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1、高温高压泥页岩膨胀仪及其应用研究 邱正松李健鹰丁锐王富华 （石油大学华东） 泥页岩吸水膨胀是影响井壁稳定性的主要因素之一。为了评价泥页岩的吸水 膨胀特性和评价处理剂的抑制效果，国内外不同学者建立了不同的实验方法。 Chenevert 等 1 新研制的一种轻便，数字显示直读式线性膨胀测定仪；国内常用 的有瓦氏页岩膨胀仪和NP-01型页岩膨胀仪等。 几种膨胀仪间的区别为： 制取试 样的具体方法不同，试样与试液的接触方式不同， 传感原理和结果输出方式不同， 它们均不能模拟井下温度和压差条件，而只能在常温常压下测定页岩的线性膨胀 特性，这样所得到的实验结果， 不能反映井下的实际情况， 因此迫切需要研制
2、一 种能较好地模拟井下温度和压差条件的页岩线性膨胀仪。石油大学（华东）与中 国科学院海洋研究所共同研制了HTHP- 型页岩膨胀仪， 并用它研究了港东泥页 岩水化膨胀特性及防塌剂抑制膨胀的能力。 一、HTHP- 型高温高压泥页岩膨胀仪简介 1、工作原理 工作原理见图 1 所示。 它主要由以下几部分组成： 1）主测试杯：包括岩样模、位移传感器、注液杯等； 2）电信号转换器； 3）记录仪； 4）加热套； 5）注液加压管路； 6）制样装置：类同于NP-01型膨胀仪。 其中主测试杯结构示意图见图2 所示。 仪器研制的主要技术关键是在高温高压环境下能正常工作的位移传感器的 研制。 主 测 试 杯 图 1
3、工作原理方框图 2、主要技术指标 工作测试温度：室温 120 工作测试压力：常压 3.5MPa 工作测试量程： 015mm 位移传感器线性度：不大于0.5% 综合测量误差：不大于0.05mm 仪器的稳定性和重复性好，自动化程度较高。 3、测试操作简介 压制试样一组装主测试杯 - 加温至实验温度（恒定） - 注液加压至实验压力（恒 加液加压装置 试 样 导 杆 传 感 器 记录仪 信号转换器 电源加温套 定）- 立即启动记录仪。 二、实验岩样 1、岩样 标准膨润土。大港油田港东地区馆 陶组泥页岩岩心（记为G岩样） 、港东 地区沙一段泥页岩岩心（记为S1） 、港 东地区沙二段泥页岩岩心（记为S2）
4、和 港东地区沙三段泥页岩岩心 （记为 S3） 。 2、试样制备 将风干岩样粉碎过100目筛，称取 15g 岩粉（或者标准膨润土10g）置于 垫有滤纸的试样钢模内，借助钢棒加恒压140MPa持续 15min 制取试样，装入主 测试杯进行实验。 三、实验结果与分析 1、制样压力对膨胀量的影响 三种不同制样压力条件下对应的膨润土水化膨胀曲线见图3 所示。由图 3 看 出，制样压力提高，膨胀量增加；但是，制样压力由140MPa 提高至 280MPa时， 膨胀量增加的幅度较低，因此，以后制样压力选定为140MPa 不变。 2、温度和压差对膨润土水化膨胀的影响 由图 4 看出，相同温度下，压差增加，膨胀量
5、下降，因此，提高钻井液密度， 能抵制泥页岩水化膨胀，有助于保持井壁稳定；另外，由图4 也看出，相同压差 下，温度提高，会加剧水化膨胀。 3、港东泥页岩水化膨胀实验结果 由图 5 看出，在常温常压测试条件下， 沙一段（S1） 泥页岩水化膨胀量最大， 沙二段（ S2）的为其次，沙三段（ S3）的为最低；而在105、0.8MPa相对模拟 条件下，沙二段泥页岩水化膨胀量却比沙一段的大，此结果与坍塌机理研究结果 一致。 4、防塌剂抑制膨胀能力评价 （1）无机盐抑制能力评价 恒定无机盐当量浓度（ 0.14N）不变，二种测试条件下S2岩样的膨胀测试结 果分别见图 6和图 7所示。 由图 6和图 7看出， K
6、Cl的抑制膨胀能力最强；在 105、 0.8MPa 相对模拟条件下， Cacl2的抑制膨胀能力较Nacl 的强，然而常温常压下 的测试结果却显示出Nacl 的较 Cacl2的强。 不同测试条件下的相对膨胀率测试结果见表1 所示。由表 1 看出，相同浓度 下，105、0.8MPa条件下的相对膨胀率较常温常压下的低，说明无机盐抑制膨 胀能力在高温高压条件下更为显著。 表 1 不同测试条件下 S2岩样相对膨胀率 测试条件0.14N KCl 0.14N Cacl20.28N Cacl20.14N Nacl 0.35N Nacl 常温常压97% 120% 93.9% 106.1% 106.1% 105、
7、 0.8MPa 66.7% 80.6% 61.3% 88% 82.8% （2）有机防塌剂抑制泥页岩水化膨胀实验研究 实验用三组不同类型的有机防塌剂：A组为沥青类产品（ SAS和 Soltex 封 堵型有机防塌剂）；B组为高聚物类（ KPAM 和 FA367包被防塌剂）；C组为褐煤类 （KHM 、KAHM 和无荧光防塌剂 MHP ） 、二种测试条件下S2岩样的膨胀测试结果分 别见图 8 和图 9 所示。由图 8 看出，常温常压测试结果显示出一般C组防塌剂的 抑制能力高于 B 组又高于 A组的；但是，在 105、0.8MPa相对模拟条件下的测 试结果却表明，加温加压使A组封堵型有机防塌剂的抑制效果
8、提高，甚至比B 组的抑制能力还强。 不同温度、压差条件下， SAS抑制 S2岩样膨胀测试结果见表2 所示。由表 2 看出，温度、压差提高，相对膨胀率下降，即促进SAS的封堵效果。 表 2 不同测试条件下 SAS抑制 S2岩样的相对膨胀率 测试条件常温常压105，0.8MPa 105，1.5MPa 相对膨胀率101.3% 62.3% 50% 四、结论 1）制样压力提高，粘土水化膨胀量增加。 2）相同温度下， 压差增加， 粘土水化膨胀量下降； 相同压差下， 温度提高， 加剧水化膨胀。 3）港东泥页岩水化膨胀能力；沙二段的大于沙一段的，沙一段的又大于沙 三段的。 4）高温高压测试条件下防塌剂的膨胀实验结果与常温常压下的有区别；特 别是沥青类封堵型防塌剂的抑制效果受温度、压差影响显著。 参考文献 （1）Osisanya SO et al.SPE16054,1987 （2）张建民，沈勤长。粘土水化膨胀试验方法及抑制效能的研究。钻井液与完 井液， 1987（4） （3）徐同台。井塌原因及防塌措施探讨（）。钻井液与完井液， 1988（2）
