延长组长7段页岩水基钻井液封堵剂评价研究

针对超低孔超低渗页岩地层的井壁失稳问题,以延长组长₇段页岩为参考对象,采用x射线衍射、渗透率、孔隙度、比表面积、平均孔径测定和扫描电子显微镜等手段,分析了矿物组分、岩性特征,提出了页岩井壁维稳思路。借助模拟“标准厚泥饼”封堵评价方法,对ZD-1、JB53、EP-2和ZD-3等封堵剂最佳加量及其复配的封堵效果进行评价,优选得到了高效封堵的复配封堵剂SPA-1。在延长页岩用水基甲酸钾钻井液体系中加入4.0%SPA-1后,其流变性易于控制且渗透率降低率高达94.20%,作用前后的模拟岩芯电镜图像进一步验证了其封堵效果,并分析了封堵剂封堵作用机理。结果表明,SPA-1集合理的粒度级配和刚柔性粒子协同作用可以实现有效封堵,有利于延长组长₇段页岩井壁稳定。     

页岩地层核壳结构纳米封堵剂研制及应用

页岩地层纳米级微孔、微裂缝极其发育,常规封堵剂粒径较大,难以对页岩形成有效的致密封堵。首先采用硅烷偶联剂KH570对纳米SiO_2进行超声表面改性,进而通过乳液聚合法,以苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯为单体,过硫酸钾为引发剂与表面改性纳米SiO_2进行接枝共聚,制备了一种具有核壳结构的纳米封堵剂。借助红外光谱、透射电镜、热重实验对产物进行了表征,通过页岩压力传递实验测试了其致密封堵性能,探讨了其作用机理。结果表明:该纳米封堵剂能够有效封堵页岩纳米级孔缝结构,阻缓压力传递与滤液侵入,显著降低页岩渗透率,提高裂缝性页岩井壁稳定性。以该纳米封堵剂为核心处理剂构件了一套高性能页岩水平井水基钻井液体系,具有较好的致密封堵、抑制、润滑等关键性能。该体系在威远区块X井三开长裸眼井段应用过程中,井眼始终保持稳定,摩阻低,定向段无拖压显示。     

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。     

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。     

辉绿岩地层井壁垮塌机理及主控因素实验研究

新疆A井区深部辉绿岩地层井壁垮塌严重,多次引发井下复杂,阻碍了该地区深部油气资源的勘探开发进程。通过开展辉绿岩微观组构、水理化性能及力学特性实验研究,揭示了辉绿岩地层井壁岩石垮塌失稳机理及主要控制因素。实验结果表明,辉绿岩岩体微细观裂缝十分发育,裂缝间主要为长石充填,含有少量黏土,部分裂缝为无充填缝,且裂缝纵横交错,连通性好;发育有裂缝的辉绿岩岩体力学强度远低于均质无裂缝岩体,仅为后者的10%~20%;水化效应对辉绿岩岩体力学强度影响不明显,影响幅度为2%~7%。理论计算结果表明,裂缝的力学弱面效应对辉绿岩地层坍塌压力影响最大,影响幅度为21%;裂缝间的渗流效应影响次之,影响幅度为11%,水化效应影响不明显,仅为2%。因此,考虑辉绿岩地层裂缝的力学弱面效应影响,准确设计钻井液密度是稳定辉绿岩地层的关键。其次,结合辉绿岩微裂缝缝宽尺寸大小,优化设计钻井液防塌封堵材料尺寸,增强的钻井液防塌封堵性能可有效改善辉绿岩地层井壁稳定性。现场应用实例表明,合理设计钻井液密度和增强钻井液防塌封堵性可有效提高辉绿岩地层井壁稳定性,井下垮塌遇阻复杂情况大幅好转。     

深井超深井裂缝性地层致密承压封堵实验研究

深井超深井裂缝性地层钻井过程中极易发生钻井液漏失,桥接堵漏材料形成的裂缝封堵层在高温、高压、高地应力等复杂环境下失稳破坏加剧,导致堵漏成功率和裂缝封堵效果难达预期。基于多级多粒桥接堵漏的思路,以川西地区双鱼石区块超深井钻井常用的WNDK-1型架桥材料和耐高温橡胶颗粒为研究对象,系统开展了高温老化环境下堵漏材料性能评价与裂缝封堵模拟实验。实验结果表明,在150℃钻井液中老化24 h后,WNDK-1型刚性材料的粒度分布未产生明显变化,摩擦系数最高降低1.89%,抗压强度降低1.15%;橡胶颗粒的粒度分布D₉₀值增加3.55%,摩擦系数增加1.59%,抗压强度保持不变;将刚性材料、弹性材料和纤维材料以适当浓度与钻井液复配并进行裂缝封堵,形成的封堵层承压能力普遍高于13 MPa,且封堵层具有低孔低渗特征;观察封堵失稳后裂缝内封堵层结构形态可知,高温老化环境下多级多粒桥接堵漏形成的封堵层主要发生摩擦/复合失稳和剪切错位失稳。     

微纳米孔隙中页岩气流动与扩散规律

扩散是页岩气生产的重要机理,目前对于页岩气生产过程中扩散对产能的贡献大小尚不明确。为了明确扩散在页岩气开采过程中对于产能的贡献,通过进行甲烷在多孔介质中的扩散实验和流动实验,研究在无压差条件下甲烷在微纳米孔隙中的运移能力以及在存在压差条件下甲烷在微纳米孔隙中的运移能力,得到在流动过程中扩散作用的贡献率,进而得到扩散作用对于页岩气井产能的贡献。研究结果表明:在纳米孔隙中,扩散作用贡献了大部分的产能;孔隙孔径越小,在气体运移过程中扩散作用越明显。可见对于微纳米孔隙大量发育的页岩储层,扩散作用对其产能的贡献不可忽视。     

页岩气调查井复杂地层有机硅聚合物钻井液体系的研制与应用

页岩气调查井通常地质条件复杂,钻探难度大。在对页岩气调查川沐地2井井壁稳定性分析的基础上,优选了有机硅聚合物钻井液体系,并通过正交试验,明确了有机硅改性聚合物、多级配超细碳酸钙、乳化石蜡和硅氟聚合物等主要处理剂的最优加量,形成了基本配方,在室内实验评价中该体系展现了良好的抗钻屑污染能力、抗钙侵能力、抑制性和封堵性。现场应用表明,川沐地2井在采用有机硅聚合物钻井液体系后,井内复杂情况得到明显改善,有效保障了井内安全,并顺利钻进至设计井深,实现了地质目标,钻进效率相比同区域同类型钻井大幅提高。研究成果可为页岩气调查井复杂地层钻探钻井液的选择与应用提供借鉴。     

伊拉克S油田碳酸盐岩油藏裂缝封堵

伊拉克S油田主力开发层系为中高孔、中低渗的孔隙-裂缝型碳酸盐岩油藏,酸化压裂是该碳酸盐岩储层改造的主要技术手段之一。由于储层裂缝溶洞发育,非均质强,酸液滤失量大,作用距离有限,需要结合裂缝暂堵技术,实现对非均质储层的均匀改造。根据该油田储层地质油藏资料,对裂缝尺寸进行分析,并将储层裂缝划分为微缝和常规缝。实验通过巴西劈裂,对储层标准岩心进行劈裂造缝,模拟了真实粗糙微缝(0.03 mm、0.05 mm、0.08 mm),然后采用3D打印岩板模拟了常规粗糙裂缝(1 mm、2 mm、3 mm),最后将粉末、纤维、颗粒合理配比作为暂堵剂对裂缝进行封堵,优选了裂缝封堵配方。实验结果表明：针对微缝,纤维和粉末均能有效封堵裂缝,纤维相比粉末更易封堵微缝,封堵后承压均超过30 MPa;针对常规缝,采用纤维或纤维与颗粒组合可有效堵裂缝,封堵后承压均超过30 MPa。通过裂缝封堵实验,探索了碳酸盐岩缝内封堵规律,优选了暂堵剂配方,可为现场裂缝封堵施工提供理论依据。     

纳微米聚合物颗粒驱油剂的表征及性能评价

 蒸馏沉淀聚合法制备AM/AA/MMA 聚合物颗粒,利用傅里叶变换红外光谱仪、扫描电子显微镜和激光粒度仪进行表征,研究NaCl 质量浓度对聚合物颗粒水化膨胀性能的影响及水化时间对聚合物颗粒运移封堵性能的影响,并在不同渗透率的岩心中进行驱油实验。实验结果表明,AM/AA/MMA 聚合物颗粒为规则球形,干球粒径约为500 nm。随着水化时间增加,聚合物颗粒粒径逐渐增加,水化时间增至200 h 后,粒径基本不再增加。随着NaCl 质量浓度增加,聚合物颗粒的膨胀倍数逐渐减小,质量浓度由5 g/L 增至20 g/L,膨胀倍数减小了1.01。随着水化时间增加,聚合物颗粒对岩心的封堵作用增强,水化时间由24 h 增至120 h,岩心封堵率增大了40.62%。注入0.5 倍孔隙体积、质量浓度为1.5 g/L 的聚合物颗粒溶液段塞,可平均提高采收率9%以上,随着渗透率增加,提高的采收率逐渐增加,当渗透率大于50×10^-3 μm²后,提高的采收率基本不变。     

层理产状对页岩气水平井井壁稳定性的影响

根据四川盆地某页岩气田所取岩芯进行的强度实验,发现页岩呈现出显著的强度各向异性,沿层理面的剪切滑移是井壁失稳的主要机理。结合岩石力学实验结果,分析层理产状对井周应力状态的影响,得出井壁失稳风险分布图的演变过程,进一步分析了水平段坍塌风险随层理产状的变化规律。研究发现,沿层理面倾向钻进的水平井,坍塌压力随层理面倾角的增加先升高后迅速降低;沿层理面走向钻进的水平井则会不随着层理面倾角增大而发生变化。研究结论可以为页岩气钻完井设计提供参考。     

页岩气水平井井壁稳定影响因素与技术对策

国内绝大多数页岩气水平井在页岩层段钻井过程都发生过坍塌,严重影响了钻井周期及后续压裂施工。由于页岩气井水平段一般较长,普遍在1000m以上,而且页岩地层层理发育,产状多变,岩石性质硬脆,水敏性矿物含量高,很容易发生井漏坍塌等问题。本文通过分析认为影响页岩气水平井井壁失稳的因素主要包括页岩的综合特性,地质力学因素,钻井液的综合性质及其他工程因素。解决页岩气水平井井壁失稳的首要途径是认识层理页岩的特殊力学特性,重点研究不同钻井液体系对其力学特性的影响程度及影响规律（也是钻井液优选的重要依据之一）;再次需要对地应力场进行综合研究;最后通过采用合理的井壁稳定力学模型获得控制井壁失稳的钻井液密度范围,配合使用快速高效钻具,才能最大程度确保井壁稳定。     

基于离散裂缝模型的页岩气动态特征分析

页岩储层孔隙结构复杂,基质渗透率低,天然裂缝发育,水平井体积压裂为其主要生产手段,表现出以裂缝系统裂缝渗流为主,基质系统扩散流、滑脱流以及吸附-解吸附现象共同作用的多尺度流动特点。基于离散裂缝建立页岩气渗流数学模型,利用有限元分析方法进行数值求解,通过实例研究分析页岩气生产动态特征,以及开发过程中压裂级数和裂缝半长对储层压力分布和页岩气井生产动态特征的影响。结果表明:页岩气井初期产量高,但递减快,生产周期长;开发初期以裂缝渗流为主,压裂级数起主导作用,级数越多,压力波传播越快,储层压力下降明显,产能主要集中在生产初期;开发后期以基质渗流为主,裂缝半长作用增强,产量递减率下降,生产井附近压力接近废弃压力,生产能力下降。     

南堡沙河街组硬脆性泥页岩地层漏失压力预测方法

南堡沙河街组硬脆性泥页岩是典型的井壁易失稳地层,钻井过程中,井壁垮塌、漏失现象频发。目前,针对页岩井壁失稳现象,研究主要集中在结构面影响下的井壁垮塌。然而,实际钻井过程中,由于泥页岩层理、裂缝等结构面发育,导致地层漏失明显,严重制约了安全高效钻井。因此,本文基于室内力学实验,考虑页岩结构面发育特征,融合页岩沿基体破裂、沿层理或裂缝破裂及沿裂缝扩展等多类漏失机制,构建了一种新的硬脆性泥页岩地层漏失压力预测方法,明确了地层漏失压分布特征及影响因素。研究结果显示：层理与天然裂缝作为典型弱结构面,是硬脆性泥页岩地层漏失的主要控制因素。相比较均质地层,结构面发育的页岩地层漏失压力明显降低,安全井眼轨迹方位减少,钻井难度增大。此外,受弱结构面影响,难见沿基体的破裂漏失现象。漏失优先出现在天然裂缝面,天然裂缝对漏失影响强于层理面。研究成果可为硬脆性页岩地层钻井设计提供理论基础,对实现页岩地层安全高效钻井具有重要意义。     

页岩气层钻井压力穿透效应研究

页岩段井壁稳定问题是钻井工程中的难点之一,国内外许多学者在研究钻井液与页岩之间的化学势差和水化膨胀作用方面作了大量工作,但对于压力穿透方面的研究工作则相对较少。为此,通过在压力容器中充满钻井液,模拟近井壁过平衡钻井所导致的压力穿透环境,测量压力对垂直于页岩层理和平行于页岩层理方向应变的影响。结果表明,垂直于层理方向的应变随压力增大呈现出显著的阶梯式变化,同一压力作用时页岩压力穿透效应具有时间延迟效应和各向异性。通过理论分析发现,在页岩有效孔隙度一定的条件下,页岩压力穿透效应主要受滤饼渗透率、钻井液液柱压力与地层孔隙流体压力之间的压差、页岩与钻井液接触时间以及钻井液黏度的综合作用。页岩压力穿透效应对研究页岩段钻井过程中井壁稳定与控制具有重要意义。     

低阻页岩气储层的测井解释评价

为正确解释评价区域页岩气储层,探讨了低电阻率页岩气储层的形成机理。结合大量区域页岩地层的测井特征和地质特点,主要分析了黏土含量、黄铁矿含量、页岩中有机质的成熟度、地层可动水及矿化度、页理(层理、裂缝)等对页岩气地层电阻率的影响,结果表明形成低电阻率页岩储层的原因多,不同区块低电阻率页岩储层的形成机理不同,在实际页岩气井的综合解释评价中得到应用和检验。低阻页岩储层的形成机理和影响因素有"五高",即:黏土含量高、地层水矿化度高、有机质成熟度高、黄铁矿含量高、页理(层理、裂缝)发育程度高,同时这些影响因素大多相互叠加。     

页岩气储层水力裂缝转向扩展机制

从页岩储层岩石断裂力学角度出发,推导三维空间中水力裂缝激活和转向控制方程,将转向扩展的水力裂缝视为不连续正应力条件下的连续延伸。分析控制裂缝转向扩展形态的关键因素和力学特征并进行实例计算。结果表明:从主裂缝扩展长度方向看,水平地应力差越大,裂缝转向后宽度越窄;压裂液排量和黏度越大,裂缝转向后剩余能量越大,裂缝宽度越大;水力裂缝和天然裂缝初始逼近角约为30°时最容易沿天然裂缝发生转向;水力裂缝发生转向后表观形态有较大变化,裂缝向偏离最大主应力方向扩展,造成裂缝宽度变窄;裂缝打开能量的过多耗散造成裂缝总体长度和体积变小;水力裂缝转向能扩展为2~3种裂缝模式的复合。     

基于有限坍塌宽度的层理性泥页岩地层井壁稳定性评价

钻井工程中一般允许实钻井眼存在有限宽度的崩落区域,如按传统井壁稳定理论模型进行设计会导致钻井液密度偏高、钻井成本增加、钻井效率降低、钻井液漏失甚至地层破裂等一系列问题。针对脆性层理泥页岩地层特性,根据测井资料和测试数据进行地质力学建模,利用基于有限坍塌宽度的定量风险分析方法合理地评估井壁稳定概率,优选钻井液密度窗口。以中国西部某油田泥页岩地层钻井实例进行分析,在基于有限崩落存在的情况下,通过定量分析方法在井壁稳定段及失稳段对钻井液密度窗口进行动态优化,可以提高机械钻速,降低钻井成本,评估的井壁稳定概率可达91%～98%,计算结果与实际情况基本吻合,说明该方法具有重要的工程价值和实际意义。     

缅甸大段凝灰质泥岩地层井壁稳定性分析*

缅甸Y-1井位于缅甸中央盆地火山岛弧带上,由于地应力复杂和钻遇大段凝灰质泥岩层,钻井过程中井壁坍塌严重,返出大量掉块。为保护油气层,尽量降低钻井液密度,本文结合钻井出现的复杂问题,通过掉块力学实验分析和测井资料研究,建立了压裂预测模型,分析了缅甸Y-1井的井壁稳定性问题的原因,进而在预测钻井液安全密度窗口的基础上,提出了在大段凝灰质泥岩地层钻井的井壁稳定性合理化建议。