泥页岩微裂缝模拟新方法及封堵评价实验

杨决算， 侯杰

泥页岩微裂缝模拟新方法及封堵评价实验

杨决算， 侯杰

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

杨决算，侯杰.泥页岩微裂缝模拟新方法及封堵评价实验[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：45-49.

YANG Juesuan, HOU Jie.A new method of simulating micro fractures in shale and plugging evaluation experiment[J].Drilling Fluid&Completion Fluid，2017，34（1）：45-49.

目前泥页岩微裂缝模拟方法较多，但都存在一定局限性，且不能真实模拟高温高压下泥岩与钻井液接触后水化分散过程。针对该难题，在对平滑钢块模拟法、砂床封堵实验法、劈裂岩样人造裂缝模拟法和透明钢化玻璃模拟法进行分析的基础上，采用干法钻取取样岩心以获得标准岩心柱，对岩心柱进行造缝，并在岩心缝面垫上不同厚度的锡纸，模拟宽度为10～100 μm的微裂缝；将岩心柱放入夹持器中，与动态失水仪相连，可形成一套泥岩微裂缝封堵能力评价装置。介绍了封堵评价实验装置的组装和实验操作步骤，及其功能和优点，给出了微裂缝缝宽的推导公式，并通过精确测量数据换算出了等效裂缝宽度。室内实验表明，该微裂缝模拟方法有精度高、重复性好等优点。研究结果表明，该方法及评价装置不仅能模拟泥页岩与外来液相接触后的水化分散、膨胀等过程，还能真实模拟井底高温高压条件下钻井液对微裂缝的封堵情况，为深入研究微裂缝的封堵机理、封堵材料优选及钻井液配方优选提供可靠的实验方法和数据支撑。

硬脆性泥页岩；微裂缝；井壁稳定；取样岩心；封堵能力

在钻井过程中，泥页岩地层占所钻总地层的70%，90%以上的井壁失稳问题都发生在泥页岩地层，而其中大约三分之二的井壁失稳问题又发生在硬脆性泥页岩地层。这是由于硬脆性泥页岩微裂缝发育，黏土遇水后不仅发生水化膨胀，黏土颗粒还会随流体发生运移，特别是受到钻井液等外来流体侵入和外力作用后，微裂缝会发生“水力尖劈”作用，使裂缝延伸、缝宽变大，甚至会导致泥页岩内部裂缝相互贯通，造成井塌、井漏和井眼报废等严重事故。要解决此类技术难题，必须研制具有强封堵能力的钻井液体系，这就要求有一套可靠的泥页岩微裂缝模拟方法和封堵能力评价装置。目前微裂缝模拟方法主要有砂床封堵实验、平滑钢块模拟等方法，这些方法为强封堵性钻井液的研制发挥了一定作用，但都存在着一定的局限性。笔者在对地层取样岩心柱造缝后，在岩心缝面垫上不同厚度的锡纸可模拟不同缝宽的微裂缝；将岩心柱放入岩心夹持器，与动态失水仪相连可组成一套高温高压封堵评价装置，该装置不仅能实现泥页岩与外来液相接触后的水化分散、膨胀等过程，还能真实模拟井底高温高压条件下钻井液对微裂缝的封堵情况[1-9]。

1 微裂缝模拟方法及制作过程

选用地层取样的天然硬脆性泥页岩岩心，通过干法钻取获得φ25 mm×30 mm（直径×长度）标准岩心柱（如图1a所示，因为该方法不涉及渗透率问题，同时硬脆性泥页岩渗透率极低，所以不用经过地层水抽真空饱和等步骤）；对岩心柱人工造缝后，可获得两半截面为半圆的岩心（如图1b所示）；对缝面经过除尘等特殊处理，在其中一半沿缝面纵向的两侧边缘部位各垫上2 mm宽、不同厚度的铝箔，再将2块岩心贴合。在岩样外部套上薄层橡胶套，对表面胶套经过高温软化后，胶套则可以紧紧包裹住岩心柱，防止铝箔松动或脱落。经过以上步骤，则可以模拟10～100 μm不同宽度微裂缝（如图1c所示）。

图1 模拟微裂缝制作过程

2 封堵评价实验装置

2.1 实验装置及操作步骤

封堵能力评价装置如图2所示。

图2 封堵评价装置示意图

1）将制作好的不同缝宽岩样放入岩心夹持器中，再将环压泵通过高压管线与岩心夹持器相连，待围压值稳定以后，将岩心夹持器连接到高温高压动态驱替装置上（螺纹上要涂上一些润滑脂）。

2）打开驱替装置上的釜体，注入实验液，连接好气源和各管线，打开测速电源开关，将转速调至适当范围。

3）打开压力数显开关，将压力值调至仪器额定压力范围之内。

4）打开温控开关，将温度设置在模拟地层对应的温度值（仪器可模拟室温～180 ℃的温度）。

5）安装好出液接收装置，当温度升至所需温度以后，将转速调至实验所需要的值，记录下出液接收装置4的液面高度，打开进气阀给釜体加压至实验所需要的压力，打开出液接收装置的开关开始计时，分别在不同时间点读取液面高度。

6）实验结束后，关闭温控电源和气源开关，降低转子转速。当温度冷却至常温后，对釜体卸压，取下岩心夹持器，并进行清洗。

7）对岩心夹持器的围压进行卸载，取出岩样，剪开岩样外包裹的胶套，可通过缝面上内泥饼的堆积情况以及侵入深度对封堵能力的强弱进行判断。

2.2 评价装置的功能和优点

1）相比其他钢材、有机玻璃等材料，选用的天然硬脆性泥页岩岩心柱， 具有遇水水化分散、膨胀等特点，钢材、有机玻璃等材料不具备该特点，只能简单地模拟封堵过程，并不能模拟泥页岩水化分散全过程。

2）选用硬脆性泥页岩岩心造缝，与钢柱平滑缝面相比，缝面弯曲度和粗糙度与地层微裂缝相匹配，能模拟封堵材料在裂缝表面停留、堆积、封堵的全过程。

3）模拟的微裂缝宽度是铝箔的厚度，在10～100 μm之间，与地层硬脆性泥页岩微裂缝宽度相匹配，可对微裂缝进行系统性实验研究。

4）评价装置可模拟不同地层温度、不同转速、不同压力和不同时间等各种实验条件下，不同浓度封堵材料或者钻井液对不同宽度微裂缝进行封堵的全过程。

5）测试过程结束以后，以时间（min）为横坐标，累计出液量（mL）为纵坐标作曲线图，根据曲线曲率变化可判断封堵材料或钻井液对裂缝的封堵情况；同时，还可通过观察封堵后岩心缝面封堵材料或钻井液的侵入深度和堆积形成的内泥饼，进一步判断封堵能力的强弱。

3 泥页岩微裂缝缝宽计算与验证

3.1 微裂缝缝宽计算公式推导

根据流体流动满足运动方程、质量守恒方程、边界条件和达西定律，结合裂缝的表面特征，当将流体在单缝中的流动理想地看作在一对光滑的平行板间流动时，其流动遵循N—S方程和质量守恒方程。

假设裂缝中的流动是稳定的，可以推导出通过裂缝的气体或液体总量。

对于液体，▽P=-（P2-P1）/L；对于气体，

式中，Q液为通过微裂缝的液体流量，m3/s；Q气为通过微裂缝的气体流量，m3/s；w为岩心柱直径；h为微裂缝缝宽，m；P2为岩心柱上游压力，MPa；P1为岩心柱下游压力，MPa；μ为流体黏度，mPa·s；L为岩心柱长度，m。

对式（2）、式（3）经过换算后，可以得到不同流体介质下的微裂缝缝宽计算公式：

因此，可以根据式（4）和式（5），通过测量后的气体总流量和液体总流量，换算出微裂缝的等效宽度。

3.2 微裂缝精确度测量

选用大庆油田徐深气田登娄库组（3 735.25～3 736.81 m）岩心对其造缝，在造完缝的岩心柱缝面垫上不同厚度的铝箔，分别模拟10、20、50、100 μm 4个不同级别的缝宽。采用孔-渗测定仪，以空气和自来水为流体介质，分别测量微裂缝的等效宽度，以检验该泥页岩微裂缝模拟方法的准确度。实验结果如表1和表2所示。

表1 气测渗透率等效缝宽换算数据

表2 液测渗透率等效缝宽换算数据

从表1和表2可知，在2个半圆形岩心缝面垫上不同厚度锡纸来模拟不同宽度微裂缝的方法，与以气体和自来水为介质测量的等效缝宽基本一致，误差范围可以忽略，说明该方法模拟的微裂缝宽度精确，能够满足封堵实验对不同缝宽微裂缝的高精度要求。

4 封堵评价实验

4.1 不同缝宽的封堵实验

分别制作模拟裂缝宽度为10、30、60 μm的岩样，室内配制3份水基钻井液，加入3%封堵材料磺化沥青。按操作步骤分别进行10、30、60 μm岩样的封堵评价实验，记录不同时间点的累计出液量，曲线如图3所示。实验用钻井液配方如下。

4%膨润土浆+2%铵盐降滤失剂+0.2%乳液包被剂+0.1%PAC-HV+3%磺化沥青。

图3 不同缝宽封堵实验曲线（加有3%封堵材料）

从图3可知，相同配方的钻井液对不同宽度微裂缝的封堵效果不一样，缝宽越大，初始出液量和累计出液量越大，在初始阶段出液量都较大，但在80 min以后，曲线图都趋于平稳，说明该钻井液对3个级别的微裂缝都进行了有效封堵。

实验结束后，割开包裹在岩心柱外的胶套，观察裂缝表面内泥饼的侵入深度和堆积情况，在60、30、10 μm的岩样中，钻井液侵入深度分别为16.8、12.5、8.60 mm，与裂缝越宽、出液量越大、内泥饼侵入深度越长的预期结果相吻合，如图4所示。

图4 不同缝宽条件下内泥饼侵入深度对比

4.2 不同封堵材料加量的封堵实验

制作3个裂缝宽度为50 μm的岩样，室内配制3份水基钻井液，分别在其中加入1%、3%、5%浓度的封堵材料。用装置评价不同封堵剂加量的钻井液的封堵能力，记录累计出液量，如图5所示。从图5可以看出，不同封堵剂浓度的钻井液对相同宽度裂缝的封堵效果相差较大，封堵材料浓度在1%时，初始出液量和累计出液量都较大，在80 min以后累计出液量才趋于平稳，3%浓度时，累计出液量在70 min趋于平稳，而在5%浓度时，在60 min累计出液量就趋于平稳，说明封堵材料浓度越高，对微裂缝的封堵能力越强。内泥饼的侵入深度也相差较大，封堵材料浓度在1%、3%、5%时，侵入深度分别为19.3、9.3、4.5 mm，见图6。

图5 不同封堵剂加量封堵实验曲线（缝宽为50 μm）

图6 不同封堵剂加量下内泥饼侵入深度对比图

以上2个实验结果表明，研究的封堵评价装置能够满足不同宽度微裂缝的模拟需要，也能对不同钻井液体系的封堵效果进行评价，为封堵材料优选和强封堵性钻井液体系研发提供了新的评价方法。

4.3 不同种类封堵材料的封堵实验

制作3个裂缝宽度为50 μm的岩样，室内配制3份水基钻井液（配方：4%膨润土浆+2%铵盐降滤失剂+0.2%乳液包被剂+0.1%PAC-HV），选用磺化沥青、聚合醇（浊点为80℃）、NANOSHIELD（微纳米可变形封堵剂，贝克休斯公司生产），按2%浓度的加量加入钻井液中，在120 ℃、3.5 MPa驱替压力条件下，评价不同种类封堵剂对相同缝宽的封堵能力，记录累计出液量，并绘制曲线图。如图7和图8所示，不同种类封堵剂对相同宽度微裂缝的封堵效果不一样，聚合醇和磺化沥青封堵效果较差，累计出液量大，贝克休斯公司的微纳米可变形封堵剂封堵效果最好，累计出液量仅为7.2 mL，内泥饼侵入深度差别也很明显。Fluid，2009，26（2）60-62.

图7 不同种类封堵剂的封堵实验曲线

图8 不同种类封堵剂的内泥饼侵入深度对比

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A New Method of Simulating Micro Fractures in Shale and Plugging Evaluation Experiment

YANG Juesuan, HOU Jie
(Research Institute of Drilling Engineering Technology, Daqing Drilling Engineering Corporation, Daqing, Heilongjiang 163413)

There are many methods available presently for the simulation of micro fractures in Shale. All these methods have limitations, and are unable to trulysimulate the hydration and dispersion processes of shales in contact with water at HTHP conditions. To solve this problem, several simulation methods, such as the smooth steel block simulation method, sand bed plugging experiment method, simulation with artif i cial fracture (on split rocks) method and transparent tampered glass simulation method etc. were analyzed, and based on the analysis, a new method has been developed. In thenew method, a standard core plug is obtained by dry drilling samples,and artif i cial fractures are then made in it.The surface of the artif i cial fractures is covered with tinfoil of different thickness to simulate micro fractures of 10-100 μm in width. The core plug is put into a core holder that is connected with dynamic fi lter press, and a device for evaluating the capacity of plugging micro fractures in shale is formed. The assembly of the device, the experimental procedure, the function and the advantages of the device are introduced in this paper. An equation for the calculation of the width of micro facture is presented, and the equivalent widths of micro fractures are calculated through conversion of accurately measured data. Laboratory experiment has shown that this simulation method has high precision and good repeatability. This method can be used not only to simulate the hydration, dispersion and swelling of shale in contact with liquids, but also to simulate the plugging of micro fractures by drilling fl uid on bottom hole at high temperature and high pressure. The simulation can be used to extensively study the plugging mechanism of micro fractures to provide reliable experiment method and datasupport for the selection of plugging agent and optimization of drilling fl uid formulation.

Hard and brittle shale; Micro fracture; Borehole stabilization; Rock sample; Plugging capacity

TE282

A

1001-5620（2017）01-0045-05

2016-11-7；HGF=1603F4；编辑 付玥颖）

5 结论

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.008

中石油集团公司“十三五”重大科技专项“大庆油气持续有效发展关键技术研究与应用”。

杨决算，1985年毕业于长江大学钻井工程专业，现在主要从事石油钻井技术研究工作。E-mail：yangjuesuan@cnpc.com.cn。

1.与目前常用的模拟方法相比，研制的泥页岩微裂缝模拟方法具有易操作、宽度精确、重复性好等特点，能满足不同宽度微裂缝的模拟需要，并能够真实模拟泥页岩遇水后的水化分散与膨胀过程，为硬脆性泥页岩微裂缝封堵机理的进一步研究提供了新的实验方法。

2.封堵评价装置可以在模拟井底高温和高压条件下，评价工作液对不同宽度微裂缝的封堵效果，为封堵材料优选和强封堵性钻井液研发提供一定的指导作用，是一种新型的硬脆性泥页岩井壁稳定评价方法。