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Structural failure mechanism and strengthening method of fracture plugging zone for lost circulation control in deep naturally fractured reservoirs

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Petroleum Exploration and Development 2020年第2期47卷 430-440页

作者： XU Chengyuan YAN Xiaopeng kang yili YOU Lijun ZHANG Jingyi State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum UniversityChengdu 610500China

Focused on the lost circulation control in deep naturally fractured reservoirs, the multiscale structure of fracture plugging zone is proposed based on the theory of granular matter mechanics, and the structural failure pattern of plugging zone is developed to reveal the plugging zone failure mechanisms in deep, high temperature, high pressure, and high in-situ stress environment. Based on the fracture plugging zone strength model, key performance parameters are determined for the optimal selection of loss control material(LCM). Laboratory fracture plugging experiments with new LCM are carried out to evaluate the effect of the key performance parameters of LCM on fracture plugging quality. LCM selection strategy for fractured reservoirs is developed. The results show that the force chain formed by LCMs determines the pressure stabilization of macro-scale fracture plugging zone. Friction failure and shear failure are the two major failure patterns of fracture plugging zone. The strength of force chain depends on the performance of micro-scale LCM, and the LCM key performance parameters include particle size distribution, fiber aspect ratio, friction coefficient, compressive strength, soluble ability and high temperature resistance. Results of lab experiments and field test show that lost circulation control quality can be effectively improved with the optimal material selection based on the extracted key performance parameters of LCMs.

关键词： deep layer fractured reservoir lost circulation fracture plugging zone multi-scale structure strength and stability loss control material

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致密砂岩孔隙尺度下气-水界面动态演化可视化实验研究

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力学学报 2024年第3期56卷 862-873页

作者：田键康毅力游利军贾钠王艺钧秦朝中重庆大学煤矿灾害动力学与控制全国重点实验室重庆400044 西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室成都610500 里贾纳大学工程与应用科学学院加拿大里贾纳S4S 0A2

水相圈闭是非常规天然气开发面临的主要储层损害问题之一,采用岩心驱替实验无法直观揭示孔隙内部气水两相分布和流动演化过程,因此,对水相圈闭损害微观作用机理的认识有待提高.根据致密砂岩铸体薄片,设计出一维通道和二维孔隙网络两种... 详细信息

水相圈闭是非常规天然气开发面临的主要储层损害问题之一,采用岩心驱替实验无法直观揭示孔隙内部气水两相分布和流动演化过程,因此,对水相圈闭损害微观作用机理的认识有待提高.根据致密砂岩铸体薄片,设计出一维通道和二维孔隙网络两种玻璃芯片模型,可视化研究了孔隙尺度下渗吸和返排过程中气-水界面演化和两相流动行为;结合岩心驱替实验,探讨了孔隙尺度气-水界面演化与致密砂岩宏观气体流动的关联机制.结果表明:(1)孔隙尺度下气-水界面随含水饱和度的增加由水膜水气-水界面向毛管水气-水界面演化,并主要通过卡断和绕流两种形式破坏气体流动连续性;(2)优势通道既是孔隙尺度下水相返排的快速走廊,也是气泡运移和贾敏效应发生的主要通道,是造成储层产水但不产气的一个重要原因;(3)孔隙尺度下气-水界面演化引起的水封气现象是水相圈闭损害的具体微观作用形式,宏观表现为岩心尺度上水相难以彻底返排和气体渗透能力不能完全恢复.实验结果可为储层岩石孔隙尺度下水相圈闭作用机理和气水可动性分析提供理论依据.

关键词：气-水界面囚闭气流动连续性孔隙尺度微流控技术水相圈闭

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页岩有机质体积含量:概念、测试方法及意义

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西南石油大学学报（自然科学版） 2024年第2期46卷 1-14页

作者：游利军范道全康毅力周洋陈杨西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500

有机质含量是评价页岩生产油气能力的重要指标,对孔隙度及含气量均有影响,也是页岩储层地质甜点评价的关键参数,而有机质含量无法体现有机质的分布、连通性、空间占比及其对油气渗流、储层改造的影响。通过对资料的整理与分析,厘清了有... 详细信息

有机质含量是评价页岩生产油气能力的重要指标,对孔隙度及含气量均有影响,也是页岩储层地质甜点评价的关键参数,而有机质含量无法体现有机质的分布、连通性、空间占比及其对油气渗流、储层改造的影响。通过对资料的整理与分析,厘清了有机质体积含量的概念,给出并分析了公式法、扫描电镜估算法、CT扫描法、低场核磁共振测量法及岩石物理模型法等5种计算方法的优势与不足,并探讨了有机质体积含量对富有机质页岩油气开发的意义。有机质体积含量指单位体积页岩中有机质的体积,用百分数表示,强化了页岩气层评价与开发中有机孔的重要性,丰富了页岩气储层评价参数体系;有机质是页岩的弱结构点或弱结构面,有机质体积含量的特性为地质甜点与工程甜点指标搭建了桥梁;有机质的可溶性及空间占比为油气储层孔缝溶扩“物质净移除、减量增渗”新思路的提出奠定基础,将有机质作为溶蚀改造对象,少量有机质溶蚀将极大增加储层改造体积。

关键词：页岩有机质含量有机质体积含量有机孔氧化改造地质工程一体化

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Experimental Evaluation of Permeability Damage to No.15 Coal Seam in the Qinshui Basin

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2015年第A1期89卷 383-385页

作者： FENG Qihui kang yili HUANG Fansheng Southwest Petroleum University

1 Introduction Effective evaluation of reservoir damage is the coal bed methane （CBM） precondition of efficient development of CBM program. The coal rock differs from a conventional oil and gas reservoir rock in genesis, chemical composition, physical properties, pore structure and crack morphology （Li et al., 2002： Zou, 2011）.

关键词： PERMEABILITY COAL reserves PETROLEUM reservoirs GAS reservoirs BASINS (Geology) FRACTURING fluids PETROLEUM geology CHINA

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页岩储层应力敏感性的时间效应

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西南石油大学学报（自然科学版） 2024年第1期46卷 53-63页

作者：康毅力赖哲涵陈明君吴建军李兵油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学四川成都610500 中国石油煤层气有限责任公司工程技术研究院陕西西安710082

有效应力及其作用时间是控制岩石孔隙和裂缝变形的重要外部因素。页岩储层的多尺度孔隙结构特征及孔缝配置关系使得其应力敏感时间效应具有特殊性,然而,以往研究尚未考虑有效应力加载及卸载时间对页岩应力敏感行为的影响。以川南威荣气... 详细信息

有效应力及其作用时间是控制岩石孔隙和裂缝变形的重要外部因素。页岩储层的多尺度孔隙结构特征及孔缝配置关系使得其应力敏感时间效应具有特殊性,然而,以往研究尚未考虑有效应力加载及卸载时间对页岩应力敏感行为的影响。以川南威荣气田龙马溪组页岩气藏为研究对象,钻取不同孔缝发育程度的页岩样品,设计并测试了变有效应力状态下变加载及卸载持续稳定时间对岩样渗透率的影响实验。结果表明:1)有效应力从5 MPa升至35 MPa时,微裂缝岩样和基块岩样渗透率分别降低了66.82%和27.19%,卸载过程中渗透率恢复率为74.73%和79.82%。页岩渗透率越低,有效应力滞后效应越显著;2)恒定有效应力加载持续稳定时间从2.5 h延长至10.0 h,应力敏感系数增加3.76%∼80.17%,且当有效应力较小时的时间效应更显著。研究认为,页岩组分及多尺度孔缝结构是导致其孔缝变形行为差异性的主因。基于实验研究结果,推荐页岩样品老化处理为6.0 h,提出了优化页岩储层敏感性评价实验方案和优化气井工作制度的建议。

关键词：页岩应力敏感多尺度孔缝结构时间效应有效应力渗透性

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胆碱基DES在EOR及CCUS中的应用与展望

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西南石油大学学报（自然科学版） 2024年第3期46卷 66-76页

作者：白佳佳陈掌星康毅力陈明君陶磊常州大学石油工程学院江苏常州213164 加拿大卡尔加里大学化学与石油工程系卡尔加里T2N1N4 东方理工高等研究院浙江宁波315200 油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学四川成都610500

深共晶溶剂(Deep Eutectic Solvent,DES)具有低饱和蒸气压、不易燃、不易爆、无毒、易降解、电化学和热稳定性好等优点。DES具有很好的表面活性,DES中的氢键网络与阴、阳离子表面活性剂具有很好的协同驱油作用。关于DES与常用表面活性... 详细信息

深共晶溶剂(Deep Eutectic Solvent,DES)具有低饱和蒸气压、不易燃、不易爆、无毒、易降解、电化学和热稳定性好等优点。DES具有很好的表面活性,DES中的氢键网络与阴、阳离子表面活性剂具有很好的协同驱油作用。关于DES与常用表面活性剂的协同作用研究尚处于起步阶段,二者复配体系提高采收率(Enhanced Oil Recovery,EOR)机理尚不明确。在全面分析归纳总结胆碱基DES物理化学性质的基础上,探究了DES及其与阴或阳离子表面活性剂复配体系EOR机理,揭示了DES吸收二氧化碳机理,提出了DES在稠油油藏、低渗透油藏EOR以及碳捕集、利用与封存(Carbon Capture,Utilization and Storage,CCUS)中的应用建议。研究结果对DES在EOR和CCUS的应用推广具有重要的指导意义。

关键词：氯化胆碱基深共晶溶剂化学驱氢键提高采收率碳捕集、利用与封存

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Experimental Research on Flooding Oil by Water Imbibition in Tight Sandstone Oil Reservoir

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Acta Geologica Sinica(English Edition) 2015年第A1期89卷 415-416页

作者： TANG Yun kang yili LIU Xuefen YOU Lijun State Key Laboratory of petroleum reservoir geology and exploitation·Southwest Petroleum University

1 Introduction In recent years, tight oil reservoir has become one of the hot areas of oil and gas exploration and development. Exploration practice shows the technically mineable resources of tight oil in China is （20-25）×10^8t, which has broad prospects for exploitation. However, the natural productivity of single well in tight sandstone oil reservoirs is low even none. which needs to combine horizontal well drilling, fracturing and other techniques to exploit these reservoirs effectively.

关键词： SANDSTONE -- Research SANDSTONE -- Permeability PETROLEUM reservoirs IMBIBITION (Chemistry) POROSITY

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Experimental study of water imbibition characteristics of the lacustrine shale in Sichuan Basin

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Petroleum 2023年第4期9卷 572-578页

作者： Changgui Jia Bo Xiao Lijun You Yang Zhou yili kang Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Beijing102206China State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development Beijing102206China Southwest Petroleum University Chengdu610500China

Through the stimulation method of large-scale hydraulic fracturing,the spontaneous imbibition capacity of the water phase in the shale reservoir has great influence on the effect of stimulation.Generally,the lacustrine shale has the characteristics of high clay minerals content,strong expansibility,development of nanopores and micro-pores,and underdevelopment of fractures,which leads to the unclear behavior of spontaneous imbibition of aqueous phase.The lacustrine shale of Da'anzhai Member and marine shale of Longmaxi Formation in Sichuan Basin were selected to prepare both the shale matrix sample and fractured shale sample,and the spontaneous imbibition experiment of simulated formation water was carried out.By means of an XRD test,SEM observation,nuclear magnetic resonance test and linear expansion rate test,the mineral composition,the structure of pores and fractures,the capacity of hydration and expansion of both lacustrine and marine shale are compared and analyzed.The results show that the average spontaneous imbibition rate of lacustrine shale is 60.8%higher than that of marine shale within the initial 12 hours of imbibition.The lacustrine shale has faster imbibition rate than the marine shale in the initial stage of spontaneous imbibition.However,the lacustrine shale has underdeveloped pores and fractures,as well as poor connectivity of pores.Besides,the strong hydration and expansion of clay minerals can easily lead to dispersion and migration of clay minerals on the fracture surface,which will plug up the seepage channels,resulting in poor capacity of spontaneous imbibition.The spontaneous imbibition rate in the middle and late stage of Lacustrine shale is obviously lower than that of the marine shale.The overall spontaneous imbibition rate ability of the lacustrine shale is less than that of the marine shale.According to the characteristics of water imbibition of lacustrine shale,considering the dual effects of hydration expansion of clay minerals on the effective reconstructed volume,the microfracture

关键词： Lacustrine shale Marine shale Water imbibition Clay minerals Hydration expansion

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页岩储层钻井液-压裂液复合损害机理及保护对策

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石油勘探与开发 2024年第2期51卷 380-388页

作者：孙金声许成元康毅力经浩然张洁杨斌游利军张瀚奭龙一夫中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580 中国石油集团工程技术研究院有限公司北京102206 西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室成都610500 成都理工大学能源学院成都610059

为了分析钻井液与压裂液复合作用导致的储层损害,考虑油基钻井液侵蚀页岩矿物诱发的裂缝延伸,建立钻井液动态侵入深度预测方法,评价页岩裂缝面力学性质弱化、裂缝闭合与岩粉堵塞导致的天然/水力裂缝损害,提出钻井液-压裂液复合作用储层... 详细信息

为了分析钻井液与压裂液复合作用导致的储层损害,考虑油基钻井液侵蚀页岩矿物诱发的裂缝延伸,建立钻井液动态侵入深度预测方法,评价页岩裂缝面力学性质弱化、裂缝闭合与岩粉堵塞导致的天然/水力裂缝损害,提出钻井液-压裂液复合作用储层损害模式,揭示页岩油气层钻完井损害机理并提出保护对策。研究表明,钻开储层过程中,钻井液通过页岩诱导裂缝和天然裂缝深度侵入储层,侵蚀页岩矿物并导致侵入带页岩力学性质普遍弱化;水力压裂过程中,钻井液-压裂液复合作用进一步弱化页岩力学性质,导致生产过程裂缝更易闭合并发生岩粉脱落,诱发天然/水力裂缝应力敏感损害和固相堵塞损害,造成钻井液-压裂液复合作用带裂缝导流能力大幅降低,制约页岩油气井高产稳产。提出了防塌防漏加速储层段钻进、化学成膜防止页岩裂缝面力学性质弱化、强化页岩裂缝封堵减少钻井液侵入范围、优化压裂液体系保护裂缝导流能力的页岩储层保护对策。

关键词：页岩油气钻井液压裂液应力敏感固相堵塞储层损害储层保护

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Experimental study on the controlling factors of frictional coefficient for lost circulation control and formation damage prevention in deep fractured tight reservoir

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Petroleum 2022年第3期8卷 352-362页

作者： Chengyuan Xu Honglin Zhang Mingming Zhu yili kang Xiaopeng Yan Jingyi Zhang Yingrui Bai State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum UniversityChengduChina School of Petroleum Engineering China University of Petroleum(East China)QingdaoChina Changqing Drilling Branch CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.Ltd.Xi'an 710000China

Working fluids loss is a major contributor to low productivity during production process of fractured tight reservoirs.Lost circulation control effect directly related to the tribological behavior between fracture surface and lost circulation materials(LCMs).In this study,the friction coefficient(FC)was investigated using typical clastic rocks and LCMs by considering multiple effect factors divided into external condition and internal condition.The results show that normal load had a relatively high effect on sliding model.A positive correlation was observed between FC and asperities heights.FC decreased induced by particle size degradation of rigid LCMs.Elastic LCMs manifested higher FC compared with rigid LCMs.Under the lubrication condition by working fluid,FC of rigid LCMs was mainly controlled by their surface wettability.FC of organic LCMs is more sensitive to high temperature aging than inorganic LCMs.Fracture plugging experiments show that LCMs optimized based on the research results can effectively improve the efficiency and strength of fracture plugging.

关键词： Fractured tight reservoirs Lost circulation control Friction coefficient Lost circulation materials

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