pH值对适于页岩气储层的SDBS压裂液性能的影响研究

在低渗、低孔隙率页岩气储层压裂改造过程中,压裂液体系的pH值直接影响地层中的造缝、稳缝效果。pH值对阴离子表面活性剂压裂液的粘度、表面张力和页岩膨胀抑制性影响很大。通过改变阴离子表面活性剂的浓度,测定了在不同pH值条件下压裂液体系基本性能的变化。研究表明：SDBS压裂液体系的粘度随着pH值的增加先增大后减小,在pH值=9时达到最大;体系在pH值=5时降低体系表面张力的能力最好;页岩的膨胀量随着pH值的增大逐渐增大,在pH=7时膨胀量最大,且随着pH值的进一步增大,页岩膨胀量先减小后增大,在pH值=9时膨胀量最小;当体系的pH值一定时,SDBS在临界胶束浓度状态能够最大程度抑制页岩的膨胀。从化学微观角度上分析了pH值对SDBS压裂液性能的影响,有利于SDBS压裂液体系配方优化。     

离子稳定剂ENI对湘西北页岩气储层护壁机理的初探

为研究一种离子稳定剂"ENI"对页岩气储层的护壁机理,以湘西北下寒武统牛蹄塘组炭质页岩为研究对象,通过抑制膨润土造浆试验、抑制页岩膨胀试验和抑制页岩分散试验,对比评价ENI作为钻井液关键处理剂的抑制性;通过扫描电镜试验考察ENI对炭质页岩细微结构的作用。试验表明:清水中加ENI后,膨润土造浆率降低52.41%,滚动回收率明显提高;提出的钻井液体系中,ENI钻井液作用下的页岩膨胀率最低,而滚动回收率最高,大于80%;同时,ENI生成的物质能填充孔隙,增强页岩颗粒间的连接。与所选用的其他处理剂相比,ENI具有更好的抑制炭质页岩水化膨胀、分散的效果,有助于维护井壁稳定。      

渝东北地区龙马溪组页岩吸水特性及对其力学性质的影响

页岩中含有一定量的黏土矿物，在与水基压裂液接触后会表现出与泥岩相同的膨胀特性和强度弱化效应，进而引起套管外载增加，在页岩储层压裂过程中套管出现不同程度的变形问题。以渝东北地区龙马溪组页岩为研究对象，开展不同溶液体系下页岩的自吸、膨胀特性物理实验，分析页岩水化对其岩石力学特性的影响。结果表明:页岩吸水量与时间呈对数递增关系，在不同溶液体系中，吸水量大小表现为蒸馏水 > 地层水 > 滑溜水，含有减阻剂浓度小的滑溜水体系更利于减弱页岩的吸水能力；页岩膨胀率与时间呈逐渐增长趋势，黏土矿物含量、围压和溶液体系对页岩膨胀率影响明显，相对于黏土含量，围压对膨胀率影响更加明显，页岩在溶液体系中的膨胀性能表现为蒸馏水 > 地层水 > 滑溜水；页岩的抗压强度和弹性模量都随着水化时间的增加整体呈线性递减规律。研究结果对完井过程套管强度设计具有一定的指导意义。      

适于湘西北页岩储层的携砂液的性能实验研究

湘西北页岩气储层致密,具有低孔、低渗等特点,需要对储层进行压裂改造,而携砂液的携砂能力实验,对其性能进行了研究。研究表明：携砂液属于假塑性流体,SDBS浓度为0.03%时,其流性指数最小,稠度系数最大,而且结构粘度相对其流阻比值最大,适合于湘西北页岩储层压裂改造;携砂液粘弹性携砂能力与其结构粘度有关,而且结构粘度（ηs）与沉降速率（v）满足v=-0.016ηs+2.304。     

致密储集层压裂液与致密砂岩相互作用研究

致密油水平井多级分段压裂对压裂液的用量很大,低返排率造成压裂施工后仍有大量压裂液滞留在裂缝中。通过岩石表面润湿性评价实验和压裂液静滤失评价实验,对压裂液与致密砂岩基质相互作用进行描述和阐释。润湿性测量结果表明,在滤失实验后,致密砂岩表面润湿性由强亲水性向弱亲水性甚至中性润湿转变,这能够降低压裂液向致密砂岩基质中的滤失（渗吸）速率,减少压裂液对致密储层伤害的同时节约压裂液整体用量。静滤失评价实验结果表明,特低渗透砂岩的压裂液滤失曲线可表现出完整的三段式滤失规律,而致密砂岩仅能呈现稳定滤失阶段;岩心渗透率越低,压裂液滤失量越少,达到稳定滤失状态所需的时间越长,且采出液中聚合物浓度明显较低;不同滤失压差时达到滤失稳定时刻的采出液聚合物浓度均在200 mg/L左右,且滤失速率基本相同,均表明大滤失压差所造成的渗滤能力增强与其所导致的岩心伤害基本相抵消。     

表面活性剂压裂液的防水锁增产机理实验

以进一步探索表面活性剂压裂液（1.5% KCl+0.05% AN）的防水锁增产机理为目的,采集河东煤田柳林地区沙曲矿的焦煤作为研究对象,通过表面张力和接触角测试、渗透率伤害实验、变压解吸实验,探讨煤储层水锁伤害的控制方法,揭示表面活性剂压裂液防水锁增产作用机理。研究结果表明:表面活性剂压裂液具有极低的表面张力和界面接触角,具备降低煤储层孔喉毛细管压力、增强压裂液可排性的能力,使得其水锁伤害率比活性水压裂液降低约40%,能够有效抑制煤储层的水锁伤害;这种防水锁作用不仅能够提高煤储层束缚水状态下的气相渗透率,实现增透增产,而且还能降低煤层气产出的临界孔径以促进煤层气解吸,实现增解增产。      

氯化钾在煤层气井压裂中的作用

在油田以压裂作为增产措施中,KCl主要作为粘土稳定剂加入压裂液中。通过实验发现,在煤层气井压裂液中加入KCl不仅可作防止煤粉膨胀的稳定剂,还能改变煤基质对水溶液的吸附润湿特性,从而提高返排效率,减少对煤储层的伤害。      

渤海D区块沙河街组高温低渗储层压裂液敏感性伤害及对策

渤海湾盆地渤海D区块沙河街组发育低渗-特低渗透油藏,地层具有异常高温高压特征。通过分析储层填隙物特征和孔隙结构特征,认为渤海D区块沙河街组储层属于中、低孔-低渗型。储层填隙物中易于膨胀及分散运移的伊利石含量较高,储层孔隙空间主要为残余原生孔及溶蚀孔,孔隙和喉道大小为细孔喉级别,孔喉连通性差,非均质性强;通过研究压裂液对储层的敏感性伤害,认为渤海D区块沙河街组储层属中等偏强水敏、弱速敏、中等偏弱碱敏、易水锁伤害。为降低压裂液对储层的敏感伤害、压裂液残留物伤害及与地层环境不配伍造成的储层伤害,渤海D区块高温低渗储层的压裂液须具有耐高温、弱碱性特性,且配方中宜添加防膨剂、稳定剂、缓冲剂和助排剂。     

炭质页岩的颗粒破碎及其路用性能试验研究

为综合评估炭质页岩的路用性能,充分认识炭质页岩的颗粒破碎行为,测试了炭质页岩块在循环压实过程中各粒组含量的演化规律,结合室内击实试验阐述了颗粒破碎对炭质页岩击实性能的影响,确定了最佳填筑级配,并依据最佳级配进行三轴湿化变形试验,从颗粒破碎角度分析了炭质页岩填料湿化变形的变化规律,最后对炭质页岩现场填筑效果进行了验证。结果表明：炭质页岩压实过程经历结构调整、颗粒破碎、压缩变形3个阶段,形成的相对稳定级配结构为其用作路堤填料提供了基础;填料最大干密度形成机制受颗粒破碎过程中粒径为20～40 mm与粒径小于2 mm颗粒含量变化的影响较大,随粗料含量增加,试样相对破碎率线性增大,最大干密度呈先增大后减小变化,最优粗料含量约为70%;湿化变形是混合料颗粒破碎的外在表现,浸水湿化后混合料强度降低约40%,可采用相对破碎率 B_r 预估混合料遇水产生的湿化变形量,并建立了相对破碎率与围压、应力水平间的数学关系式;现场填筑过程中路堤压实度检测与沉降观测表明,炭质页岩路堤的最佳铺松厚度约为40 cm。     

页岩气储层研究新进展

随着页岩储层研究的不断深入,取得了一系列重要进展和认识,主要体现在对页岩储层孔隙空间类型、储层物性控制因素以及页岩气预测与评价3方面。主要的认识有:①页岩储层中的纳米孔隙及微裂缝是重要的储集空间;②矿物组成是影响储层储集性能及产能的重要因素,黏土矿物含量是影响页岩气吸附性及孔隙大小的主要因素,而脆性矿物可以有效改善储层物性并提高压裂的成功率;③有机质含量和热成熟度是影响页岩储层有机质纳米孔隙发育的关键因素;④基于页岩岩性精细划分,可以根据页岩储层岩性及岩相层段预测有利层段;⑤提出了利用层序地层学的方法对页岩储层进行研究的理念。这些成果和认识推动了页岩气储层研究的步伐,但仍存在许多科学难题尚未解决。     

Shale experiment and numerical investigation of casing deformation during volume fracturing

The casing deformation issues have occurred widely in Changning-Weiyuan National Shale Gas Demonstration Area. During multi-stage volume fracturing process, a large amount of fracturing fluid is injected into the formation, leading to tremendous change of stratum property and formation stress field. To assess the influence of shale formation on casing deformation, the acoustic velocity is measured to obtain the shale rock elastic modulus after saturation with water for different times. Then, the three-dimensional physical and finite element models are established using the stage finite element method considering transient thermal-pressure coupling. Shale anisotropy, shale stiffness degradation, and formation slip are taken into account to investigate the influences on casing deformation. Experiment results indicate that shale stiffness degrades dramatically after saturation with water for 24 h. Numerical simulations indicate that the shale modulus degradation mainly leads to large casing stress. Formation slipping not only causes excessive casing stress, but also causes large casing displacement. When slipping distance is larger than 15 mm, casing stress can reach up to the yield stress for P110 grade casing. Meanwhile, the casing deformation will be 14.95 mm, blocking the fracturing tools into the well bottom. Shale anisotropy has a minor influence on casing deformation.     

对页岩气成因及工业前景的思考

页岩本身并不生气。以页岩为储层的油气藏,以裂缝为主要储集空间,即传统的裂缝性泥页岩油气藏。北美页岩气在以硅质胶结和以硅岩为主的储层中,产量偏高。这一现象从硅质的来源上,指出页岩气与碱性地幔流体的必然联系。阿巴拉契亚盆地深度3000m以下的页岩气,甲烷同系物碳同位素值完全反序排列,从地球化学角度证明页岩气来自地幔。如果页岩仅仅是储层而非气源岩,我国"页岩气十二五规划"探明页岩气储量6000×108m3和2015年产量65×108m3的目标将失去地质依据。因巨大的环境隐患,页岩气开发所必需的水力压裂法已在英、美、法、德、瑞士、保加利亚、澳大利亚等国立法禁止,在南非推迟发放所有的水力压裂法开采许可证。页岩气开采带来的环保问题不仅仅是有害气体向大气泄露,还有超过260种有害化学物质随着每次10000m3压裂液返排到地表,不断重复地向页岩气开采地区排放,将造成空前的污染。同时造成工业和民用供水短缺。美国页岩气被市场分析师称为"伪商业产品",价格在成本区间内。我国计划到2020年页岩气产量达600 108～1000 108m3,根据美国的经验,起码需要2万口页岩气井,10年内所需投资将达到4000亿～6000亿元。显然,页岩气即将成为吞噬中国几十年经济发展成果的黑洞,即将成为破坏我们生息环境的"切尔诺贝利"。     

Impact of water and nitrogen fracturing fluids on fracturing initiation pressure and flow pattern in anisotropic shale reservoirs

A numerical model is proposed to investigate the impact of water and nitrogen fracturing fluids on the fracturing initiation pressure and the flow pattern in anisotropic shale reservoirs. This model considers the anisotropy of shale deformation and permeability, the compressibility of fracturing fluid, and the fluid moving front. A crack initiation criterion is established with the stress intensity factor of mode I crack. Both crack initiation pressure and seepage area are verified and analyzed. These results show that shale deformation and permeability anisotropy, fracturing fluid compressibility, viscosity, and pressurization rate have significant impacts on fracturing initiation pressure and seepage area.     

煤储层水基压裂液用表面活性剂的筛选实验

水力压裂会对煤储层造成水锁伤害,在压裂液中加入表面活性剂是减缓水锁伤害的有效途径。采用1.5% KCl溶液为基液,在其中加入不同浓度的阴离子型表面活性剂AS和非离子型表面活性剂NS,配置出8种压裂液,分别对河东煤田柳林沙曲矿的焦煤样和太原西山屯兰矿的瘦煤样进行静置沉降实验、毛细管压力测试和离心分离实验,最终优选出煤储层水基压裂液用最佳表面活性剂为0.05% AN复配溶液（AS:NS=9:1）,由此构成了表面活性剂压裂液（1.5% KCl+0.05% AN）。研究结果表明,在水基压裂液中加入0.05% AN复配溶液（AS:NS=9:1）,可以大幅度降低压裂液的表面张力,改变压裂液的界面状态,从而增加煤表面的亲水性,降低煤孔隙的毛细管压力,使得压裂液的可排性增强,进而能够有效控制储层的水锁伤害,实现增产。      

排量对水力压裂网络扩展影响的试验研究

在页岩气水力压裂开发领域中,压裂液注入排量对裂缝网络的扩展形态具有显著影响。而页岩储层中的随机天然裂缝,会给水力压裂的参数敏感性分析带来不同程度的干扰。首先,根据页岩储层裂缝发育特征,制备了包含3组正交预制裂缝的混凝土试样;然后,采用真三轴压裂系统,对试样进行三向应力加载模拟地应力环境,并以恒定排量向其内部注入流体;最后,将单位体积裂缝面积P₃₂作为体积压裂指标,来定量描述排量对压裂缝网扩展形态的影响。试验结果表明:（1）在块体单元边长较小（即预制裂缝密度较大）的试样中,体积压裂的效果更加显著;（2）小排量压裂液所产生的裂缝一般是激活的预制裂缝,而中排量和高排量压裂液可以使已激活的预制裂缝发生偏转,在混凝土基质中重新开启水力裂缝,从而增加裂缝网络的复杂性;（3）随着排量的增加,试样压裂后的P₃₂值会升高;但排量增加到一定程度后,P₃₂值不再增长,甚至略微下降。     

Reductive weathering of black shale and release of barium during hydraulic fracturing

Hydraulic fracturing is an important technological advance in the extraction of natural gas and petroleum from black shales, but water injected into shale formations in the fracturing process returns with extraordinarily high total-dissolved-solids (TDS) and high concentrations of barium, Ba. It is generally assumed that high TDS comes from the mixing of surface water (injected fluid) with Na–Ca–Cl formation brines containing elevated Ba, but the mechanisms by which such mixing might occur are disputed. Here we show that Ba in water co-produced with gas could originate from water-rock reactions, with Ba levels observed in produced waters reached on a time scale relevant to hydraulic fracturing operations. We examined samples from three drill cores from the Marcellus Shale in Pennsylvania and New York to determine the possible water-rock reactions that release barium during hydraulic fracturing. Two samples, one containing microcrystalline barite (BaSO₄) and one without barite, contain elevated concentrations of Ba relative to the crustal average for shale rocks. A third sample is slightly depleted in Ba relative to the crustal average. Micro-XRF measurements and SEM/EDS analysis combined with chemical sequential extraction methods reveal that a majority of the Ba in all samples (55–77 wt.%) is present in clays and can only be leached from the rock by dissolution in hydrofluoric acid. Thus, a majority of barium in our samples is relatively inaccessible to leaching under hydraulic fracturing conditions. However, the balance of Ba in the rocks is contained in phases that are potentially leachable during hydraulic fracturing (e.g., soluble salts, exchangeable sites on clays, carbonates, barite, organics).We next studied how shale reacts with water at elevated temperatures (80 °C), low Eh (−100 to −200 mV), and a range of ionic strengths (IS = 0.85–6.4) that emulate conditions prevalent at depth during hydraulic fracturing. Our experimental results indicate that the amount of Ba released from the bulk rock has a positive correlation with the ionic strength of the reacting fluid. Between 5 and 25% of the total Ba in the rock can be leached from shale under ionic strength conditions and leachate compositions typical of produced waters over a contact time of just 7 days. We suggest that reductive weathering of black shale occurs during hydraulic fracturing due to: 1) Ba²⁺ in clays exchanging with Na⁺ and Ca²⁺ ions that are present in high concentrations in produced water, and 2) increased solubility and dissolution kinetics of barite under high ionic strength conditions. At the low Eh conditions prevalent during hydraulic fracturing the sulfate deficient water allows Ba to be dissolved into the produced water. Based on Ba yields determined from laboratory leaching experiments of Marcellus Shale and a reasonable estimate of the water/rock mass ratio during hydraulic fracturing, we suggest that all of the Ba in produced water can be reconciled with leaching directly from the fractured rock.     

深埋海相页岩储层特性及其原位条件下脆性评价

储层压裂改造是非常规能源开发的关键核心技术,近年来我国川西南页岩气区块储层埋深已经突破了4000 m,部分储层埋深已经接近5000 m的深度范畴,这些深埋海相页岩储层的开发与3500 m以浅区相比差异较大,其独有特性对于储层改造工程形成挑战。储层压裂改造中起到控制性作用的是储层岩石的物理力学特性,岩石脆性是其中之关键指标。国内外学者提出多个岩石脆性指标评价方法,矿物成分、力学性质、应力-应变曲线特征、硬度测试以及能量理论等等,但是对于深埋储层岩石在原位条件下的脆性评价,则由于实现难度较大而鲜见相关成果。在实验室模拟储层温压条件下在原位钻取岩石样品实施三轴压缩力学试验获得全应力-应变曲线,其峰前与峰后的应力-应变信息有效反映了原位条件下储层岩石的峰值破坏前后的内在材料属性以及变形破坏过程,通过获取多个储层岩芯峰前以及峰后的弹模计算获得脆性指数K₁和K₂,其值能够反映应力-应变后的弹性变形能量、峰后破裂能量以及冗余能量的关系,该脆性指数的最显著特点是能够反映出深埋页岩储层在原位条件下的温度和压力条件下的材料行为属性,从而能够对深埋海相页岩储层进行...     

松辽盆地北部页岩油水力压裂微地震监测技术及应用

松辽盆地页岩油储量丰富,是重要的油气资源接替领域.页岩油是一种重要的非常规油气类型,但是其形成和埋藏的地质条件复杂,储层物性差.页岩油的勘探、开发都需要进行水力压裂,微地震监测是压裂效果需要评价的重要技术.根据松页油1HF井的地表、地下的地震地质条件和水平段展布特征,设计较为规则的矩形观测系统实施地面微地震监测,保证全...