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CN102144075B - 通过孔隙堵塞保持页岩的稳定性 - Google Patents

通过孔隙堵塞保持页岩的稳定性 Download PDF

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CN102144075B CN200980131938.4A CN200980131938A CN102144075B CN 102144075 B CN102144075 B CN 102144075B CN 200980131938 A CN200980131938 A CN 200980131938A CN 102144075 B CN102144075 B CN 102144075B
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Abstract

本发明包括使用纳米颗粒以减小膨胀以及堵塞孔喉来改善含烃页岩层的井眼稳定性的组合物和方法。

Description

通过孔隙堵塞保持页岩的稳定性
技术领域
本发明总体涉及页岩稳定性领域，尤其涉及用于井眼处或井眼周围的页岩稳定性的成分和方法。
背景技术
在不限制本发明的范围的情况下，结合钻探页岩和页岩状沙描述来描述本发明的背景。
井眼稳定性是页岩钻探的最关键的方面之一并且很大程度上取决于钻井流体。水侵入页岩地层弱化井眼并且引起例如井壁坍塌、卡钻等问题。页岩的极低渗透率和低的孔喉尺寸使得正常的过滤添加剂不能形成泥饼并且因此不能阻止流体侵入。本研究的目的是通过利用纳米颗粒(NP)堵塞孔喉来减小页岩渗透性，构建内部和外部泥饼，并且从而减少流体侵入页岩。
最近的研究工作(Osuji 2007)已经表明减小页岩的渗透性可以增强其膜效率，因此将纳米颗粒放置在盐水泥浆中可以增大其膜效率。
公认的是平衡活性油基泥浆(OBM)是页岩稳定性问题的良好解决方案，这是因为在油和页岩之间没有相互作用，并且可以利用离子溶液使水不能移动。(Chenevert，1969)。但是，特别是在环境敏感的区域，需要水基泥浆(WBM)方案。虽然已经有很多研究集中于改善WBM的孔稳定性性能，但不存在这样的起抑制作用的泥浆。
发明内容
本发明通过利用纳米颗粒(NP)堵塞孔喉，构建内部和外部过滤饼，并减少侵入页岩的流体来降低页岩渗透性。另一个目的是研究纳米颗粒对盐水泥浆的膜效率的影响。
本发明的发明人发现，由于目前使用不能堵塞纳米级尺寸的孔喉开口的固体泥浆添加剂的尺寸相对较大，在页岩中没有实现孔喉堵塞。正常的固体颗粒比孔喉大约100倍。本发明被用于开发致力于多种页岩性质、纳米颗粒试验的成分和方法，以及用于处理可渗透的层的方法。流体的成分、页岩类型以及纳米颗粒对过滤的影响将是在我们的试验过程中要观察的主要方面。
在一个实施例中，本发明涉及用水基钻井流体增大页岩层稳定性的方法，所述方法包括：将水基钻井流体输送到页岩层，其中钻井流体包括含水连续相；以及纳米颗粒，其中纳米颗粒以足够大的重量百分比存在以稳定页岩层。在一个方案中，页岩包括皮埃尔页岩(Pierre)、中国Arco页岩(ArcoChina)、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩(Atoka)、粘性页岩(Gumbo)、墨西哥湾页岩[Gulf of Mexico(GOM)]、Pierre页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩(Wellington)或者曼柯斯页岩(Mancos)。在另一方案中，纳米颗粒选自硅、铝、铁、钛、或者其它金属氧化物和金属氢氧化物。在一个方案中，纳米颗粒的尺寸范围在1纳米到500纳米之间。在一个方案中，纳米颗粒还包括表面活性剂。在另一方案，页岩层用钻井流体段塞或丸处理，表面改性剂的多个例子包括但是不限于烷基胺、烷基硫酸酯、包含芳香环的烷基硫酸酯、烷基磺酸酯、含有芳香环的烷基磺酸酯(例如烷基苯磺酸酯)、以及含有多种比例的乙撑氧和丙撑氧基团的烷基硫酸酯和烷基磺酸酯、或者聚合物例如聚乙二醇(PEG)、分子量从500变化到100，000的聚丙烯乙二醇(PPG)，以及用硅烷、环氧化物、丙烯酸盐、乙醇或者醚键的功能化的PEG和PPG聚合物。
在另一个实施例中，本发明包括用于含水钻井流体的添加剂组合物，当在和有效量的纳米颗粒一起用在钻探页岩层中时，所述钻井流体改善了页岩的稳定性，其中所述纳米颗粒减小页岩的膨胀并堵塞孔喉。在一个方案中，页岩包括皮埃尔页岩(Pierre)、中国Arco页岩(Arco China)、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩(Atoka)、粘性页岩(Gumbo)、墨西哥湾页岩[Gulf of Mexico(GOM)]、Pierre页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩(Wellington)或者曼柯斯页岩(Mancos)。在另一方案中，纳米颗粒选自硅石、铝、铁、钛或者其它金属氧化物和金属氢氧化物。在一个方案中，纳米颗粒的尺寸范围在1纳米到500纳米之间。基于在上文中描述的水相的重量，含水钻井流体的含有重量百分比在约5到约41之间的添加剂组合物。
在另一个实施例中，本发明涉及用于含烃页岩层且包含重量百分比为大约1到大约50之间的纳米颗粒的含水钻井流体。在另一个实施例中，基于水相的重量，含水钻井流体包含重量百分比为大约10到大约50的硅石纳米颗粒。在一个方案中，基于水相的重量，流体包括重量百分比为5到大约45的硅石纳米颗粒。在另一个方案中，基于水相的重量，流体包括重量百分比为10到大约29的硅石纳米颗粒。在一个方案中，页岩包括皮埃尔页岩(Pierre)、中国Arco页岩(Arco China)、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩(Atoka)、粘性页岩(Gumbo)、墨西哥湾页岩[Gulf of Mexico(GOM)]、Pierre页岩、Wolfcamp页岩、Wellington页岩或者曼柯斯页岩(Mancos)。在另一方案中，纳米颗粒选自硅石、铝、铁、钛或者其它金属氧化物和金属氢氧化物。在一个方案中，纳米颗粒的尺寸范围在1纳米到500纳米之间。在一个方案中，纳米颗粒的尺寸范围在5纳米到20纳米之间。
本发明的另一种方法包括用于有效钻探穿过松散的页岩的方法，所述方法包括在钻井操作中利用含水钻井流体。本发明的另一个实施例包括用于监控和改善井眼稳定性的方法，所述井眼利用钻井流体在页岩中利用井眼稳定模型钻出，所述方法包括以下步骤：(a)利用所述井眼稳定性模型获得钻井流体的重量或者一种或多种化学性质的初始值；(b)测量页岩层的瞬时孔隙压力响应和选自声、电、热和密度特性中的至少一个层特性；以及(c)改变硅石纳米颗粒的重量百分比以减小膨胀并堵塞页岩中的孔喉。在一个方案中，所述方法还可以包括在井眼的钻进过程中重复步骤(b)和(c)的步骤。在一个方案中，所述页岩层利用含有重量百分比为5到45的硅石纳米颗粒的钻井流体的段塞和/或丸进行处理，其中所述纳米颗粒的尺寸范围在1纳米到500纳米之间。在一个方案中，所述页岩包括皮埃尔页岩(Pierre)、中国Arco页岩(Arco China)、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩(Atoka)、粘性页岩(Gumbo)、墨西哥湾页岩[Gulf of Mexico(GOM)]、Pierre页岩、Wolfcamp页岩、Wellington页岩或者曼柯斯页岩(Mancos)。在另一方案中，纳米颗粒选自硅石、铝、铁、钛或者其它金属氧化物和金属氢氧化物。在一个方案中，纳米颗粒的尺寸范围在1纳米到500纳米之间。基于在上文中描述的水相的重量、含水钻井流体包含重量百分比在大约5到大约41之间的任何添加剂组合物和包含钻井流体的重量。
附图说明
为了更完整地理解本发明的特点和优势，现在结合附图对本发明进行详细描述，其中：
图1是示出了5nm硅石纳米颗粒的温度稳定性极限的图表；
图2是试验槽的示意图；
图3是表示与0.98活性盐水接触的Atoka(阿托卡)页岩的结果的曲线；
图4是示出了页岩试验槽中的上游和下游压力的瞬时点线的图；
图5示出了利用淡水和纳米颗粒分散系进行的C3页岩膨胀试验；
图6是示出了用Atoka页岩进行三步骤试验获得的结果的曲线图；
图7是使用和不使用纳米颗粒的两步骤试验的曲线图；
图8是不使用和使用纳米颗粒的C5页岩的三步骤试验的曲线图；
图9是示出了适用重量百分比为29的硅石纳米颗粒分散系的试验结果的曲线图；
图10是示出了利用重量百分比为5的纳米颗粒分散系进行的试验结果的曲线图；
图11是示出了利用重量百分比为10的纳米颗粒分散系进行的试验结果的曲线图；
图12是Atoka页岩上的20nm颗粒的扫描电子显微照片(点标度为375nm)；
图13是20nm硅石纳米颗粒在不同标度下的扫描电子显微照片；以及
图14是堵塞孔喉的一组颗粒的扫描电子显微照片；
图15是示出了不同浓度的纳米颗粒与Atoka页岩接触的试验结果的曲线图；
图16是利用40重量％的Nyacol的20nm分散系的进行行的试验的结果的曲线图。
图17是17重量％和Nyacol的15重量％的5nm分散系与Atoka接触的对比曲线图。
图18是示出了使用和不使用NP的泥浆A与Atoka页岩接触的对比曲线图。
图19是示出了使用和不使用NP的泥浆B与Atoka页岩接触的对比曲线图。
图20是示出了使用和不使用NP的泥浆C与Atoka页岩接触的对比曲线图。
图21是示出了使用和不使用NP的泥浆D与Atoka页岩接触的对比曲线图。
图22是汇总了渗透率数据的图表。
图23是示出了使用和不使用NP的泥浆A与墨西哥湾页岩(GOM)接触的对比曲线图。
图24是示出了使用和不使用NP的泥浆B与GOM页岩接触的对比曲线图。
图25是示出了使用和不使用NP的泥浆C与GOM页岩接触的对比曲线图。
图26是示出了使用和不使用NP的泥浆D与GOM页岩接触的对比曲线图。
图27是示出了GOM页岩上的盐水影响的曲线图。
图28是汇总了GOM页岩的渗透率图表的视图。
图29是示出了使用和不使用NP的泥浆1与GOM页岩接触的对比曲线图。
图30是示出了使用和不使用NP的泥浆2与GOM页岩接触的对比曲线图。
图31是示出了使用和不使用NP的泥浆3与GOM页岩接触的对比曲线图。
具体实施方式
虽然下文中详细讨论了本发明的多个实施例的实施和使用，但应当理解，本发明提供了很多可应用的发明思想，所述发明思想可以在多个特定的背景中实现。这里描述的特定实施例仅仅是说明制造和使用本发明的特定方式并且不限制本发明的范围。
为了有助于理解本发明，在下文中定义了多个术语。这里定义的术语具有如与本发明相关领域的普通技术人员所通常理解的意思。术语，例如“一”、“所述”不是用于仅指代单个实体，而是包括了被用于说明的特定示例涉及的总类。这里的术语是用于描述本发明的特定实施例，但是它们的用途不限制本发明，除了在权利要求中有所叙述之外。
在本文中，术语“纳米颗粒”指有效直径为1纳米到500纳米的任何形状的并且包括子种类，例如纳米粉末、纳米基团以及纳米晶体的任何组合物颗粒。本发明的纳米颗粒也可以通过表面改性被改变，例如它们能通过化学方法改变，例如，通过附加表面活性剂或者配位体、有机分子、与纳米颗粒化学结合的表面活性材料，以改善纳米颗粒在钻井液中的稳定性。表面改性的一个例子是改变纳米颗粒的表面电荷密度或者改善它们的页岩稳定特性。
在本文中，“表面活性剂”是指改变纳米颗粒的表面的制剂，这可以通过吸附、化学吸附、或者表面活性材料共价结合到纳米颗粒表面以形成表面改性纳米颗粒。能用来将纳米颗粒表面改性为表面改性纳米颗粒的制剂的多个例子包括例如：烷基胺、烷基硫酸酯、包含芳香环的烷基硫酸酯、烷基磺酸酯、含有芳香环的烷基磺酸酯(例如烷基苯磺酸酯)、以及含有多种比例的乙撑氧和丙撑氧基团的烷基硫酸酯和烷基磺酸酯。表面活性剂的另一个例子包括导致到纳米颗粒表面的聚合材料的纳米颗粒表面改性(这也可以通过吸附、化学吸附或共价结合实现)的那些材料。这类材料的例子包括，例如聚乙二醇(PEG)、分子重量从500变化到100，000的聚丙二醇(PPG)聚合物，以及用硅烷、环氧化物、丙烯酸酯、乙醇或者醚键功能化的PEG和PPG聚合物。
这里所使用的术语“段塞”指含有纳米颗粒并且布置或者放置成与目的地质层接触一段时间的小体积的钻井流体(通常为500bbl或更少)。
页岩是由在细颗粒岩石中存在的粘土、石英以及其它矿物质形成的沉积岩。由于其高的粘土含量，页岩易于从水基泥浆(WBM)吸收水分，这导致膨胀以及井眼破坏。页岩可以与沙子混合且这些混合物被称为页岩状沙。如Al-Bazali(2006)中提到的，含有蒙脱石或者蒙脱粘土的页岩能吸收大量的水。因此，页岩的类型和成分在井眼稳定性问题中起关键作用。我们研究组已经研究的多种页岩的基本性质和成分在下面的表1中列出。
表1： 不同页岩类型Al-Bazali的性质(2005)
本发明通过堵塞页岩的孔喉减小了页岩的渗透性并且因此构建泥饼。如表1中所示，四种类型的页岩的平均孔喉尺寸在9纳米到32纳米的范围内。
孔喉尺寸可以通过利用非润湿流体以及利用毛细压力方程(Al-Bazali，2005)确定。在公式1中，Pc是毛细压力、σ是非润湿流体和水之间的界面张力、θ是接触角，而r是孔喉半径。与页岩的孔喉尺寸相比，传统的钻井液添加剂，例如膨润土和重晶石具有大的多的颗粒直径，所述颗粒直径在0.1微米到100微米的范围内。
公式1：………………………………………..Pc＝2.σ.cosθ/r
Abrams(1977)提出，为了形成桥接，颗粒尺寸应当不大于孔喉尺寸的三分之一。对于典型的页岩来说，这指3nm到10nm之间的颗粒尺寸。Abrams还提到，实现孔喉堵塞的颗粒在钻井流体中的体积应当是总固体颗粒的至少5％。总之，如果所使用的钻井流体颗粒比孔喉尺寸小，则钻井流体可能会侵入页岩中，堵塞孔喉，并且因此构建内部和外部泥饼。这将减小页岩的渗透性并且减缓、以及停止或者显著减小水的侵入。
纳米颗粒：至少一个尺寸小于100nm的颗粒被称为纳米颗粒。纳米技术测量并且模拟1-100nm级的物质，并且主要用于光学、电子以及生物医学领域。
纳米材料可以以两种方式制造。第一种方式是通过多种化学或者机械加工从块状材料制成较小的颗粒。第二种方式通过化学反应是从分子片段产生纳米材料。制造中的关键因素是：颗粒尺寸、形状、成分以及粒度分布。
页岩稳定性中的纳米技术的应用是一个将在本研究中研究的新问题。尺寸为5nm到20nm的改性硅石颗粒将被在我们的试验中用作循环流体的添加剂。这样的硅石纳米颗粒分散系是由3M提供给我们实验室，并且具有如表2中所示的重量百分比。
表2： 硅石纳米颗粒样品的性质
颗粒尺寸，nm 分散系，重量
5 15.74％固体
5 17.71％固体
20 41.26％固体
由于纳米颗粒将被用作循环流体的添加剂，应当考虑三个关键参数：比重、水活度以及盐溶解度。为了确定这些参数，进行了多个实验。
首先，5nm-17.71重量％的纳米颗粒分散系的比重通过利用称重天平测量分散系的质量和体积确定。接下来，利用湿度计测量溶液的水活度。发现硅石分散系的活度与纯水(aw＝1.0)类似。最后，纳米颗粒的盐溶解度通过以5ml的增加量向纳米颗粒分散系添加NaCl并且观察沉淀的发生而确定。这样一来，可以确定给定的硅石分散系可以含有的最大盐量。在一个试验中，当最初出现盐沉淀时，1.535克的氯化钠溶解在5ml溶液中。盐的这个量等于22重量％以及0.84的水活度。表3示出了5nm-17.71％的分散系在华氏75度测量时测得性质。
表3： 硅石纳米颗粒悬浊液的性质
华氏75度时的性质 5nm-17.71重量％硅石
比重 1.09
水活度 1
NaCl溶解度，重量百分比 22
氯化钠稳定性试验在多个温度下进行。如图1和表4所示，增大17.71％纳米颗粒悬浊液的NaCl浓度在较低的温度下产生沉淀。可以使用其它纳米颗粒，例如通过表面活性剂改性的硅石纳米颗粒，由铝、铁、钛以及其它金属氧化物和金属氢氧化物制成的纳米颗粒。这些纳米颗粒被示出为表现出随温度和盐分变化的不同悬浊液稳定性并且可以被用于代替这里使用的硅石纳米颗粒。
表4： 具有不同盐浓度的17.71重量％纳米颗粒分散系的沉淀温度。
17.71重量％的5nm硅石 沉淀温度，华氏度
5％NaCl 165
10％NaCl 130
15％NaCl 115
22％NaCl 75
首先，页岩膜效率研究利用如Osuji，2007所叙述的相同设备进行。所述设备包括不锈钢试验槽、储存容器以及流体管线、压力传感器、用于底部压力的手动泵、以及用于上游压力的注射喷射泵、氮气容器以及压力记录器。如图2中所示，该槽具有一个顶部密封腔室，所述顶部密封腔具有入口和出口流体通道；以及具有一个流体通道的底部腔室。这些部分利用锁定螺栓以及密封两侧的两个O形密封圈组装在一起。被加压的注射泵调节从储存缸体到上游腔室的流体流动速率。氮气容器提供上游腔室内流体流动所需的压力，并且手动泵为槽的底部提供液压。连接到顶部和底部管线的压力传感器向压力记录器发送信号。
在试验过程中，页岩样品盘位于顶部腔室和底部腔室之间。样品的顶部暴露于固定的流动速率和压力下的流体流。在试验的最后，底部腔室和顶部腔室中的压力差被用于获得渗透性。
第一试验获得的结果在图3中示出。在这个试验中，所使用的盐溶液的成分在上述图3中给出。虚线示出了底部压力，该底部压力从50磅每平方英寸(psi)开始并在试验的最后达到140psi。底部压力增大由流动通过页岩样品的流体和离子引起。公式2和第一个23小时的压力-时间图的斜率被用于确定渗透性，如图6中所示。相同类型的试验将用纳米颗粒盐分散系进行并且将比较结果。
渗透性计算：
公式2………..k＝(-m.μ.C.V.h)/(A)(Al-Bazali2005)
其中：
k：渗透率(cm2)
m:图5中的曲线的线性部分的斜率
μ：粘度(psi.秒)
C：可压缩性，psi-1
V：体积(cm3)
A：面积，cm2(暴露于上游液流的页岩样品的表面积)
对于在钻井液中使用纳米颗粒的信息很少。这些颗粒被研究以确定它们穿过低渗透性材料的能力。第一研究利用花岗石进行并且发现纳米颗粒可以很容易穿过花岗岩样品。
接着，确定1.3纳达西泥饼是否可能被纳米颗粒堵塞。用过去的过滤数据作为指导(Dewan和Chenevert，2001)，这种泥饼利用包含10十亿分之一(ppb)的高岭土和1ppb CMC的泥制成。再一次，纳米颗粒很容易穿过泥饼。
已经发现，在氯化钠稳定性试验中，17.71重量％的纳米颗粒分散系保持稳定到115华氏度。
示例2.Atoka页岩.
选择Atoka页岩用于利用纳米颗粒的研究。作为标准程序的一部分，Atoka页岩的样品被放置在0.98相对湿度干燥器中，以便在试验之前固定它们的水活度。当等待页岩平衡时，第三研究利用两个1英寸×1/2英寸×1/2英寸的C3页岩片以及膨胀计进行。在这些试验中，一个样品被浸入水中而第二个样品被浸入20nm颗粒的41重量％的分散系中。
如图5中所示，在18小时之后，被浸入水中的C3页岩经历大约10.8％的膨胀，和浸入纳米颗粒分散系中仅仅经历6.4％的膨胀，即相对41％的缩减。这些结果是第一次让页岩中的膨胀通过简单的水加固体粒子分散系而减小。
利用如图2中所示的试验槽，以及利用已经平衡的Atoka页岩样品，进行两个试验。在下一个试验中(图6)，接下来进行三步骤程序。首先，样品受到低盐度盐水(海水)的作用并且很容易在大约25小时内完全渗透页岩。页岩的底部压力随后在步骤2中被减小并且海水再次容易地渗透页岩(参见图6中的25小时到34小时)。在第三步骤中，页岩的顶部受到纳米颗粒分散系的作用并且仅在5小时内就发生完全页岩堵塞(参见34小时到39小时)。再次发现纳米颗粒可以减少进入页岩的液流。
在另一个试验中，进行是两步骤程序，以便了解纳米颗粒(41重量百分比)的高浓度是否会完全堵塞孔喉。在图7的第一步骤中(0到28小时)，使用纳米颗粒分散系，在大约两小时内实现了堵塞。在第二步骤中，纳米颗粒分散系被移除并且海水流过页岩的顶部。如图所示的，其没有渗透页岩。这说明纳米颗粒已经永久堵塞页岩。
进行另一个试验以确定纳米颗粒如何为另一种类型的页岩即C5工作。试验由图8中所示的三步骤组成。在第一步骤中(0到7小时)，利用较低的水活度的盐水(aw＝0.85)将负渗透压力被施加到样品。底部压力在6小时内累积达到顶部压力。第二步骤用与页岩样品和底部流体具有相同水活度(0.98Aw)的海水分散系。底部压力在3小时内累积达到并超过顶部压力。在第三步骤，20nm的41重量％的纳米颗粒分散系被用作顶部流体并且实现了部分堵塞(10-17小时)。
进行另一个试验以研究较低浓度的纳米颗粒的效果。在该试验中，Atoka页岩的样品被与20nm纳米颗粒的29重量％的分散系接触。如图9中所示，底部压力完全没有累积。实现了完全堵塞。
除了使用较低重量百分比(即5％)的纳米颗粒分散系之外，在相同的条件下进行另一试验作为第七试验。如图10所示，在发生完全堵塞之前花费了33小时。
除了使用纳米颗粒的10重量％的分散系之外，在相同的条件下进行另一试验作为在先试验。如图11中所示，在大约8小时内发生了完全堵塞。
下一个研究包括利用扫描电子显微镜以便看到所发生堵塞的类型。照片12到14利用已经用20nm的29重量％的硅石纳米颗粒分散系试验的Atoka页岩样品获得。
在图13和图14中，可以看到Atoka页岩具有多种孔喉，并且20n颗粒堵塞适合该尺寸的那些孔喉。这个结果表明，如果纳米颗粒混合物包括在5-50nm之间的不同尺寸的颗粒，则可以堵塞更多的孔。
在图14中央可以很容易看出，纳米颗粒可以聚合并堵塞单个大孔喉。
图16示出了以不同浓度的纳米颗粒与Atoka页岩接触的试验。如图16中所示，与盐水相比，硅石纳米颗粒(3M，明尼阿波利斯，明尼苏达州)减小了侵入页岩的流体。另一个结论是，减少流体渗透所需要的最小浓度是10重量％的NP，利用下面的试验条件：
表5 与Atoka页岩接触的20nm的10重量百分比的检测
页岩 Atoka
品牌 3M
顶部流体 NP
NP重量百分比 10
NP尺寸(nm) 20
底部流体 盐水
顶部水活度(Aw) 0.98
底部Aw 0.98
页岩Aw 0.98
顶部压力(Psi) 325
底部压力(Psi) 40
例3 纳米颗粒类型和尺寸试验
进行多个试验来研究与Atoka页岩接触的Nyacol的20nm颗粒的效果。该检测是20nm的Nyacol硅石NP分散系的直接应用。在该试验中，Atoka页岩的样品被暴露于40重量％、20nm的NP分散系。表6总结了试验条件。如图16中所示，在17个小时内底部压力以大约12psi/小时的速度累积，这被认为是较高。Nyacol的20nm颗粒不能像20nm颗粒那样堵塞孔。
表6： 利用40重量百分比，20nm的NP分散系的试验条件
页岩 Atoka
品牌 Nyacol
顶部流体 NP
NP重量％ 41
NP尺寸(nm) 20
底部流体 盐水
顶部Aw 1
底部Aw 0.98
页岩Aw 0.98
接着，进行试验以研究与(由Nyacol和3M制造的)Atoka页岩接触的5nm颗粒的效果。3M和Nyacol的17重量％以及15重量％的、5nm的NP分散系流过Atoka页岩样品的表面。试验条件在表7中概括。如图17中所示，在25小时内底部压力累积达到顶部压力。5nm颗粒没有像20nm颗粒那样堵塞孔。
表7： 利用17重量％和15重量％的、5nm的NP分散系的试验条件。
页岩 Atoka Atoka
品牌 Nyacol 3M
顶部流体 NP NP
NP重量％ 15 17.71
NP尺寸(nm) 5 5
底部流体 盐水 盐水
顶部Aw 0.98 0.98
底部Aw 0.98 0.98
页岩Aw 0.98 0.98
顶部压力(Psi) 340 340
底部压力(Psi) 55 55
例4 现场泥浆试验
现场泥浆与Atoka页岩接触。进行试验以观察泥浆A的性能。表8给出了试验条件。底部压力在25小时内稳定在压力差为60psi。利用上文中论述的瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.044nd。在该试验的最后8小时，15psi的压降可能是实验室中的临时温度变化的结果。
表8： 与Atoka页岩接触的现场泥浆
表9： 现场泥浆性质
接着，进行试验以观察Nyacol纳米颗粒分散系对泥浆A的性质的影响。利用10重量％的Nyacol的NP改性的泥浆A流过Atoka页岩样品。表10示出了试验条件而表11示出了泥浆的成分。底部压力在35小时内稳定在压力差为170psi。如图18中所示，添加Nyacol硅石NP分散系到现场泥浆A中在36小时内减少72％的流体渗透。利用第4段中论述的瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0038nd。
表10 试验条件
表11 泥浆成分
泥浆A+NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 17.33 56.44
泥浆中水相 71.56 71.56
泥浆总量 88.89 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 22.5％ 43.6％
NP百分比 8.3％ 10.0％
接着，进行试验以观察泥浆B与Atoka页岩接触的响应。表12示出了试验条件。底部压力在30小时内稳定在压力差为180psi的。利用上述瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0047nd。
表12 试验条件
进行试验以观察Nyacol纳米颗粒分散系对与Atoka页岩接触的泥浆B的影响。表13示出了试验条件，表14示出了泥浆成分。用10重量％的Nyacol的NP改性的泥浆B流过Atoka页岩样品。底部压力在20小时内稳定在压力差为210psi。如图9中所示，对现场泥浆B添加Nyacol的硅石NP分散系在36小时内减小16％的流体渗透。利用用于样品的渗透性的瞬时方法，所述渗透率被确定为0.0058nd。
表13 试验条件
表14： 成分
泥浆B+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 17.94 48.97
泥浆中水相 79.03 79.03
泥浆总量 96.97 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 21.5％ 39.1％
NP百分比 7.8％ 10.0％
进行另一种试验以观察泥浆C与Atoka页岩接触的响应。表15示出了试验条件。底部压力在32小时内稳定在压力差为70psi。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.028nd。
表15 试验条件
然而，进行另一种试验以观察NP对泥浆C与Atoka页岩接触的泥浆C的响应的影响。表16和表17示出了试验条件。底部压力在40小时内稳定在压力差为120psi。如图20所示，向现场泥浆C添加Nyacol硅石NP分散系36小时减小了38％的流体渗透。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0114nd。
表16 试验条件
表17 成分
泥浆C+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 21.14 34.86
泥浆中水相 93.14 93.14
泥浆总量 114.29 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 21.2％ 30.7％
NP百分比 6.9％ 10.0％
进行另一试验以观察泥浆D与Atoka页岩接触的响应。表18示出了试验条件。底部压力在40小时内稳定在压力差为150psi。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0056nd。
表18成分
进行另一种试验以观察NP对泥浆D与Atoka页岩接触的响应的影响。表19示出了试验条件。表20示出了泥浆成分。底部压力在30小时稳定内在压力差为200psi。如图21所示，向现场泥浆D中添加Nyacol硅石NP分散系，36小时内减小了25％的流体渗透。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.004nd。
表19 试验条件
表20 成分
泥浆D+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 12.03 30.63
泥浆中水相 97.37 97.37
泥浆总量 109.40 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 15.5％ 28.2％
NP百分比 7.1％ 10.0％
进行每种现场泥浆试验的渗透率计算以观察纳米颗粒的影响。如图22和表21中所示，对现场泥浆的纳米颗粒添加物减小了Atoka页岩的渗透率，对于现场泥浆A因子为11，对于现场泥浆C因子为2.45，对于现场泥浆D因子为1.4。
表21 渗透率值
岩石 流体 渗透率
Atoka 盐水 0.41
Atoka 泥浆A 0.044
Atoka 改性泥浆A 0.0038
Atoka 泥浆B 0.0047
Atoka 改性泥浆B 0.0058
Atoka 泥浆C 0.028
Atoka 改性泥浆C 0.014
Atoka 泥浆D 0.0056
Atoka 改性泥浆D 0.004
例5 与GOM页岩接触的现场泥浆
进行试验以观察泥浆A与GOM页岩接触的响应。表22示出了试验条件。底部压力在20小时稳定在压力差为70psi。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.038nd。
表22： 试验条件，GOM页岩
进行试验以观察NP对现场泥浆A与GOM页岩接触的响应的影响。表23示出了试验条件。表24示出了泥浆成分。底部压力在20小时稳定在70psi的压力差。如图23中所示，向现场泥浆A添加Nyacol硅石NP分散系36小时减小了27％的流体渗透。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.014nd。
表23 试验条件
表24 成分
泥浆A+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 17.33 56.44
泥浆中水相 71.56 71.56
泥浆总量 88.89 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 22.5％ 43.6％
NP百分比 8.3％ 10.0％
接着，进行试验以观察泥浆B与GOM页岩接触的响应。表25示出了试验条件。底部压力在11小时内稳定在压力差为120psi。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0404nd。
表 25
进行试验以观察NP对泥浆B与GOM页岩接触的响应的影响。表26示出了试验条件，并且表27示出了泥浆成分。底部压力在10小时稳定在压力差为150psi。向现场泥浆B添加Nyacol硅石NP分散系，36小时内减小了25％的流体渗透。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0408nd。
表26： 试验条件
表27： 成分
泥浆B+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 17.94 48.97
泥浆中水相 79.03 79.03
泥浆总量 96.97 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 21.5％ 39.1％
NP百分比 7.8％ 10.0％
进行试验以观察泥浆C与GOM页岩接触的响应。表28示出了试验条件。底部压力在27小时内稳定在压力差为100psi。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0203nd。
表28 试验条件
进行试验以观察NP对泥浆C与GOM页岩接触的响应的影响。表29示出了试验条件，表30示出了泥浆成分。底部压力在35小时内稳定在压力差为120psi的。如图25中所示，向现场泥浆C添加Nyacol硅石NP分散系，36小时内减小了20％的流体渗透。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0126nd。
表29 试验条件
表30 成分
泥浆C+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 21.14 34.86
泥浆中水相 93.14 93.14
泥浆总量 114.29 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 21.2％ 30.7％
NP百分比 6.9％ 10.0％
进行试验以观察泥浆D与GOM页岩接触的响应。表31示出了试验条件。底部压力保持压力差在150psi35小时。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.0109nd。
表31 试验条件
进行试验以观察NP对泥浆D与GOM页岩接触的响应的影响。表32示出了试验条件，表33示出了用于试验的泥浆成分。底部压力在36小时内稳定在压力差为170psi。如图26中所示，向现场泥浆D添加Nyacol硅石NP分散系，36小时减小了17％的流体渗透。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.007nd。
表32 试验条件
表33 成分
泥浆D+Nyacol NP 体积，cc 质量，g
泥浆中固相 12.03 30.63
泥浆中水相 97.37 97.37
泥浆总量 109.40 128.00
NP固体 10.13 16.80
NP固水 23.20 23.20
NP固体总量 33.33 40.00
总固体百分比 15.5％ 28.2％
NP百分比 7.1％ 10.0％
还进行试验以观察盐水与GOM页岩接触的响应。表34示出了试验条件。如图27所示，底部压力在5小时内累积达到顶部压力。利用瞬时方法，样品的渗透率被确定为0.6510nd。
表34 试验条件
页岩 GOM
顶部流体 盐水
NP重量％ 0
底部流体 盐水
顶部Aw 0.98
底部Aw 0.98
页岩Aw 0.98
顶部压力(Psi) 300
底部压力(Psi) 50
结果 在5小时内累积达到顶部压力，渗透
率为0.6510nd
进行每种现场泥浆试验的渗透率计算以观察纳米颗粒的影响。如图28和表35中所示，对现场泥浆的纳米颗粒添加物减小了GOM页岩的渗透率，对于现场泥浆A为2.76，对于现场泥浆C为1.61，对于现场泥浆D为1.55。
表35 对GOM页岩试验的渗透性计算的比较
岩石 流体 渗透率(nd)
GOM 盐水 0.6510
GOM 泥浆A 0.0380
GOM 改性泥浆A 0.0140
GOM 泥浆B 0.0404
GOM 改性泥浆B 0.0408
GOM 泥浆C 0.0203
GOM 改性泥浆C 0.0126
GOM 泥浆D 0.0109
GOM 改性泥浆D 0.0070
例6 实验室泥浆试验结果
对实验室泥浆进行试验。通过使用初始和最终液压差，计算流体渗透的降低。利用CollinsE.Osuji的SPE论文No.116306中所叙述的方法进行行渗透率计算。所进行行的每个试验使用GOM页岩的一种新样品。所有试验在室温环境下进行。仅使用Nycol硅石的20nm颗粒(NP)。所有的试验使用GOM页岩的新样品。在这个例子中，对实验室泥浆1进行研究以便观察当泥浆1与GOM页岩接触时的响应。如图29所示，在35小时之后，泥浆1(细线)稳定在压力差为135psi(300-165)。进行另一个试验以便观察向泥浆1添加NP的效果。如图29中所示，底部压力(粗线)在35小时内稳定在压力差为180psi(300-120)。向实验室泥浆1添加10重量％的Nyacol的20nm硅石NP，在35小时减小41％的流体渗透。样品的最终渗透率被分别为确定为泥浆1为0.0209nd和泥浆1+NP为0.0104nd。
进行另一个试验以便观察当泥浆2与GOM页岩接触时的泥浆2的响应。如图30中所示，在14小时之后，泥浆2(细线)稳定在压力差为150psi(300-150)。进行试验4以便观察将NP添加到泥浆2中的效果。如图30所示，底部压力(粗线)在22小时内稳定在压力差为210psi(300-90)。向实验室泥浆2添加10重量％的Nyacol的20nm硅石NP，在35小时减小57％的流体渗透。样品的最终渗透率被分别确定为泥浆2为0.042nd和泥浆2+NP为0.0066nd。
进行另一个试验以便观察当泥浆2与GOM页岩接触时泥浆2的响应。如图31中所示，在25小时之后，泥浆3(细线)稳定在压力差为55psi(300-245)。进行试验6以便观察将NP添加到泥浆3中的效果。如图31所示，底部压力(粗线)在25小时内稳定在压力差为155psi(300-145)。向实验室泥浆3添加10重量％的Nyacol的20nm硅石NP，在23小时减小50％的流体渗透。样品的最终渗透率被分别确定为泥浆3为0.086nd和泥浆3+NP为0.0243nd。
可以想到，本说明书中讨论的任何实施例可以采用本发明的任何方法、套件、试剂或者成分来实现，反之亦然。另外，本发明的成分可以被用于实现本发明的方法。可以使用很多种类型的纳米颗粒(尺寸范围1nm到500 nm)以实现上述堵塞。纳米颗粒的尺寸可以被调整为适应不同页岩中的孔尺寸。
将会理解，这里描述的特定实施例作为例子示出并且不作为对本发明的限制。在多个实施例中，可以利用本发明的主要特征而不背离本发明的范围。本领域技术人员将认识到，或者能够清楚，可以仅仅利用常规实验来确定这里描述的特定程序的多种等同。这样的等同被认为在本发明的范围内并且被权利要求书覆盖。
本说明书中提到的文献和专利申请表现了本发明所属领域的技术人员的水平。所有的文献和专利申请通过引用纳入本文，纳入的范围与每个单个文献或专利申请专门地以及单独地通过引用纳入一样。
当结合权利要求和/或说明书中的术语“包括”使用时，‘词语“一”可以意味着“一个”，但是其也符合“一个或多个”、“至少一个”、以及“一个或者多于一个”的含义。权利要求书中使用的术语“或者”意指“和/或”，除非明确表明仅仅指替代项或者互斥的替代项，即使公开的内容支持仅仅指替代项和“和/或”的定义。在整个申请中，术语“大约”被用于表明包括装置的误差的固有变化的值，所述方法被用于确定所述值，或者存在于所研究的主题中的变化。
如在本说明书和权利要求书中所使用的，词语“包括”(任何形式的包括)，具有(任何形式的具有)，“包含”(任何形式的包含)或者“含有”(任何形式的含有)是包含或者开放式并且不排除附加的、未记载的部件或者方法步骤。
这里使用的术语“或者它们的结合”指术语之前所列出的所有排列和组合。例如，“A、B、C或者它们的结合”预定包括至少一个：A、B、C、AB、AC、BC、ABC，并且如果在特定上下文中顺序很重要，还包括BA、CA、CB、CBA、BCA、ACB、BAC、CAB。继续这个例子，明确包括的是包含重复的一个或者多个项目或术语的结合，例如BB、AAA、MB、BBC、AAABCCCC、CBBAAA、CABABB等等。技术人员将理解，典型地，任何结合的项目或术语的数目没有限制，除非明显与上下文不符。
这里所公开的以及权利要求中的所有成分和/或方法可以在没有过多地进行根据本发明公开的实验的情况下制成和执行。虽然已经根据多个优选实施例对本发明的成分和方法进行了描述，但对于本领域技术人员来说，显而易见的是在不背离本发明的思想、精神和范围的情况下，可以对这里描述的成分和/或方法以及方法的步骤或顺序做出变化。对于本领域技术人员来说显而易见的所有这样的类似替代和变化被认为是在本发明的如权利要求书中所限定的精神，范围以及思想中。
参考文献
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Chenvert，M.E.，“采用平衡活动油基泥浆的页岩控制”，SPE AIME，1969
Dewan J.T.Chenvert，M.E.，“在钻井过程中过滤水基泥浆的模型；泥饼参数的确定”，德克萨斯大学，Austin，2001
Osuji，C.，“关于页岩膜效率的孔隙度和渗透率”，UT年度钻探会议，2007.
Talal M.Al-Bazali“页岩在与水基和油基泥浆作用过程中的膜行为的实验研究”，德克萨斯大学，Austin，(五月，2005)
www.azonano.com
Collins E.Osuji，SPE报116306号

Claims (29)

1.利用水基钻井流体增大页岩层稳定性的方法，所述方法包括以下步骤：将水基钻井流体输送到页岩层，其中所述钻井流体包括含水连续相；以及纳米颗粒，其中所述纳米颗粒以重量百分比为5到45的足够大的重量百分比存在以稳定该页岩层，其中所述纳米颗粒具有在5纳米到500纳米之间的尺寸范围并且选自硅、铝、铁、钛、或者其它金属氧化物和金属氢氧化物，并且所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩、粘性页岩、墨西哥湾页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C3页岩、C5页岩或阿托卡页岩。
3.如权利要求1所述的方法，其中，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩或阿托卡页岩。
4.如权利要求1所述的方法，其中，所述页岩包括Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
5.如权利要求1所述的方法，其中，所述纳米颗粒的尺寸范围在5纳米到20纳米之间。
6.如权利要求1所述的方法，其中，所述纳米颗粒以钻井泥浆中的纳米颗粒段塞的形式提供到井眼中。
7.如权利要求1所述的方法，其中，所述纳米颗粒还包括表面活性剂。
8.如权利要求1所述的方法，其中，所述页岩层用钻井流体的段塞或丸进行处理。
9.一种用于含水钻井流体的添加剂组合物，该添加剂组合物在用于钻探页岩层时可提高稳定性，其包括在5到45重量百分比的有效量的纳米颗粒，其中所述纳米颗粒具有在5纳米到500纳米之间的尺寸范围并且选自硅、铝、铁、钛、或者其它金属氧化物和金属氢氧化物，其中所述纳米颗粒减小膨胀并堵塞孔喉，其中所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩、粘性页岩、墨西哥湾页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
10.如权利要求9所述的添加剂组合物，其中，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C3页岩、C5页岩或阿托卡页岩。
11.如权利要求9所述的添加剂组合物，其中，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩或阿托卡页岩。
12.如权利要求9所述的添加剂组合物，其中，所述页岩包括Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
13.如权利要求9所述的添加剂组合物，其中，所述纳米颗粒还包括一种或者多种表面改性剂。
14.一种含水钻井流体，基于水相的重量，该钻井流体包含重量百分比为5到41的权利要求9所述的添加剂组合物。
15.一种用于含烃页岩层的含水钻井流体，其包含重量百分比为5到45的硅石纳米颗粒，其中所述纳米颗粒具有在5纳米到500纳米之间的尺寸范围，其中所述页岩层包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩、粘性页岩、墨西哥湾页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
16.一种用于页岩层的含水钻井流体，基于水相的重量，其包含重量百分比为5到45的硅石纳米颗粒，其中所述纳米颗粒具有在5纳米到500纳米之间的尺寸范围，其中所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩、粘性页岩、墨西哥湾页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
17.如权利要求16所述的流体，其中，基于水相的重量，所述流体包括重量百分比为10到29的硅石纳米颗粒。
18.如权利要求16所述的流体，其中，所述纳米颗粒的尺寸范围在5纳米到20纳米之间。
19.如权利要求16所述的流体，其中，所述纳米颗粒还包括一种或者多种表面改性剂。
20.如权利要求16所述的流体，其中，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C3页岩、C5页岩或阿托卡页岩。
21.如权利要求16所述的流体，其中，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩或阿托卡页岩。
22.如权利要求16所述的流体，其中，所述页岩包括Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
23.一种用于有效钻穿松散页岩的方法，所述方法包括在钻探操作中利用权利要求14所述的含水钻井流体的步骤。
24.一种用于监控和改善井眼的稳定性的方法，所述井眼利用通过井眼稳定模型利用钻井流体在页岩中钻出，所述方法包括以下步骤：(a)利用所述井眼稳定性模型获得钻井流体的重量或者一种或多种化学特性的初始值；(b)测量页岩层的瞬时孔隙压力响应和选自声、电、热和密度特性中的至少一个层特性；以及(c)改变纳米颗粒的重量百分比以减小页岩膨胀并堵塞页岩中的孔喉，其中所述纳米颗粒以重量百分比为5到45的足够大的重量百分比存在以稳定该页岩层并具有在5纳米到500纳米之间的尺寸范围，其中所述纳米颗粒选自硅、铝、铁、钛、或者其它金属氧化物和金属氢氧化物，并且所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩、粘性页岩、墨西哥湾页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
25.如权利要求24所述的方法，其中，还包括在钻井过程中重复步骤(b)和(c)。
26.如权利要求24所述的方法，其中，所述纳米颗粒包括硅石。
27.如权利要求24所述的方法，其中，所述纳米颗粒以钻井泥浆中的纳米颗粒段塞的形式提供到井眼中。
28.如权利要求24所述的方法，其中，所述纳米颗粒还包括一种或多种表面改性剂。
29.一种利用水基钻井流体增大页岩层稳定性的方法，所述方法包括：将所述水基钻井流体输送到页岩层，其中所述钻井流体包括含水连续相和纳米颗粒段塞，其中所述纳米颗粒具有在5纳米到500纳米之间的尺寸范围并且选自硅、铝、铁、钛、或者其它金属氧化物和金属氢氧化物，并以重量百分比为5到40的足够大的重量百分比存在以稳定所述页岩层，所述页岩包括皮埃尔页岩、中国Arco页岩、C1页岩、C2页岩、C3页岩、C4页岩、C5页岩、阿托卡页岩、粘性页岩、墨西哥湾页岩、Wolfcamp页岩、惠灵顿页岩或者曼柯斯页岩。
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