不同浓度、pH值SDBS压裂液对页岩储层特性影响研究

在页岩储层压裂过程中,不同浓度、不同pH值的SDBS压裂液体系会直接影响页岩储层稳定性,进而影响造缝性能。通过实验分析了页岩储层在不同浓度、pH值的SDBS压裂液作用下的膨胀抑制性、润湿反转性能。实验结果表明：0.02%SDBS压裂液下页岩储层的膨胀变形最小、膨胀变形速率最慢,即膨胀抑制效果最好;0.03%SDBS压裂液下页岩的润湿性改造最好,接触角为30 °。pH值为8的SDBS压裂液对炭质页岩的膨胀变形和膨胀速率起到了最佳的抑制作用;pH值为9的SDBS压裂液对炭质页岩的润湿反转起到了最好的效果,接触角为31.6°。综合分析认为不同浓度、不同pH值的SDBS压裂液对页岩储层特性影响差异较大,说明在对页岩储层的开发利用中,调整SDBS浓度和pH值对提高页岩气开采效果是可行的。     

水溶液的pH值对铀沉淀的影响

形成酸性或碱性含铀溶液,而后又发生中和作用,这是形成铀矿床的一对极有利的条件。接近中性的水介质有利于铀的沉淀。中和作用是各种铀沉淀作用的触发钮。由中和作用引起的铀的还原沉淀作用称为中和还原作用。铀的还原沉淀是在水-铀比电位值△Eh_水~U<0的条件下发生的(△Eh_水~U=Eh_水-Eh_0~U)。铀的还原沉淀不仅是依靠Eh_水的降低,同时与Eh_水~U的回升或下降速率有关。花岗岩铀矿床中往往不存在强烈的还原剂,热液上升过程中,一般很难提高它的还原能力,这时中和还原作用就显得格外重要。这是研究铀矿成矿机制和富矿条件的一条新线索。     

高pH值流体对煤岩储层的损害评价

煤层气钻井、压裂等作业过程中高pH值工作液必然与煤岩接触,工作液与煤岩接触后将使煤层长期处于碱性环境,将对煤层产生严重损害。为模拟高pH值工作液对煤层造成的损害,以宁武盆地9号煤层为研究对象,针对天然柱状煤样及人造裂缝煤样系统开展了流体pH值逐渐升高对煤层渗透率的影响实验,并针对不同pH值流体开展了毛管自吸、液相返排及应力敏感实验。研究结果表明,煤岩具有较强的碱敏性损害,与地层水相比煤岩对高pH值工作液具有更强的自吸能力且返排率较低,并且煤岩与碱性流体作用后应力敏感性系数增大。结合润湿性测定及扫描电镜分析结果,指出工作液pH值越高,润湿性越强,同时高pH值工作液与煤岩接触后导致煤岩微结构失稳、阳离子交换吸附;高pH值工作液与地层水接触后相互作用生成无机垢以及煤岩具有很强的吸附或吸收各类液体的能力等是引起煤层损害的主要原因,并且碱性流体与煤岩作用后弱化了煤岩力学强度,强化了煤岩的应力敏感性。     

压裂液对煤岩储层解吸–扩散性能的影响

为预防压裂液自吸侵入煤岩基质孔隙,影响煤岩储层的解吸-扩散性能,以沁水盆地石炭统太原组15号煤为研究对象,开展了低伤害活性水压裂液对煤岩储层解吸-扩散性能的损害评价实验,并基于红外光谱、低温氮气吸附和扫描电镜分析了压裂液作用前后的煤岩表面性质和孔隙结构变化。实验结果表明：压裂液处理后,煤样的甲烷解吸率下降了10.23%,扩散系数损害率为16.67%;煤岩表面亲水性增强,液相滞留效应加剧,煤岩基质孔隙比表面增大、孔隙连通性变差、平均孔径减小,这些变化从根本上揭示了压裂液损害煤岩储层解吸-扩散性能的微观机理。最后,提出了基于纳米颗粒封堵技术和表面活性剂技术的煤岩储层解吸-扩散性能损害预防措施。     

pH值对红土粒度成分影响的分形几何研究

红土是一种特殊土,其成分和结构决定了红土本身具有不同于一般粘性土的工程地质性质。红土中游离氧化铁的存在使土颗粒之间产生胶结,是土具有“假粉性”和“假砂性”特征的主要原因。研究发现,游离氧化铁含量和形态的改变,将直接影响红土颗粒的粒度分布。通过对不同pH值红土试样的颗粒成分进行测试,借助分形理论得到不同pH值红土粒度成分分维值。计算发现,不管是否在测试过程中采用分散剂,土粒度分维曲线上都存在两个无标度区。pH值的改变引起了土粒度分维的变化,随pH值的增大,土粒度分维值也变大,反应出土的细颗粒含量增加,土颗粒所形成的集合体越分散。土pH值的大小与粒度成分分维、游离氧化铁含量之间的内在联系,揭示出了红土中游离氧化铁对土颗粒胶结的本质。     

pH值对长石溶解度及次生孔隙发育的影响

本文从长石溶解反应的机理及各离子形态在溶液中分布的热力学角度出发 ,论述了pH值对三个长石端员及高岭石在流体中溶解度的影响。在此基础上 ,进一步探讨了流体酸碱度对长石向高岭石转化和次生孔隙发育程度的制约 ,并提出了衡量次生孔隙发育程度的参数———转化系数D。     

pH 值对包气带土壤吸附铅和汞的影响实验

本文测定了北京西郊4组不同包气带土壤中铅和汞的含量,探讨了pH值变化对铅和汞在土壤样品中分配系数的影响。结果表明:随着pH值的升高,汞和铅在土壤中的分配系数逐步增大,随后降低,pH值与分配系数关系曲线为单峰曲线。汞在砂壤土、轻壤土和中壤土中的分配系数Kd值在0~160mL/g之间,当pH值为10左右时,Kd值最大为160mL/g;铅的分配系数远大于汞,当pH值介于6~10之间时,铅在上述土壤中的Kd值为16 800~29 500mL/g。     

土壤pH值对土壤多环芳烃纵向迁移影响的模拟实验研究

影响土壤多环芳烃(PAHs)纵向迁移行为的环境因素很多。文章以氧化钙和冰乙酸改变采自徐州土壤的pH值水平,人工装填土柱进行纵向淋滤试验,研究pH值对土壤PAHs纵向迁移行为的影响。结果表明,土壤pH值的变化加强了PAHs在土柱中的纵向淋滤能力,表层土壤中的PAHs可迅速向底层转移;不同种类的PAHs淋滤特性表现不同,pH值增加更能增强低环PAHs的迁移淋滤能力,pH值降低则更能促进高环PAHs从土壤表层向深部迅速迁移。     

页岩储层-超临界CO2-模拟压裂液相互作用实验研究及其环境意义

近年来,页岩气作为一种重要的非常规天然气来源,逐渐成为国内外关注的热点。当前的研究工作总体侧重于页岩气开采技术的改进与环境监测,对页岩气开采过程中水岩相互作用还少有报道。本文采用模拟实验,选取储层页岩样品,在温度90 ℃、压力10 MPa环境下,开展了CO2压裂液页岩相互作用实验研究。主要探讨页岩气开采过程中,由于常规水力压裂液以及后期超临界CO2的增注,造成的储层岩石矿物的变化以及返排液成分的变化。实验结果显示：压裂液能使岩石矿物发生溶蚀,超临界CO2的存在会进一步加剧溶蚀反应的进行,促使孔隙变大并产生更多的微孔隙,为页岩气提供更多的运移通道,有利于油气的运移。但是,存在的环境威胁不容忽视：一方面,岩石中会溶解出大量的Ca、Mg、Si元素和少量Fe、Mn等金属元素,超临界CO2、富有机质页岩以及压裂液中表面活性剂等物质在高温高压酸性环境条件下,容易生成挥发性有机物残留在地层中,极有可能沿着岩石破碎的孔隙、断裂发生迁移或泄露,从而对地下含水层造成污染;另一方面,多种成分进入高矿化度溶液体系经返排回到地表,也会增大处理返排液的难度。本文取得的实验数据和成果有助于理解页岩气储层在开采过程中可能发生的水岩相互作用过程及其潜在的环境风险。     

页岩气开采压裂液技术进展

页岩气是一种分布广泛且储量丰富的非常规能源,但由于其储层具有孔隙度小及渗透率低等特性,一直以来页岩气未得到大规模开采。直到近20年,页岩气开采技术才得到飞速发展,这主要得益于水力压裂技术的进步。压裂液是水力压裂的重要组成部分,其性能的优劣直接影响水力压裂施工的成败。通过调研国内外文献,结合国内外压裂液技术的发展历程,分析了页岩气开采中几种常用压裂液的优点、适应性及存在的问题,综述了两类新型的无水压裂技术。结合我国页岩气储层的特殊性及压裂技术发展的现状,提出了适于我国页岩气开采的压裂液技术发展的建议,并特别强调了在页岩气开发初期重视环保的重要性。     

固结钻井液对湘西北页岩气储层的护壁机理研究

文中提出了一种液态离子固结剂,该处理剂能够有效提高页岩气井井壁的力学强度。通过开展室内实验以及进行相关分析,初步了解了添加液态离子固结剂的钻井液的基本性能,并探究了该体系钻井液对炭质页岩膨胀的抑制性以及对炭质页岩力学强度的影响。发现钻井液滤失量随液态离子固结剂含量的增加先减小后增大;在各配方钻井液中的压制岩心膨胀率明显低于在清水中的,但液态离子固结剂含量增加使得钻井液中的压制岩心膨胀率越来越高;各钻井液处理的岩粉所制成的剪切试样抗剪强度高于经清水处理的,随着液态离子固结剂含量的增加,试样抗剪强度总体上先升高再下降,且试样单轴抗压强度增大。实验结果表明,在适宜的含量范围内,液态离子固结剂有助于增强钻井液维护井壁稳定的能力。     

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。     

页岩气钻探冲洗液体系的研究与应用

中国页岩气资源开发潜力巨大,近年来页岩气勘探开发力度不断加大,对钻探工艺和技术的要求不断提高。页岩气地层岩性主要为泥岩、砂岩、页岩、碳质板岩、灰岩,该类地层胶结性差、破碎、井壁强度低,钻进中易出现孔壁失稳,发生坍塌、卡钻、埋钻等孔内事故,需要研制具有强抑制性、低成本、绿色环保的冲洗液体系来保证施工安全。本文通过对页岩气井壁稳定机理的探究,优选出一种适用于页岩地层双聚防塌和成膜防塌低固相冲洗液体系,该体系由抑制剂、防塌剂、降失水剂、润滑剂、封堵剂、流型调节剂等处理剂组成,具有良好的抑制性和胶结性。现场应用取得了良好的效果,保证了项目的顺利施工。     

涪陵页岩气田高曲率区水平井压裂特征及调整对策

涪陵页岩气田焦石坝区块西南部地区受多期地质构造运动叠加,构造变形强、断裂复杂。地震曲率属性显示主力气层段曲率体分布密集,虽然曲率仅表示地层弯曲变形程度,但对于页岩储层高曲率往往预示着该区域微裂隙、天然裂缝更加发育,这有利于页岩储层形成复杂裂缝网络。然而,如果天然微裂隙过早过多开启,造成压裂液大量滤失,在压裂改造过程中表现出裂缝扩展受限、砂比提升困难,与主体区相比压裂施工曲线表现出较大差异,施工难度大大增加。本文从曲率平面分布特征、曲率密度、方向性、延伸长度入手,定量化描述了曲率与压裂试气效果之间的关系;考虑区域构造、断层等因素影响,分析了几种不同高曲率带的压裂施工特征,并提出了相应的压裂工艺调整对策,为后期提高压裂改造效果、高效开发气田提供了经验参考。     

涪陵页岩气田深层气井酸处理技术研究

涪陵页岩气田进入二期产建阶段,页岩气井埋深增加,压裂改造难度增大,尤其是在设备限压仅为93 MPa的前提下,深井施工压力高,酸降效果不明显,严重限制了后期各项改造措施的执行。通过分析深层页岩气井酸降效果降低的主要原因,并在此基础上通过室内及现场试验研究了影响酸处理效果的主要因素,试验表明：提高酸处理排量、增加酸液浓度、合理优化酸液用量将有助于提高酸处理效果,为涪陵页岩气田深层页岩气井后续的压裂施工提出了优化建议。     

新型水基钻井液体系在页岩气钻井中应用探讨

目前中国页岩气水平井水平段钻井主要使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。通过室内实验,优选出适合于水基钻井液的封堵剂、降失水剂等主要处理剂,进而研制出了钾铵基聚磺成膜钻井液体系配方,并进行了抗温性、润滑性、防塌抑制性、封堵性、抗污染性性能评价实验。结果表明：钾铵基聚磺钻井液流变性能良好,抗温可达150 ℃;润滑性能优良,具有较好的抗盐、抗钙污染性能和防漏封堵性能,防塌抑制性强。     

涪陵页岩气田水基钻井液技术

涪陵页岩气田属川东南地区川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造,主要开发上奥陶系五峰组—下志留系龙马溪组页岩气层,岩性主要为灰岩、泥岩、页岩,钻井施工中易漏、易塌、易喷。井型为三开结构水平井,一开、二开采用水基钻井液体系。通过技术研究,确立了以氯化钾、聚胺页岩抑制剂等为主剂的水基钻井液体系,形成了适合涪陵页岩气田勘探开发的浅层气预防、井壁稳定、降摩减扭、防漏堵漏等系列水基钻井液技术,较好地满足了钻井施工要求。     

页岩气钻探关键技术问题分析研究

页岩气是一种重要的非常规天然气资源,页岩则是页岩气生成的源岩,也是聚集和保存其储层和盖层,页岩气钻探具有自身特点和更高的要求。针对页岩物理化学性质及地层特点,分析了页岩气钻探特点,并对页岩气钻探过程中存在的主要问题,如钻孔不稳定性成因、钻探设备和机具配套、钻探方法选择、钻井液设计进行了较为详细的分析研究。在实践和理论分析基础上,提出了页岩气钻探要实现“快速钻探、抑制性钻井液优先”原则。