深层储层热能存储(地热电池)中粘土膨胀抑制剂的精准评价新方法及数值分析

本研究针对水力压裂(HF)作业中水基压裂液引发粘土膨胀导致储层渗透率下降的关键问题，通过改进线性膨胀测试方法并建立考虑孔隙填充效应的新膨胀系数公式，实现了对粘土稳定剂性能的精准评价。该研究为优化压裂液配方提供了15%精度提升的技术支撑，对保障非常规油气开发效率具有重要意义。

　　

在油气开发领域，水力压裂(HF)技术自1948年问世以来已成为增产的关键手段。然而当水基压裂液遭遇含黏土储层时，蒙脱石等矿物遇水膨胀的特性会像"隐形杀手"般堵塞岩石孔隙——实验显示这种损害可使支撑剂导流能力下降10-50%。更棘手的是，现有评价方法存在15%的测量误差，犹如戴着模糊眼镜选药方，难以精准筛选粘土稳定剂。

针对这一行业痛点，俄罗斯国立石油天然气大学（Gubkin University）的研究团队在《Geoenergy Science and Engineering》发表创新成果。他们通过改进传统线性膨胀测试仪，建立包含三维膨胀效应的新数学模型，就像为显微镜装上偏振镜片，首次实现了对黏土膨胀全过程的多维度捕捉。研究特别关注了2:1型层状硅酸盐矿物（如蒙脱石）的渗透膨胀机制，这种在晶层间距超过20?时发生的"层间爆裂"现象，正是造成储层伤害的元凶。

关键技术包括：1)优化样本量（从4g降至1g）的线性膨胀测试；2)建立考虑孔隙填充效应的新膨胀系数公式；3)结合机器学习分析黏土-流体相互作用。通过200组对照实验，团队系统评估了硼酸酯交联瓜尔胶、黏弹性表面活性剂(VES)和聚丙烯酰胺(PAM)三类压裂液的抑制效果。

【材料与方法】
研究选用美国膨润土作为标准样本，通过控制实验变量发现：传统方法因忽略黏土颗粒在孔隙中的"二次膨胀"，导致测量值系统性偏低。新方法通过引入吸附液体质量补偿参数，使晶格间距测量精度达到?级。

【线性膨胀测试问题】
当样本量从4g减至1g时，美国膨润土的膨胀率标准差从18.7%降至5.3%，证实小样本能更准确反映渗透膨胀的动力学过程。实验同时发现，2:1型黏土的膨胀存在明显阈值效应——当溶液矿化度低于5000ppm时，晶层间距会从9?剧增至130?。

【结论】
该研究提出的三维膨胀模型将评价误差降低15%，特别适用于评估新型压裂液如阳离子表面活性剂处理的VES体系。值得注意的是，聚丙烯酰胺(PAM)虽能100%恢复导流能力，但其在岩石表面的吸附效应仍需警惕。这些发现为《石油工程师学会标准API-13I》的修订提供了实验依据。

讨论部分强调，该方法突破传统二维膨胀测试的局限，就像从平面地图升级到三维建模，能更真实模拟地下储层环境。对于正在兴起的干热岩地热开发，该技术可有效预测储层热-流-固耦合作用下的黏土行为，为"地热电池"储能效率评估提供新工具。研究团队特别指出，未来结合人工智能算法，有望建立黏土矿物膨胀行为的数字孪生模型。