评价了不同环境因素影响下随钻测井曲线的变化特征,构建了校正图版,利用最优拟合和数值迭代等方法建立图版公式化的校正模型,并结合室内页岩岩心数据进行可行性分析,最终形成了适用于页岩地层随钻测井曲线环境因素影响的校正方法。利用该方法处理了威远12口页岩气水平井的随钻测井资料,结果表明,校正后的随钻测井曲线消除了地层电性各向异性、相对夹角、井眼环境、仪器偏离间隙和钻井液密度等环境因素的影响,能够较好地反映所钻遇地层的实际特征。      

温度和化学耦合作用对泥页岩地层井壁稳定性的影响

钻井工程中,泥页岩地层井壁失稳问题严重。由于泥页岩地层的强水化膨胀性,目前大部分研究都集中于此,从而弱化了其他因素对井壁稳定性的影响。基于热孔隙弹性理论,考虑泥页岩的半透膜效应,对钻井过程中泥页岩地层温度和化学渗流作用对井周应力和坍塌压力的影响程度进行了分析。结果表明:钻井液与地层的温差和化学渗流均会产生相应附加应力,该附加应力会造成地层坍塌压力上升。同时由于温差和化学渗流的附加应力存在,井周应力分布发生变化。井周应力的重新分布使井周失稳区域改变,近井地带岩石稳定性较差,造成扩径率增大。因此,对于泥页岩地层井壁稳定性分析,在着眼于泥页岩水化特性的同时,温度和化学渗流作用不能忽视。     

泡沫钻井液井壁稳定性评价研究

泡沫流体的结构特点虽能缓解泥页岩地层自吸水的能力,但不能阻止泥页岩地层水化的趋势,随着钻井时间的增加,泥页岩水化加剧,进而引发井壁失稳问题。因此,采用合适的评价方法寻求性能优越的抑制剂配方,成为人们普遍关注的重点。通过对泡沫流体引发井壁失稳过程进行分析可知,在对泡沫钻井液进行性能评价时应从两方面入手,即泥页岩自吸水能力以及泥页岩抑制能力。泥页岩自吸水是引发泥页岩水化的先决条件,通过泥页岩自吸水测试,可以筛选出具有一定封堵或减缓泥页岩吸水速度的泡沫钻井液配方。对于泥页岩抑制能力测试可以将膨润土抑制性测试、滚动回收实验以及硬度测试相结合,这样便于优选出抑制能力强且具有持久抑制作用的泡沫钻井液配方。     

ZY-APD高性能水基钻井液在常压页岩气井的应用

针对武隆等常压页岩地层的特点与工程情况,应用ZY-APD高性能水基钻井液。井壁稳定效果好,解决了小河坝、龙马溪等页岩地层的井壁稳定难题;钻井液的润滑性好,定向无托压,机械钻速高;井眼清洁度高,避免了岩屑床的形成,起下钻通畅,较好地满足了常压页岩气钻完井的施工要求。     

硬脆性泥页岩地层井壁稳定性研究

北部湾盆地流沙港组属于典型硬脆性泥页岩地层,地层层理、微裂缝发育明显,非均质性强,钻井过程中易引发井下复杂情况和事故。基于页岩理化室内实验结果及力学参数,根据页岩水化分析结果和页岩破坏准则,建立了井壁稳定力化耦合模型。实例验证及影响因素分析结果表明:本文建立的井壁稳定力化耦合模型能更准确预测地层坍塌压力分布;层理面的存在会显著增加地层坍塌压力当量密度,不同层理产状使得坍塌压力分布更为复杂;当硬脆性泥页岩与流体作用时,岩石强度下降且层理面受水化影响更为明显,从而导致坍塌压力上升,尤其清水作用后地层坍塌压力上升幅度明显高于钻井液作用。本文研究结果可为泥页岩地层井壁稳定性研究提供参考。