微纳米孔缝封堵方法研究及现场应用

低渗致密砂岩地层长水平段井壁稳定的关键是提高对微纳米孔缝的封堵能力。通过建立多尺度微纳米孔缝逐级精细描述的易塌地层强封堵设计方法,优化粒度级配合理的封堵配方,优选了能够有效控制泥页岩表面水化作用的抑制剂,研制出针对低渗易塌地层的强封堵强抑制钻井液技术,钻井液的岩心封堵率达98.78%,二次清水回收率达97.13%,现场施工中钻井液性能稳定,封堵抑制能力强,钻进过程中井壁稳定无垮塌,无掉块,解决了低渗致密地层井壁失稳现象较为突出的技术难题。

页岩微纳米孔缝封堵评价方法研究

针对微纳米级孔缝的超低孔超低渗页岩地层,国内外缺少可靠的方法对其封堵进行评价。实验以延长组长7段页岩为参考对象,测试了页岩的岩性、孔隙特征等数据;通过研究膨润土、各类钻井液处理剂和API重晶石对泥饼厚度及渗透率的影响,构建了模拟页岩的“标准厚泥饼”封堵评价方法,厚泥饼平均厚度为10.05mm、平均渗透率为4.81×10^(-4)mD,且具有良好的重现性,能定量评价微纳米封堵剂SPA-1在甲酸钾钻井液体系中的封堵效果,解决了页岩封堵剂及水基钻井液封堵效果评价难题,对保障页岩井壁稳定具有指导意义。

微纳米孔缝封堵评价方法研究进展与展望

非常规油气潜力巨大,赋存空间以微纳米级孔喉为主,而泥页岩地层微纳米孔缝有效封堵是制约其高效开发的核心技术难题。针对国标规定的钻井液封堵性能评价方法无法适应不同地层、各类孔缝的封堵评价需要和行业暂未形成一套标准的纳米级孔隙和微纳米级裂缝封堵评价方法的难题,从微纳米孔缝模拟介质、封堵评价指标和评价装置三方面阐述了微纳米孔缝封堵评价方法研究现状,明确了各类评价方法的优缺点和现阶段存在的问题。指出了微纳米孔缝封堵评价方法发展方向:(1)真实表征黏土水化膨胀的低孔低渗砂盘和金属楔形缝板类模拟介质;(2)纳米级孔缝模拟介质;(3)微纳米孔缝模拟介质孔径和缝宽测量方法;(4)三维模型构建和3D打印真实孔缝模拟介质;(5)智能化、数字化封堵评价装置;(6)微纳米孔缝封堵模拟评价软件。该研究成果对非常规油气高效勘探开发具有一定的借鉴价值。

纳米孔缝下压裂液对页岩中甲烷运移的影响

压裂体积改造以及页岩自身性质都会产生大量纳米级微孔缝,通过模拟计算、实验数据并结合现场数据研究水滞留在页岩中对甲烷解吸运移的影响,通过经验公式计算得出,纳米环境下甲烷以间隙填充和水合溶解方式与水形成水溶气。分子动力学模拟显示水在纳米环境中分子有序度增加,链间氢键力减少,流动阻力小,扩散系数比宏观环境增大2个数量级;纳米通道内水中溶入甲烷后,扩散系数比单纯纳米环境中水大2个数量级,链间氢键力更小,流动几乎无阻力。页岩的毛细渗透可以使水进入纳米孔缝,吸附在页岩表面无法返排,造成返排率低。水进入页岩中竞争吸附置换甲烷,减少甲烷吸附量,有利于产能,但在低含水饱和度环境下,甲烷在水中溶解会造成一定永久残留,预吸水活性炭吸附解吸实验数据显示,当水量与孔容体积相当时,与干活性炭比较,甲烷吸附量减少60%,而溶解等综合因素无法解吸的甲烷残留最高为13.5%,几乎无自由水返出,综合结果水的存在正向贡献大。

碳纳米管封堵剂在水基钻井液中的作用机理

针对微米级封堵材料无法对纳米孔缝进行有效封堵的问题,以微米级超细CaCO_(3)作为对比,研究了氨基化多壁碳纳米管作为纳米封堵材料对钻井液流变参数的影响,通过人造泥饼滤失实验和人造岩心渗透实验研究了其封堵机理。研究结果表明,超细CaCO_(3)使得钻井液的流变性能变差,而氨基化多壁碳纳米管对钻井液流变性能几乎没有影响;氨基化多壁碳纳米管对人造泥饼或人造岩心的封堵率随着其加量的增加而升高,当其加量为3%时封堵率可达77.70%和79.41%,而相同加量的超细CaCO_(3)对人造泥饼的封堵率仅为45.28%和为61.76%。这充分说明纳米尺寸的封堵剂对纳米孔缝的封堵效果远优于微米封堵材料,碳酸钙只能在孔缝端面进行堆积,而氨基化多壁碳纳米管能够进入纳米孔缝形成架桥封堵,表面的氨基紧紧地吸附于孔缝的壁面上,阻止滤液的渗入。

页岩长水平段水基钻井液封堵剂优选

由于页岩气地层微裂缝(微—纳米级)发育,长水平段页岩地层钻进时,要求钻井液具有良好的封堵效果,而目前使用的钻井液封堵剂主要针对致密砂岩、碳酸盐、泥岩等地层中的大孔隙(毫—微米级)。因此,页岩封堵效果评价及封堵剂优选又是一门新的课题。研究采用孔、缝为微—纳米级的超低孔超低渗地层"模拟岩心"评价微纳米封堵材料的封堵效果,发现其可以有效地封堵页岩发育的微裂缝,有效地控制钻井液滤液进入地层,其封堵效果与加量、粒径分布有着密切的联系。

松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组储集空间与油态研究

松辽盆地古龙凹陷有丰富的页岩油气资源。但是目前对古龙凹陷页岩油储层的岩石学特征和页岩油的状态,尤其是储集空间的类型及其组合关联性认识不清。通过对古龙凹陷白垩系青山口组岩芯的精细描述及其薄片分析和电子显微镜观察及三维CT深入研究,发现古龙青山口组页岩油的储集空间具有多样性和多尺度性。除了纳米孔缝外,还有页理缝。根据页理缝的规模和与油气的关系,可分为5类:①纳米缝,缝宽在10~50 nm,缝长50~100 nm,或更长;两端尖中间宽,微弯曲呈蠕虫状;本身也是重要的储集空间,是纳米级油元的重要组成部分,与纳米级孔油元和微米级油基关系密切;②微米缝,宽0.1μm到数微米,长数十微米到数百微米,与纳米级油元和微米级油基关系密切;③中微缝,宽数微米到数十余微米,缝长数百微米,与微米级油基关系密切;④大微缝,宽数十微米到100μm,长数百微米到数毫米,与微米级油基和微微缝及中微缝关系密切和⑤大页理缝(宽数百微米,肉眼明显可见),与各级微裂缝关系密切。此外,可见高角度倾斜或直立的裂缝,由于这些页理缝顺层发育,所以往往当做页理对待。通过研究,认为页理缝主要是嫩江组沉积末期(嫩末)和明水组沉积末期(明末)的构造反转褶皱过程中形成的。另外,还发育了大量的顺层方解石脉,根据方解石脉的宽度分为3类:①小型介于0.1~1.0 mm;②中型介于1.0~5.0 mm;③大者介于0.5~1.0 cm,最大宽度2.5 cm。较大的顺层方解石脉由垂直页理的纤柱状方解石组成。大方解石普遍发育共轭裂缝和挤出构造,是古龙凹陷嫩末和明末古应力反转的结果,也是古应力恢复的重要依据。经应力恢复认为嫩末和明末,可能一直延续到依安组的最大应力来自于水平方向(东西方向),在1500 m和2500 m深度水平最大挤压应力分别可达139.16 MPa和204.27 MPa,而垂向最小应力则分别为35.44 MPa和59.07 MPa。所以,在这种应力状态下导致顺层发育了大量页理缝和顺层纤柱状方解石脉。此外,在页理面上还发育了一系列摩擦镜面、擦痕、阶步、光面、剪裂面、鳞片构造、碎片构造等,揭示了沿页理发育了强烈的顺层剪切。四级纳微缝与大页理缝密集发育,在顺层面方向构成了裂缝空间联通网络,使页岩在顺层面方向渗透率较好或很好;裂缝空间联通网络与纳米和微米孔一起构成了一个三维的特殊缝孔体,与碳酸盐岩的缝洞体相当。纳米孔缝和微米孔缝及页理缝对于松辽盆地青一段页岩油的勘探开发具有重要意义。

页岩气井强化封堵全油基钻井液体系——以长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块为例

为了破解四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块钻井过程中井壁失稳引起的复杂事故频发难题,在分析测定该区下志留统龙马溪组页岩的矿物组成、孔缝构造、表面润湿性和岩样吸液率的基础上,分析了井壁失稳的机理,通过对基础配方的深度优化,以及多种类、多级配复合封堵剂的优选,形成了一套密度介于1.80~2.40 g/cm3、抗温150℃以上的强化封堵全油基钻井液体系。室内性能评价结果表明:①该钻井液体系具有良好的高温高压流变性、沉降稳定性和电稳定性;②该钻井液体系抗污染能力较强,在含页岩岩屑20%、含水10%时的综合性能依然保持稳定;③对龙马溪组页岩岩屑的一次回收率和二次回收率分别为100.00%和99.98%;④添加封堵剂的全油基钻井液能有效地封堵400 mD渗滤砂盘、快速地阻缓流体压力在页岩内部的传递,具有更好的井壁稳定效果。结论认为,该钻井液体系能够满足该区页岩气钻井施工的技术需求,为降低复杂事故发生率、提高页岩气资源开发效率提供了技术思路和解决路径。