二氧化碳对页岩力学性质劣化规律的影响

针对目前缺少不同相态CO_2对页岩微观结构及力学参数影响规律研究的现状,通过室内岩石-压裂液浸泡测试系统,对不同相态CO_2浸泡后岩石矿物组分、微观结构及力学参数进行了测试。研究结果表明:液态、超临界态CO_2相比较滑溜水对矿物颗粒微观结构的影响更为明显,矿物颗粒之间的孔隙增大4%～15%,易导致页岩宏观力学性质受到劣化影响;不同介质浸泡后页岩力学参数劣化受影响程度排序为:抗拉强度泊松比峰值强度弹性模量,滑溜水浸泡后页岩脆性特征变化不明显,而液态、超临界态CO_2浸泡后页岩脆性增强40%～50%。液态CO_2有利于改善岩石微观孔隙和降低岩石抗拉强度,超临界态CO_2有利于提高微孔隙/裂隙穿透性,提高岩石脆性和降低破裂压力。研究结果为页岩气CO_2干法压裂工艺优化提供了一定的实验支撑和理论依据。     

页岩微观结构及力学特征变化规律研究

目前，对二氧化碳作用下页岩微观结构及岩石力学变化特征认识较少，为更清晰地认识二氧化碳对页岩微观结构及力学特性的影响，设计并开展了二氧化碳浸泡前后页岩岩石力学参数测试实验、矿物组分分析及微观结构分析。研究表明，滑溜水、超临界二氧化碳及液态二氧化碳浸泡基本不会改变页岩的矿物组成，二氧化碳浸泡会增大页岩矿物间孔隙；单轴实验条件下，随浸泡时间的增加，泊松比增大，弹性模量减小，整体上页岩表现出塑性增强特征；三轴实验条件下，随浸泡时间的增加，泊松比减小，弹性模量基本不变，整体上页岩表现出脆性增强特征，其中，二氧化碳浸泡的影响更为显著；滑溜水、超临界二氧化碳及液态二氧化碳浸泡均会降低页岩抗拉强度，滑溜水对抗拉强度的弱化程度最大，3种介质对抗压强度影响较小。     

超临界二氧化碳浸泡对页岩力学性能的影响

超临界二氧化碳对岩石力学性能的影响是非常规油气藏钻探开发的基础问题。依据井下工况,研制超临界二氧化碳浸泡实验装置,研究超临界二氧化碳浸泡条件下,页岩的力学性能变化规律。试验结果表明:随着时间的增加,页岩的抗压强度降低至稳定值,弹性模量升高至稳定值,泊松比降低至稳定值。相比于氮气实验,超临界二氧化碳弱化岩石力学性质的能力更强,说明超临界二氧化碳更有利于破岩。相比于清水实验,清水浸泡后页岩抗压强度一直下降,不利于井壁稳定,二氧化碳浸泡后页岩抗压强度下降至稳定值,有利于井壁稳定。浸泡不同岩石发现,岩石抗压强度均降低,但是降低幅度不同,说明超临界二氧化碳可渗入各种不同岩石,改变岩石力学性质,有利于提高破岩效果,加快钻井速度。研究结果为超临界二氧化碳钻完井技术的发展提供了依据。     

工作液浸泡对页岩裂缝扩展及力学性质影响

采用页岩浸泡实验直观地观测了页岩与流体之间的反应和裂缝延展情况,结合电镜扫描实验中页岩微观结构变化,分析了工作液浸泡下页岩裂缝扩展的机理。研究发现,由于工作液碱度较高和页岩中黏土矿物的存在,页岩在工作液中浸泡后,岩石强度降低,力学参数发生了明显变化:弹性模量减小,泊松比增加;浸泡时间越长,强度值降低越大。由此得出,浸泡下页岩微裂缝沿层理面和弱结构面不断扩展延伸是引起页岩井壁失稳的主要原因。     

超临界CO2吸附诱发煤力学性质劣化的双重损伤效应分析

将CO_2注入到深部不可采煤层中提高煤层气采收率和CO_2长期地质封存,CO_2吸附将会诱使煤微观结构及力学性质发生显著改变。深部煤层赋存环境下CO_2将会相变为超临界CO_2,诱发煤微观结构发生更大程度改变,强度和变形特性变化更显著。大量实验结果表明,不同压力下的饱和CO_2煤样强度和弹性模量发生不同程度的劣化,煤样峰值强度和峰值应变演化不协调。基于此,引入双重损伤本构关系用以描述超临界CO_2吸附诱发煤强度和变形特性变化,并构建了裂隙中游离CO_2流体的有效应力和吸附诱发的膨胀应力耦合分析模型。通过对比验证,数值模拟结果与实验结果具有较好的一致性。数值模拟结果表明,饱和CO_2压力越大诱发的煤损伤越大;特别是,超临界CO_2诱发煤单轴抗压强度和弹性模量劣化更显著。     

袁大滩煤矿风化岩土体冻结热参数及单轴压缩试验研究

袁大滩煤矿岩土体风化严重,冻结井筒施工设计需要依据风化岩土体的冻结特性和力学参数。目前对于风化岩土体的冻结热参数及力学性质缺乏了解,通过风化岩土体钻孔取样,对细砂、黏土、细粒砂岩、粉砂岩和砂质泥岩试件进行了比热、导热系数、结冰温度等热参数和冻结单轴压缩方面的试验研究。结果表明:风化岩体的结冰温度低于风化表土,而导热系数大于风化土体,黏土的比热和容积比热最大。随温度降低,岩土体的抗压强度和弹性模量均逐渐增大,泊松比逐渐减小,但对岩土体泊松比的影响相对较小;温度对细砂、黏土和粉砂岩抗压强度的增幅相对较大,对细砂、黏土、细粒砂岩和砂质泥岩弹性模量的增幅相对较大;随温度降低,岩土体的抗压强度、弹性模量和泊松比变化幅度均呈加快趋势。     

超临界二氧化碳粒子射流破岩性能分析

由于页岩和致密砂岩等非常规储层岩石的破岩门限压力大,为充分发挥超临界二氧化碳在开发非常规资源方面的技术优势,提出引入粒子后形成超临界二氧化碳粒子射流,提高射流的破岩效率。在优化超临界二氧化碳射流破岩实验流程的基础上,研制超临界二氧化碳粒子射流破岩实验装置,分析超临界二氧化碳粒子射流的破岩性能。结果表明:相对于纯超临界二氧化碳射流,加入石英砂30 s后超临界二氧化碳粒子射流的破岩性能得到大幅度增强,破岩体积提高了66.67%;超临界二氧化碳粒子射流的破岩性能随着喷嘴直径和喷距的增大先增强后减弱;本试验条件下最优喷嘴直径为3 mm、喷距为6 mm,粒径为0.3～0.5 mm;压力和温度越高,射流的破岩性能越强,但增强的趋势逐渐变缓。     

超临界CO_2钻井井筒内流动参数变化规律

优选适用于超临界CO_2钻井井筒温度和压力条件下的CO_2物性参数计算方法,基于井筒中CO_2的物性变化规律,以比焓为研究对象,建立超临界CO_2钻井井筒流体流动控制方程组,分析超临界CO_2流体物性参数变化对井筒内流动规律的影响。计算结果表明:在超临界CO_2钻井井筒温度和压力条件下,采用Span-Wagner方法和V-W方法计算CO_2的物性参数平均计算误差最小,分别在0.5%和1.5%以内,相对于其他方法计算精度更高;随井深的增加,钻杆内和环空中CO_2密度、黏度和导热系数逐渐减小,比热容先增大后减小;受物性参数变化的影响,环空流体流速和动能沿井深逐渐增大,携岩能力逐渐增强,流体压力沿井深的变化趋势呈非线性;忽略密度、黏度、比热容、导热系数等物性参数的变化会导致CO_2携岩能力、井底压力和井筒温度分布的计算误差,算例中各误差分别在10.7%、7.9%和1.1%以内。     

页岩储层SRV影响因素分析

为了计算页岩储层压裂改造体积,建立了与施工参数相关联的储层改造体积SRV(Stimulated Reservoir Volume)计算模型。应用该模型研究了弹性模量、泊松比、地应力差、储层厚度等因素对储层改造体积的影响,分析得知泊松比和水平主应力差存在临界值,分别为0.36 MPa和6 MPa,超过临界值后难于形成缝网。通过页岩储层实例分析得出储层改造体积随着压裂排量的增加而增大,施工排量存在一个最佳值10 m3/min;储层改造体积随着液量的增加而增大,增幅先增后减;增大施工压力可增大储层改造体积,但增幅不明显。该模型为页岩储层体积压裂施工参数优选和改造体积预测提供参考。     

页岩气水平井井壁裂缝起裂力学行为研究

为了弄清层状页岩各向异性对井壁裂缝起裂力学行为的影响,以四川盆地下志留系龙马溪页岩为研究对象,开展了不同角度下页岩单轴压缩和巴西劈裂实验,明确了页岩弹性和抗张强度各向异性特征,建立了考虑页岩各向异性的水平井井壁裂缝起裂力学模型,并分析了不同因素影响下井壁裂缝起裂规律。结果表明：弹性模量各向异性、地应力比值、抗张强度各向异性和孔隙压力对裂缝起裂压力影响显著,而泊松比各向异性影响较小;弹性模量各向异性、地应力比值对裂缝起裂位置和起裂倾角影响显著,而泊松比各向异性、抗张强度各向异性和孔隙压力的影响较小;井壁裂缝起裂力学行为与井眼方位密切相关,当井眼方位靠近最大或最小水平主应力方向时,井壁裂缝起裂力学行为差异随井眼方位的变化较小;当井眼方位同时远离最大和最小水平主应力方向时,井壁裂缝起裂力学行为差异随井眼方位的变化较大。研究结果可为页岩气水平井钻井井漏预防和水力压裂设计提供理论依据和参考。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

超临界CO_2钻井井筒流动规律

考虑井筒轴向传热以及井壁围岩的温度变化对流场的影响,建立CO_2井筒循环流动模型,实现对流场压力参数、温度参数与CO_2物性参数的耦合计算与分析。结果表明:实验条件下连续管内CO_2由液态转变为超临界态的临界井深为780 m,环空中CO_2可始终处于超临界态;环空中压力剖面与井深近似呈线性相关,CO_2的压降比水的小36.7%;连续管内物性参数的变化主要由温度的变化决定,环空中则取决于压力的变化;环空中雷诺数高达106,处于较强的紊流状态;超临界CO_2钻井在窄密度窗口储层应用中具有优势。     

考虑裂缝影响的页岩三轴压缩实验研究

为了探究页岩的破坏特征以及力学性质与裂缝之间的关系以及影响机理,本文采用RTR-1000岩石三轴力学测试系统对含不同裂缝（控制单一变量,使裂缝的条数、倾角、深度、填充物分别不同）页岩实施三轴实验,研究了不同裂缝形态下页岩的峰值应力、弹性模量以及破坏形式。实验结果表明：随着裂缝深度的增大,试件的弹性模量和峰值应力越小,同时破裂面与轴向应力的夹角变小;随着试件所含的的裂缝角度逐渐增大,页岩样品的弹性模量以及峰值压力的变化均表现凹型,并且随角度增大破裂面形态发生变化,当倾角为45° 时峰值应力和弹性模量降至最低;随着裂缝条数的增加,试件的弹性模量和峰值应力越小,其破坏形式为张拉和剪切破坏共存;随着裂缝充填物中方解石含量的增大,试件的弹性模量和峰值应力先减小再增大,当充填物中方解石含量为50 % 时值最小,并且岩样破坏主要是剪切破坏,随着方解石含量的增加,破裂面越容易经过填充带。     

高温下页岩水化损伤的各向异性实验研究

为了研究高温页岩水化损伤的各向异性特征,以龙马溪页岩为例,利用FEI Qemscan 650F型矿物定量分析-热场发射环境扫描电子显微镜(EDS-FESEM),系统观察不同温度、压力和浸泡时间下页岩平行层理和垂直层理面特征黏土矿物及微观结构变化特征.研究结果表明,龙马溪页岩细观尺度的各向异性引起页岩水化特征存在明显区别,即平行层理面表现为大量微纳米溶蚀孔伴生发育的原生裂隙膨胀、闭合、塌陷的损伤模式,而垂直层理面表现为大量微纳米长石矿物溶蚀孔隙的损伤模式.相同浸泡时间和压力下,温度越高页岩细观结构的水化损伤越快;相同温度和压力下,随着浸泡时间增加,页岩细观结构的水化程度先增大后逐渐趋于平缓,温度升高减小了页岩水化特征时间,其内在联系需进一步开展实验探讨.     

超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

利用超临界CO_2解除地层石蜡堵塞实验研究

采用室内模拟实验装置研究超临界CO_2解除地层石蜡堵塞的可行性,并分析超临界CO_2解堵石蜡的作用机制及驱替参数对解堵效果的影响规律。结果表明:超临界态CO_2对石蜡具有溶胀和冲刷双重作用,其解堵效果远好于气态和液态CO_2;随着驱替时间延长,解堵效果逐渐变好,超过一定时间后,岩心渗透率不再增加;解堵效果随着温度和驱替速度的增大而变好;随着压力的升高,解堵效果先增强后减弱,存在一个最佳解堵压力。     

超临界CO_2直旋混合射流冲蚀岩石的损伤破坏机制

超临界CO_2射流具有破岩门限压力低、效率高的特性.直旋混合射流兼具直射流和旋转射流的破岩优势.采用超临界CO_2流体调制形成直旋混合射流的方法,有望大幅提高破岩效率.为了揭示其独特的岩石损伤破坏机制,分别选取页岩、白云岩与砂岩3种不同岩心,开展超临界CO_2直旋混合射流冲蚀岩石实验,并通过扫描电镜手段,观测冲蚀孔的微观损伤形貌.结果表明:页岩冲蚀后几乎未发生宏观形变,仅造成了表面微观损伤,产生了微小裂隙;白云岩及砂岩冲蚀后岩心表面产生了冲蚀孔,矿物晶体自身及晶间发生断裂甚至破碎.基于扫描电镜结果,分析认为其岩石损伤机制可以分为两方面:一方面,直旋混合射流对岩石产生轴向冲击、径向拉伸与周向剪切的共同作用,容易使岩石产生裂隙;另一方面,超临界CO_2具有低黏度、强扩散以及可压缩的性质,可进入深层孔隙,通过多种机制产生微裂隙并扩展已有裂缝,最终造成岩石宏观破碎.     

牛蒡籽油的超临界CO2流体萃取研究

应用超临界二氧化碳萃取技术,研究了牛蒡籽油的提取工艺,着重探讨了萃取压力、温度、萃取时间、CO_2流量对油脂萃取率的影响,优化了工艺条件:压力30Mpa,温度50℃,时间3h,CO_2流量30kg/h.利用GC/MS分析了牛蒡籽油的成分组成,比较了超临界CO_2萃取的油样和乙醚萃取油样的理化性质。     

页岩气藏超临界CO_2致裂增渗实验装置研制

页岩气储层水力压裂过程会消耗大量的水资源,超临界CO_2由于其兼具气体的流动性和液体的高密度特性,能够代替清水实施压裂,展示了非常好的应用前景。基于此,提出了超临界CO_2致裂页岩增加储层渗透性的思路,并自主研制了相应的实验装置。该装置主要由CO_2增压系统、三轴加载与控制系统、油浴温度控制系统、声发射监测系统等6部分组成,其轴压控制范围为0~100 MPa,围压控制范围为0~15MPa,最高加热稳定温度为100℃,试件尺寸为100 mm×200 mm。该装置能够对CO_2相态进行精确控制,并对页岩破裂过程应力-应变关系、压力、温度、声发射信号等数据进行实时采集,获取多场(地应力、温度、压力)耦合条件下超临界CO_2致裂过程页岩气储层渗透率动态变化规律,为超临界CO_2致裂增加页岩气储层渗透率机理的研究提供实验平台。     

渤海油田渤中区域中深部泥页岩地层井壁稳定性

渤中区域资源潜力巨大,是目前渤海油田勘探开发的重点区块.前期探井钻井过程中中深部东营组、沙河街组泥岩地层井壁坍塌失稳现象频发,出现蹩压、阻卡等复杂事故.为揭示渤中区域中深部泥页岩井壁失稳机理,指导开发井钻井设计,对取自渤中区域东营组泥岩岩心开展了电镜扫描、矿物组分测试、泥浆浸泡以及岩石力学等系列实验,定量刻画了该地层的理化特性、岩石力学特性以及钻井液对力学性质的影响规律.实验结果表明,该区块中深部泥页岩处于由水化膨胀性泥页岩向硬脆性泥页岩转化的过程,既具有硬脆性泥页岩层理、裂隙发育的特征,又仍表现出一定的水化膨胀和分散特征.在实验结果的基础上,利用线弹性理论和单一弱面准则,建立了考虑弱面结构和水化作用的井壁稳定模型,对渤中区域定向开发井坍塌压力及其随井斜角和井斜方位角的变化规律进行了分析,揭示了钻井液作用对坍塌压力的影响.研究结果对于渤中区域开发井安全钻井具有一定的指导意义.