北大港油田沙河街泥页岩井壁坍塌周期研究

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摘要泥页岩井壁失稳问题一直是钻井工程中一个复杂且带有世界性的难题，针对这一问题的研究工作从20世纪30年代起，至20世纪90年代，出现了很多不同的理论模型。力学研究逐渐由弹性力学分析向力学／化学耦合研究发展。但是，由于泥页岩多场耦合的复杂性，模型中的很多参数很难进行实验室测定，严重影响了模型计算的准确性和模型的实用性。如国内外文献在对力学一化学耦合研究中的关键参数一膜效率的测量过程就存在一定问题，所以这种计算膜效率的方法是不合理的。另外，在以往对泥页岩坍塌周期的研究中，用实验测定的模型参数分析坍塌周期时未考虑其他因素对参数的影响，使效果不太理想。本文用新的实验室测定方法测定了并壁坍塌模型中的两个重要参数，并对部分参数进行了修正，增强了模型的实用性。实验中改进了泥页岩力学一化学耦合压力传递试验仪及实验方法，提高了实验效率和准确性。以井壁坍塌压力理论为基础，利用室内测定方法确定了北大港油田沙河街井壁坍塌周期模型中的参数，为坍塌压力计算奠定了基础。利用泥页岩力学一化学耦合坍塌压力数值模拟软件开展了北大港油田沙河街井壁坍塌周期的规律性分析。结果表明，钻井液活度和温度越低越有利于井壁稳定，膜效率越大，井眼稳定性越好。关键词：泥页岩，井壁稳定，膜效率，力学一化学耦合，压力传递，泥页岩井壁坍塌周期 TheStudyofBoreholeSloughingPeriodinShaleFormationofShahejieofNorthDagangOilfieldYangQingmin(Oil&GasWellEngineering)DirectedbyProf．ChengYuanfangAbstractWellboreinstabilityofshaleisacomplicateandworldwideproblem，andmanyresearchworkshavebeendonefrom1930’Sto1990’S，severalmathmodelscoupledwithmulti—fieldshavebeendeveloped．ThedevelopmentofmechanicsfromdastieityResearchtoMechanics-ChemicalExperimentalResearch．But'becausethecomplexityofmulti-fields-coupledproblem,manyparametersinthesemodelsCan’tbemeasuredinlab，thatdecreasedthereliabilityandapplicabilityofmodelsseriously．Ontheotherhand,whenusedtheparametertoanalysistheboreholesloughingperiod，theotherelementswhichaffectedtheparameterwasnotconsidered，SOtheEffectswasn’twell．Usedthenewmeasuringmethodsoftwomainparametersinlab,AndPartparametersWasamendedinthispaper,sothepracticabilityofthismodelisincreased．ModifiedtheapparatusoftheMechanics—ChemicalExperimentalandthemethodsintesting,enhiglItedtheefficiencyandtheaccuracyoftesting．BaseonthetheoryofBoreholeWallSloughingPeriod．andusedthemethodsoftestinginhousetodetectthepammetersofShahejieofnorthDagangoilfield．WhichisthebaseofBoreholeWallSloughingpressure．regularityofBoreholeWallSloughingPeriodofShahejieofnorthDagangoilfieldwasanalyzedusedthesoftwareofMechanics-ChemicalExperimental．Someconclusioncallbegotthatlowerwateractivityandlowertemperatureofmudandhi曲ermembraneefficiencyarebenefittoboreholestability．Keywords：Shale，Boreholestability,Membraneefficiency,Couplinghydromechanicswithchemicalenergy,Porepressurepropagation,wallsloughingperiodInShale1l 关于学位论文的独创性声明本人郑重声明：所呈交的论文是本人在指导教师指导下独立进行研究工作所取得的成果，论文中有关资料和数据是实事求是的。尽我所知，除文中已经加以标注和致谢外，本论文不包含其他人已经发表或撰写的研究成果，也不包含本人或他人为获得中国石油大学(华东)或其它教育机构的学位或学历证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对研究所做的任何贡献均已在论文中作出了明确的说明。若有不实之处，本人愿意承担相关法律责任。学位论文作者签名：盔丕焘邀日期：功。夕年广月比日学位论文使用授权书本人完全同意中国石油大学(华东)有权使用本学位论文(包括但不限于其印刷版和电子版)，使用方式包括但不限于：保留学位论文，按规定向国家有关部门(机构)送交学位论文，以学术交流为目的赠送和交换学位论文，允许学位论文被查阅、借阅和复印，将学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，采用影印、缩印或其他复制手段保存学位论文。保密学位论文在解密后的使用授权同上。学位论文作者签名：三逸丝指导教师签名：越日期：>们多年4-月7正日日期：≥加乡年J月础日 中国石油大学(华东)硕士学位论文1．1论文的研究目标和意义第一章引言弟一早jI苗井壁失稳问题一直是钻井工程中一个复杂且带有世界性的难题。井壁失稳给钻并工程造成巨大的困难，主要表现为缩径、坍塌卡钻、井眼扩大、电测遇阻、固井质量低下等。这些事故不但会延误钻井周期，而且还会给保护油气层技术的实施带来困难。井眼不稳定多数发生在泥页岩井段。钻井地层大约75％以上是由页岩构成，约有90％的井眼垮塌问题都与页岩不稳定性有关。对于北大港油田沙河街地区，利用测井曲线，通过等效深度方法，测得垂向井段存在异常压力段；根据单井的泥岩欠压分析，分为Ed2、Eslz两个主要欠压实带，在其下有三个超压带。故此地区地层极不稳定，容易造成井壁坍塌，所以，因此，此地区的泥页岩稳定性研究，尤其是对于泥页岩坍塌周期的研究尤为重要。先前针对井壁失稳这一问题，国内外很多学者经过几十年的艰苦研究，已经形成了～套系统的研究方法。其整体的研究思路是从纯力学研究，到泥浆化学研究，到力学与化学耦合研究，再到力学、化学、热力学耦合研究。其中纯力学研究过程中经过了弹性力学时期，弹塑性力学时期，再后来发展到了多孔弹性力学阶段。力学研究主要从岩石力学、流～固耦合的角度研究井壁失稳机理及对策；化学研究主要从泥页岩水化应力的角度分析井壁失稳的机理及对策。70年代以前，这两方面研究各自独立进行，没有有机的结合起来。70年代到90年代，这两方面逐渐的结合起来，但只是处在实验研究层次。直至90年代后期，将力学因素与化学因素耦合起来进行泥页岩井壁稳定性研究才开始进入定量化数学描述阶段。21世纪初期，Lomba，Chenevert以及Shanna等人利用唯象规律，通过不可逆传递过程的“流一与“力一的耦合，将水力一电化学耦合起来。在最近几年，多场耦合井壁稳定研究均是以此方法为基础，进行横向扩展，即由力学一化学耦合向力学，化学，电势，热力等多场耦合方向发展n一’31。虽然，Lomba模型实现了流一化耦合，且考虑了流体对固体的影响，但是却忽略了固体对流体的影响，在流一固耦合方面存在缺陷。虽然他们给出了唯象系数和反射系数的理论表达式，但由于泥页岩孔隙的高度复杂性，事实上很难通过表达式估计泥页岩的唯象系数和反射系数，这些参数的实验室确定也相当困难。在国内外研究中，膜效率(有的文献称为反射系数)作为基础参数，是力学一化学 第一章引言耦合方法进行泥页岩井壁坍塌周期分析的前提条件，均是通过实验室直接测定的。但是，国内外文献在实验室测量过程中，流体在岩芯中的流动实际上是力学化学耦合流动，然而，在膜效率值的计算过程中，由于方法的限制，只能将耦合的流动看成是单纯化学作用下的流动，来获得膜效率值，以便进行下一步的耦合计算，这种方法存在缺陷。目前，国内外对模型应用时，由于涉及到的附加参数多，均竭力将模型进行简化，以至于很大程度上失去了耦合的真正含义。而且，在化学势差实验的过程中，由于以往换溶液时间较长，最初的化学势反应过程未能记录下来，以致实验效果不太理想。以往的坍塌周期数学模型大多从力学、化学角度考虑，有的也考虑了水化应力对岩石强度的影响，但并未考虑对水化后强度参数的修正。鉴于此，本文修正了部分参数值，建立了多因素(包括水力压差、化学势差、温度的共同作用)井壁坍塌周期模型，并分析了井壁坍塌周期。因此，深化力学一化学耦合基础理论研究，建立正确的膜效率计算方法，建立合理的力学一化学耦合井壁稳定计算模型，精确实现全部模型参数能够可测量化，增加模型的实用性，仍然是一项复杂，艰巨且具有重大研究意义的课题。1．2国内外研究现状关于井壁稳定性问题，力学研究主要从岩石力学、流一固耦合的角度研究井壁失稳机理及对策；化学研究主要从泥页岩水化应力的角度分析井壁失稳的机理及对策。分析力学一化学耦合井壁稳定模型的发展过程可知：力学一化学耦合真正的含义是流-N一化耦合。力学一化学耦合的基础是流一固耦合，通过流一化耦合，发展到流一固一化耦合，这是力学一化学耦合的一个方面，这个过程不包括流体成分直接与固体成分发生纯化学反应的情况；而力学一化学耦合的另一方面是泥页岩水化对岩石力学性质的影响，这一方面主要是物理化学作用的结果，也可能有纯化学作用，因此，力学一化学耦合问题可分为两个层次的研究，一是流一固耦合问题研究，二是流一固一化耦合研究。本章将对以上述两方面理论为基础的、有代表性的、前沿的力学一化学耦合理论作详细的综述分析。1．2．1流固耦合理论对于流一固耦合闯题研究，多孔弹性理论起着至关重要的作用。多孔弹性理论主要研究含有粘稠液体的固体孔隙介质的变形问题。孔隙流体的出现通过两种机理引发岩2 中国石油大学(华东)硕士学位论文石内部应力的相应变化：(1)孔隙压力的变化引起岩石体积的变化，此为流体对固体的影响；(2)岩石应力状态的改变引起孔隙中未排出液体孔隙压力的变化，此为固体对流体的影响(如果孔隙中流体不能流入或流出岩石)。1．2．1．1固体对流体的影响Tcrzaghi和Peck于1948年在假定流体和固体介质不可压缩的条件下，提出了有效应力的概念，有效应力定义为：彩=％+p磊(1．1)这里《为作用在岩石上的有效应力张量，％为总应力张量(力除以包括孔隙在内的总面积)，P为孔隙压力(标量)。磊是克罗内克6符号。根据连续介质力学，拉伸应力定义为正应力。1960年，Skempton将固体骨架的压缩性考虑进来，提出了修正的Terzaghi有效应力，表述形式为嘲：喵=o口+ap5v(1-2)其中：口=l一召B：鲁(1-3)疋这里K和墨分别为固体骨架(干岩石)的体积模量和岩石的总体积模量。召称为Skempton系数，口为Biot常数。注意到K值从0到(1一伊)K之间变化，妒为岩石的孔隙度。因此口的范围为矽<口％，渗透压作用使近井壁地层泥页岩中水分流出泥页岩，使泥页岩中的含水量和孔隙压力降低，增加井壁稳定性。在岩石两端同时存在水力压差和化学势差时，岩石内部的流体流动是一个耦合的流动。两个主要机理控制流体流进或流出岩石：一个是井眼压力与孔隙压力之差卸，另一个是钻井液与孔隙流体的化学势差血。可将钻井液和泥页岩之间的压力传递作用可以用图2．1表示：其中：砌为钻井液液柱压力；‰为地层压力；吁为钻井液中水的化学势；‰为泥页岩中水的化学势。根据这两个主要机理，流体的流量由下式确定：Q=Q+QgOC(己一只)Q芘@，一1a，)(2—3)其中：己泥浆压力；只孔隙压力；心泥浆化学势；以页岩化学势；Q为静流量；Q^为静液压力差产生的流量；Qc为化学势差产生的流量。14 中国石油大学(华东)硕士学位论文图2-1钻井液和泥页岩问的压力传递示意图Fi醇-1Chartofthepressuretransmitwithindrillingandmudshale泥页岩的渗透率和膜效率是评价泥页岩在水力压差和化学势差作用下压力传递特性的主要参数。通过测定泥页岩渗透率和膜效率，可以进一步进行以下两方面工作：一方面，通过测定泥页岩的渗透率和膜效率，建立一套以膜效率为主要衡量指标的钻井液与泥页岩相互作用的综合评价方法，用于优选防塌钻井液体系；另一方面，通过模拟实验研究在水力压差和活度差作用下压力传递规律，研究不同浸泡时间下泥页岩强度的变化规律，建立泥页岩井壁力学与化学耦合分析模型，可以分析水基钻井液作用下泥页岩地层的坍塌周期。处于地下深处的泥页岩较一般粘土压实程度高、致密、孔隙尺寸小，一般具有非理想半透膜特性。半透膜为只允许溶液中部分组份通过而不允许其余组分通过的渗透屏障。泥页岩的非理想半透膜性能与泥页岩的孔隙尺寸、双电层电斥作用等均有关系。非理想半透膜的成因目前为止仍在探索之中。钻井领域将实测化学势诱导压差(叱)与理论渗透压(△万)之比值定义为反映系数(L)，即膜效率，用于表示泥页岩半透膜的理想程度。L=[(AP)．Dbserved／(AP)theoritical】o≤L≤l(2-4)当L=1时即为理想半透膜；L=O时不存在半透膜特性(即无选择性渗透情况)；对于非理想膜情况，0P2)，如下图2．11。图2-11饱和岩芯不惹图Fig冬11Saturatedrockcorechart当P1~P2时说明岩芯达到饱和状态，要求差值小于5％。饱和过程结束后，给岩芯加热到地层温度，并保持岩样上下端压力为地层孔隙压力不变。2．4．4水力压差作用下的压力传递水力压差下的压力传递实验目的是研究在无化学势差作用、只有水力压差作用下流体在岩芯中的流动规律。实验过程中保持岩样所受围压Pc不变，增加上端压力到钻井液液柱压力，并维持压力值恒定；下端压力保持为地层孔隙压力Pp，且下端为一恒体积系统，如图2-12。由于上下端之间存在压力差，在岩样中将产生压力传递。即岩样下端压力随时问增加而升高。PcfP1=Pp．J图2-12水力压差作用下压力传递示意图Fi92-12Transmissionofpressurecontroledbyhydraulicpowerpressuredrawdown该阶段为页岩的纯水力渗透实验。记录岩芯下端的压力变化曲线，用于计算岩样的渗透率。泥页岩渗透率的测量是该阶段的关键内容。 中国石油大学(华东)硕士学位论文2．4．5化学势差作用下的压力传递纯水力压差作用下压力传递实验结束后，更换顶端溶液。由地层水换成钻井液滤液。本实验钻井液溶液的活度低于地层水活度。换溶液过程中使岩样两端压力相等。换完溶液后，纪录底端压力的变化情况，进一步研究水在化学势差作用下的运移规律。测量结果用于计算膜效率。2．5膜效率计算方法研究以往采用的膜效率和渗透率计算方法的计算的数值有较大的偏差。石油大学岩石力学实验室的王京印曾对膜效率和渗透率计算方法做过较为详细的分析论证嘲1。本文应用这两种方法对计算结果做了对比。2．5．1常规膜效率计算方法根据化学势平衡原理计算由于泥页岩和钻井液化学势的不同产生的驱动力如下：兰里!丝!!!墨三一—Ln(A．—)．RT：o(2．8)矿y、其中R为气体常数，y为水的偏摩尔体积，r为绝对温度(。回(彳。)，页岩中的活度∽)打泥浆中水的活度。如果方程2．8表示成应力的形式则有：笋帆)缈能)，】-±△P=P一昂(2-9)△P为由于页岩和钻井液活度不同产生的孔隙压力的增量。昂为远场孔隙压力，尸为近井壁孔隙压力。对于理想半透膜的情况，计算的(由方程2．10计算出)渗透压与观察值相等。即由渗透作用产生的静液压力；而对于非理想半膜来说，如页岩半透膜系统，由渗透作用产生的静液压力不等于方程2．10的计算值，因此定义非理想半透膜的膜效率为实验观测值与理论计算值的比。L=[(AP)一bserved／(OP)heoritioal】(2．10)膜效率L是表示渗透系统理想的指数。是页岩渗透能力与理想半透膜渗透能力的27 第二章泥页岩压力传递模拟实验比值。对于非理想半透膜系统(如页岩／水基系统)，L的值取决于许多因素(如页岩类型、粘土含量、井深、原地应力状态孔隙尺寸和分布、活度、阴离子强度等)，其值在0．1之间。膜效率计算公式：L=[(AP)一observed／(AP)theoritical】(2．11)其中：(AP)theoritica，=等ln№步／(AAl式中：R为气体常数，8．314J／K．tool5y是水的偏摩尔体积，18x10《m3；(么，)，页岩中的活度；∽b棍浆中水的活度。2．5．2常规膜效率计算方法存在的问题图2．13为实验得到的、有代表性的化学势差作用下压力传递实验曲线。从实验曲线中可以看出：(1)化学势差真实存在。曲线中可以明显地看出由于化学势差作用而使底端压力下降的特征。(2)化学势传递时间。化学势差作用下压力传递实验的初始状态为：岩芯上端循环低活度的流体，岩芯下端和岩芯中充满高活度流体。在化学势差的作用下，产生水(或离子)的扩散，化学势分布发生变化。如图2．13中，A点为岩芯底端压力开始下降点，含义是，一段时间后，水(或离子)扩散到岩芯底端所需的时问。(3)得到的压力曲线应该是力学一化学耦合作用下的曲线。从图2．13可以看到，B点之前，岩芯底端压力不断下降，这个阶段为化学作用占主导地位的阶段。B点之后岩芯底端压力开始逐渐上升，说明水力传递开始占据主导作用，但这并不是说，B点之前不存在水力压力作用，水力传递作用贯穿于整个曲线的始终。之所以B点之后压力开始回升，是因为B点之后，由于化学势扩散速度的下降，导致单位距离上化学势差减小，以至于化学势差使压力下降的力不足以抵挡水力压差使压力上升的力，所以出现压力回升的现象。实验曲线中B点岩芯两端的压力差是耦合作用下达到的压力差最大值，而不是单纯化学势差作用产生的压力差的最大值，因此，将B点的压力差值作为膜效率计算的观测值(AP)observed是有问题的。 中国石油大学(华东)硕士学位论文10勺9鱼R幽8765时间(s)图2。13化学作用下压力传递曲线Fi92-13Transmissionofpressurecontroledbychemicalaction2．5．3本文采用的新的膜效率计算方法常规的膜效率计算方法不合理性在于：用以测量膜效率的实验过程本身就是一个力学一化学的耦合流动过程。用以测量膜效率的实验过程本身就是一个力学一化学的耦合流动过程。因此，要想正确的计算膜效率值，必须在建立合理的耦合流动方程的基础上，反演膜效率值，具体方法如下：岩心耦合流动方程为：KtV2p+ImV20)=筹㈣化学势分布方程为：DA2口：ao，．(2．13)西、在实验室测定中，可以作为一维处理，因此方程写为：墨(_丽82p“五02e；)=筹D窘=詈㈣Q 第二章泥页岩压力传递模拟实验初始条件：f=0，P=只；f=0，O(x，0)=么，o(o，0)=B边界条件：f>O，p(o，，)=R：f>0，o(o，t)=B此方程为流一化耦合作用下压力传递方程。在除膜效率外其它参数已知的情况下，通过实验得到的指定位置的压力变化曲线，可以反演膜效率值。文中系数L为一定值。(1)首先给定待定系数的初始猜测值Lo，并令玎=0。(2)用有限差分法或者有限元法求解微舫程墨譬+L剥=詈。(3)求解在x=l，即实验岩石下端处p随时间的分布。(4)将计算得到的P值与测量得到的P进行比较。(5)如果比较结果不满足精度要求，则J椭l=J，o+nAI。，n=n+l，返回第22．5．4渗透率测量原理啤掣㈣5，七：鲤l刍二墅』(2．15)么△f、’已—岩样上端压力；艺—岩样孔隙压力；互。)一下端t时刻压力；垃一时间差。 中国石油大学(华东)硕士学位论文2．6实验结果与分析2．6．1岩心等温吸附试验实验岩样为大港油田现场取得的岩心。将岩心表层被钻井液污染的部分刮去，放在通风的室内风干，在105士3℃的恒温箱中至少烘干4h。粉碎，收集通过100目筛的岩粉lkg，存于广口瓶中备用。2．6．1．1泥页岩等温吸附实验(1)实验仪器和试剂①电子天平：精度为lmg。②电热鼓风恒温干燥箱。③60x30扁形瓶10个，普通干燥器5个。④氯化锌、氯化钙、硝酸钙、氯化钠、磷酸二氢钾，均为分析纯。(2)实验步骤①分别取2．0至3．09(准确至lmg)备用的岩心粉5份(每份样品进行双样平行测定)，分别放入10个已洗净并在105士3"C烘至恒重的扁形称量瓶(％)中，放入105士3"C的恒温箱中烘至恒重(两次重量之差不超过ling)，记录每瓶干泥页岩粉的准确质量(铂)·②配制氯化锌、氯化钙、硝酸钙、氯化钠、磷酸二氢钾5种盐的饱和溶液各300ml，分别盛入5个洗净的干燥器中，贴好标签。③将上述5份干泥页岩份同称量瓶一起分别放入盛有不同饱和盐溶液的5个干燥器中，打开称量瓶盖，盖好干燥器盖。在24士1℃的环境中静置6天。④6天后打开干燥器，盖好称量瓶，立即在电子天平上准确称量(精度ling)。⑤由(4)与(1)中已烘至恒重的扁形称量瓶的两次质量之差，得出在指定相对湿度下吸水达到平衡时的泥页岩质量(m2)。⑥计算不同相对湿度下泥页岩的平衡吸附量：尉=[(％一碍)／他]×10096实验数据见表2．1和表2-2⑦以平衡吸附量为纵坐标，相对湿度为横坐标，在坐标纸上作出泥页岩的吸附等温线31 第二章泥页岩压力传递模拟实验表2-l浸泡岩心平衡吸附量实验数据＼质量E4＼％刀％+现mo+％，‰+m2刀气％(％)盛＼(g)＼氯化锌12．13014．31114．21114．2352．0812．1051．1401氯化锌25．15221．88527．75227．7922．6002．6401．5152氯化钙24．88728．07927．91427．9663．0273．0791．69氯化钙24．69327．23027．08827．1292．3952．4361．701硝酸钙24．77628．27628．09828．1963．3223．4202．8655硝酸钙12．96115．27515．16615．2202．2052．2592．3904氯化钠24．63427．56027．41327．5122．7792．8783．4399氯化钠25．29528．62328．45928．5683．1643．2733．3303磷酸二氢钾24。9982834328．17728．3743．1793．3765。8353磷酸二氢钾25．09927．79327．66727．8272．5682．7285．8651附注：％为放岩心粉器皿的质量；(确+强)为烘干前器皿和岩心粉的质量；(％+他)为吸水后器皿和岩心粉的质量；五2‘4为岩心平衡吸附量表2-2数据整理Table2-2Dataedit盐氯化锌氯化钙硝酸钙氯化钠磷酸二氢钾平衡吸附量0．01320．0170．02620．03380．058502相对湿度O．1930．3350．6060．7520．955根据表2-2数据作出泥页岩等温吸附曲线图32 中国石油大学(华东)硕士学位论文^毒嘲蓝螫辖*0．070．060．050．040．030．02O．01O00．20．40．60．8相对湿度图2．14泥页岩的平衡吸附量与相对湿度的关系图l强萨-14Rockcorequilibriumadsorptionandrelativehumidityrelatechart2．6．1．2泥页岩中水的质量百分数测定实验实验步骤：①将表面皿在105士3℃的恒温箱中烘至恒重，记录表面皿的准确质量％。②快速将泥页岩岩样取出放入恒重后的表面皿，准确称取岩心粉质量和表面皿的质量总质量码。③将表面皿中加入适量的蒸馏水，静置让其分散，分散过程中要多次搅拌。④待岩样分散到一定程度后，将其放入1054-3"(2的恒温箱中烘至恒重，记录恒重后的准确质量％。计算泥页岩中水的质量百分数：【(％一鸭)／(铂一％)】x100％实验结果见表2．3表2．3质量百分数测定实验数据Table2-3Masspercentmeasuringexperimentaldata％码，他％‘％质量百分数平均值岩样(g)(％)l39．59842．39842．2362．85．795．755233．39337．64337．4004．255．72附注：m0为表面皿质量：M为烘干前表面皿和岩心粉质量；(碍一％)为岩心粉质量根据表2．3岩心中含水量从图2．16泥页岩吸附曲线上读取此岩心活度约为O．9333 第二章泥页岩压力传递模拟实验2．6．2泥页岩力一化耦合实验结果及分析8块实验岩心饱和阶段均用活度为O．875的NaHC03溶液饱和岩芯。溶液质量浓度为989／L。由于岩心比较致密，实验时间较长，饱和阶段和压力传递阶段部分未能做完，但根据这部分实验曲线也能求出岩心的渗透率。8块岩心实验情况如下：1号岩芯实验岩样井深为3039．83米，层位Ed3，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为7．6毫米，岩芯直径为25．20毫米。测得实验前岩芯质量为9．4克。岩芯活度为0．682。密度为P=2．489／cm3。下图2．15为岩芯饱和阶段压力一时间曲线。0510152025时间(天)图2．15岩芯饱和阶段vi92-15Rockgoresaturationperiod饱和阶段后，开始水力压力压差作用下压力传递实验。图2．16为该阶段压力一时间曲线。98T65432l0^垒u督 中国石油大学(华东)硕士学位论文22．526．530．534．5时间(天)图2．16水力压差作用下压力传递顶端压力底端压力Fi92-16Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2．17为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度麦克巴泥浆，然后保持顶、底端压力相等，为6兆帕，稳定一段时间。开始做化学势差实验。泥浆的活度为0．756。该岩芯使用的水基泥浆是现场采集的，为了防止泥浆中大颗粒堵塞管路，实验前，进行了过滤。O3691215时间(夭)图2-17化学势差作用下压力传递Fi92-17Transmissionofpressurecontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：乱渗透率计算公式计算法：水力压差作用下压力传递实验阶段数据可知，当f1=2219555s时，P(，，毛)=3．9Mpa；=2882113s时，p(I『，乞)=5．39Mpa，渗透率为：k=1．38x10-10D曲线拟合法：如图2．18是利用自主研发的用差分法求解泥页岩地层在化学势差作用下的膜效率的软件计算后的模拟曲线和实验曲线的拟合情况35l098T6543210●-●l一垒一奋丁65432l0^鲁v奋 第二章泥页岩压力传递模拟实验T65里4督32l03曲线691215时间(天)图2—18模拟曲线与实验曲线拟合Fi萨-18Analogandexperimentcurvematch通过计算得1号岩心渗透率为：k=8．85x10-9Db．膜效率计算公式计算法：实验中，所用模拟孔隙液活度为O．875，水基泥浆活度为0．756，地层温度70摄氏度，(AP)observed-2．74Mpa，膜效率为：L_2．74123．98=0．114曲线拟合法：图2．19是利用自主研发的用差分法求解泥页岩地层在化学势差作用下的膜效率的软件计算后的模拟曲线和实验曲线的拟合情况765鱼4奋32l0246810时间(夭)图2．19模拟曲线和实验曲线拟合Fi92—19Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：L=o．1434曲线 中国石油大学(华东)硕士学位论文2号岩芯实验岩样井深为3039．83米，层位Ed3，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为11．12毫米，岩芯直径为24．98毫米。测得实验前岩芯质量为13．50克。岩芯活度为0．674。岩心密度为p=2．469／cm3下图2．20为岩芯饱和阶段压力一时间曲线O816243240时间(天)图2-20岩芯饱和阶段Fi92-20Rockcoresaturationperiod图2—2l为水力压差阶段压力一时间曲线364l46时间(夭)图2-21水力压差作用下压力传递56Fi92-21Transmissionofpressureeontroledbyhydropowerpressuredifference3798765432IO^鱼v督109876543210^自uR幽 第二章泥页岩压力传递模拟实验下图2-22为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度甲酸盐泥浆，然后保持顶、底端压力相等，为6兆帕稳定一段时间，开始做化学势差实验。泥浆的活度为O．758。0369时间【夭)图2-22化学势差作用下压力传递Fi92-22胁nsmissionofpr鹋u他∞ntroledbychemist曙poten幽ldi玎eren∞实验分析：色渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式，取^-2046602s时，p(Z，‘)=3．14Mpa：乞=2752694s时，p(Z，乞)=5．1Ⅷa，实验前测得岩心下端体积为27．5ml，渗透率为：七：2．58×10一10D曲线拟合法：图2-23是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况T65432l0^鱼u督 中国石油大学(华东)硕士学位论文54．543．5巨3。2．5督21．5l0．503691215时间(夭)图2-23模拟曲线与实验曲线拟合Fi92-23,AnalogandexperimentClil'veretch模拟计算与实验结果对照后的渗透率计算结果为：k：7x104D线18b．膜效率计算公式计算法：模拟孔隙液活度为O．875，水基泥浆活度为0．758，地层温度70摄氏度，(AP)JJserved=3．72Mpa，膜效率为：厶-3．72／23．55=0．158曲线拟合法：图2．24是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况0246810时间(天)图2-24模拟曲线和实验曲线拟合Fi92-24AnalogandexperimentCUI'Vema屯ch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：厶=0．223号岩芯39线765432l0一鲁一督 第二章泥页岩压力传递模拟实验实验岩样井深为3039．83米，层位Ed3，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为5．096毫米，岩芯直径为25．10毫米。测得实验前岩芯质量为6．25克。岩芯活度为0．682。密度夕=2．489／era3下图2—25为岩芯饱和阶段压力一时间曲线。061218时闻(夭)图2-25岩芯饱和阶段Fi92-25Rockcoresaturationperiod图2．26为水力压力压差作用下压力传递实验的压力一时间曲线。萑、一，奋IT2l2529时间(夭)图2-26水力压差作用下压力传递Fi92-26Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2．27为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度聚合物泥987654321O一垒v督 中国石油大学(华东)硕士学位论文浆，然后保持顶、底端压力相等，为13兆帕，稳定一段时间，开始做化学势差实验。泥浆的活度为0．758。亘、一，督03时闻(天)69图2-27化学势差作用下压力传递7Fi92-27Transmissionofpressurecontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：氖渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式，取^=1497565s时，p(，，^矽．28Mpa；乞=2419136s时，P(I『，t2)=12．7Mpa，渗透率为：k=2．92x10。10D曲线拟合法：图2-28是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况亘、一督时间(天)图2-28模拟曲线与实验曲线拟合Fi92-28Analogandexperimentcurvematch计算后得3号岩心渗透率为：k=1．5x10-8D418曲线4321098765432l0●●●llI32IO98765432l0●___●l 第二章泥页岩压力传递模拟实验b．膜效率计算公式计算法：模拟孔隙液活度为0．93，泥浆活度为0．758，地层温度70摄氏度。膜效率为：厶_5．18／33．6=0．154曲线拟合法：图2-29是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况萑、一萄曲线口Zq5810时间(夭)图2-29模拟曲线和试验曲线拟合情况Fi92-29Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：L=O．174号岩芯实验岩样井深为3039．83米，层位Ed3，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为5．4毫米，岩芯直径为25．12毫米。测得实验前岩芯质量为6．7克。岩芯活度为0．67。烘干12小时后，取出称重为6．5克。密度为夕--2．59／cm3下图2．30为岩芯饱和阶段压力一时间曲线。4321098765432ID●ill 中国石油大学(华东)硕士学位论文9876垒5奋三2l061218时间(夭)图2-30岩芯饱和阶段Fi92-30Rockcoresaturationperiod图2．31为水力压力压差作用下压力传递实验的压力一时间曲线。画、_，督lT2l时间(夭)2529图2-31水力压差作用下压力传递Fi醇-31Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2．32为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度硅基泥浆，然后保持顶、底端压力相等，为13兆帕，维持一段时间，开始做化学势差实验。硅基泥浆的活度为0．754。43 第二章泥页岩压力传递模拟实验^山暑VR幽压力U1Z3456789时间(天)图2-32化学势差作用下压力传递Fi92-32Transmissionofpressurecontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：纵渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式，取‘=1497565s时，P(Z，，1)-7．15Mpa；t2=2457775s时，P(．『，，2)=12．36Mpa，渗透率为：后=2．95x10。10D曲线拟合法：图2．33是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况1512f鱼-％9奋630U369时间(夭)图2-33模拟曲线与实验曲线拟Fi92-33Analogandexperimentcurvematch模拟计算与实验结果对照后的渗透率计算结果为：k=1．45x10。8Db．膜效率计算44曲线4321O987654321O}1l 中国石油大学(华东)硕士学位论文公式计算法：模拟孔隙液活度为0．93，泥浆活度为0．754，地层温度70摄氏度。膜效率为：L=4．74／34．34--0．138曲线拟合法：图2—34是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况量、一，奋曲线时I司(天)图2-34模拟曲线和试验曲线拟合情况Fi92-34Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：‘=0．1765号岩芯实验岩样井深为3329．3米，层位沙一，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为6．2l毫米，岩芯直径为25．34毫米。测得实验前岩芯质量为7．56克。岩芯活度为0．407。密度为：p=2．4159／era3下图2—35为岩芯饱和阶段压力一时间曲线。45432l098了65432l0}ll 第二章泥页岩压力传递模拟实验围压30职。温度70℃07142l2835时间(天)图2-35岩芯饱和阶段Fi92-35Rockcoresaturationperiod图2．36为水力压力压差作用下压力传递实验的压力一时间曲线。围压301P，温度T0．c31353943哇751时间(天)图2-36水力压差作用下压力传递Fi92-36Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2．37为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度麦克巴泥浆，然后保持顶、底端压力相等，为13兆帕维持一段时间，开始做化学势差实验。泥浆的活度为0．809。21098765哇32l0111^dⅢuR出642086哇201上1_．1-．1^垒vR媳 048121620孔约32筠40稍铝铉弱时阍【天)图2-37化学势差作用下压力传递Fi92-37Transmissionofpressurecontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：乱渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式，取‘=151196s时，P(Z，^)=8．73Mpa；t221576714s时，p(，，，2产11．29Mpa，渗透率为：k=9．53x10-11D曲线拟合法：图2．38是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况24681012时间(夭)图2-38模拟曲线与实验监线拟Fi92-38Aanalogandexperimentcurvematch47曲线M协圪儿加98765432l^皇v长幽428642Ol●I■1^鱼vR幽 第二章泥页岩压力传递模拟实验模拟计算与实验结果对照后的渗透率计算结果为：k=6．5×10。9Db．膜效率计算公式计算法：模拟孔隙液活度为O．93，泥浆活度为O．809，地层温度70摄氏度，膜效率为：L--9．54／22．81=0．4182曲线拟合法：图2．39是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况1512鱼9奋63O023456时阅(夭)线图2-39模拟曲线和试验曲线拟合情况Fi92-39Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：L=o．156号岩芯实验岩样井深为3329．3米，层位沙一，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为6．86毫米，岩芯直径为25．34毫米。测得实验前岩芯质量为8．30克。下图2-40为岩芯饱和阶段压力．时间曲线。 中国石油大学(华东)硕士学位论文，_、鲁、一，R幽07142l2835时闻(夭)图2-40岩芯饱和阶段Fi92-40Rockcoresaturationperiod图2-41为水力压力压差作用下压力传递实验的压力一时间曲线。围压30HP，温度70℃3l353943475l时阅(夭)图2_4l水力压差作用下压力传递Fi92-41Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2．42为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度硅基泥浆，然后保持项、底端压力相等，为13兆帕，稳定一段时间，开始做化学势差实验。硅基泥浆的活度为0．824。492l098T65432IO___ 第二章泥页岩压力传递模拟实验萤、一，奋围压30肝，温度70'C04812162024283236404448G2时间(天)图2--42化学势差作用下压力传递Figfz-42Transmissionofpressurecontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：a．渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式；取毛=117188s时，P(，，^户8．21Mpa：,乞=1452312s时，P(Z，岛)=10．57Mpa，渗透率为：k=1．02×10qoD曲线拟合法：图2-43是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况141210鱼8-IR6蚓4202468lO时间(夭)12图2-43模拟曲线与实验曲线拟Fi弘-43Analogandexperimentcurvematch模拟计算与实验结果对照后的渗透率计算结果为：k=6x10．9Db．膜效率计算公式计算法：模拟孔隙液活度al=0．93，泥浆活度a2=0．824，地层温度70摄氏度。50432，69876543210ilI 中国石油大学(华东)硕士学位论文膜效率为：x．--8．25／19．81=0．4165曲线拟合法：图2硝是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况141210垒8R6幽420l2345时间(天)曲线图2—44模拟曲线和试验曲线拟合情况Fi92-44Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：厶=0．187号岩芯实验岩样井深为3329．3米，层位沙一，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为4．9毫米，岩芯直径为25．34毫米。测得实验前岩芯质量为3．55克。下图2-45为岩芯饱和阶段压力．时间曲线，_、量、_，R幽围压3611P，温度T0℃024681012时间(天)图2-45岩芯饱和阶段Fi924SRockcoresaturationperiod图246为水力压力压差作用下压力传递实验的压力一时间曲线。511098T6543210 第二章泥页岩压力传递模拟实验161412亘10—8督6420围压361[P，温度70"C02468时闻(天)图“6水力压差作用下压力传递Fi92-46Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2-47为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度聚合物泥浆，然后保持顶、底端压力相等，为13兆帕维持一段时间，开始做化学势差实验。硅基泥浆的活度为0．824。围压3b'117，温度70’C141210量8奋6420L234时间(夭)图2-47化学势差作用下压力传递Fi92-47Transmissionofpressureeontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：a．渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式；取^=226296s时，p(Z，f1)--9．06Mpa；t2=863975s时，P(，，f2)：11．77Mpa，渗透率为：k=1．9x10．10D曲线拟合法：图2．48是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况52 中国石油大学(华东)硕士学位论文141210^～罨8督6420O248时闫‘天)图2-48模拟曲线与实验曲线拟Fi92-48AnalogandexperimentClll'Vematch模拟计算与实验结果对照后的渗透率计算结果为：k=7．5x10。9Db．膜效率计算图2-．49是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况：o1时间罨夭)34曲线图2-49模拟曲线和试验曲线拟合情况Fi醇—49Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：厶=O．28号岩芯实验岩样井深为3329．3米，层位沙一，岩性为泥岩。岩芯尺寸：岩芯长度为4．7l毫米，岩芯直径为25．34毫米。测得实验前岩芯质量为3．35克。下图2-50为岩芯饱和阶段压力．时间曲线。53238642864l●1●32l1l●_■ll●I■●Il●I^鱼一R幽 第二章泥页岩压力传递模拟实验，。、垒、_，·R幽围压36lIP，温度70"C02q68时间(天)图2-50岩芯饱和阶段Fi92-50Rockcoresaturationperiod图2．51为水力压力压差作用下压力传递实验的压力一时间曲线。围压36职，温度70．c024681012时闻(天)图2-51水力压差作用下压力传递Fi鹳一51Transmissionofpressurecontroledbyhydropowerpressuredifference下图2．52为化学势差作用下压力传递实验阶段。更换顶端溶液为低活度甲酸岩泥浆，然后保持顶、底端压力相等，为13兆帕稳定一段时间，开始做化学势差实验。硅基泥浆的活度为0．824。l098T65432l0l1642086420lI●●●●l^鱼一R避 中国石油大学(华东)硕士学位论文13．21312．8—12．6山考12．4R12．2幽1211．811．611．40顶端压力底端压力l234时间(天)图2-52化学势差作用。F压力传递Fi92-S2Transmissionofpressurecontroledbychemistrypotentialdifference实验分析：屯渗透率计算公式计算法：由渗透率的计算公式；取‘-114512s时，P(，，^产8．78Mpa；t2---950086s时，P(，，t2)=12．43Mpa，渗透率为：k=2．28×10qoD曲线拟合法：图2．53是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况，、垒、一，R幽024681012时问(夭)线图2-53模拟曲线与实验曲线拟Fi92-53AnalogandexperimentCUl'Vematch模拟计算与实验结果对照后的渗透率计算结果为：k=9×10．9Db．膜效率计算：图2-54是用差分法求解的模拟曲线和实验曲线的拟合情况5542086420●I■●_■●l 第二章泥页岩压力传递模拟实验13．513皇12．5笛12ll。5ll023‘时涠(天，图2-54模拟曲线和试验曲线拟合情况Fi醇一54Analogandexperimentcurvematch通过模拟计算和实验对比，得出此岩心的膜效率为：L=O．198表2-4压力传递实验结果Table2-4Transmissionofpressurelaboratoryfindings水力传递用液化学势传递用液岩样渗透率膜效率浓度活度泥浆活度l8．85x10-99．8％NaHc03O．93麦克巴泥浆0．7560．143427×10。99．8％NaHc030．93甲酸盐泥浆0．7580．2231．5×10．89．8％NaHc030．93聚合物泥浆0．7540．1741．45x10‘89．8％NaHc03O．93硅基泥浆0．7540．17656．5x10．99．8％NaHc03O．93麦克巴泥浆O．8090．2566x10-99．8％NaHc030．93硅基泥浆0．8220．1877．5xlo-99．8％NaHc030．93聚合物泥浆O．68lO．289x10‘99。8％NaHc03O．93甲酸盐泥浆0．6820。1982．7实验分析通过实验结果中得到的实验曲线，应用上述膜效率和渗透率的计算方法可以分别计算每块岩芯的渗透率和膜效率。实验中共使用4种钻井液，均为现场取得的泥浆。从表2-4中可以看出同一地层的岩心渗透率有较大的差别，且渗透率越高膜效率越低，渗透率越低，膜效率越高。对于此地区的泥页岩甲酸盐泥浆最有利于地层的稳定，麦克巴泥浆效果最差，不利于地层稳定。所以，钻井过程中优选甲酸盐泥浆作为钻井泥浆。实验过程中，由于岩心渗透率太低，有的实验要持续40天以上，也有部分实验未56 中国石油大学(华东)硕士学位论文能完全做完，应用新的计算方法也可以准确的计算出膜效率和渗透率，避免了重复多次的实验，使实验的安全性能提高。而且，通过两种方法的对比可以发现，新的计算方法更接近真实值，8块岩心的数据变化幅度小。通过实验证实：这种方法是一种更准确的计算方法。2．8微观结构分析为了深入认识本实验泥页岩的压力传递特征，对实验泥页岩层进行了X．射线衍射。表2．5是全岩矿物含量X射线衍射分析结果，表2-6是粘土矿物含量X射线衍射分析结果。表2-5全岩矿物含量XRD测定结果(％)Table2-5TotalrockmineralcontentXRDmeasuringresult(％)粘土矿物总岩样石英钾长石斜长石方解石白云石黄铁矿含量12446324129233913633631723554316表2-6粘土矿物含量测定结果(％)Table2-6Claymineralcontentmeasuringresult(％)高岭石绿泥石伊利石伊／蒙问层问层比岩样(K)(Ch)(I)(I，s)(％．S)l74325740253357403123404540综合分析全岩矿物组分表、粘土矿物组分表，可以看出实验泥页岩石英和方解石含量较高，达到13．55％；粘土矿物含量偏低，只有30％左右，且以伊利石为主，因此它的膨胀能力较低，这和实验结果是一致的(表现为膜效率较低)。57 第三章泥页岩力学参数的测定在坍塌周期计算中，除了第二章中介绍的渗透率和膜效率两个相对比较重要的参数以外，还有一些参数需要测定。本章主要介绍这些参数的实验室测定方法。3．1泥页岩主要力学参数基本岩石力学参数的测定仪器为岩石力学三轴实验装置，将岩样放置在压力室内，施加一定的侧向压力(仃，)并保持恒定，然后逐渐增加轴向压力(0"1)，直到岩石破坏。岩石破坏时的轴向压力，即为该岩样的峰值抗压强度，可用下式来计算：P％=j(3-1)式中：吒—三轴抗压强度MPa，lVlPa；户—破坏载荷脒；么—岩样的横截面面积m2。3．1．1内聚力和内摩擦角．．库仑一摩尔破坏准则是目前岩石力学最常用最简单的一种准则。该准则认为岩石沿某一面发生破坏，不仅与该面上剪应力大小有关，而且与该面上的正应力有关。岩石并不沿最大剪应力作用面产生破坏，而是沿剪应力与正应力达到最不利组合的某一面产生破坏。即：lo}=％+吒·留口(3-2)厂=tg=(3-3)式中：l弓l——岩石剪切面的抗剪强度MPa；％——岩石固有的剪切强度MP8。·％——剪切面上的正应力MPa5，——内摩擦系数；搿——内摩擦角。 中国石油大学(华东)硕士学位论文通过三轴实验可以得到岩石破坏时的q、or，值，在or—f坐标系中可画出一个破坏应力圆。用相同的岩样进行不同的侧向压力乃的破坏实验，可以得到一系列不同的吼、cr3值，可画出一组破坏应力圆。这组破坏应力圆的包络线，即为岩石的抗剪强度曲线。3．1．2弹性模量、泊松比三轴高压釜是本实验装置的核心部分，岩样装在其内部，并用铜皮密封，以防止压力油侵入岩样内部。压应力和应变可以用下式计算：PA(3-4)式中：仃—应力Mpa；P—戴荷KN；彳—-岩样的横截面面积m2。％=孚(3-5)％2_式中：s。—轴向应变；址—岩样的轴向变形m；，—岩样的高度m。t=等(3-6)t2—■式中：‘—径向应变；AD—岩样的径向变形量m；峭样的直径m。在连续加载中，应力、应变在直角坐标系中绘制应力—应变曲线。利用该曲线可以求得岩样的弹性模量：E：=—A—tlr△乞(3．7)式中：E为弹性模量GPa；Ao-为轴向应力的变化量MPa；△s。为岩样的轴向应变的变化量。泊松比可用下式求得： 第三章泥页岩力学参数的测定Ae，∥2—二。△s。(3-8)式中：A6r为岩样的径向应变的变化量：Aeo为岩样的轴向应变的变化量。3．2不同含水量下的强度参数的求取要想求出参数值需要进行页岩含水量与强度的关系实验。实验选取同一井号同层位岩心15块，分成5组，每组岩心的含水量相同。分别对每块岩心进行三轴压力实验，得到每块岩心的峰值强度，进而得到各组岩心的内聚力内摩擦角。3．2．1岩心柱饱和实验(1)钻取高约50mm，直径约25．3的岩心柱15块；(2)分别将15块岩心编号，称量其质量。然后分成5组分别放入5个装有标准溶液的蒸发皿中。5个蒸发皿中分别乘有ZnCl2，CaCh，CaN03，NaCI，KH2P03饱和溶液。他们的活度值见第二章。(3)每隔一周测量一次，并记录数据；当岩心质量无变化时，即可做三轴试验。60 中国石油大学(华东)硕士学位论文表3_l岩心柱饱和实验数据Table3-1Rockcorecolumnsaturatedexperimentaldata时间(天)岩心号浸泡溶液含水量O44691．162．162．98NaCl0．033891-261．5862．39NaCl0．03292l1-363．4364．42NaCl0．0352571．462．0261．82CaCl20．017031．562．462．16CaCl2O．0164171-661．3761．28CaCl20．0187612．160．7961．88KH2P030．0376142．261．8363．03KH2P030．0388542-361．0962．19KI-12P030．037532—458．6659。8559．85KH2P03O．0396812-559．760．1lCaN03O．0270452—662．1S62．45CaN03O．0244362．763．0263．35CaN03O．0253043．161．0360．38ZnCl20．o《)96523-262．59621．961．98ZnCl20．0105573．361．660．88ZnCl20．0086123—463．0362．4ZnCl20．010308 第三章泥页岩力学参数的测定6564．5，、64权63．5—63明I62．5’螟6261．56162．56261．56l的63626l60595864—63假62刺6I峰60590102030405060T0时闻(夭)氧化钙02030405060T0时间(天)磷酸二氢钾--4．-I—I—●卜I一2—■广一I一3—_．卜一1-4--41----1-5—_|卜1-603040506070时间(天)。141-]Dg是．F7r▲●●●▲063．56362．56261．56160．56030405060T0时间(天)030405060T0时闻(天)图3．1浸泡在不同溶液中的岩心柱质量变化图—◆一2-l—●一2-2—●一2-3——卜-2-4—◆一2_5—●一2-6+2-7—◆一3_l---It--3-2—●一3-3t3-4Fi93--IRockcorecolumndunkedindifferentliquorwhoseweightchengedchart62一般u嘲峨^议一删螟一般一嘲蟋 中国石油大学(华东)硕士学位论文浸泡在不同溶液中的岩心柱质量变化如上图。从图中可以看出，浸泡在不同溶液中的岩心约在前8天左右质量出现明显变化，43天左右质量保持恒定，43天以后，质量无明显变化。66天以后，质量无变化，可以做岩心三轴实验。3．2．2岩心三轴实验经过近60多天的浸泡，岩心柱已经达到饱和状态。可以做岩心三轴试验，验证不同含水量对岩心强度的影响，求出坍塌周期所需部分参数。实验结果见表勉：表3-2岩心的三轴实验数据Table3-2Rockcorecolumntriaxialtestdata峰值强度弹性模量岩心组浸泡溶液岩心号泊松比M口aGPal-l72．389．890．112第一组NaCll-2105．9110．82O．167l-3126．2813．4l0．233l-490．2312．870．101第二组CaCl21．5125．6l13．750．1381．6148．1816．84O．1852．255．682．780．092第三组KH2P032．380．255．56O．1692．4106．2312．72O．33l2．581．2l8．02O．160第四组Ca(N03)22_6120．5l10．490．2372-7151．8417．92O．3033．197．929．64O．117第五组ZnCl23-2123．6510．74O．1233—3161．1l14．89O．1493．2．3不同含水量下内聚力、内摩擦角的求取浸泡在不同溶液中的五组岩心的摩尔圆如下： 第三章泥页岩力学参数的测定150l∞∞0l∞1500l∞150l锄l∞50Ol∞／揄．．．．．蚴150踟渤∞第一组摩尔圆．。／厕．．。．划t∞咖250∞第三组摩尔圆／．／知、、切孓◆jj．一锄～I第五组摩尔圆150l∞0l∞150l卯I加500l∞150／一．．．．切锄～一第二组摩尔圆／一。。．．划200一第四组摩尔圆图3-2浸泡在不同溶液中的岩心柱组的摩尔圆图Fi93-2Rockcorecolumnsdunkedindifferentliquorwhosemolecircularchart 中国石油大学(华东)硕士学位论文不同含水量下内聚力、内摩擦角值如表3_4：表¨岩心的内聚力(C)和内摩擦角(9)Table3-4Cohesiveforce(C)andangleofinternalfrictionofrockcorecolumn岩心组浸泡溶液内聚力内摩擦角含水量第一组NaCl14．5027．3l0．034023第二组CaCl218．6429．070．017403第三组KH2P039．7025．66O．03842第四组Ca('N03)212．5633．960．025595第五组ZnCl218．1l31．280．009782从图中可以看出：内聚力、内摩擦角随着含水量的增加而减小，强度参数的变化对井壁稳定的影响是巨大的。3．3强度参数修正随围压和含水量的变化，强度参数会发生较大的变化。根据有关资料m1，本文对以上参数进行了修正。弹性模量和泊松比修正公式根据最小围压、岩层材料的弹性系数进行修正。’E=t0+q‰Av=vo-a2‰如(3-9)其中：Eo、V0为岩层吸水后的弹性模量和泊松比；‰为最小围压；al、a2、bl、b2为由实验确定的系数；01=4)．2x108～0．6x108；a2=0．1x10‘3～O．4x10．3；bl=b2=0．3。注意：也可根据具体资料和实验对参数进行适当调整。 第四章井壁坍塌周期数学模型的建立泥页岩井壁稳定力学一化学耦合实质上是流一固一化耦合，而流一固耦合部分还包括流体对固体的影响和固体对流体的影响两部分内容。泥页岩与其它沉积岩主要的不同是它富含粘土矿物和渗透率极低。粘土特定的矿物组分、电特性和其它的微观性质，影响了流体在介质中的扩散，主要影响因素有：首先是压差引起的水力传递，～般由达西定律来描述；其次是化学渗透，由钻井液和地层的初始化学势差引起，由于页岩的半渗透特性，离子不能通过井壁，只有水能够进入地层。如果钻井液的化学势高于地层，水将流出页岩，有降低化学势的趋势。化学渗透机制主要取决于膜效率歹啪H¨。第二章所述实验充分说NT泥页岩中化学渗透作用的存在，给出了在水力压差和化学势差的共同作用下，流体在泥页岩中的流动规律。本章将这些流动规律引入泥页岩井壁稳定力学，化学耦合分析模型。4．1井眼力学模型的建立下面是井眼围岩中水的流动示意图(模型中的参数均为修正后的参数)：0——————+c孽图4-l地层水在泥页岩中流动示意图Fi94-1FormationwaterflowinmudshalechartFi94-1fallingweliborechart将[％，o"h。，口，]应力变换为[吒，o-y，仃：，r矽，f归，f曩]仃j-"COS29cos2船日+ffⅣsin2伊cos2口-t-O"vsin2口 中国石油大学(华东)硕士学位论文Ory=OrHsin2矿+％cos2缈Orz=COS2伊sin250r日+Orksin2缈sin2g+or，COS2口～=三1帆一仃抒)cos口sin2缈‰=三(％一仃小in2伊sin口k=圭(盯日cos2缈+％咖2尹一吒)sin2口计算得到柱坐标下应力为：Or,=0．5c吒吲c·一争+圭(吒一删一等+等cos2p+～((1—74a2+．3，4，a4sin2乡每尸舸，Oro=0．5(吒+q)(1+多一i1(吒一q)(1+等cos29^∞+等血2p每户册(4．1)仃：=莎盛一∥【2(叽一q)7a2cos28+4r矽sill20】％=i1(q—Or,)O一3等+2r嬖)sin20+伽一3等+2多cos2pc4彩％=(％cos秒一r=sin8)(1+尹a2在井壁处，．=aor2pm—Pp％=(吒+q—P。一P，)一2(吒一Ory)COs20—4～sin28Orz=or露一2／a(0"，一仃J，)COs20—4／Jr秽sin20f，一2f厅=0％=2(％COsO一亿sinD转换到主应力为-Orl2Or，2P厢一P，盯：，，=三(％+仃：)±圭√忑云_=Ii蕊67(4-3) 第四章井壁坍塌周期数学模型的建立4．2原地应力下的井周应力分布4．2．1应力张量的旋转三个方向的地应力％，仃日，万，的方向与坐标系主轴(矗，日，v)的方向一致。井眼轴线的偏离由井眼方位角(dw)和井斜角(0)来描述。井斜角是井眼轴线相对垂直轴线(上覆岩层压力轴线)的角度，方位角是井眼轴线在平面上的投影相对最大水平应力线的角度。当井眼轴线与Z方向一致的时候，通常用直角坐标系(彬)和柱坐标系(，．防)来描述并眼周围的应力场。从(日，Jl，1，)坐标体系转换到(班)坐标体系，O"v，％，％表示的二阶应力张量吒2cos‘伊cos‘CrO"H+O"Hsin‘《pcos‘口+吒sin‘口’·’一’Elry20"／tsm2‘P+O"kCOS2矽盯2=COS2‘psia2口盯日+or^sm2缈sin2口+crvCOS2口～=i1(仃Jl一仃珂)cos口sin2伊％：妻(％一仃日)sin2tpsin口吃=j1(％COS2缈+吒sin2伊一o'Dsin2口(4呦4．2．2原地应力引起的应力分布在柱坐标下，由于原地应力引起的总应力是各个原地应力引起的应力的线性叠加。由于％引起的应力：％=悖陪(1_4事+3和2秒％=旧r21)垒2+(1+3翻r4)cos2秒㈤，％=扣事一3刳等一 中国石油大学(华东)硕士学位论文———_————————————————————————————————_—-—_-_-—---—-——_——————-——●l一由于‰引起的应力：由于％引起的应力：计算％：％=陌r2、)垒2一(1-4吾+3珈2秒％=陆r2、)垒2+(1+3必r4J锄p％=(1+2笋一3爿孚s证2p％=(1—4芳+3立r4L)-矽如2p％=七+3和s蚴％=(1+2吾一3锦础秽盯露=吒一y(2(％一％)笋2cos2p+4％笋2s证2秒]由于％引起的应力：％=吒愕卜％=吒"卜盯厝广2、{lsiIl口r|)cos(4—6)(4—7)(4—8)、l●●●／《一，一+，，●●●一／，，●●●一／弦声盯．仃= 第四章井壁坍塌周期数学模型的建立4．3不同因素作用下井周应力分布下面分别考虑钻井液水力压差、化学势差和温度对地层孔隙压力的作用来研究压力随时间的变化规律。4．3．1水力压差引起的近井应力分布近井壁地层模型如图4．2所示，我们考虑简单的单相流动的情况，得出井筒附近压力分布。下图为井筒附近孔隙压力分布简图。图4-2逝井壁地层梗型Fi94-2Layernearboreholewallmodel由水力压差引起的近井壁地层应力分布：盯，，=等等专了p协川砌+等p，％=一警[专了p饥，渺∥(r，伽{p。咿等字p协，D㈨9，其中v=％一％‰。如70 中国石油大学(华东)硕士学位论文a；r=(1一事)鲁+(1一辱+每)詈oos笏+(1一匀孚_(1一每+3匀詈髑幻+(1一辱+3爿％幽笏搿；P(r'fp+吾风％=(·+爿孚+(-+3爿等c。s2口+(·+爿孚+(t+3爿孚cos2臼一(，+3；卜sm口一错融，(r班∥(，，忙以Gr----O'z--V(2(％一％)笋2cos2p+4％笋2s证2口)+气当茅p，(吖)％=一(1+2翘r《w)cr=sin20+(1+2菩一3刳孚⋯+(1+2箬一3绺础p％=吒(t一吾)cos护+％(，一芳)血乡。k二哆垮(1+事)cos口一仃2(·+事]s证pc4-·。)4．3．3化学势差作用引起的应力分布由于页岩和钻井液化学势的不同产生的化学应力，且真实泥页岩的膜效率数值变化范围较大，其影响因素有粘土含量、粘土类型、孔隙尺寸以及渗透率等。化学势差在井壁地层中引起的应力分布为：铲篙专眇力胁％一‘口0⋯-2,,)E上，jjp，(，'f渺-p／㈣]咿等字p，(，力件⋯其中：p，r，f)=p(，，t)-pov=vo一吒‰如71 第四章井壁坍塌周期数学模型的建立4．3．4温度变化引起的近井应力分布驴禹吉弘力砌驴一南[拶仉咿n∥)]吁急r，(r，f)(4．12)其中：r，r，f)=z(，．，t)-roE=毛+口1‰岛(4-10)式+(4-11)式+(4．12)式得到地应力、水力压差、化学势差、温度差作用下近井地带的应力分布规律。4．4岩石破坏准则的选取强度破坏准则是判定井壁是否破坏的临界条件。在本研究中，我们选择了库仑一摩尔准则(Mohr---Coulomb)和德鲁克一普拉格(Drucker-Prager)准则结合应用的方法，做为剪切破坏的强度判据。通过上述公式推导，可以得到井眼围岩一定范围的应力分布，结合某一破坏准则，便可得到井眼周围不同情况下的坍塌压力。表达式分别如下：库仑一摩尔准则：(Mohr----Coulomb)(q—app)[(f2+1)一厂]-(％一口砟)胪+1)+力=2z-o(4-13)其中：q—井壁上一点的最大主应力；吧—井壁上一点的最小主应力；口—有效应力系数；弓—地层孔隙压力；％一内聚力；厂一内摩擦系数。德鲁克一普拉格(Drucker-Prager)准则：以=吉[(q一％)2+(吒一％)2+(吒+q)2]=舛一rs(4．14)其中：吼、吒、dc／'3一最大、最小、中间主应力；如、Q、Ks一地层强度参数；五一总应力。72 中国石油大学(华东)硕士学位论文第五章泥页岩地层的坍塌周期研究本章主要介绍上述理论模型在北大港油田沙河街东营组底层的初步应用情况。通过对井壁稳定影响因素的规律分析，寻找解决此地区井壁失稳问题的方案。5．1软件简介根据本文建立的泥页岩力学一化学耦合井壁稳定性分析模型，通过泥页岩力学一化学耦合坍塌压力数值模拟软件№1可以计算力学一化学耦合作用下钻井液与泥页岩接触一定时间后井眼周围不同地点的孔隙压力，进而计算一定时间后不同地点的应力状态，结合破坏准则得到不同地点、不同时间的坍塌压力。对于给定的钻井液体系，可以计算井壁的坍塌周期。5．2计算坍塌周期所用基础参数模拟计算所用参数详见表5．1所示。表5-l地层参数及岩石物理性质TableS-1Formationparameterandpetrophysicalproperty原始地层活度O．9井深3000m钻井液水活度0．8～l井斜角0度膜效率0．2方位角0度气体常量0．082原始孔隙压力梯度0．01MPa／m地层原始温度(K)400Biot系数O．85水偏摩尔体积0．018泊松比0．2渗透率5搴lOE．9D弹性模量10000孔隙度O．02最大水平主应力0．02256MPa／m钻井液水黏度lep最小水平主应力0．01943～口a／m流体压缩系数0．0008垂向应力0．02254～口a／m井眼半径15em内摩擦角30度热扩散系数0．000l内聚力15N伊a73 第五章泥页岩地层的坍塌周期研究5．3坍塌周期研究5．3．1水力压差作用下的坍塌压力变化规律本节研究了单纯水力作用下坍塌压力的变化规律，着重分析在不同原始地层孔隙压力条件下，坍塌压力随时间的变化。图5．1至图5．3分别给出了不同时刻坍塌压力随原始地层孔隙压力的变化。——◆一15ci—-15．6cI—■卜16．5c-—l’卜17cm0．Ol0．01050．0110．01150．0120．01250．013原始孔隙压力Cllpa／ID图孓10时刻单纯水力作用下坍塌压力随原始地层压力的变化Fi95-1Cavingpressurechangedewi伍initialformationpressure1．4—1．3勺1．2＼?1．1Rl塞：{0．70．6onlycontroledbyhydraulicpowerfort=铂—◆一15ct—卜15．6c-—卜16．5c曩—*一17．4cl0．010．01050．0110．01150．0120．01250．013原始孔隙压力(肝a／1)图5-224小时单纯水力作用下坍塌压力随原始地层压力的变化Fi95-2Cavingpressurechangedewi也initialformationpressureonlycontroledbyhydraulicpowerfort=-247443219876L仉仉仉钆^乍o＼?R幽蜂蜜 中国石油大学(华东)硕士学位论文^宣U＼∞、／长襁蜉霉—_．卜15ca—I一15．6ca—啦r_一16．5c1--K---17．4ca0．010．01050．0工10．01150．0lZ0．01250．013原始孔隙压力(职aA)图5-3240小时单纯水力作用下坍塌压力随原始地层压力的变化Fi95-3Cavingpressurechangedewithinitialformationpressureonlycontroledbyhydraulicpowerfort=240通过以上分析可知：在单纯水力压差作用下，坍塌压力的变化存在如下规律：(1)随着原始地层孔隙压力的增加，坍塌压力增加；(2)在单纯水力压力作用下，井壁上坍塌压力随时间变化不明显。从上图可以看出，原始地层孔隙压力梯度从O．01MPa／m变至iJ0．013MPa／m，各处坍塌压力升高约O．Ig／cm3左右。5．3．2水力压差和温度差作用下的坍塌压力变化规律钻井过程中由于钻井泥浆和地层的温度差异会引起近井地带地层温度的改变，因此，打开井眼后的这种非等温特性对井壁的稳定性影响是必然的。热一力耦合的多孔弹性模型在综合渗流力学、传热学、岩石力学基础上，充分考虑了温度对近井地带孔隙压力的影响，进而影响坍塌压力。图5_4至图5．6给出了不同时刻坍塌压力随温度的变化规律。75432l19876L仉仉仉仇 第五章泥页岩地层的坍塌周期研究1．6飞1．4’’、∞只1．2幽嚼1霹0．80．6一。_一_-●■：d4一●一⋯一u一_。t●、J‘JI●‘』--●--，●．’’’’’，、，’，’7’，’r’⋯●■3的钾D31的4∞疆度(K)450—_．—一15aI—●一1&6c^一矗一16．5cA—-必一17．4cl图500小时水力压差和温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化Fi95-4Cavingpressurechangede喇也temperaturecontroledbyhydraulicpowerandtempe强tllmdifferencefort--03∞3910410430450温度(K)—◆一15aI—●一15．6ca—1卜16．5ca*17．4ca图5-524小时水力压差和温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化Fi95-5Cavingpressurechangede而也temperaturecontroledbyhydraulicpowerandtemperaturedifferencefort=243∞370390410430450温度(X)—_卜15cm．--．11----15．6蕊—{卜一16．5m—弓卜一17．4m图5-6240小时水力压差和温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化FigS-6Cavingpressurechangedewithtemperaturecontroledbyhydraulicpowerandtemperaturedifferencefort=-2407665432l98761l10一，u＼∞vR囝嚼蜜65432Il9876L仅仉仉仉^￡IQ＼∞一R出嚼骘 中国石油大学(华东)硕士学位论文通过以上分析可知：在水力压差和温度差联合作用下，坍塌压力的变化存在如下规律：(1)钻井液温度对坍塌压力影响很大。即坍塌压力随温度的升高而升高，随温度的降低而降低。(2)在本次研究条件下，随着温度从350度变到450度，井壁上坍塌压力从1．0339／era3变到1．5079／cm3，变化幅度较大，温度对井壁稳定影响较大。(3)随着温度从350度变到450度，在井壁15．6era处，经过240小时后，坍塌压力从0．989／era3变到1．1989／em3，温度对坍塌压力影响较大，在井壁16．5cm和17．4cm处坍塌压力变化不大。因此，在本次研究条件下，温度对10％井径以内位置坍塌压力影响较大，且随时间的增加，影响范围逐渐扩大。(4)当温度为400k时，即没有温度影响时，井壁上坍塌压力为1．279／cm3。5．3．3水力压差和化学势差作用下的坍塌压力变化规律通过改变钻井液的成分，改变钻井液的化学性质，利用化学作用，减缓井壁失稳的发生，这是最近几年一直研究的热点问题。本文在前述模型的基础上，给出了不同时刻坍塌压力随钻井液活度的变化规律。如图5-7至图5．9所示。／：0．80．850．90．95l钻井液永活度—◆一15e重—●一15．6ca—∞广16．5el*17．4el图5-70小时水力压差和化学势差共同作用下坍塌压力随活度的交化Figs-7Cavingpressurechangedewithactivitycontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferencefort-'-OT531975Lnq仅^H售口＼的-R田鹰岙 第五章泥页岩地层的坍塌周期研究“蛊U、bORI丑嚼蜜1-71．51．31．10．90．70．50．80．850．90．951钻井液水活度—咖一15勰--4D--15．6cI—&一16．5cA—*一17．4Ca图5-824小时水力压差和化学势差共同作用下坍塌压力随活度的变化FigS-8Cavingpressurechangedewithactivitycontroledbyhydrauficpowerandchemicalpotentialdifferencefort=241．7￡1．5高Uj1．3R1-1昙啪睿D．70．50．85D．90．眄钻井．旅水活度—伊15ca—}一15．6阻—1卜16．5Cl—*_1T．唾躔图5-9240小时水力压差和化学势差共同作用下坍塌压力随活度的变化Fi95-9Cavingpressurechangedewi恤activitycontroledbyhydraufiepowerandchemicalpotentialdifferencefort=240通过以上分析可知：在水力压差和化学势差联合作用下，坍塌压力的变化存在如下规律：(1)钻井液化学作用对井壁稳定性有影响，钻井液水活度越低坍塌压力越低，对井壁稳定越有利。(2)随着钻井液活度从O．8变到l(原始地层水活度为O．9)，井壁上坍塌压力从o．8829／em3变到1．6179／cm3，变化幅度较大。随着钻井液活度从0．8变到1，在井壁15．6era处，经过240小时后，坍塌压力从o．859／em3变到1．3669／era3。可见，化学作用对坍塌压力影响较大；在井壁16．5cm处，经过240小时后，坍塌压力稍有变化，在井壁17．4cm78 中国石油大学(华东)硕士学位论文处变化不大。可见，在本次研究条件下，化学作用对10％井径以内位置坍塌压力影响较大，随时间增加，影响范围逐渐扩大。(3)钻井液活度为0．9时，即没有化学作用影响时，井壁上坍塌压力为1．279／em3；钻井液活度小于0．9时，坍塌压力降低；钻井液活度大于O．9时，坍塌压力升高。如图5．10是当地层水的原始活度为0．9，地层膜效率为0．2时，在1．04a(a为井眼半径)倍井径处，在钻井液浸泡24小时和230小时后，地层坍塌压力随钻井液活度的变化规律。从图中可以看出：当钻井液活度为0．9时，与地层水活度相等，此时泥页岩与钻井液之间的压力传递只由水力压差控制，此时的坍塌压力称为原始地层坍塌压力值为1．119／cm3；当钻井液活度小于0．9时，化学势差诱导地层水向井眼内流动，降低了地层的孔隙压力，使坍塌压力小于原始坍塌压力。例如当钻井液活度为0．85时，浸泡24小时和浸泡240小时的坍塌压力分别为1．099／cm3和O．959，cm3；当钻井液活度大于0．9时，化学势差诱导钻井液中的自由水向地层内流动，会提高地层的孔隙压力，使坍塌压力升高。例如钻井液活度为1时，浸泡24小时和浸泡240小时的坍塌压力分别为1．2g／cm3和1．39g／cm3。因此，现场选择钻井液时，应该尽量选择水活度小于地层水活度的钻井液，而且，活度越小，对井壁稳定越有利。磊≥R蜜宾O．9钻井液水活度图5-101．04倍井径处24小时和240小时坍塌压力随钻井液活度的变化Fi95-10Cavingpressurechangedewithdrillfluidactivityat1．04foldboreholediameterplacefort=24andt=-2405．3．4水力压差、化学势差和温度差联合作用下坍塌压力变化规律钻井过程中，井下条件极为复杂，井壁稳定性受到各方面因素的综合影响。本节给出了水力压差、化学势差及温度差联合作用下坍塌压力的变化规律。当钻井液水活度为0．8时，三场共同作用下坍塌压力随温度的变化规律如图5．11至图5．13所示。795432l9876L-：-：L-：玑mm 第五章泥页岩地层的坍塌周期研究1．2I．1l0．9D．80．TD．6D．5-I-_-_--』●．二二二：A．i一二．⋯．／—●⋯⋯。．。，／。‘n。7n’‘。筠D370∞0410430450温度CK>_-0．--15caIl5．6cm—6一l6．5c疆—*_17．4cl图5-11钻井液水活度为0．8时O小时水力压差、化学势差及温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化Fi95-11Cavingpressurechangedewithtemperatruecontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferenceandtemperatruedifferencewhendrillfluidactivityis0．8fort--0．卿—≮乏受．，：，一√节／～一**x×x舞3卯370∞0410430450温度(K)—-．卜一15cl+I&6嘎+l6．5ca—*一17．4哑图5-12钻井液水活度为0．8时24小时水力压差、化学势差及温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化rigs-12Cavingpressurechangedewithtemperatruecontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferenceandtemperatruedifferencewhendrillfluidactivityis0．8fort=-24^．舌／盒vR幽嘤客2l98765L乱mmm&^，u＼∞vR鲤嚼蜜 中国石油大学(华东)硕士学位论文：彩《鲁r／’’’7’‘、7’’’7I-I-3503．『O390410430450温度(10—_．‘—．_—加—一》}一Cn．6ca．5cm．4强图5-13钻井液水活度为0．8时240小时水力压差、化学势差及温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化FigS-13Cavingpressurechangedewithtemperatruecontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferenceandtemperatruedifferencewhendrillfluidactivityis0．8fort=240通过以上分析可知：在水力压差、化学势差和温度联合作用下，坍塌压力的变化存在如下规律：(1)当钻井液水活度为0．8时，钻井液的化学作用对井壁稳定起积极作。随着温度从350K到450K(原始地层温度为400K)，井壁上坍塌压力从0．6469／cm3到1．1189／cm3，变化幅度较大。与无温度、无化学作用影响下的坍塌压力1．27g／era3相比，在低温和低钻井液水活度的共同作用下，坍塌压力大幅度降低；在高温、低钻井液水活度下，坍塌压力也有所降低。国随着温度从350K到450K，在井壁15．6cm处，经过240小时后，坍塌压力从0．7069／cm3到0．9949／cm3变化，温度作用对坍塌压力影响较大。在井壁16．5cm处，经过240小时后，坍塌压力稍有变化，在井壁17．4cm处变化不大。随时间增加，影响范围逐渐扩大。当钻井液水活度为l时，三场共同作用下坍塌压力随温度的变化规律如图5．14至图5．16所示。812l198765L乱叽仉仉乱^，口＼哺-R凹霹lll 第五章泥页岩地层的坍塌周期研究L一一÷．r—一’，1●、，、，’⋯n^一●-●3卯3-『0—◆一15cn+15．6弧—扣16．5嘎*17．4ca∞D41043045Di畦(K)图5-14钻井液水活度为1时0小时水力压差、化学势差及温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化FigS-14Cavingpressurechangede喇thtemperatruecontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferenceandtemperatruedifferencewhendrillfluidactivityis1fort---0一一．逼一，——一’．-．^—卜。∥"一十15c啊士15．6阴—盘一16．5cm—*一17。佃350370踟IlD伽蝤0温度(x)图5-15钻井液水活度为1时24小时水力压差、化学势差及温度差共同作用下坍塌压力随温度的变化Fi95-15Cavingpressurechangedewithtemperatruecontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferenceandtemperatruedifferencewhendrillfluidactivityis1fort=248219753l975乏LLL仉吼m^，u＼柚vR幽咚容l9753lg7521lO0^c哪u，2一R幽蜂岙 中国石油大学(华东)硕士学位论文．1．童1．M—1．蚕1·婚1．赛D．D．70．5广一I二=：Uu-_u一’’J‘●■，■J●●‘．一．．．一7’一一⋯，’n’●n1I●-衢0370踟4104304：5D温度eK)—_．卜-15m—■一15．6∞—矗一10。5_—÷．一17．4m图5-16钻井液水活度为1时240小时水力压差、化学势差及温度差’共同作用下坍塌压力随温度的变化Fi95．16CavingpressurechangedewithtemperatruecontroledbyhydraulicpowerandchemicalpotentialdifferenceandtemperatruedifferencewhendriHfluidactivityis1fort-宅40通过以上分析可知：在水力压差、化学势差和温度联合作用下，坍塌压力的变化存在如下规律。(1)钻井液水活度为1时，钻井液的化学作用对井壁稳定起消极作用。随着温度从350K到450K(原始地层温度为400K)，井壁上坍塌压力从1．3819／era3到1．8539／era3变化，变化幅度较大。与无温度、无化学作用影响下的坍塌压力1．27相比，在低温和高钻井液水活度的共同作用下，坍塌压力仍有一定升高；在高温、高钻井液水活度下，坍塌压力升高幅度巨大。(2)随着温度从350K到450K，在井壁15．6cm处，经过240小时后，坍塌压力从1．2229／cm3到1．519／era3变化，温度作用对坍塌压力影响较大。在井壁16．5era处，经过240小时后，坍塌压力稍有变化。在井壁17。4cm处变化不大。随时问增加，影响范围逐渐扩大。5．4坍塌周期分析通过上述分析，还可以看到这样一个现象：对于钻井液活度高于地层水活度的条件(目前现场普遍的钻井条件)，当以一定的钻井液密度钻进时，由于温度和化学作用的影响，存在周期性坍塌问题。以井壁15．6cm处、钻井液水活度为1、钻井液温度分别为350K、400K、450K为例，坍塌压力变化曲线如图5．17所示。假设以1．279／era3的钻 第五章泥页岩地层的坍塌周期研究井液密度钻进，钻井液温度为400K，则坍塌周期为80小时；若钻井液温度为450K，则坍塌周期只有20小时；若钻井液温度为350K，以1．27打井井壁会一直保持稳定。1．51．4f1．3逞1．271．1R1昙0．9暴0．80．7o．60500050100150200250时间C小时)图5-17不同钻井液温度下坍塌周期FigS-17Boreholewallsloughingperiodcontroledbydifferenttemperature5．5北大港油田沙河街地区井壁坍塌问题解决方案钻井施工中，优选甲酸盐泥浆。坍塌周期的计算对于现场钻井有十分重要的意义。对于沙河街地区的泥页岩的各项参数已经测得，如果知道了钻井液的温度、活度和钻井液密度，就可以用文中的坍塌周期计算方法预测井壁的坍塌周期，如果在此周期之前适当提高钻井液密度，就可以大大减少井壁失稳的机率。另外，也可以通过计算分析，优化钻井液入井温度和钻井液密度，使其在同一钻井液密度下可以钻进尽量长的井段。所以，利用坍塌周期分析方法能确定合理的钻井液密度，对现场钻井起到很好的理论指导作用。 中国石油大学(华东)硕士学位论文结论和建议本文以北大港东翼沙河街泥页岩为研究对象，对泥页岩坍塌周期问题进行了系统分析，开展了泥页岩井壁压力传递实验研究，并对主要影响因素进行了定量分析。得出如下主要结论：(1)改进了泥页岩力学．化学耦合压力传递试验仪及实验方法。(2)研究了泥页岩强度随含水量的变化规律，规律为：内聚力、内摩擦角随着含水量的增加而减小。(3)以井壁坍塌压力理论为基础，利用室内测定方法确定了北大港油田沙河街井壁坍塌周期模型中的参数，为坍塌压力计算奠定了基础。(4)修正了模型中的部分参数，利用泥页岩力学一化学耦合坍塌压力数值模拟软件开展了北大港油田沙河街井壁坍塌周期的规律性分析。并提出合理的钻井技术方案：①水力压差、化学势差和温度差对井壁稳定性都有影响。②化学势差对井壁稳定性影响很大，钻井液活度越低坍塌压力越低，对井壁稳定越有利。③钻井液温度对井壁稳定性也有很大影响，温度越低，坍塌压力越低；温度越高，坍塌压力越高。在本次研究条件下，钻井液温度每升高10度，坍塌压力增加O．059／em3左右。在其它条件一定的情况下，降低钻井液的温度，是现场钻井有效维持井壁稳定的一个可行的手段。④现场钻井考虑化学势差和温度差的影响，能够建立采用低密度钻井液钻井技术方案。钻井施工中，优选甲酸盐泥浆。⑤在高钻井液温度、高钻井液水活度的情况，井壁容易出现坍塌。在钻井液设计时，应考虑预测一定钻井液密度打井时的井壁坍塌周期。建议：泥页岩井壁稳定问题是一个系统而复杂的问题，涉及到固体力学，水力学、化学、热力学以及电化学等众多领域，本文未能全面研究。结合本文工作，提出如下建议供后续研究参考：(1)宏观上，如何更好地考虑热力学及电化学的影响，合理的、适用的耦合模型的建立仍然是一个复杂且十分困难的问题，需要进一步研究。(2)微观上，泥页岩与不同流体的微观反应，如水与泥页岩成分之间的微观化学作 结论和建议用，各种离子与岩石组分之间的化学作用等问题都需要进一步研究。(3)基础参数的实验室确定方法仍需要进一步研究。 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