下载文档原格式
泥页岩吸水扩散系数测量新方法
邓金根;王金凤;罗健生;郑涛
【期刊名称】《岩土力学》
【年(卷),期】2002(0)S1
【摘要】介绍了一种模拟井下温压条件下泥页岩吸水扩散系数测量的新方法及共实验装置和实验数据回归处理技术。
利用该装置对泥页岩的扩散系数值进行了测定,并据此对泥浆滤液在泥页岩井壁中的渗透运移规律进行了数值计算。
使用结果表明,该种测量方法新颖科学、数据可靠,且大大的简化了实验过程,缩短了实验时间,所得结果更符合现场实际,具有较大的实用价值。
【总页数】3页(P40-42)
【关键词】泥页岩;水化;扩散系数;测量;新方法
【作者】邓金根;王金凤;罗健生;郑涛
【作者单位】北京石油大学;中海石油研发中心;大庆油田钻井研究所
【正文语种】中文
【中图分类】P618.12
【相关文献】
1.泥页岩吸水膨胀对套管的影响及预防对策 [J], 龚明;詹新宝;翟高明
2.硬脆性泥页岩微米-纳米级裂缝封堵评价新方法 [J], 侯杰
3.气体钻井条件下泥页岩自发吸水规律研究 [J], 周玉良;孟英峰;李皋;刘厚彬;姚敏;曹永辉
4.裂缝吸水对泥页岩强度的影响 [J], 折海成;刘斌;华帅;张晓健
5.泥页岩地层孔隙压力预测新方法 [J], 陈鸣;余立文;秦瑞;高云龙;王锋
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
泥页岩水化对岩石力学强度的影响李海旭;李皋;刘厚彬;曹献平;徐力群;冯青;巴硕【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2013(015)005【摘要】泥页岩经过水溶液浸泡,会因水化作用而膨胀,造成抗压强度、黏聚力、岩石强度及井壁稳定性下降,进而引起井壁失稳问题.进行单轴抗压试验和单轴抗拉试验,在不同离子类型及浓度的水溶液条件下,研究泥页岩的弹性模量、泊松比、破裂时的最大载荷值以及部分岩心的抗拉强度的变化趋势.实验结果表明在相同的试验条件下,泥页岩水化程度与钻井液类型有关,氯化钾钻井液对泥页岩的抑制作用最好.【总页数】4页(P53-56)【作者】李海旭;李皋;刘厚彬;曹献平;徐力群;冯青;巴硕【作者单位】西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE21【相关文献】1.泥页岩水化对岩石力学参数的影响 [J], 吴超;罗健生;田荣剑;刘刚;李怀科;张兴来2.泥页岩水化作用对岩石强度的影响 [J], 刘厚彬;孟英峰;李皋;李平;邓元洲3.偏高岭土对天然水硬石灰净浆力学强度和水化反应的影响 [J], 王芬; 贺鹏; 朱建锋; 魏小红; 惠晶; 王雅惠; 陈宇斌; 王晓飞4.偏高岭土对天然水硬石灰净浆力学强度和水化反应的影响 [J], 王芬; 贺鹏; 朱建锋; 魏小红; 惠晶; 王雅惠; 陈宇斌; 王晓飞5.三乙醇胺对锂渣复合水泥力学强度及水化性能的影响 [J], 王永维;何燕;何舜因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
泥页岩水化膨胀测定新方法李蓉华刘雨晴（石油勘探开发科学研究院）目前国内测定泥页岩水化膨胀性能一般在一定压力（如4.0MPa）下压实粉末制备样品，首先测出样品初始高度，再测一个膨胀终了高度，两次高度之差被初始高度去除得出膨胀的百分数。
任何一种泥页岩粉末样品在自由状态下都存在较多孔隙，在一定压力下被压实后，孔隙减少，压实力越大孔隙体积越小，但使孔隙完全消除是困难的。
相同压力下不同样品的孔隙体积不一定相同。
那么含有孔隙空间的样品发生水化时，由于粘土矿物层间水化的结果造成样品体积膨胀，这个体积膨胀不仅造成样品宏观体积增加，即表观膨胀，而且也造成了样品孔隙体积的减少。
孔隙体积的减少是因为样品向粒间孔隙空间的膨胀造成的，而这个膨胀值被一般测量方法所忽略。
粒间膨胀值的大小，在样品体积膨胀中所占的比例，给实验结果带来的误差及如何测定样品水化总体积膨胀值，是本文着重研究的问题。
一、测定方法1、测量仪器实验采用WLZ-1型膨胀仪测量泥页岩水化膨胀性能。
2、实验样品实验样品来源于大庆油田英80井、朝501井及新疆油田LN-44、MX-1井，粘土矿物组成见表1.3、实验方法及步骤1）将泥页岩样品粉碎至全部通过0.154mm筛，并在102±2℃下烘干至恒重，放入保干器冷却至室温。
2）去4个WLZ-1型膨胀仪调好零点，取下测量筒。
称量上述处理好的某种泥页岩样品4份，每份质量相等，分别放入4个WLZ-1型膨胀仪测量筒中，在不同的压力下压实，并放回WLZ-1型膨胀仪支撑卡规上，置入测量池中，由千分表上读出样品初始高度。
由于压力不同样品初始高度也不同，记录下初始高度并计算初始体积。
然后在膨胀仪测量池中注入实验用钻井液或其它实验液体，进行膨胀实验，观察千分表指针变化，到膨胀达到平衡时记录膨胀终了高度，计算膨胀终了体积。
二、实验结果及处理1、实验结果用上述方法测定了上述4口井样品在纯水中的膨胀性，测量结果见表2。
由表2可以看出压力不同，样品初始体积不同，压力越大，初始体积越小。
2012年9月第27卷第5期西安石油大学学报(自然科学版)Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition )Sep．2012Vol．27No．5收稿日期:2012-06-20基金项目:国家高技术研究发展计划“863”项目“深水钻完井关键技术”(编号:2006AA09A106);中央高校基本科研业务费专项资金项目“一种表面活性剂的分子结构设计、合成及作用机理研究”(编号:10CX05008A )作者简介:徐加放(1973-)，男，博士，副教授，主要从事井壁稳定、钻井液、油气层保护及水合物方面的研究．E-mail :xjiafang@upc．edu．cn文章编号:1673-064X (2012)05-0050-04两种常用表面活性剂在砂岩表面吸附特性的分子模拟徐加放1，付元强2，田太行3，刘洪军1，孙泽宁1，孙中富1(1．中国石油大学石油工程学院，山东青岛266555;2．中国石化国际石油工程公司叙利亚分公司，北京100010;3．中国石油渤海钻探公司，天津300450)摘要:探索和研究表面活性剂在砂岩表面的吸附特性，对于正确选择表面活性剂及其使用浓度，开发新型、高效、功能型表面活性剂具有重要意义．采用Materials Studio (MS )软件，以二氧化硅作为理想岩层，以十二烷基苯磺酸钠和硬脂酸钠两种油田常用表面活性剂为研究对象，建立了一个含水的多晶胞模型．通过动态模拟表明:十二烷基苯磺酸钠比硬脂酸钠更易发生聚集，使临界胶束浓度降低;温度稳定快，最终温度高;能量稳定慢，最终能量低．为今后油田用表面活性剂的选择和新型高效表面活性剂的开发提供了一种可借鉴的方法．关键词:表面活性剂;吸附;砂岩;分子模拟;油田化学中图分类号:TE122文献标识码:A 分子模拟又称“计算机模拟”或“计算机实验”，是一种根据实际体系在计算机上进行的实验．通过比较模拟结果与实际体系的实验数据来检验模型的准确性，并可检验由模型导出的解析理论所作的简化近似是否成功［1-2］．用分子模拟不但可以模拟现实中能进行的实验过程，而且可以用来模拟、研究如分子在各种表面上的动态行为、分子的结构、分子运动的特征、蛋白质的折叠等现代物理实验方法难以计量的物理现象与物理过程．一般说来，分子模拟方法主要有4种:量子力学方法、分子力学方法、分子动力学和分子蒙特卡洛方法［3-5］．分子模拟已成为化学、物理、生物、材料研究中的有力工具，是人们继实验与理论研究之外，了解、认识微观世界的“第三种手段”．在石油化工领域，分子模拟技术可以用来开发新型驱油剂、缓蚀剂、纳米调剖颗粒、黏土防膨剂，重油加氢以及稠油降黏剂等［2，7-8］．1表面活性剂在油田的应用表面活性剂在油田中被广泛应用于钻井液与完井液技术、压裂酸化技术、强化采油技术、泡沫排液技术、冲砂洗井采气技术、油气集输技术等［9］．根据表面活性剂的分子结构和官能团的不同，既可以用作泡沫剂、防水锁剂、乳化剂、润湿反转剂、润滑剂、减阻剂、防膨剂等，又可以用作消泡剂、破乳剂等．表面活性剂在地层表面的吸附量和吸附特性(吸附方式、吸附量、吸附和扩散速度以及自组装行为等)对表面活性剂的选择起到至关重要的作用［9-11］．徐加放等:两种常用表面活性剂在砂岩表面吸附特性的分子模拟2模型的建立2．1MS 软件Materials Studio 5．0是由美国Accelry 公司开发完成的目前全球范围内惟一能够提供分子模拟、材料设计以及化学信息学和生物信息学全面解决方案和相关服务的一个模块化模拟与数据管理软件．可以帮助研究者构建、显示和分析分子、固体及表面的结构模型，并研究、预测材料的相关性质．2．2表面活性剂在二氧化硅表面吸附模型的建立(1)建立水分子模型，并进行初步的能量优化;(2)建立二氧化硅晶胞并进行能量优化;(3)表面活性剂十二烷基苯磺酸钠和硬脂酸钠分子模型的建立及其位能模型的选取．用MS 软件对离子晶体或含离子键的混合晶体进行优化时，离子键在建模过程中是相连的，但进入能量优化阶段，需要将这些金属离子和氧离子之间的键剪掉(这是MS 软件的特殊要求，不会影响优化后的结果);(4)建立二氧化硅3D 超晶胞模型并进行能量优化;(5)向二氧化硅晶胞模型中导入表面活性剂分子，同时导入水分子，建立模拟系统，并进行能量优化．优化后模拟系统如图1所示．图1多晶胞模型Fig．1Multi-crystal cell models of SDBS and sodium stearate表1两种表面活性剂模拟体系能量优化前后数据对比Tab．1Comparison of energy of two surfactant systems before and after optimization能量十二烷基苯磺酸钠体系硬脂酸钠体系优化前优化后优化前优化后总势能/(kcal ·mol －1)16859788020．88－30152．0965438831711．36－31852．56内能/(kcal ·mol －1)14414．20－847．9215545．99－863．27键伸缩势能/(kcal ·mol －1)11014．20351．7212472．54309．75键角弯曲势能/(kcal ·mol －1)3886．08486．233419．16523．31双面角扭曲势能/(kcal ·mol －1)－1437．23－1474．79－1341．59－1524．72离平面振动势能/(kcal ·mol －1)1．850．444．793．03结构能/(kcal ·mol －1)949．28－211．53991．07－174．65键键作用能/(kcal ·mol －1)61．233．50－40．81－2．31键角作用能/(kcal ·mol －1)303．26－73．80648．12－71．86末端键扭转能/(kcal ·mol －1)－82．35－24．57－16．60－1．15中间键扭转能/(kcal ·mol －1)－433．59－124．03－40．818．21角扭转能/(kcal ·mol －1)295．472．05－222．91－96．80键键作用能/(kcal ·mol －1)35．334．4400角角作用能/(kcal ·mol －1)22．460．8310．643．63非键作用能/(kcal ·mol －1)16859773754．42－29155．4765438816318．52－30837．14范德瓦尔兹能/(kcal ·mol －1)16859785885．982999．5065438829103．583009．31范德华斥能/(kcal ·mol －1)16873395280．218947．4165472329621．888772．36范德华色散能/(kcal ·mol －1)－13609395．23－5947．91－33500518．23－5763．05静电作用能/(kcal ·mol －1)－12130．47－32154．97－12784．94－33846．46约束条件－148．70－148．70－152．14－152．14由表1可以看出:当系统结构趋于稳定时，体系能量降低，符合自然界能量趋于最低定律;体系能量—15—西安石油大学学报(自然科学版)优化前以范德华力(Van der Waals )为主，优化后以静电力为主;优化前总势能非常大，而优化后总势能为负值，说明体系已经稳定．两种表面活性剂在键能、键角等有明显不同．3模型的动态模拟及结果分析3．1十二烷基苯磺酸钠体系(1)模拟过程:激活能量优化后的超晶胞3D 窗口;点击modules →discover →dynamics ，进行动态模拟．(2)模拟结果见图2、图3和图4．图2动态模拟后的十二烷基苯磺酸钠体系Fig．2SDBS system after dynamicsimulation图3十二烷基苯磺酸钠体系动态模拟的温度-时间关系Fig．3Relationship between temperature and time in SDBS simulatingsystem图4十二烷基苯磺酸钠体系动态模拟的能量-时间关系Fig．4Relationship between energy and timein SDBS simulating system3．2硬脂酸钠体系(1)模拟过程:同十二烷基苯磺酸钠体系．(2)模拟结果分别见图5、图6和图7．图5动态模拟后的硬脂酸钠体系Fig．5Sodium stearate system after dynamicsimulation图6硬脂酸钠体系动态模拟的温度-时间关系Fig．6Relationship between temperature and timein sodium stearate simulatingsystem图7硬脂酸钠体系动态模拟的能量-时间关系Fig．7Relationship between energy and timein sodium stearate simulating system3．3结果分析(1)晶胞结构图从图2和图5的平衡吸附构型可以看出，两种表面活性剂均稳定地吸附在二氧化硅表面上，其中亲水基靠近表面产生稳定的吸附，这主要是由于表面活性剂亲水基中的极性原子(S 、O 等)与固体表面之间强烈的静电相互作用造成的;而疏水链远离二氧化硅表面发生明显的扭曲或弯曲现象，并通过—25—徐加放等:两种常用表面活性剂在砂岩表面吸附特性的分子模拟疏水作用产生相互交织，且与水层之间存在一定的间隙，阻碍了水分子向二氧化硅表面的吸附．进一步分析发现，十二烷基苯磺酸钠在二氧化硅表面产生团聚现象，形成了胶束;而硬脂酸钠则仍旧以单分子形式吸附，并未形成明显的胶束结构，这表明十二烷基苯磺酸钠的临界胶束浓度低于硬脂酸钠的临界胶束浓度．(2)温度-时间关系从图3和图6中温度随时间的演化曲线可以看出，十二烷基苯磺酸钠体系的温度达到平衡需要的时间较短，体系稳定更快，最终温度高．这是由于两种表面活性剂在二氧化硅表面吸附结构不同造成的．(3)能量-时间关系从图4和图7中能量随时间的演化曲线可以看出，硬脂酸钠体系的能量在较短的时间内就能达到平衡，且最终的能量高于十二烷基苯磺酸钠体系的能量．而十二烷基苯磺酸钠体系在模拟过程中，体系能量先升高后降低，最终达到稳定状态，这是因为十二烷基苯磺酸钠分子开始以单分子形式吸附在固体表面，能量处于较高状态;随后形成胶团结构，分子之间的相互作用增强，使得体系能量降低，吸附结构更加稳定，此时的表面活性剂浓度为临界胶束浓度值．4结论与建议(1)两种表面活性剂的碳链都有明显的扭曲或弯曲现象，但十二烷基苯磺酸钠比硬脂酸钠更易发生聚集，有明显的团聚现象，使临界胶束浓度降低．(2)十二烷基苯磺酸钠体系温度稳定较快，最终温度高．(3)硬脂酸钠体系能量稳定较快，体系能量高于十二烷基苯磺酸钠体系．建议进一步扩大对油田用表面活性剂的吸附和水化特性进行模拟，为今后油田用表面活性剂的选择和新型高效表面活性剂的开发提供理论依据．参考文献:［1］曹斌，高今森，徐春明．分子模拟技术在石油相关领域的应用［J］．化学进展，2004，16(3):291-296．CAO Bin，GAO Jin-sen，XU Chun-ming．The applicationsof molecular simulation technology in the fields of petrole-um［J］．Progress in Chemistry，2004，16(3):291-296．［2］Chennamsetty N．Molecular simulation of surfactant self-assembly:from mono-scale to multi-scale modeling［J］．Science，2006(5):1-48．［3］Jain P，Stenby EH，Von Solms N．Compositional simula-tion of in-situ combustion EOR:a study of process charac-teristics［C］．SPE129869，2010．［4］MH Zhou，KW Li．Molecular modeling and its application to developing chemicals for wettability alteration to gas-wetness［C］．SPE140131，2011．［5］Boek E．Pore scale simulation of flow in porous media u-sing Lattice-Boltzmann computer simulations［C］．SPE135506，2010．［6］赵福麟．油田化学［M］．东营:中国石油大学出版社，2010．ZHAO Fu-lin．Oilfield Chemistry［M］．Dongying:Press ofChina University of Petroleum，2010．［7］宋其圣，郭新利，苑世领，等．十二烷基苯磺酸钠在SiO2表面聚集的分子动力学模拟［J］．物理化学学报，2009，25(6):1053-1058．SONG Qi-sheng，GUO Xin-li，YUAN Shi-ling，et al．Mo-lecular dynamics simulation of Sodium Dodecyl BenzeneSulfonate aggregation on silica surface［J］．Acta Physico-Chimica Sinica，2009，25(6):1053-1058．［8］朱森．Gemini表面活性剂的性能表征及计算机模拟研究［D］．天津:天津大学，2006．ZHU Sen．Capacity and Computer Simulation of GeminiSurfactants［D］．Tianjin:Tianjin University，2006．［9］周效全，范波．试论油田化学药剂与表面活性剂的关系［J］．石油与天然气工业，2002，31(1):37-40．ZHOU Xiao-quan，FAN Bo．A discussion on the relation-ship of Oilfield chemicals and surfactants［J］．Petroleumand Gas Industry，2002，31(1):37-40．［10］周雅萍，赵庆辉，刘宝良，等．化学驱油方法提高稠油油藏采收率实验研究［J］．精细石油化工进展，2011，12(5):3-9．ZHOU Ya-ping，ZHAO Qing-hui，LIU Bao-liang，et al．La-boratory study on increasing oil recovery of heavy oil reser-voir by chemical flooding［J］．Advances in Fine Petro-chemicals，2011，12(5):3-9．［11］赖璐，梅平，段明峰，等．Gemini表面活性剂的合成、表征及性能测定［J］．大学化学，2011，26(3):62-64．LAI Lu，MEI Ping，DUAN Ming-feng，et al．Gemini surfac-tant＇s synthesization，characterization and performancemeasurement［J］．University Chemistry，2011，26(3):62-64．责任编辑:贺元旦—35—of gathering stations．The conventional oil-gas metering separator is of shortcomings of large volume and low metering accuracy，and therefore it is not suitable to oil well production metering in the high water-cut stage．A novel metering method is proposed．There are four sampling holes of2．5mm diameter evenly distributing around measuring element．A swirling flow generating element is mounted before metering element for producing the annular flow of uniform thickness in metering element to improve the representative of the sample．Experiments were carried out with a multi-phase flow loop of40mm diameter．The experimental results show that in the experi-mental range of flow rate，the ratio of sampling flow rate to total flow rate is not influenced by the change of gas or liquid content in main pipeline，and the shunt coefficient of liquid phase is in the stable value of0．05．The mean metering error of liquid phase is2．8%and that of gas phase is4．2%．The metering element has the advantages of small size，low cost and high reliability．The application of the metering element can replace the metering station and simplify oil-gas gathering system in high water-cut development stage．Key words:multiphase flow metering;sampling element;oil-gas gathering system;high water-cut stageLIANG Fa-chun1，2，CHEN Jing1，LIU De-xu2，GONG Jin-hai2(1．Faculty of Pipeline and Civil Engineering，China University of Pe-troleum(East China)，Qingdao266555，Shandong，China;2．Research Institute of Exploration and Design，Zhongyuan Petroleum Explo-ration Bureau，Puyang457001，Henan，China)JXSYU2012V．27N．5p．47-49，70Molecular simulation of absorption properties of two commonly used surfactants on sandstoneAbstract:Two surfactants widely used in oilfield-SDBS(sodium dodecyl benzene sulfonate)and sodium stearate being taken as research objectives，and silica as rock，the multi-crystal cell models of two surfactants are established using Materials Studio(MS)soft-ware．The dynamic molecular simulation results show that，the molecules of SDBS more easily gather than those of sodium stearate，which makes its CMC(critical micelle concentration)lower;SDBS more quickly reaches to stable temperature，its final temperature is high-er;SDBS more slowly reaches to stable energy，and its final energy is lower．The results can provide reference for the selection of oilfield surfactants and the development of new high-performance surfactants．Key words:surfactant;absorption;sandstone;molecular simulation;oilfield chemistryXU Jia-fang1，FU Yuan-qiang2，TIAN Tai-hang3，LIU Hong-jun1，SUN Ze-ning1，SUN Zhong-fu1(1．Faculty of Petroleum Engi-neering，China University of Petroleum(East China)，Qingdao266555，Shandong，China;2．Syria Branch，Sinopec International Petro-leum Engineering Corporation，Beijing100010，China;3．Bohai Drilling Company，CNPC，Tianjin300450，China)JXSYU2012V．27 N．5p．50-53Surface dilational property and foam properties of compounded system of AOS with CHSBAbstract:In order to investigate the feasibility of the compounded system of sodium alpha-olefin sulfonate(AOS)with cocoamido propyl hydroxy sulfobetaine(CHSB)in the foam flooding in Daqing Oilfield，the surface tension，surface dilational viscoelasticity and foam property of the compounded system were tested using interfacial rheometer and foam scanner．The results show that，compared with AOS and CHSB，the surface tension and critical micelle concentration of the compounded system decrease，and that when the mass ratio of AOS to CHSB is6ʒ4，they are minimum．There are maxima of surface dilational viscoelasticity and phase angle of the compounded system with the increase of the concentration of the system．Compared with AOS and CHSB，the surface dilational viscoelasticity of the compounded system is better，and when the mass ratio of AOS to CHSB is6ʒ4，it is the best．Foam stability of the compounded system is also well．When the mass ratio of AOS to CHSB is4ʒ6 7ʒ3，the foam property of the compounded system is the best．Key words:sodium alpha-olefin sulfonate;cocoamido propyl hydroxy sulfobetaine;compounded system;surface dilational vis-coelasticity;foam propertyLIU Hong-sheng，LV Chang-sen，YANG Li，JIANG Dong-yang(Research Institute of Development and Exploration，Daqing Oilfield Company Ltd．，Daqing163712，Heilongjiang，China)JXSYU2012V．27N．5p．54-57Analysis of the PSD and PDF characteristics of gas-liquid slug flowAbstract:In the gas-liquid pipeline transmission，slug flow is the most common flow regime，which brings a lot of trouble to normal running of the pipeline．The probability density function(PDF)and the power spectral density function(PSD)characteristics of the pressure and the pressure difference of the slug flow under different conditions are obtained by a lot of experiments and the statistical a-nalysis of experimental results．The experimental results are collected and processed using LabVIEW platform．It is shown that，the pres-sure PDF of the slug flow may present single-peak，double-peak or multi-peak distribution，and the double-peak distribution is the mostⅦ。
蒙脱石水化机理的分子模拟徐加放;付元强;田太行;孙泽宁;刘洪军;孙中富【期刊名称】《钻井液与完井液》【年(卷),期】2012(029)004【摘要】为深入分析泥页岩水化膨胀的微观机理,采用Materials Studio(简称MS)软件,以Na-蒙脱石为研究对象,建立了蒙脱石的单晶胞和4a×2b×1c的多晶胞模型,并进行了品格取代,添加Na+后建立了Na-蒙脱石晶体的分子模型.模拟结果显示,当蒙脱石开始吸附水分子时,水分子主要停留在Na+周围,形成水合钠离子;当分别吸附24、64和112个水分子时,分别形成第1层、第2层和第3层饱和水分子层对Na-蒙脱石水化膨胀的微观过程进行了分子力学和分子动力学模拟,发现Na-蒙脱石的层间距和体积随吸附水分子数目的增加而增加,其密度随吸附水分子数目的增加而降低.通过晶粉衍射模拟,利用布拉格公式,计算出了Na-蒙脱石形成第1层、第2层和第3层饱和水分子层时的层间距分别为1.4249、1.6764和2.0521 nm.【总页数】4页(P1-4)【作者】徐加放;付元强;田太行;孙泽宁;刘洪军;孙中富【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东青岛;中国石化国际石油工程公司叙利亚分公司,北京;中国石油渤海钻探国际工程分公司,天津;中国石油大学石油工程学院,山东青岛;中国石油大学石油工程学院,山东青岛;中国石油大学石油工程学院,山东青岛【正文语种】中文【中图分类】TE254.4【相关文献】1.伊利石水化机理及膨胀特性的分子模拟研究 [J], 王冠;李桂臣;孙元田;高凯;杜乐乐2.有机胺抑制蒙脱石水化机理的分子模拟 [J], 黄小娟;徐加放;丁廷稷;李小迪;李力文3.水化Na-蒙脱石和Na/Mg-蒙脱石的分子动力学模拟 [J], 那平;张帆;李艳妮4.高温高压下蒙脱石水化特性的分子模拟 [J], 李立宗;苏俊霖;赵洋;左富银5.分子模拟无机盐抑制蒙脱石水化机理 [J], 徐加放;孙泽宁;刘洪军;付显威;孙中富;李小迪因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
泥岩吸水膨胀-蠕变试验
泥岩吸水膨胀-蠕变试验是一种用于研究泥岩在吸水后的膨胀和蠕变行为的实验。
泥岩是一种沉积岩，主要由黏土矿物组成，具有吸水膨胀的特性。
当泥岩吸水后，其体积会发生膨胀，并可能产生蠕变现象。
蠕变是指材料在恒定应力或应变下，随时间发生缓慢变形的过程。
在泥岩吸水膨胀-蠕变试验中，通常会将泥岩样品置于水中，观察其吸水膨胀的过程，并记录膨胀量和时间的关系。
同时，还会对泥岩样品施加一定的应力或应变，观察其蠕变行为，并记录蠕变速率和时间的关系。
通过泥岩吸水膨胀-蠕变试验，可以了解泥岩的吸水膨胀特性和蠕变行为，为泥岩地区的工程建设和地质灾害防治提供重要的理论依据。
同时，该试验还可以为泥岩的工程力学性质研究和泥岩力学模型的建立提供基础数据。
在进行泥岩吸水膨胀-蠕变试验时，需要注意控制试验条件，如水温、水质、应力或应变的大小和加载速率等，以保证试验结果的准确性和可靠性。
同时，还需要对试验数据进行合理处理和分析，以提取有用的信息和规律。
一种大型岩石三轴应力摸拟实验装置方案设计
王德玉;汪天庚;吾用明
【期刊名称】《西南石油学院学报》
【年(卷),期】1994(16)3
【摘要】大型岩石三轴应力模拟实验装置是一种对地下深层岩石的力学性能进行模拟实验研究的必要装备，目前市场上尚无此大型实验设备的产品，本文就该设备的方案设计进行了论证，提出了一种新颖的设计方案。
【总页数】5页(P71-75)
【关键词】岩石应力;深层;模拟装置;设计
【作者】王德玉;汪天庚;吾用明
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TE21
【相关文献】
1.岩石三轴实验中的应力路径与应力应变分析 [J], 刘维国;单钰铭;张莲花;徐进
2.数值模拟在常规三轴实验教学中的应用——以岩石应力-应变全过程实验为例[J], 贾善坡;高敏;龚俊
3.真三轴应力岩石裂隙渗流试验变形测量装置 [J], 陈从新;刘才华;刘小巍;沈强
4.一种大型岩石三轴应力模拟实验装置方案设计 [J], 王德玉;汪天庚
5.一种考虑主应力空间的岩石非线性真三轴强度准则 [J], 李修磊;陈臣;凌天清
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
![一种泥页岩脆裂性质的实验装置及其实验分析方法[发明专利]](https://img.taocdn.com/s1/m/46119acaaaea998fcd220eb0.png)
专利名称：一种泥页岩脆裂性质的实验装置及其实验分析方法专利类型：发明专利
发明人：鲍云杰,杨振恒,杨琦,饶丹,付小东,王杰,申宝剑,徐二社,陈红宇
申请号：CN201210359391.7
申请日：20120924
公开号：CN103674739A
公开日：
20140326
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本发明为一种泥页岩脆裂性质的实验装置及其实验分析方法，本装置包括一对导向立柱、横向导杆、纵向导杆、落锤；一对导向立柱侧壁上分别沿垂直方向设有滑槽，纵向导杆两端分别与驱动模块和落锤相连接，横向导杆与纵向导杆连接为一体，且横向导杆两端活动设置在滑槽中；本实验方法是，落锤下落将待测岩样击碎，用不同规格的筛子将碎屑依次筛成若干组，再以重量法求出规格最小的一组所占重量百分比，以表面积法求出样品碎裂后的总新增表面积，从而分析出待测岩样的脆裂性质；与现有技术相比，本发明对待测岩样外形要求宽松、操作简便、精确度高、人为因素影响小，为泥页岩评价研究提供了新思路。
申请人：中国石油化工股份有限公司,中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院
地址：100728 北京市朝阳区朝阳门北大街22号
国籍：CN
代理机构：北京思创毕升专利事务所
代理人：刘明华
更多信息请下载全文后查看。
![岩石渗流-应力-温度-化学耦合流变测试装置及其方法[发明专利]](https://img.taocdn.com/s1/m/b6eabda7be1e650e53ea99d5.png)
专利名称：岩石渗流-应力-温度-化学耦合流变测试装置及其方法
专利类型：发明专利
发明人：刘琳,徐卫亚,王环玲,王伟,王如宾
申请号：CN201610061212.X
申请日：20160128
公开号：CN105699196A
公开日：
20160622
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本发明公开了一种岩石渗流-应力-温度-化学耦合流变测试装置及其方法，岩样置于三轴流变试验装置的压力室中，通过液压系统对岩样施加围压，调节液压油的温度来控制压力室内温度；两个化学溶液存储室分别将化学溶液冲入岩样底部和顶部，对岩样施加底部渗压和顶部渗压；维持围压、渗压、温度以及化学溶液浓度稳定后，进行三轴流变试验。
本发明通过控制压力室内液压油的温度来实现岩样的温度变化及冻融循环，利用岩样底部与顶部的渗压差实现化学溶液的渗流，并且可实现不同化学溶液浓度的渗压；通过不同渗压、不同应力、不同温度、不同化学溶液及浓度下的岩石多场耦合流变试验，对定量研究岩石受地下水、冻融循环、化学腐蚀以及应力单独或共同作用下的长期稳定性问题具有参考价值。
申请人：河海大学
地址：211100 江苏省南京市江宁开发区佛城西路8号
国籍：CN
代理机构：南京苏高专利商标事务所(普通合伙)
代理人：徐莹
更多信息请下载全文后查看。
(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)实用新型专利(10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920340867.X(22)申请日 2019.03.18(73)专利权人 福建工程学院地址 350118 福建省福州市大学新区学园路33号(72)发明人 王启云 林华明 张丙强 罗才松 项玉龙 魏心星 臧万军 陈军浩 姚志雄 赵卫华 蔡雅容 (74)专利代理机构 北京市科名专利代理事务所(特殊普通合伙) 11468代理人 陈朝阳(51)Int.Cl.G01N 3/12(2006.01)G01N 3/36(2006.01)(ESM)同样的发明创造已同日申请发明专利(54)实用新型名称应力与渗流耦合作用下岩土体的试验装置(57)摘要本实用新型公开了一种应力与渗流耦合作用下岩土体的试验装置，包括底座、试样、围压系统、加载系统、渗流系统、变形测量系统；底座包括底板，底板中部设有矩形支座，试样为方柱体且放置在矩形支座上，矩形支座外围设有竖向支撑，竖向支撑靠近试样一侧安装有气囊存储腔；围压系统包括第一气体管道和第二气体管道；加载系统包括设置在试样上方的反力架，反力架下端安装有竖向作动器，竖向动作器末端连接有加载盒；渗流系统包括进水管道和出水管道；变形量测系统包括竖向电子位移计、水平电子位移计。
本实用新型可对试样前后、左右施加不同的侧向压力，且围压环境稳定、精度高，可实现动静应力与渗流耦合作用下岩土体的加载试验。
权利要求书1页 说明书5页 附图4页CN 209656456 U 2019.11.19C N 209656456U权 利 要 求 书1/1页CN 209656456 U1.一种应力与渗流耦合作用下岩土体的试验装置，其特征在于，包括底座、试样、围压系统、加载系统、渗流系统、变形测量系统；所述底座包括底板，底板中部设有矩形支座，所述试样为方柱体，且放置在矩形支座上，矩形支座外围设有竖向支撑，竖向支撑数量为四个且分别对应矩形支座的各个侧面，竖向支撑靠近试样一侧安装有气囊存储腔，气囊存储腔仅朝向试样一侧开口；矩形支座内部设有储液腔，储液腔底部设有出水口，矩形支座上端面设有与储液腔连通的滴水孔；矩形支座侧面设有下凹槽，试样外套设有上、下端开口的乳胶套，乳胶套下端通过抱箍嵌置在下凹槽内；所述围压系统包括第一气体管道和第二气体管道，第一气体管道依次连通有第一空气压缩机、第一气压控制箱、第一气压阀、第一气囊、第二气囊，第一气囊、第二气囊分别放置在相对两气囊存储腔内；第二气体管道依次连通有第二空气压缩机、第二气压控制箱、第二气压阀、第三气囊、第四气囊，第三气囊、第四气囊分别放置在另外相对两气囊存储腔内；所述加载系统包括设置在试样上方的反力架，反力架下端安装有竖向作动器，竖向动作器末端连接有加载盒，加载盒为矩形钢盒，加载盒上端面设有进水口，加载盒下端面与所述试样上端面接触且均匀分布有若干渗水孔；加载盒侧面设有上凹槽，所述乳胶套上端通过抱箍嵌置在上凹槽内；所述渗流系统包括进水管道和出水管道，进水管道依次连通有进水箱、进水口流量控制阀、进水口流量计、进水口水压计，且进水管道末端与所述进水口连接；出水管道一端与所述出水口连通，且另一端依次连通有出水口水压计、出水口流量计、出水口流量控制阀、出水箱；所述变形测量系统包括竖向电子位移计、水平电子位移计，竖向电子位移计安装在加载盒上，水平电子位移计数量为四个，且分别设置于第一气囊、第二气囊、第三气囊、第四气囊内。
文章编号:1001-5620(2008)04-0013-03泥页岩水化应力实验方法与实验装置徐加放1邱正松1韩丰欣2(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东东营;2.中海油监督监理技术公司,天津塘沽)摘要 分析了泥页岩水化应力产生机理及其影响因素,建立了泥页岩水化应力测试方法,并通过对原有实验仪器的改进,建立了泥页岩水化应力定量测定模拟实验装置,实现了泥页岩水化应力的定量测定。
实验结果表明,提出的实验方法得当,使用的实验仪器平行性好,完全可以满足泥页岩水化应力的定量测定,为泥页岩水化应力定量测定和深入研究泥页岩井壁稳定机理提供了一种室内实验研究手段和方法。
实验结果证明了水化应力的存在,其最大值出现在泥页岩与水作用一定时间后,为井壁周期性坍塌提供了解释依据。
关键词 泥页岩 井壁稳定 实验方法 水化应力 实验装置中图分类号:T E283文献标识码:A泥页岩井壁不稳定的主要原因是由于黏土矿物吸水膨胀,造成了岩石强度的下降和在井壁围岩的作用下产生水化应力,造成井壁失稳。
关于泥页岩水化应力的理论模型和预测已有较多报道,但多数过于复杂,且部分参数难以定量,很难准确计算。
有关泥页岩水化应力的实验测定却未见报道,其主要原因是泥页岩水化应力测定的复杂性、实验设备和实验手段的局限性以及影响因素的多样性等。
因此,基于传统岩石力学测定实验方法和泥页岩特性,对泥页岩水化应力实验方法进行了优选,在原有泥页岩化学和力学耦合模拟实验装置基础上对仪器进行改进,实现了泥页岩水化应力的定量测定。
1 泥页岩水化应力产生机理泥页岩通常指黏土矿物含量超过50%的黏土岩。
黏土矿物指细分散的含水铝硅酸盐类矿物的总称,这些矿物在生成的过程中由于硅氧四面体和铝氧八面体的晶格取代作用而带负电荷。
根据表面能趋于最小原理,黏土矿物表面能趋于最小化的主要途径是吸附阳离子和极性的水分子。
泥页岩水化应力的产生过程实质上是泥页岩中黏土吸水膨胀,泥页岩和水作用力微观叠加的宏观体现。
因此,研究泥页岩水化机理必须从研究黏土水化机理做起。
国外20世纪四五十年代就有学者进行黏土水化的研究,主要利用平衡水蒸气法、量热法或接触角法等测量吸附热、润湿热、黏附功等数据,来求算土壤水的有关热力学函数,作为选择、确定黏土颗粒-水相互作用的合理机制的参考。
研究结果认为,水在黏土表面上的吸附初期是以化学吸附为主,后期是以物理吸附为主。
目前关于黏土水化方面的观点可以归纳为以下几个要点[1]。
¹各种黏土矿物遇水时均会引起不同程度的水化,包括表面水化、离子水化和渗透水化。
º黏土水化是黏土膨胀的最根本原因,其膨胀程度与它的水化程度密切相关。
膨胀力初期来源于表面水化能,后期来源于渗透压力和双电层斥力。
»黏土的水化取决于黏土矿物的种类、比表面积和阳离子交换容量,而与表面电荷密度无关。
¼黏土的水化机理为:强极性水分子与黏土晶层上的氧形成氢键,加上层间补偿阳离子的水化能和单位层间负电荷的排斥力,因而水分子易进入单位层间,引起单位层间距增大。
对于蒙脱石在表面水化阶段单位层间最多可吸附4个水分子层,可使体积增加1倍,产生的膨胀压是相当大的。
2 泥页岩水化应力的影响因素泥页岩水化应力的影响因素包括内因和外因,它们的共同作用导致了水化应力的高度复杂性。
基金项目:山东省自然科学基金(Y2006F 66)。
第一作者简介:徐加放,讲师,1973年生,2001年毕业于中国石油大学(华东)获硕士学位,现在中国石油大学(华东)攻读博士学位,主要从事井壁稳定、钻井液体系与处理剂开发、油气层保护等教学与科研工作。
地址:山东省东营市中国石油大学(华东)石油工程学院;邮政编码257061;电话(0546)8391679;E -mail:x jiafang @ 。
第25卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 Vo l.25No.42008年7月 DRILLING FLU ID &COM PLET ION FLUID July 20082.1内因影响泥页岩水化应力的内在因素主要有矿物组构和理化性能等[2~3]。
泥页岩的矿物组构是指构成泥页岩的全部组分的空间位置和几何形态,它常被用来描述泥页岩的颗粒、晶体和胶结物等的空间分布及方位。
泥页岩的组构特征与其剥裂性密切相关,黏土片状颗粒呈近乎完全平行排列的泥页岩具有较强的剥裂性;具有中等剥裂性的泥页岩中的黏土片虽大体上呈定向排列,但常有相当数量的黏土片呈与剥裂面不同角度的相交排列;非剥裂性泥页岩中的黏土片则呈随机排列。
由于泥页岩膨胀、分散和剥落、掉块而引起的井壁不稳定是油气勘探开发过程中经常遇到的复杂问题之一,而决定泥页岩的膨胀、分散和剥落、掉块特征的根本因素取决于其组成和结构[4]。
泥页岩的理化性能主要指泥页岩比表面积、比亲水量、阳离子交换容量等。
比表面积与其黏土矿物含量、黏土矿物种类、水化膨胀和分散特性以及吸附性等密切相关,是泥页岩井壁稳定性评价的一个重要参数,它的引入使井壁稳定性研究从宏观评价向亚微观机理的研究迈进了一步[5]。
比亲水量相当于泥页岩表面水化膜厚度(水化短程斥力),代表泥页岩水化表面能下降的幅度,是衡量泥页岩水化变形以及强度性质变化的本质特性指标。
阳离子交换容量是指泥页岩表面可被交换的阳离子总量,是泥页岩带电性的直接体现,也与泥页岩诸多性能直接相关。
2.2外因影响水化应力的外部因素很多,如压实程度、水溶液中电解质的种类和浓度、pH值、作用时间、温度和井内钻井液柱压力与孔隙压力之差、井内钻井液化学势与泥页岩化学势之差或活度差、泥页岩孔喉尺寸和形状等。
各种外因的不确定性导致了水化应力变化的复杂性。
水溶液中电解质通过离子交换吸附,压缩双电层并产生渗透作用,影响泥页岩的水化。
研究表明,OH-能明显促进黏土水化分散,加速泥页岩坍塌。
温度和压力也是影响泥页岩水化膨胀、分散的一个重要因素。
驱动水由钻井液向页岩迁移的动力是钻井液与页岩的水化学势之差,只有存在效率较高的半透膜时,钻井液与页岩的水活度差才能在较长时间内控制水的迁移。
油基钻井液防塌性能好的原因之一是油基钻井液与泥页岩间存在半透膜效应[6]。
3实验研究方法泥页岩吸水后,引起黏土片之间的双电层及其作用力的变化,黏土颗粒之间的位置需重新调整,此时若没有外力束缚,泥页岩将以膨胀的形式表现出来;若反馈控制岩样体积不变,泥页岩水化将以应力的形式表现出来。
实验检测反馈力的大小,也就定量测定了泥页岩的水化应力。
根据传统岩石力学实验和类似实验方法,可用于泥页岩水化应力测定的实验方法有以下几种。
3.1固定体积法将泥页岩样放入假三轴实验釜体内,加载适当压力后,关闭加载阀门,使釜体腔内液压油体积不变。
岩心吸水膨胀,釜体腔内压力增加,其变化值即为泥页岩水化应力(轴向同理)。
实验原理见图1。
该方法原理简单,操作方便。
但液压油有一定的压缩性(约为1@10-4M Pa),影响实验精度;隔离岩心与液压油的橡胶套具有可压缩性,影响实验精度。
图1固定体积法水化应力测试原理3.2悬臂梁法将泥页岩样放入假三轴实验釜体内,悬臂梁探头与橡胶套紧密接触,岩心吸水膨胀,悬臂梁变形,反馈控制压力,使悬臂梁应变为零,压力变化值即为泥页岩水化应力。
实验原理见图2。
该方法原理简单,操作方便。
但隔离岩心与液压油的橡胶套具有可压缩性,影响实验精度。
图2悬臂梁法水化应力测试原理3.3应变片法应变片法是测试岩石力学性能最常用的方法,14钻井液与完井液2008年7月其原理是将应变片贴在岩心上,岩心受力发生变形,由应变片将信号导出,反馈控制应变片输出值不变,即岩心应变为零,附加应力变化即为水化应力值。
应变片法原理简单,影响因素少,测试精度高。
但以往的操作方法可以应用于砂岩、石灰岩、玄武岩等非水化岩石的应力应变测试,而不适用于泥页岩水化应力的测试。
其主要原因是应变片较小,泥页岩水化膨胀,颗粒间作用力减弱,甚至分散,黏贴应变片部分可以从岩心上脱落,则失去了其信号传输功能。
为此,经多方调研和求证,最终采用加长应变片长度,使其刚好环绕岩心1周,首尾相接,无论泥页岩颗粒间作用力如何减小,应变片都不会从岩心脱落。
实验原理见图3。
图3 应变片法水化应力测试原理4 实验仪器设备实验方法确定后,如何实现泥页岩水化应力的定量测定成为研究的又一难点。
必须研制新的仪器设备或在原有类似设备基础上进行改进,以满足实验要求。
中国石油大学(华东)研制开发的泥页岩井壁稳定性水化-力学耦合模拟试验装置(SH M 仪),可用于泥页岩极低渗透率和半透膜效率的测定,钻井液和泥页岩渗流机理以及钻井液处理剂防塌作用机理等研究[7]。
经研究论证,若其高温高压釜体经过一定改造,在原有仪器基础上增加应变测定和数据采集装置,并编制相应软件实现对压力的反馈控制,则有可能实现泥页岩水化应力的定量测定。
改造结果见图3。
5 实验结果及误差分析选取某油田典型泥页岩样,对其两端分别进行水化应力实验,结果见图4。
最大水化应力及其出现时间:端面a:P max 为3.597M Pa,T max 为22.26h;端面b:P max 为3.526MPa,T max 为26.88h 。
由此可见,在井下实际条件下,泥页岩遇水会发生水化应力,且有可能较大;最大水化应力是在岩层被钻开一定时间后产生的。
水化应力最大值标准偏差为:Rx =6ni =1(x i - x )2n(n-1)=0.0355最大值误差为1%,所以实验方法是可靠的。
图4 水化应力实验结果6 结论11分析了泥页岩水化应力产生的原因及其影响因素。
21优选出了适合于泥页岩水化应力测定的实验方法,并对仪器进行改进以满足水化应力测试的需要。
31实验结果表明,优选实验方法得当,实验仪器平行性好,完全可以满足泥页岩水化应力的定量测定,为泥页岩水化应力定量测定和深入研究泥页岩井壁稳定机理提供了一种先进的室内实验研究手段和方法。
41实验结果证明了泥页岩水化应力的存在,并证明最大水化应力是在岩层钻开一定时间后产生的,为井壁周期性坍塌提供了解释依据。
参考文献[1] G rismer,M E.V apor adsor ption kinetics and vapordiffusivity.So il Science,1987,144(1):1-5[2] Ghassemi A ,Diek A.Po ro ther moelast icity fo r swel-ling shales.Petr oleum Science &Eng ineering,2002,34:123-135[3] Serg io A B,Ro sana F T ,et al.Character ization o fShale fo r Dr illing Purposes.S PE 78218[4] 5钻井液与完井液6编辑部.国外钻井液技术(上册),1987[5] 梁大川.泥页岩水化机理研究现状.钻井液与完井液,1997,14(6):29-31[6] 张保平,单文文,田国荣,等.泥页岩水化膨胀的实验研究.岩石力学与工程学报,2000,19(增):910-912[7] 徐加放,邱正松,吕开河.泥页岩水化-力学耦合模拟实验装置与压力传递实验新技术.石油学报,2005,26(6):115-118(收稿日期2007-12-30;H GF =084A 8;编辑 张炳芹)15第25卷第4期 徐加放等:泥页岩水化应力实验方法与实验装置84DRILLING FLUID&COM PLETION FLUID July2008Key w ords Oil well cementing;Cement slurries;Annular pressure;Pressure relief modelF irst author.s address The2nd Oil Production Technology Service Department of CNPC Changqing Petroleum, Qingcheng,Gansu745100,ChinaMethods and Appar atus for Shale Hydration Experiments.DFC F,2008,25(4):13-15A uthors XU Jia-fang,QIU Zheng-song,HAN Feng-xinA bstract A test method for measuring shale hydration stress w as constructed,and the test devices orig inally used were modified based on laboratory researches on the mechanism and influential factors of hydration ing the method and the devices,shale hydration stress can be measured quantitatively.The test results show ed very good repeatability and accuracy.It w as concluded from the test results that the max imum hydration pressure ap-peared a certain period of time after the start of hydration,and this may explain the periodic sloughing of the w ater sensitive formations.Key w ords Shales;Bore hole stabilization;Test methods;Hydration stress;Ex perimental devicesF irst author.s address College of Petroleum Engineering,University of Petroleum(East China),Dongying257061, ChinaR esearches on the W ater Block in Low Perm eability R eservoir and Minim ized-reser voir-d amage Drilling Fluid T echno-l ogy.DFCF,2008,25(4):16-19A uthors FAN Wen-yong,SHU Yong LI Li,YAN Jie-nianA bstract Low permeability reservoirs have characteristics such as high argillaceous cement content,high w ater sat-uration,high capillary pressure,highly water sensitive,small pore throats,poor permeability,complex struc-tures,highly inhomogeneous,and high resistance to flow,and often are accompanied by naturally fractures.Re-searches had proved that water block was the most important cause for permeability impairment,with impairment percent of70%-90%.This paper analyzed from different aspects the sources and the influential factors of w ater block.An amphoteric polymer sulfonate drilling fluid w as developed w ith multiple functions,minimal damage to reservoir permeability,and ultra-low filter loss.This drilling fluid is beneficial to the development of low-permea-bility reservoirs.Key w ords Amphoteric polymer sulfonate drilling fluids;Prevent formation damage;Performance evaluation;Low-permeability reservoirsF irst author.s address DOE Key Laboratory of Petroleum Eng ineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,ChinaThe Study and A pplication of a High Perform ance Stiff F oam Mud.DFCF,2008,25(4):20-22A uthors HUANG Wen-hong,LIU Wei,YANG J-i xiangA bstract Stiff foam drilling fluids have found wide application in oil fields where applicable because of their ability in enhancing ROP,minimizing permeability impairment,and improving hole cleaning and contamination tolerance of the mud.To run the stiff foam mud in formations in which high temperature,high salinity formation w ater,and crude oil contamination might be encountered,a stiff foam mud formulated with2high performance viscosifiers and foam stabilizing agents,and a high performance foaming agent,TSB.The application of this foam mud on w ells BJ7168and Bai22w as proved successful.Key words Stiff foam drilling fluids;Drilling fluid formulation;Drilling fluid performance;Under-balanced drilling; Field applicationF irst author.s ad dress Chemical Assay Center of the Research Institute of Drilling Engineering,CNPC Xinjiang Pe-troleum,Karamay,Xinjiang834000,ChinaThe Studie s and Application of W ater Base Drilling Fluids T reated w ith Alu minum and Amine Compounds.DFCF, 2008,25(4):23-25A uthor W ANG Shu-yong。
