维持页岩井壁稳定的物理封堵模拟和化学抑制实验研究

2021-04-14杨现禹蔡记华蒋国盛石彦平陈书雅魏朝晖谢章建

钻探工程 2021年4期

杨现禹，蔡记华*，蒋国盛*，石彦平，陈书雅，魏朝晖，谢章建

（1.中国地质大学（武汉）工程学院，湖北武汉430074；2.广州地铁设计研究院股份有限公司，广东广州510010）

0 引言

页岩气作为重要的非常规天然气，储量丰富且达到商业开采条件。勘探开发页岩气和深部地质钻探过程中维持页岩井壁稳定离不开钻井液。维持井内压力大于地层孔隙压力（但不高于破裂压力）是页岩气钻井、深部地质钻探较合理的安全开采方式［1-4］。随着钻井液持续侵入页岩地层，水化会诱发井壁坍塌、缩径或卡钻事故［5］。此外，页岩水化是一个渐进过程，随着钻井液中水分逐渐进入页岩纳米孔隙深处，页岩中的粘土矿物水化，最终导致井壁失稳，诱发井下事故，且在长水平段页岩气井中尤为突出［6-8］。

页岩地层具有2 大特性：易水化和纳米孔隙发育。传统的封堵材料尺寸较大难以彻底封堵页岩孔隙，无法抑制页岩水化维持井壁稳定［9］。而要解决这些问题，就需要在维持井壁稳定的同时尽可能地降低钻井液侵入。加入纳米材料封堵页岩孔隙是增强井壁稳定性的有效方法之一［10-12］。由于纳米材料在物理尺度上与页岩纳米孔隙匹配，当纳米颗粒运移至页岩孔隙深部时，颗粒堆积并阻滞水分的再次侵入［13］。

随着国内外深部地质钻探和非常规油气田勘探区域的不断拓展，传统的钻井液难以满足现代钻探需要［14-17］。因此，研究人员将关注重点放在了新型材料的研发及应用上，其中纳米材料得到了广泛关注［18-19］。近 10 年内，纳米颗粒在石油、天然气和非常规能源领域应用方面的文章逐年增加，且增幅逐渐增大［20-22］。但是，主要集中在纳米材料实验类内容，理论文章有一定增加，但增幅有限。Sharma等［23］针对Barnett 页岩建立了一套包含纳米颗粒的新型水基钻井液体系，其流变和润滑效果良好，钻井液侵入量减少了10～100 倍。陶怀志等［24］研制的纳米无土相强封堵钻井液体系在威远H3-1 井取得了良好的应用效果。田月昕等［25］研制的纳米封堵剂可对页岩地层微裂隙和孔隙进行有效封堵，表现出良好的封堵特性。

在化学抑制页岩水化方面，Bol 和Haimson 等人研究了页岩“甜点区”的水化抑制问题，发现更长的水平截面和沉浸时间可能导致严重的井壁失稳问题［26］。同时，水会引起页岩中孔隙压力的增加和有效支撑应力的降低，增加了井壁失稳的可能性［27-29］。减少钻井液中水分比例是维持井壁稳定的可行方式之一。而盐离子容量与页岩膜效率和渗透压有关［30］，结果表明，与各种盐溶液接触的页岩的膜效率均低于10%［31-32］。此外，膜效率与渗透率呈负相关，与阳离子交换容量（CEC）呈正相关［33］。Brandt［34］建立了页岩的物质传输和能量传输模型，并提出了非平衡热力学。同时，Ma 等［35］提出了页岩气储层的化学-物理耦合模型，模型包括渗透压梯度的溶剂流量方程，且渗透压与膜效率成正比。孙金声等［36］研制的水基钻井液体系，抗压强度与常规水基钻井液浸泡下的页岩相比，其降低幅度大幅减小，能有效减缓页岩抗压强度的降低速度。

综合考量经济性和绿色环保性，水基钻井液相对于油基钻井液，更具应用前景［37-39］。基于物理封堵和化学抑制综合作用，纳米颗粒物理封堵页岩孔隙，盐溶液化学抑制页岩水化。然而，纳米材料在页岩纳米孔隙中的运移和封堵规律并不明确，颗粒物性改变在纳米尺度上对封堵的影响效果也并不了解。因此，本文通过流体动力学模拟研究不同纳米颗粒对页岩孔隙的物理封堵性能影响，通过页岩压力传递实验仪研究盐溶液在压差作用下对页岩化学渗流性能的影响，研究内容可为抑制页岩水化和维持页岩气水平井井壁稳定提供基础。

1 实验材料和仪器

1.1 实验材料

纳米SiO2分散液（质量浓度30%）、氯化钠、氯化钾、氯化钙、甲酸钠和甲酸钾。

实验页岩取自重庆市秀山土家族苗族自治县（以下简称“秀山龙马溪组页岩”）。利用岩心钻取机钻取页岩岩心若干（高约0.5 cm，直径2.5 cm），用于压力传递实验。

1.2 实验仪器

X-射线衍射仪，扫描电子显微镜（SEM），Dimension Edge™ AFM 原子力显微镜，HKY-3 页岩压力传递实验装置，Novasina Labswift 水活度测试仪，QBZY 全自动表面张力仪，岩心切割机和压制机，岩心钻取机，LCMP-1A 金相式样磨抛机等。

2 实验方法

2.1 页岩X 射线衍射与微观结构分析

龙马溪组页岩的采样位置位于重庆市秀山县。X 射线衍射（XRD）结果显示秀山龙马溪组页岩石英含量50%左右，粘土矿物含量23%。因此，此页岩样品中以石英含量为主，脆性高，粘土矿物含量适中。实验测得秀山龙马溪组页岩的平均TOC 结果为2.95%。

原子力显微镜（AFM）测试可用于定量测量表面特征。图1 为龙马溪组页岩3D 表面形貌，可基于对角线切线生成3D 表面形貌，从而掌握龙马溪组页岩高程曲线。高程曲线数据显示，顶端高度约为268 nm，底端高度约为-35 nm，高度差为303 nm 左右（图1）。结果表明，龙马溪组页岩的表面高程为纳米尺度，此外，3D 图像表明孔隙间距为1 μm左右。

图1 龙马溪组页岩表面的原子力显微镜（AFM）扫描图[40]Fig.1 Atomic force microscope (AFM)scan of Longmaxi Formation shale surface

2.2 物理封堵数值模拟方法

目前纳米颗粒钻井液对页岩孔隙的封堵效果多限于物理实验数据，钻井液中纳米颗粒侵入页岩孔隙后的运移、动态堆积与微观封堵机理并不明确。基于流体动力学计算和离散元在微观尺度上模拟颗粒悬浮液封堵页岩孔隙。由于颗粒粒径为纳米级，所受拖拽力与常规尺寸不同，为精准拟合和预测，整理可用实验数据和经验公式，编写程序修正标准拖拽方程。纳米颗粒封堵页岩孔隙示意如图2 所示。

图2 颗粒封堵孔隙示意Fig.2 Schematic diagram of particles plugging pores

释放颗粒的浓度和颗粒尺寸可调节，因此，能够模拟不同颗粒参数下的页岩孔隙封堵效果。颗粒浓度设置不能过低，否则无法形成有效封堵和架桥。通过监测孔隙中颗粒数量和压力，结合数据可视化，可定量判断封堵效果。

建立颗粒释放区域，颗粒由释放区域释放后开始启动颗粒追踪模式，每个颗粒释放速度相同，颗粒方向随机，此方法可拟合真实颗粒进入页岩孔隙过程。瞬态模拟可以监控每一步的颗粒运动状态，从而掌握整个封堵过程。颗粒大小可调节，可模拟后期颗粒大小复配封堵效果。当颗粒被释放进入页岩孔隙后，颗粒的每一步计算都会被追踪。采用3D 模型，添加双精度计算模式，同时采用无滑移边界，页岩孔隙壁面采用弹性边界［41］。模型考虑重力因素和颗粒旋转。

假定钻井液是连续的，根据质量守恒方程和动量守恒，基于局部维纳斯托克斯方程，含纳米颗粒钻井液流体可由下列等式描述：

式中：ρ——密度，kg/m3；Sm——分散相添加至连续相的质量，kg；u→——流体速度，m/s；p——静压力，Pa˭——应力张量和——重力和外来力，N；t——时间，s。

雷诺数Re公式为：

式中：FD——颗粒所受额外加速度，m/s2；ρp——纳米颗粒的密度，kg/m3——颗粒速度，m/s——流体相速度，m/s——单位颗粒质量所受的阻力，N；μ——流体相粘度，Pa·s；dp——纳米颗粒直径，m。

颗粒运动方程通过在离散时间步长上逐步积分来实现的。颗粒运动轨迹和颗粒速度可由下述方程计算：

式中：a——除颗粒所受阻力以外的其他各因素组成的加速度，m/s2；τp——颗粒切力，Pa；up——颗粒速度，m/s；u——流体速度，m/s。

最终纳米颗粒新位置速度公式为：

当梯形离散化应用于速度和雷诺数方程，得到

式中：u*和up*——分别为流体和颗粒速度平均值，m/s；Δt——颗粒在时刻n和时刻n+1 的时间差，s。在新位置n+1 处的质点速度由下式得出：

页岩孔隙模型设置为曲折管，相对于直管此设置更符合颗粒运移规律，与实际实验结果也更为贴切。颗粒粒径可以调节，材料设置为SiO2，总共选择了10 种粒径，以促进颗粒分级。颗粒的平均直径为Dp。流体粘度值为1～5 mPa·s。每个时间步长为0.005 s，出口直径为 2 μm（表1）。弯曲部分是流体和颗粒的压力云图（图3）。颗粒在孔的弯曲处和出口处聚集，在此过程中，小颗粒将逐渐从隧道中流出，大颗粒相互支撑得以封堵出口。

表1 孔隙、网格和颗粒参数Table 1 Structural parameters of pores and particles

图3 模型设置Fig.3 Model settings

所有颗粒粒径均不同，但平均粒径可调节且适中。如果粒径太大，它们将直接阻塞毛孔，并且不会产生任何堆积效果。相反，如果粒径太小，将很难堵塞出口，从而导致计算时间长。流体介质是水，并且流体的粘度依次设置为 1、3 和 5 mPa·s。

孔壁设置为具有防滑界面的固定壁。粒子碰撞是反射性的，壁反射系数分为法向和切向恢复系数。由于颗粒是弹性的且碰撞材料均为纳米二氧化硅，因此离散相的反射系数被设置为0.5。粒子碰撞之间的法向接触力基于spring-dashpot 模型，而粒子碰撞之间的切向接触力则使用黏着摩擦系数和滑动摩擦系数确定（表2）。模型的网格分为2 种类型，即结构化网格和非结构化网格。在释放的早期，网格可以是粗网格。但是，重点是颗粒填充过程，因此该区域的网格必须致密。考虑到时间和精度因素，选择细网格。四面体网格是主体网格，主要用于流体流动和粒子迁移。楔形网格被用作边界网格，以更准确地区分边界层的接触和碰撞。随着通过网格独立性的验证逐渐完善网格，数据变得更加稳定。当网格数为30000 左右时，计算数据逐渐稳定。

2.3 化学抑制剂实验方法

采用Novasina Labswift 水活度仪测试不同盐溶液的盐度，结果见表3。

表2 流体物理参数Table 2 Fluid physical parameters

表3 不同类型、不同浓度盐溶液的盐度值Table 3 Salinity of different types of salt solutions with different concentrations

压力传递实验原理为在页岩上游和下游建立压差，保持上游压力恒定，同时监测下游液体压力变化，从而掌握压力传递过程和实时液测渗透率。反应釜左右和上下均配备有流体注入通道及高灵敏度压力计，同步测试样品渗透率。配备的位移传感器能够实时监测每级荷载条件下的位移变化量。仪器背面具有三并联容器釜，可保证在更换测试溶液的情况下不间断进行实验和数据监测，该装置温度可控（额定温度150 ℃）。围压、上游压力和下游压力分别设置为 2.3、1.5 和 0 MPa。通过 HKY-3 页岩压力传递装置测试5种类型和3种浓度盐溶液对页岩的压力传递的实验规律。实验数据每60 s记录1次。

3 结果与讨论

3.1 物理封堵数值模拟结果

首先是纳米颗粒粒径对孔隙封堵效果的影响。颗粒尺寸设置为出口尺寸的1/2、1/3 和1/5。释放颗粒粒径不能大于孔隙出口尺寸，否则，单一颗粒超过出口尺寸完成封堵，无颗粒堆积和填充过程，颗粒其他参数对封堵的影响规律也无从揭示。此时颗粒浓度为5%，如图4 所示，随着计算时间的增长，颗粒堆积数增多并逐渐趋于稳定。颗粒粒径由出口尺寸的1/5 增加到出口尺寸的1/3 和1/2 时，孔隙封堵效率分别增加13%和23%。

图4 颗粒直径对封堵效率的影响Fig.4 Effect of particle diameter on plugging efficiency

纳米颗粒浓度对孔隙封堵同样有显著效果，分别设置颗粒浓度为1%、5%和11%。此时，颗粒粒径设置为出口尺寸的1/3。因为，低浓度纳米颗粒形成有效架桥所需时间较长，或者不能形成有效架桥。相反的，如果颗粒尺寸设置过大，封堵速度过快，会间接导致纳米颗粒浓度对封堵效果的影响不明显。结果表明，11% 和5% 的颗粒浓度相对于1%颗粒浓度封堵效率提高74.78%和50%（图5）。

页岩水化是一个长时间的过程，基于X 射线计算机断层成像技术，对页岩造成25%伤害需要15 d［42］。实际工作状况表明，页岩孔隙封堵无需在短时间内完成，这也为低浓度纳米颗粒封堵创造了有利条件和可行性。

图5 颗粒浓度对封堵效率的影响Fig.5 Effect of particle concentration on plugging efficiency

当颗粒并非球形时，颗粒之间的接触力关系会更加复杂。DEM 模型可将非圆颗粒通过数学近似，从而作为圆形颗粒计算。基于此方法，颗粒碰撞模型即可使用圆形颗粒接触模型。

此时需要形状因子参数来做数学近似，θ定义为：

式中：s——球体表面积，m2；S——颗粒实际表面积，m2。

θ越趋近于1，纳米颗粒越趋近于球形。颗粒形状越不规则，纳米颗粒封堵页岩孔隙效率越高（图6）。当θ为0.25 时，粗糙纳米颗粒封堵效率比相对于圆形颗粒封堵效率高14%。而θ为0.5 和0.75 时，纳米颗粒封堵效率几乎一致。

改变纳米颗粒物理特性可调节纳米孔隙颗粒封堵效果。同时，研究改变流体物性对页岩纳米孔隙封堵效果。

图7 为不同粘度下1%纳米颗粒浓度的纳米颗粒封堵效率。实验结果表明，随着计算时间的增长，累积的颗粒封堵数下降。主要原因为颗粒浓度低，无法形成有效封堵。因此，在积累的初始阶段，出口没有被充分密封，颗粒与流体一起从出口流出。当纳米颗粒浓度为1%时，粘度的增加可以显著改善封堵效果。5 mPa·s 纳米颗粒溶液的封堵效率比1 mPa·s 纳米颗粒溶液的封堵效率高16.26%。因此，将粘度增加到5 mPa·s 是在1%的颗粒浓度下提高封堵效率的有效方法。

图6 颗粒形状对封堵效率的影响Fig.6 Effect of particle shape on plugging efficiency

图7 1%颗粒浓度下不同粘度纳米颗粒溶液封堵效果对比Fig.7 Comparison of blocking effects of nanoparticle solutions with different viscosities at 1%particle concentration

3.2 化学抑制实验结果

总结龙马溪组页岩压力传递实验结果，最优的5 种类型和浓度的盐溶液是20%HCOONa，5%HCOONa，20%KCl，20%HCOOK 和 5%NaCl（见表4）。因此，并非盐溶液浓度越高，阻滞页岩压力传递的效果越好。

基于表4 实验数据，以最优及最差盐溶液压力传递结果为例，描述其压力传递过程。20%HCOONa 压力传递实验结果显示（见图8），下游压力在141.67 h 内未显著增加，下游压力维持在0.2 MPa，液测渗透率为3.1×10-5mD，渗透率未显著增大。此后，页岩下游压力未继续增加，渗透率也未增加，有利于维持井壁稳定性。

表4 龙马溪组页压力传递实验结果汇总Table 4 Summary of Longmaxi Formation shale seepage process results

10%CaCl2压力传递实验结果显示（见图9），下游压力在0.56 h 内未显著增加，渗透率在1.33 h 内维持在8.5×10-4mD。在4.5 h 左右液测渗透率由8.5×10-4mD 增大 10 倍，5.0 h 后渗透率快速增加至0.03 mD，此时上下游压力保持一致。

实验数据表明，10%浓度的盐溶液抑制页岩压力传递效果不佳。此外，对于不同页岩，页岩压力传递实验能够明确盐溶液对页岩井壁稳定影响。因为影响孔隙压力传递的因素很多，如盐离子浓度、页岩粘土矿物组成和盐化学分子结构，导致不同盐离子类型下的盐溶液维持井壁稳定效果规律不易确定。

当蒙脱石含量较高，且盐溶液浓度较低时，Ca2+抑制效果较好；当盐浓度提升至10%乃至20%时，Ca2+抑制效果骤降，K+抑制效果变好；上述规律与低浓度下盐溶液阻滞压力传递实验结果是一致的。但是，对于秀山龙马溪组页岩，即蒙脱石含量较低且高盐离子溶度下，流体阻力和化学渗透压为阻滞压力传递的主要因素。

4 结论

（1）在钻井液中，阻滞页岩水化可通过物理封堵和化学抑制相结合的方式。物理封堵方面，颗粒大小和浓度明显影响封堵效率。当颗粒最大值不超过孔隙出口时，颗粒粒径由出口尺寸的1/5 增加到出口尺寸的1/3 和1/2 时，孔隙封堵效率分别增加13%和23%。当颗粒粒径固定为出口尺寸的1/2 时，浓度从1%提升至5%和11%时，封堵效率增加50%和75%。