陈步高

中国石化胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司 山东 东营 257000

在石油天然气资源勘探开发过程中，岩石力学强度影响钻完井过程的井壁稳定、压裂过程的裂缝扩展、开采过程中的采收率等，是一项重要的基础性能。在原始状态下地层岩石处于平衡状态，然而在勘探开发过程中，岩石与流体接触时会使岩石力学强度发生改变，明确流体与地层间相互作用的机理从而采取相应措施可以避免井壁失稳、裂缝扩展失控、储层出砂等复杂情况的发生[1-2]。绒囊流体作为一种新型的工作流体，广泛应用于钻完井[3]、酸化压裂[4]、修井[5]、提高采收率[6]等石油工程的各个领域，室内研究和现场应用均表明其可以提高岩石力学强度[7]，然而其作用机理不明确，影响了绒囊流体的推广应用，为此采用室内实验与力学原理相结合的方法，研究了绒囊流体提高岩石强度的机理。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

实验材料：囊层剂、绒毛剂、囊膜剂、囊核剂，北京力会澜博能源技术发展有限公司；氯化钾，天津市光复科技发展有限公司，分析纯级；岩心柱塞：50 mm×25 mm，产地中国四川（露头）。

实验仪器：六速旋转黏度计 ZNN-D6B，山东美科仪器有限公司；高温高压岩石三轴流变仪TAR-1500型，长春晖阳科研仪器有限公司；储层伤害评价系统，海安华达石油仪器有限公司。

1.2 实验测试

取500 mL蒸馏水按1.3%囊层剂+0.8%绒毛剂+0.15%囊膜剂+1%囊核剂配方用高速搅拌机配制绒囊流体。取500 mL蒸馏水按1.3%囊层剂+0.8%囊毛剂配方用高速搅拌机配制绒囊基液。将配制好的液体静置30 min，利用密度计、六速旋转粘度计分别测定2种流体的密度、流变性。

将岩心放在饱和装置内，加入模拟地层水（8%氯化钾溶液）饱和岩心24 h；将饱和后的岩心取出放入储层伤害评价系统岩心夹持器中，将配制好的绒囊流体加入中间容器中；打开恒流恒压泵以0.05 ml/min流量驱替，注入1.5 PV工作液后停止实验，记录驱替时间、驱替压力。

将封堵后的岩心取出，用热缩管封装后装入高压釜内，安装轴向变形传感器和径向变形传感器（LVDT）并调节至中间位置；密封压力室并向压力室泵入围压油，通过高压泵施加围压15 MPa；打开计算机数据采集系统调好程序一切进入准备状态，开启轴向压力控制器进行轴向加载，直至岩心破坏。记录加载时间、轴向差应力、轴向应变、径向应变等。由数据采集系统采集记录加载过程中岩样的应力和应变，直至岩样产生破坏，停止加载。

2 结果与讨论

2.1 液体性能评价

绒囊基液与绒囊流体的性能测量结果见表1。由表1可知，在聚合物加量相同的情况下，绒囊流体因其体系内含有绒囊，使得密度降低了0.16 g/cm3，而体系的表观粘度、塑形粘度、动切力、初切、终切分别提高了24.5 mPa·s、10.0 mPa·s、14.79 Pa、4.60 Pa、5.00 Pa，说明绒囊可以提高体系的粘度及切力进而具有提高体系的封堵能力的潜力。

流体类型 ρ g/cm3 AV mPa·s PV mPa·s YP Pa τ10s τ10min Pa绒囊基液 1.01 52.5 21.0 32.13 11.24 13.50绒囊流体 0.85 77.0 31.0 46.92 15.84 18.50 Pa

2.2 封堵性能评价

室温下绒囊流体、绒囊基液、地层水对天然岩心的注入结果如图1所示。从图1中可以看出在相同的注入体积下，不同流体对岩心的封堵压力随时间变化相差较大。地层水在注入过程中压力上升比较平稳，在210 min后达到平衡，注入1.5 PV后停止此时压力仅为0.90 MPa。绒囊基液在注入过程封堵压随时间的变化分成3个阶段，第一阶段封堵压力随时间的增加缓慢增加，第二阶段随着时间的增加封堵压力快速增加达到最大值，第三阶段随时间的增加压力开始波动，注入1.5 PV后停止此时最大的封堵压力为3.24 MPa。绒囊流体对岩心的暂堵分成2个阶段，第一阶段随时间的增加封堵压力缓慢上升，第二阶段随时间的增加封堵压力快速增加，直至注入1.5 PV后停止，此时最大封堵压力可达9.91 MPa。对比注入曲线发现：水不具有封堵性能，注入压力增长缓慢且压力最低；在相同的聚合物加量及实验条件下，绒囊增加体系封堵压力可达6.67 MPa，说明绒囊对体系的封堵性能影响较大。

图1 不同流体封堵时间-压力曲线

2.3 不同流体注入后岩石力学参数变化量性能评价

不同类型的流体作用好岩石力学参数的变化情况不同，从图2中可以看出，对于岩心抗压强度而言，饱和时最大，饱和后均有所降低，但是注入流体后的情况相差较大。饱和后注入地层水抗压强度降低明显，饱和后注入绒囊基液在原基础上降低了4.42 MPa，而饱和后注入绒囊流体时在原基础上提高了10.02 MPa。未饱和的岩心弹性模量最高，饱和后弹性模量最低，但注入封堵性能较强的流体后弹性模量较饱和后岩心明显提高，注入绒囊基液后弹性模量提高了4.11 GPa，注入绒囊流体后弹性模量提高了6.51 GPa。未饱和岩心的泊松比为0.25，饱和后岩心的泊松比增加到0.49，而注入封堵性流体后岩石的泊松比明显降低，当注入绒囊基液时泊松比降低了0.16，当注入绒囊流体时泊松比降低了0.25。对比绒囊基液与绒囊流体的岩石力学实验结果表明，在相同的聚合物加量条件下及实验条件下，绒囊可以提高岩心的力学参数。

图2 不同条件下岩石力学参数变化

3 提高岩石力学强度作用机制

由前文可知绒囊是改变岩石力学强度的关键。根据有效应力原理，岩心受到的外部载荷等于孔隙水压与岩石有效应力之和[8]。饱和后岩心内部充满了地层水，但是水不具有封堵性能。当岩石受外力压缩时地层水会流到岩石之外，没有产生孔压，外力全部由岩石承担，所以其抗压强度、弹性模量较小，泊松比最大。饱和后注入的绒囊基液体系内有水化后的高分子，具有一定的封堵性能，但是结合封堵实验和岩石力学参数实验可知其封堵性能较弱，如图2所示绒囊基液只在弹性变形阶段提高了岩石时的强度，表现为岩石的弹性模量增加了4.11 GPa，但达到了突破压力后封堵产生的孔隙压力减小，所以对抗压强度影响较小。饱和后注入的绒囊流体因体系内含有绒囊，封堵能力较强，在岩石受压缩变形过程中绒囊产生了封堵力，使岩心内部产生了较大的孔隙压力，这个压力与岩石的骨架颗粒共同承担外力。当岩石的骨架强度一定时，绒囊的封堵力使岩石可以承担更大的载荷，从图2中可以看出注入绒囊后比注入地层水、绒囊基液后岩石的强度整体提高，表现为岩石的抗压强度、弹性模量分别提高了10.02 MPa、6.50 GPa，泊松比减小了0.18。由此可知绒囊流体提高岩石力学强度的作用机制是绒囊增强了体系封堵能力，在岩心受外力变形时产生孔隙压力承担了部分外力，所以整体上提高了岩石的强度。

4 结束语

（1）在相同聚合物含量的条件下，体系内因绒囊的存在，降低了体系的密度，增加了体系的表观粘度、塑形粘度、动切力、初切、终切，提高了体系的封堵能力及注入后的岩石强度。囊流体提高岩石力学强度的作用机制是注入岩心内部的绒囊流体，在岩石压缩变形过程中产生孔隙压力即封堵力，岩石的骨架颗粒与孔隙压力共同承担外力，使岩石的强度整体提高。

（2）绒囊流体作为一种含气核的流体，其封堵性能还受地层环境如温度、压力的及地层本身物性如孔隙度、孔喉半径等影响，还应进行相关研究。