页岩气水平井强化井壁水基钻井液研究

利用物理或化学方法强化封堵页岩微纳米尺度裂缝是解决页岩气地层井壁失稳与井漏问题的技术关键。在研究页岩气地层井壁失稳机理基础上,探讨了通过钻井液物理-化学协同封堵强化页岩井壁稳定的机理。采用乳液聚合方法,研制了一种微纳米聚合物微球封堵剂,并利用压力传递实验、核磁共振等评价了微纳米聚合物微球封堵剂与化学封堵剂的协同封堵作用效果。研究表明,微纳米聚合物微球"吸附-架桥-可变形填充"、化学封堵剂"封堵-固结"两种封堵机理协同作用,能够在井壁周围形成连续、致密的承压封堵层,阻止压力传递与滤液侵入,实现物化协同封堵强化井壁的目的。进一步优化了页岩气地层强化井壁水基钻井液体系,密度达2. 0 g/cm~3时仍具有良好的流变、滤失及润滑性能,可有效地封堵页岩微纳米尺度缝隙、抑制页岩水化效应,为页岩气钻探开发提供了钻井液技术支撑。     

页岩气地层纳微米孔隙结构特征及封堵实验评价

目前水平井段井壁失稳是制约页岩气资源钻探开发进程的主要技术难题之一。针对上述技术难题,采用低压氮气吸附与高压压汞实验,分析了硬脆性页岩的微纳米孔隙结构特征,探讨了微纳米孔隙结构特征对页岩气地层井壁稳定性的影响。利用压力传递实验,开展了页岩微纳米尺度裂缝封堵评价实验。研究表明,页岩气地层的井壁失稳与其自身的微纳米孔隙结构特征具有密切关系,微纳米尺度裂缝发育是导致页岩气地层井壁失稳的内在主要因素;在此基础上,提出了页岩气协同稳定井壁钻井液技术对策,其中强化封堵页岩微纳米尺度裂缝是解决页岩气地层井壁失稳的关键技术措施。进一步优选了新型微纳米封堵剂,其粒径在80~200 nm之间呈"单峰"分布,能够有效封堵页岩微纳米尺度裂缝,阻缓压力传递与滤液侵入,增强裂缝性页岩井壁稳定性。     

含油污泥资源化制备钻井液用封堵防塌剂与应用

以含油污泥为原料,通过沥青化和乳化分散等工艺制备封堵防塌剂SD-AS,其软化点在50~120℃可调,油溶率超过50%;采用砂盘封堵评价实验、扫描电镜测试、压力传递实验以及接触角测试等实验手段,综合评价封堵防塌剂SD-AS的性能,探讨其作用机制;以可变形封堵防塌剂SD-AS为主要处理剂,构建强化封堵防塌水基钻井液体系配方。结果表明:封堵防塌剂SD-AS主要通过化学吸附、油溶性变形粒子物理封堵、阻缓压力传递以及降低泥页岩表面的亲水性等作用,实现有效的封堵防塌作用;强化封堵防塌水基钻井液体系成功应用于准噶尔盆地山前构造带的钻井施工,复杂易塌地层井径扩大率平均仅为6.78%。     

改性多元醇防塌剂的研制及其作用机理研究

通过降解和阳离子化反应,研制出了抑制性好而增粘负效应较低的改性多元醇防塌剂SD-306;通过红外光谱分析了改性多元醇防塌剂的分子结构,证明阳离子化反应引入了正氮基团;通过滚动分散、电动电位测量、粒度分布测量、吸附以及压力传递等实验手段,探讨了改性多元醇防塌剂的作用机理.结果表明,改性多元醇的防塌机理主要为通过吸附包被防止泥页岩颗粒水化分散;多元醇吸附在泥页岩颗粒表面,改变其表面电荷,压缩扩散双电层,抑制泥页岩颗粒水化;吸附于地层岩石表面成膜,覆盖裂缝和孔隙表面,从而阻缓压力和钻井液滤液传递.     

改性多元醇防塌剂的研制及其作用机理研究

通过降解和阳离子化反应，研制出了抑制性好而增粘负效应较低的改性多元醇防塌剂SD-306；通过红外光谱分析了改性多元醇防塌剂的分子结构，证明阳离子化反应引入了正氮基团；通过滚动分散、电动电位测量、粒度分布测量、吸附以及压力传递等实验手段，探讨了改性多元醇防塌剂的作用机理。结果表明，改性多元醇的防塌机理主要为：通过吸附包被防止泥页岩颗粒水化分散；多元醇吸附在泥页岩颗粒表面，改变其表面电荷，压缩扩散双电层，抑制泥页岩颗粒水化；吸附于地层岩石表面成膜，覆盖裂缝和孔隙表面，从而阻缓压力和钻井液滤液传递。     

聚胺高性能水基钻井液特性评价及应用

根据泥页岩水化特点和多元协同抑制思路,构建了聚胺高性能水基钻井液。介绍了该体系的关键处理剂聚胺页岩抑制剂、包被抑制剂、铝盐封堵防塌剂和清洁润滑剂。通过屈曲硬度实验和粘结实验对比评价了聚胺高性能水基钻井液与几种典型防塌钻井液的性能。结果表明,聚胺页岩抑制剂能在低浓度下最大限度降低黏土水化层间距,有效抑制黏土水化膨胀。聚胺页岩抑制剂与铝盐封堵防塌剂复配后能显著阻缓孔隙压力传递。聚胺高性能水基钻井液抑制性和清洁润滑性突出,与油基钻井液接近。聚胺高性能水基钻井液在胜利油田田305区块进行了成功应用,解决了该区块泥页岩井壁失稳问题。     

长宁区块龙马溪组水平段井壁稳定钻井液技术

针对长宁区块龙马溪组多口井水平段井壁失稳所导致的卡钻、埋钻等井下复杂情况进行研究,发现龙马溪组页岩具有脆性强、弱水敏的特性,在井深、应力及外力不断增加的条件下容易产生细微裂缝,在钻井液滤液侵入井壁后,井壁微裂缝继续扩张,导致井壁失稳。根据井下微裂缝特征,室内采取多种微纳米级材料进行有效封堵,建立了一套密度可调控的强封堵油基钻井液体系,其封堵效果良好,并具有很好的井眼清洁及沉降稳定性能。现场表明,3 600～4 200 m开始试验该钻井液体系后,相比试验前起下钻扭矩明显减小,证明该钻井液体系在井壁形成了致密封堵层,对井壁稳定起了至关重要的作用。     

新型有机硅聚合物抑制封堵剂性能及作用机制

以γ-(甲基丙烯酰氧)丙基三甲氧基硅烷(KH570)、丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)为单体,合成一种抗温达200℃的兼具抑制和封堵性能的有机硅处理剂ADKN,能够有效防止井壁坍塌。结果表明:ADKN可以通过在泥页岩表面发生强烈的物理化学吸附作用,形成一层致密的吸附膜,有效抑制泥页岩水化膨胀与分散,阻止压力传递,保持井壁泥页岩抗压强度,从而起到井壁防塌作用;该抑制封堵剂与其他水基钻井液处理剂配伍性好,具有一定的增黏效果和显著的降滤失作用。     

钻井液用多功能阳离子聚合物乳液研制及其作用机制

以苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酰胺、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为单体,合成一种阳离子聚合物乳液ZD-1;通过页岩线性膨胀实验、泥页岩热滚回收实验和粒度分析评价ZD-1的抑制性能,分析其抑制机制;使用污染前后低渗人造岩心气测渗透率变化评价其封堵性能;利用极压润滑性能实验评价其润滑性能。结果表明:与常用页岩抑制剂聚醚胺和氯化钾相比,ZD-1具有较好的抑制页岩水化膨胀和分散的能力,膨润土岩心试样16 h的膨胀率相对于氯化钾有大幅度降低,当质量分数为2.0%时,易水化泥页岩岩屑的热滚回收率超过80%;纳米级别的ZD-1颗粒表面具有阳离子基团,能够中和膨润土表面的负电荷、提高泥页岩表面的疏水性,并可通过吸附作用在泥页岩表面形成疏水层来降低水对泥页岩的侵入,从而达到抑制泥页岩水化膨胀和分散的作用;ZD-1可有效封堵低渗岩心,2%加量下封堵率大于90%,性能优于磺化沥青;ZD-1作为球形纳米级颗粒,有利于提高钻井液的润滑性,摩阻系数降低率高于固体润滑剂石墨。     

高效铝-胺基封堵防塌钻井液体系探讨*

为了阻缓泥岩中孔隙压力传递、提高泥岩井壁稳定性,研制出了新型腐植酸–铝封堵防塌剂。泥岩压力传递测试结果表明,腐植酸–铝（HA–Al）较聚合醇和硅酸盐更能有效阻缓泥岩中的压力传递,与其作用后的泥岩样品中传递1 MPa的压差需要20.0 h,较作用前的泥岩（约为1.5 h）有大幅度提高。将腐植酸–铝与聚胺两种新型井壁稳定剂优化组合,构建了高效铝–胺基封堵防塌体系,该体系抗氯化钠达8%以上,抗钙能力在1.0%以上,抗劣土达8%以上,抗温能力处于150℃以上,180℃以下,具有较优的耐温能力、流变性、滤失性、抑制性、抗污染性能以及抗温耐温性能。     

冀中坳陷潜山内幕油气藏钻井井壁稳定分析

冀中坳陷潜山内幕油气藏钻井过程常面临恶性井漏、井塌和卡钻等复杂情况。通过对华北油田冀中坳陷20余口井的地质工程等资料进行分析,总结了潜山内幕油气藏影响井壁稳定因素:下第三系地层稳定性差(硬脆性泥页岩易垮塌,微米级微裂缝极为发育,岩性复杂多变和地层存在多套压力系统),潜山内幕碳酸盐岩储层孔洞裂缝极为发育,断层和潜山风化壳形成破碎带以及深层井底高温影响。针对井壁稳定影响因素提出相应技术措施:增强钻井液对下第三系硬脆性泥页岩的抑制和封堵性,其中对微裂缝的封堵是关键,异常压力和复杂岩性段要合理设计井身结构,优化钻具组合;碳酸盐地层重点是强化裂缝封堵,且密度是防漏控制因素,与地层压力近平衡的低密度水包油乳化钻井液防漏效果好;利用软化点适当及粒度分布合适的可变形封堵材料对破碎地层形成快速封堵并适当提高钻井液密度有利于井壁稳定;对井底高温情况要选用合适的抗高温钻井液体系,关键要维护好高温高压条件下钻井液的性能,提高其抗温能力,维持高温高压下胶体稳定,稳定流变性能和滤失量。     

锦州25-1油田井壁稳定问题

 锦州25-1油田沙河街组地层井壁失稳严重,为解决该油田的井壁失稳问题,对该油田的泥页岩矿物组分进行了分析,开展了泥页岩的力学及水化特性实验,分析了锦州25-1油田沙河街组泥页岩的岩石力学特性和井壁失稳机制.研究发现,沙河街组地层层理性泥页岩和水敏性泥页岩共同发育;层理性泥页岩具有显著的各向异性,易发生沿层理面的剪切滑移,造成井壁失稳;水敏性泥页岩在钻井液作用下会发生水化膨胀,导致井周地层的力学性质和应力状态发生变化,表现为坍塌压力随井眼钻开时间的改变而改变;两种地层相互影响造成油田复杂事故频发.结合室内实验结果,建立了合理钻井液密度的确定方法,研究了锦州25-1油田层理性泥页岩坍塌压力随井眼轨迹的分布规律和水敏性泥页岩的水化坍塌周期,给出了保证安全钻进的工程对策,该油田的井壁失稳问题必须在优化井眼轨迹和选择合理钻井液密度基础上,并增强钻井液的封堵性和抑制性才能解决.     

古近系页岩油赋存特征——以济阳坳陷为例

通过大量岩心观察、薄片鉴定、X-衍射全岩矿物分析和扫描电镜分析,将济阳坳陷古近系泥页岩划分为10余种类型岩相。在岩相划分的基础上,分析了济阳坳陷页岩油赋存特征。富有机质纹层状泥质灰岩相/灰质泥岩相是页岩油赋存的最有利岩相;济阳坳陷的泥页岩的储集空间主要包括各类基质的孔隙和裂缝,最有利赋存空间是各类裂缝(层间缝、构造裂缝、超压裂缝);页岩油具有薄膜状游离态和浸染状吸附态两种赋存相态,在泥页岩裂缝、碳酸盐晶间孔中以游离态为主,在有机孔、黄铁矿晶间孔、黏土矿物晶间孔中以吸附态为主;通过页岩油油源对比、成熟度、地层异常压力、地层水水型等方面的证据确定济阳坳陷页岩油具有"非原位、短距离源内运聚"的特征。     

页岩地层水基钻井液研究进展

开发能满足页岩长水平段钻井井壁稳定要求的钻井液是页岩地层安全钻井的一项关键技术。目前广泛采用的油基体系具有高成本、高污染的缺点。归纳了具有仿油基性能以及防塌防水化的各种新型水基钻井液,包括成膜钻井液(MEG钻井液、甲酸盐钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液)与隔膜钻井液的防塌成膜机理及其优良特性和现场应用情况,新型纳米钻井液技术的研究进展。建议加强成膜机理的进一步研究,并提高该类钻井液的润滑性、防卡性及膜效率,开发适应具有时敏性的长段页岩钻井的防塌成膜处理剂,并加强在国外页岩气钻井中已实践的纳米钻井液的研究。     

气井用水合物自生热解堵剂解堵效果数值模拟

在气井生产后期井筒水合物堵塞井筒现象频发,井筒水合物解堵越发重要.针对气井井筒水合物解堵问题,根据气井水合物堵塞过程和某型自生热解堵剂特性,建立了天然气水合物堵塞段分解速率数学模型和传热数学模型.开展了井筒内水合物解堵过程仿真模拟计算,获得了不同解堵剂浓度解堵过程中井筒内温度、水体积分数等参数的分布云图,得到了不同自生...     

两级固结堵漏井筒压力的变化规律

常规固结堵漏浆体驻留性差、井筒留塞难。现场采用两级固结堵漏工艺,在固结堵漏浆体前向漏失层注入高黏稠浆体,以提高浆体驻留性。但对堵漏作业过程中井筒压力变化规律认识不清,井筒压力精细控制不足,工艺参数如排量、浆体体积等的确定缺乏理论指导,这些仍然是固结堵漏工艺优化面临的关键问题之一。基于浆体在裂缝中一维径向流动模型,建立了多级固结堵漏动力学模型,提出临界压差和压差比两个参数表征浆体的驻留性。以高黏稠凝胶浆+水泥浆两级固结堵漏工艺为例,分析裂缝宽度、排量、浆体体积及比例对井筒压力的影响,厘清堵漏过程中与环空液面高度变化与井筒压力的关系。研究表明：裂缝宽度越小,堵漏过程中井筒与地层压差、临界压差越大,浆体更容易驻留。增加浆体体积和高黏稠浆体比例,有助于浆体驻留,但实际堵漏应综合考虑浆体驻留、漏层裂缝封固以及成本等多因素。浆体排量越大,压差比越大,不利于浆体驻留。环空液面高度变化可以判断漏失地层井筒压力变化,现场应加强环空液面高度的监测。     

一种新型地层裂缝液固两相径向流动物理模拟方法

裂缝滤失和堵漏是油气田开发与增产改造的关键,但目前对裂缝中液固两相径向渗流缺少物理模拟研究。提出一种新型物理模拟实验方法,该方法的创新点在于基于Eascan-D光电扫描技术和MATLAB建模方法成功设计了地层裂缝径向流动模拟实验装置。该装置能更佳符合真实的地层裂缝空间形态特征、可视化模拟井眼和地层裂缝的径向流动。并通过实验分析验证了装置的可靠性,结果表明颗粒在孔喉较小处沉积并堵塞,且流速越小,堵塞效果越好;平均开度相同的模拟天然裂缝出口流量较小,说明了在解决裂缝漏失问题时需要考虑裂缝面形态特征对流体渗流的影响。实验装置对堵漏颗粒的选择与堵漏剂的堵漏效果评价,以及认识井下裂缝内液固两相流动规律有重要的指导意义。     

长宁地区富有机质页岩脆性及与裂缝发育关系

页岩的脆性控制着裂缝的形成和演化,对页岩气层的体积改造和页岩气的增产极为关键。以川南长宁地区龙马溪组页岩为例,通过岩石矿物、地球化学和岩石力学等实验对龙一₁亚段的矿物组分、有机地球化学、孔隙-裂缝结构以及力学性质进行测试,分析不同脆性矿物、有机质以及埋深的页岩脆性特征及其与裂缝发育的关系。结果表明,龙一₁亚段脆性最高者为富有机质硅质页岩岩相,石英、长石和黄铁矿等脆性矿物的总含量大于50%,它们能够调节岩石断块的剪切滑移,所积累的能量大于完成岩石整体剪切破坏过程所需的能量;有机质及其在成熟过程中所产生的有机孔隙与微裂缝可促进裂缝的拓展、贯通以及连接,有机碳含量越高,裂缝系统越发育;随着埋深增加,页岩的脆性下降,岩石破裂模式由复杂的劈裂型向单一的剪切型转变;龙一₁¹、龙一₁²小层脆性矿物和有机碳含量最高,脆性指数分别达到了61.31%和60.70%,为压裂甜点层段。