泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合研究

王倩，王剛，蔣宏偉，王鵬，劉玉石

（1.中國石油集團鉆井工程技術(shù)研究院，北京 100195；2.中國石油勘探開發(fā)研究院研究生部，北京 100083）

泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合研究

王倩1，2，王剛1，蔣宏偉1，王鵬1，劉玉石1

（1.中國石油集團鉆井工程技術(shù)研究院，北京 100195；2.中國石油勘探開發(fā)研究院研究生部，北京 100083）

從實驗和理論研究2個方面，對近年來國內(nèi)外泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合研究的現(xiàn)狀進行了分析。目前，泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合研究主要有3種方法：一是通過泥頁巖水化實驗和吸水實驗，用熱彈性比擬法研究由于含水量變化引起的水化應力；二是通過壓力傳遞實驗，用非平衡熱動力法研究化學滲透作用引起巖石內(nèi)部孔隙壓力變化而導致的附加應力；三是通過壓力傳遞與水化實驗，用總水勢法研究基于膨脹機理和耦合滲透流動而導致的膨脹應力。通過分析認為，泥頁巖井壁穩(wěn)定的研究雖然取得了一定成效，但仍然存在著復雜的問題和不足，還需要進一步深化機理和應用方面的研究。

泥頁巖；井壁穩(wěn)定；耦合；水化；滲透作用

大約有90%的井眼垮塌問題都與泥頁巖不穩(wěn)定有關(guān)［1］。泥頁巖地層具有水敏性強、容易與鉆井液發(fā)生反應等特殊性質(zhì)，從而導致井壁巖石應力和力學性能改變；這不僅是巖石力學方面的問題，還與鉆井液化學性質(zhì)的影響有關(guān)［2-4］，研究方法比一般的井壁穩(wěn)定力學方法復雜。國內(nèi)外許多學者研究認為，單從力學角度分析泥頁巖井壁穩(wěn)定性問題是不合理的，而應從力學-化學耦合方面來研究。首先從實驗研究著手，然后嘗試建立泥頁巖井壁穩(wěn)定的力學-化學耦合模型，使研究進入數(shù)學模擬階段。筆者總結(jié)了主要的研究方法和思路，并進行了詳細的分析。

1 泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合實驗

1.1 水化實驗

泥頁巖吸水后，會引起黏土晶層之間的雙電層作用及作用力發(fā)生變化，黏土顆粒之間的位置需重新調(diào)整。此時如果沒有外力束縛，泥頁巖水化將會以膨脹的形式表現(xiàn)出來；如果控制巖樣的體積不變，它就會以應力的形式表現(xiàn)出來。

M.E.Chenevert［5］研究了頁巖膨脹和含水量的關(guān)系，結(jié)果表明，頁巖的膨脹量與含水量成正比，垂直于層理方向的應變大于平行于層理方向的應變。C.H. Yew等［6］對Mancos頁巖和清水在常溫、常壓下進行接觸實驗，得出膨脹應變與含水量存在一定的關(guān)系。

P.Tan Chee等［1，7］研發(fā)了膨脹水化測試儀，確定了頁巖與鉆井液接觸時的體積變化系數(shù)或水化應力。對巖樣施加軸壓和圍壓，用模擬孔隙流體飽和巖樣，當兩端壓力穩(wěn)定后提高上流壓力；上流端用鉆井液濾液代替，鉆井液濾液注入到巖樣達到足夠量后，下流壓力增高至上流壓力。當鉆井液注入到巖樣時，便發(fā)生反應，孔隙壓力和圍壓隨后開始變化；此時監(jiān)測軸向和徑向變形，直至達到平衡。為了確定水化應力，在實驗中保持巖樣長度和直徑不變，軸壓和圍壓分別升高。根據(jù)軸壓、圍壓的變化，確定軸向和徑向水化應力。

國內(nèi)學者也研發(fā)了一些設(shè)備，進行類似的水化實驗［8-9］。在鉆井液循環(huán)時，對井下溫度、壓力條件下連續(xù)測量的膨脹應變或水化應力進行模擬。實驗結(jié)果表明，最大水化應力是在巖層鉆開一定時間后產(chǎn)生的，這為解釋泥頁巖井壁周期性坍塌提供了依據(jù)。

1.2 吸水實驗

C.H.Yew等［6］設(shè)計了泥頁巖吸水實驗，研究井壁上泥頁巖吸水規(guī)律，確定泥頁巖的吸水能力，即吸附擴散系數(shù)。在施加軸壓的條件下，將用蠟包裹的巖樣留出一端暴露在恒定流動的蒸餾水中，達到預定的實驗時間后，將實測的水吸附數(shù)據(jù)與一維水分吸附方程的解進行擬合，求得泥頁巖吸水擴散系數(shù)。M.E.Chenevert［5］進行的實驗，沒有考慮圍壓和溫度條件，與現(xiàn)場情況不符。后來國內(nèi)的學者改進了實驗條件，研制出先進的實驗裝置，用來模擬泥頁巖吸水實驗［10-11］。

1.3 井下模擬實驗

Jay P.Simpson等［12］研發(fā)了井下模擬裝置（DSC）。該裝置能模擬井下條件，施加軸壓和圍壓，模擬地應力狀態(tài)；通過加熱模擬井下溫度；在鉆進過程中循環(huán)鉆井液，進而研究鉆井液對泥頁巖井壁穩(wěn)定性的影響，進行短、長時間的DSC實驗。通過實驗發(fā)現(xiàn)，頁巖水化具有時間效應。用水基鉆井液、木質(zhì)素磺酸鹽/木質(zhì)褐煤與氫氧化鉀堿性鉆井液，對Pierre頁巖進行DSC實驗，表明鉆井液和泥頁巖性質(zhì)對泥頁巖水化有影響。

A.H.Hale等［13］用高礦化度油基鉆井液進行DSC實驗，表明泥頁巖含水量變化是井眼中心距離和時間的函數(shù)。對于一定的鉆井液接觸時間，離井眼中心越遠，含水量變化相對于原始含水量越小。然而，隨著接觸時間的增加，近井壁含水量逐漸減少，這是由于鉆井液化學勢低于泥頁巖孔隙流體的化學勢。由于泥頁巖含水量是時間的函數(shù)，所以，近井壁地層內(nèi)孔隙壓力的分布，使井眼應力分布為距離和時間的函數(shù)。應力分布和巖石強度的變化，控制著井眼的穩(wěn)定性。

F.K.Mody和P.Tan Chee等［14-15］研發(fā)了井壁坍塌測試裝置，用來研究泥頁巖相互作用機理對井壁穩(wěn)定性的影響。巖樣為中空的圓柱體，在圍壓和井眼壓力下用模擬孔隙流體飽和巖樣，用井壁內(nèi)襯薄膜隔離井眼流體和巖樣。巖樣飽和、固結(jié)后，鉆井液在預定壓力下沿井壁循環(huán)，以恒定的速率減小井眼壓力，直至井壁發(fā)生破壞。井眼變形和井壁破壞用內(nèi)置應變計測量。

1.4 壓力傳遞實驗

A.H.Hale等［13］研究了油基鉆井液與泥頁巖的相互作用。結(jié)果表明，油基鉆井液中鹽水乳化形成半透膜，鉆井液中水的摩爾自由能和泥頁巖中水的摩爾自由能之差，提供了泥頁巖水滲透進入或流出泥頁巖的動力，導致泥頁巖水化或脫水。對于油基鉆井液，由于壓差不超過毛細管吸入壓力，所以油不會進入泥頁巖孔隙。實驗表明，界面張力阻礙了壓力傳遞，油基鉆井液的連續(xù)相能減小鉆井液和孔隙流體之間的有效傳遞，故在井壁上產(chǎn)生了凈徑向壓力，提高了井壁穩(wěn)定性。

F.K.Mody等［16］研究了水基鉆井液與泥頁巖的相互作用。研究認為，在水基鉆井液體系中，鉆井液與泥頁巖的相互作用更復雜，地層水和鉆井液中各個組分的分子自由能提供的驅(qū)動力可導致不同類型的運移。另外，由于水潤濕泥頁巖和水基鉆井液不存在表面張力，故水力壓差可進行交換。然而，一些文獻的實驗數(shù)據(jù)表明［5，17-19］，泥頁巖在地應力條件下，受電斥力和孔隙大小的限制，具有半透膜性質(zhì)。

用F.K.Mody等［16］設(shè)計的滲壓儀，模擬現(xiàn)場條件，進行泥頁巖巖樣實驗，確定鉆井液和泥頁巖間的化學勢差對泥頁巖孔隙壓力的影響。在軸向加載應力和井眼壓力下，巖樣達到初始飽和平衡，此時，井眼壓力大致等于泥頁巖孔隙壓力。用6%NaCl溶液初始飽和泥頁巖巖樣，當達到平衡后，用不同鉆井液替換6%NaCl溶液，在相同井眼壓力下進行測試。在恒定體積條件下，用36%CaCl2溶液替換時，觀察到孔隙壓力降低很多，從而導致上覆應力也降低。在恒定上覆應力條件下，同樣觀察到孔隙壓力的降低，但速率低一些。實驗觀察到的現(xiàn)象與化學勢差的論證一致。

E.van Oort［20］研發(fā)了壓力傳遞實驗儀，研究水基鉆井液泥頁巖耦合滲透流動，認為控制化學滲透流動大小的主要因素是頁巖-流體膜效率，先后進行了PTE（壓力傳遞交換）和PTB（壓力傳遞增長）實驗。PTE實驗表明，膜效率大小取決于流體參數(shù)（水化溶質(zhì)的半徑）、頁巖參數(shù)（孔隙喉道尺寸、比表面積、CEC）及外部因素（壓實、固結(jié)及成巖作用）。一系列氯化鹽溶液實驗表明，增大溶質(zhì)孔隙尺寸比可增大膜效率；不同頁巖巖樣實驗表明，膜效率隨比表面積、CEC的增加而增加。PTB實驗表明，增大側(cè)限壓力或減小滲透率能提高膜效率。不同聚合物和鹽組合的鉆井液實驗表明，PECE、甲基葡糖苷、（聚）甘油、聚乙二醇及鹽組合，可提高低選擇性或無選擇性頁巖-鉆井液體系的膜效率。優(yōu)化水基鉆井液環(huán)境下頁巖-鉆井液體系膜效率引起的滲透流動，可作為改善泥頁巖井壁穩(wěn)定性的新方法。

P.Tan Chee等［7，21］研發(fā)了鉆井液壓力穿透實驗裝置，用來研究鉆井液與泥頁巖的化學滲透作用，得出的結(jié)論與前人的研究相符，即頁巖-水基鉆井液體系的膜效率，可通過改善鉆井液的化學性質(zhì)來提高。P.Tan Chee等［22-23］后來又研發(fā)了膜效率測試裝置，用來評價不同鉆井液體系及合成物的膜效率。A.Tare Uday等［24-25］所做的孔隙壓力傳遞實驗有所不同，在實驗過程中監(jiān)測了聲波數(shù)據(jù)，并提供了計算巖石動態(tài)參數(shù)的數(shù)據(jù)。

1.5 泥頁巖水化力學性質(zhì)影響

A.H.Hale等［13］研究了油基鉆井液的化學性質(zhì)是怎樣影響井壁穩(wěn)定性的，分析了不同的鉆井液參數(shù)及油基鉆井液油水比對頁巖含水量、抗壓強度及力學性質(zhì)的影響。頁巖巖樣在一定的溫度和環(huán)境下，浸泡在不同的油基鉆井液中一定時間后，在不同圍壓下做三軸壓縮實驗，測量抗壓強度和彈性模量。在排水條件下進行實驗，連續(xù)監(jiān)測軸向載荷和軸向、徑向應變。研究認為：影響頁巖含水量的主要因素是鉆井液活度和無機鹽類型；含水量變化直接影響頁巖性質(zhì)，含水量減小導致巖石強度增強，含水量增大導致巖石強度減弱；泊松比不隨含水量而變化。

黃樽榮等［26］進行了大慶油田泥頁巖巖樣實驗，認為泊松比也與含水量有關(guān)，彈性模量與含水量為指數(shù)關(guān)系，而非線性關(guān)系，頁巖的內(nèi)聚力和摩擦角與含水量呈線性關(guān)系。羅建生等［27］利用美國TerraTek公司的三軸巖石力學測試裝置，測定巖石抗壓強度隨含水量的變化情況，認為巖樣的含水量可通過浸泡前后的重量差測得。分別用頁巖與KCl兩性離子聚磺鉆井液，在70℃和20 MPa圍壓下，測定巖石抗壓強度隨時間的變化情況。路保平等［28］分別用4種典型鉆井液浸泡的不同蒸餾水濕度條件下的標準樣品，進行了單軸巖石強度、彈性模量及泊松比3項力學參數(shù)的測試評價實驗，認為隨含水量的增加，泊松比和內(nèi)摩擦角也增加，而單軸抗壓強度、彈性模量及內(nèi)聚力減小。

2 泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合模型

2.1 熱彈性比擬法

Texas大學的C.H.Yew等［6］將泥頁巖水化膨脹應力比擬為膨脹溫變應力，將水向頁巖中的運動比擬成熱擴散。泥頁巖吸水膨脹類似于受熱膨脹，根據(jù)熱擴散模型模擬吸附水擴散，建立了泥頁巖吸水擴散方程：

式中：r為吸水半徑，m；w為含水量，%；cf為吸附常數(shù)，cm2/h，由一維水吸附實驗測得；t為時間，h。

由式（1）可得出含水量的分布情況。假定由于吸水產(chǎn)生的應變呈各向異性，在水平底面上的應變?yōu)棣舎，垂直方向上的應變?yōu)棣舦。εv與泥頁巖含水量w相關(guān)（通過吸水實驗確定）。研究認為，彈性模量與總吸附水量呈二次多項式相關(guān)，為含水量的函數(shù)，由多組泥頁巖巖樣的強度實驗確定，但認為泊松比與吸附水量基本無關(guān)。通過建立泥頁巖吸水膨脹的巖石應力、應變關(guān)系，結(jié)合井眼周圍巖石的平衡狀態(tài)方程和幾何方程，得出軸向應變、彈性模量與含水量的關(guān)系，以及泥頁巖水化后的位移，進而得出應變及應力。黃樽榮、鄧金根等［26，29］也進行過類似的研究。

2.2 水分子自由能熱動力法

A.H.Hale等［13］在油基鉆井液與泥頁巖間水分子自由能差熱動力學理論的基礎(chǔ)上，從微觀角度進行了孔隙壓力的推導和計算，并根據(jù)半透膜滲透壓的概念，將一定化學勢差條件下的滲流等效于某一壓力差下的滲流，得到化學勢產(chǎn)生的等效孔隙壓力。

1993年，F(xiàn).K.Mody等［16］將半透膜等效孔隙壓力理論，應用于頁巖與水基鉆井液的相互作用上，認為頁巖與水基鉆井液表面存在半透膜，但不是理想的半透膜，從而引入膜效率Im來描述非理想半透膜（0＜Im＜1），把等效孔隙壓力計算式修改為

式中：Im為膜效率，無量綱；R為氣體常數(shù)，J/（mol·K）；T為絕對溫度，K；為水的偏摩爾體積，mL；adf為鉆井液水活度，無量綱；ash為泥頁巖孔隙水活度，無量綱；Δp為泥頁巖和鉆井液水活度引起的孔隙壓力差，MPa；p為井筒壓力，MPa；po為遠場孔隙壓力，MPa。

在此基礎(chǔ)上，借助于簡單的多孔介質(zhì)彈性力學理論，發(fā)展了耦合水化滲透壓的計算方法，否定了壓差對水在頁巖中運動的影響，認為滲透率在10-12～10-15μm2內(nèi)幾乎不存在壓差滲透，同時也否定了離子擴散和離子交換對頁巖水化的影響。該方法認為化學平衡是瞬間的，沒有考慮時間效應。

2.3 非平衡熱動力法

E.van Oort等［30］于1994年首次從非平衡熱動力學角度，提出泥頁巖中物質(zhì)傳輸與能量傳輸?shù)奈ㄏ竽Ｐ蜆?gòu)架，認為在頁巖中傳輸?shù)奈镔|(zhì)和能量有自由水、化學離子、熱量與電流，而這些傳輸?shù)尿?qū)動力有壓力勢、化學勢、電勢和熱勢。其中最主要的2種驅(qū)動力是：鉆井液柱壓力和泥頁巖孔隙壓力之間的水力壓差及鉆井液和孔隙流體之間的化學勢差。

F.T.Lomba等［31］進行了更深入的研究。將頁巖滲透膜抽象為2個相隔較近、帶負電的平行板，流體和離子在板間運移，由此建立了模擬水和離子在頁巖中運移的模型。

模型中計算唯象系數(shù)和反射系數(shù)的理論表達式，用來表征頁巖膜性質(zhì)。該模型給出了頁巖膜性質(zhì)的物理機理和分析模型參數(shù)敏感性的方法，表明頁巖膜效率受間隙流體的質(zhì)量濃度、晶片間隔距離及膜中離子類型的影響。離子質(zhì)量濃度越高，晶片間隙越大，膜效率就越低。模型中得出的反射系數(shù)和實驗數(shù)據(jù)一致。

F.T.Lomba等［32］經(jīng)過研究建立了不同條件下瞬時壓力剖面和溶質(zhì)擴散通過低滲透泥頁巖的計算模型。該模型考慮了加在地層上的水力，以及滲透和電勢梯度導致的水和離子的耦合流動，可用來計算任意時刻遠離井壁的溶劑和溶質(zhì)流量、溶質(zhì)濃度剖面和水力壓傳播。建立的耦合模型為

式中：cs為溶質(zhì)濃度，mol/L；t為時間，s；Deff為溶質(zhì)擴散系數(shù)，m2/s；p為孔隙壓力，MPa；n為溶質(zhì)可移動粒子數(shù)，無量綱；KⅠ，KⅡ為耦合系數(shù)，m3·s/kg；C為地層水壓縮系數(shù)，MPa-1。

研究表明，滲透的影響對地層壓力剖面起重要作用。滲透勢在近井壁產(chǎn)生高水力壓梯度，控制水流動，水力壓差對地層中水和溶質(zhì)流動的影響比滲透勢小。在井眼和地層存在高離子質(zhì)量濃度差的情況下，即使在相反方向上有高水力壓差，水也可以流向井眼。此時由于滲透的影響，井壁周圍孔隙壓力減小，可使井壁穩(wěn)定。要減小導致井壁不穩(wěn)定的流動，應確定合理的井底水力壓差和滲透勢。

Yu等［33］和Zhang等［34］用類似的方法對泥頁巖井壁穩(wěn)定性進行了分析，不同的是他們考慮了溫度的影響。其他一些學者也進行了類似研究［35-37］。研究結(jié)果表明，冷卻井壁可減小坍塌壓力和破裂壓力，相反，加熱鉆井液會使之增高。溫度對直井坍塌壓力的影響比較明顯，對定向井和水平井的影響則較小。

非平衡熱動力法是較全面研究井壁穩(wěn)定性力學-化學耦合的方法，但也存在一些缺點。在應用唯象定律建立的多場耦合模型中，耦合系數(shù)KⅠ，KⅡ是唯象系數(shù)Lij（三階矩陣）的函數(shù)。由于泥頁巖孔隙復雜及板間距離非單一分布，給出的理論表達式非常復雜，數(shù)學上很難準確計算唯象系數(shù)。模型中假定溶液為理想的低質(zhì)量濃度溶液，則溶質(zhì)擴散系數(shù)為常數(shù)，然而，對于非理想溶液來說，擴散系數(shù)與質(zhì)量濃度分布的不均勻性有關(guān)，不再是常數(shù)。模型中沒有考慮流體孔隙壓力與巖石變形的聯(lián)合作用，且泥頁巖水化后很可能已具有塑性，在耦合模型中采用線彈性理論過于保守。

2.4 總水勢法

P.Tan Chee等［1，7，21］研究了泥頁巖膨脹和水化應力機理的基本概念和模型，以及當鉆井液與頁巖相互作用時有效支撐能力的變化，認為總水勢（孔隙壓力和化學勢之和）差是導致水流動的根本原因。當孔隙流體總水勢增加時，水被吸入黏土層中，導致層間距增大。如果黏土可以自由移動，就會產(chǎn)生膨脹；如果膨脹被限制，就會產(chǎn)生水化應力。水化應力導致孔隙壓力增加，繼而使鉆井液的有效支撐能力降低，導致井眼不穩(wěn)定。除此之外，水吸入會降低材料強度。

總水勢法考慮了孔隙壓力和化學勢的綜合效應。在溶質(zhì)流動過程中考慮的因素較多，得出井壁巖石孔隙壓力和溶質(zhì)濃度的變化結(jié)果后，通過實驗和增量理論，確定總水勢與體積應變的增量關(guān)系，計算膨脹應力。

3 結(jié)論

1）泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合研究的理論模型，還存在一定缺陷。熱彈性比擬模型只考慮了含水量變化的影響，沒有涉及到泥頁巖與鉆井液之間化學作用的本質(zhì)；水分子熱動力模型否定了壓差對水在頁巖中運動的影響，且沒有考慮時間效應；非平衡熱動力模型參數(shù)確定困難，只適用于理想的低質(zhì)量濃度溶液，而且模型中沒有考慮流體孔隙壓力與巖石變形的聯(lián)合作用；總水勢模型的溶質(zhì)流動參數(shù)難以確定，且沒有給出解決的方法。

2）泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合模型，由于涉及的參數(shù)比較復雜，模型的適用性大大減小。但是，如果竭力將模型進行簡化，又不能準確地模擬耦合過程，將使模型精確度大打折扣。因此，應提高井壁穩(wěn)定耦合模型的合理性和實用性。

3）泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合理論研究的目的在于現(xiàn)場應用，但現(xiàn)階段的研究還只是停留在泥頁巖井壁穩(wěn)定模擬分析方面，并沒有形成用于現(xiàn)場分析的理論成果。在今后的研究中，應注重理論與現(xiàn)場實際相結(jié)合，形成實用的泥頁巖井壁穩(wěn)定分析技術(shù)。

［1］ Chee P Tan，Brian G Richards.Effects of swelling and hydration stress in shale on wellbore stability［R］.SPE 38057，1997.

［2］ 張艷娜，孫金聲，王強，等.井壁穩(wěn)定的化學動力學分析［J］.斷塊油氣田，2011，18（6）：794-798.

［3］ 王中華.鉆井液性能及井壁穩(wěn)定問題的幾點認識［J］.斷塊油氣田，2009，16（1）：89-91.

［4］ 孫舉，王中華，王善舉，等.強抑制性高鈣鹽聚合物鉆井液體系的研究與應用［J］.斷塊油氣田，2011，18（4）：541-544.

［5］ Chenevert M E.Shale alteration by water adsorption［R］.SPE 2401, 1970.

［6］ Yew C H，Chenevert M E.Wellbore stress distribution produced by moisture adsorption［R］.SPE 19536，1990.

［7］ Chee P Tan，Brian G Richards.Integrated rock mechanics and drilling fluid design approach to manage shale instability［R］.SPE 47259，1998.

［8］ 張保平，單文文，田國榮，等.泥頁巖水化膨脹的實驗研究［J］.巖石力學與工程學報，2000，19（增刊1）：910-912.

［9］ 徐加放，邱正松，韓豐欣，等.泥頁巖水化應力實驗方法與實驗裝置［J］.鉆井液與完井液，2008，25（4）：13-15.

［10］和冰.泥頁巖水化實驗研究［J］.斷塊油氣田，2008，15（4）：105-108.

［11］鄧金根，王金鳳，羅健生，等.泥頁巖吸水擴散系數(shù)測量新方法［J］.巖土力學，2002，23（增刊1）：40-42.

［12］Simpson Jay P，Dearing H L.Downhole simulation cell shows unexpected effects of shale hydration on borehole wall［J］.SPE Drilling Engineering，1989，4（1）：24-30.

［13］Hale A H，Mody F K.Experimental investigation of the influence of chemical potential on wellbore stability［R］.SPE 23885，1992.

［14］Mody F K，Uday A Tare.Development of novel membrane efficient water-based drilling fluids through fundamental understanding of osmotic membrane generation in shales［R］.SPE 77447，2002.

［15］Chee P Tan，Mody F K.Development and laboratory verification of hgh membrane efficiency water-based drilling fluids with oil-based drilling fluid-like performance in shale stabilization［R］.SPE 78159，2002.

［16］Mody F K，Hale A H.Borehole stability model to couple the mechanics and chemistry of drilling-fluid/shale interactions［R］.SPE 25728，1993.

［17］Watts N L.Theoretical aspects of cap-rock and fault seals for single and two-phase hydrocarbon columns［J］.Marine and Petroleum Geology， 1987，4（4）：274-307.

［18］Fritz S J.Ideality of clay membranes in osmotic processes：A review［J］.Clay and Clay Minerals，1986，34（2）：214-223.

［19］Marine W，F(xiàn)ritz S J.Osmotic model to explain anomalous hydraulic heads［J］.Water Resources Research，1981，17（1）：73-82.

［20］Oort E van.Manipulation of coupled osmotic flows for stabilisation of shales exposed to water-based drilling fluids［R］.SPE 30499，1995.

［21］Chee P Tan，Brian G Richards.Managing physico-chemical wellbore instability in shales with the chemical potential mechanism［R］.SPE 36971，1996.

［22］Chee P Tan，Mody F K.Novel high membrane efficiency water-based drilling fluids for alleviating problems in troublesome shale formations［R］.SPE 77192，2002.

［23］Chee P Tan，Mody F K.High membrane efficiency water-based drilling fluids：Alternatives to invert emulsion fluids for drilling troublesome shale formations［R］.SPE 77865，2002.

［24］Uday A Tare，Ali I Mese.Interpretation and application of acoustic and transient pressure response to enhance shale：Stability predictions［R］.SPE 63052，2000.

［25］Uday A Tare，Mody F K.Understanding chemical-potential-related transient pore pressure response to improve real-time borehole：Stability predictions［R］.SPE 65514，2000.

［26］黃榮樽，陳勉，鄧金根，等.泥頁巖井壁穩(wěn)定力學與化學耦合研究［J］.鉆井液與完井液，1995，12（3）：15-21，25.

［27］羅建生，鄢捷年.頁巖水化對其力學性質(zhì)和井壁穩(wěn)定性的影響［J］.石油鉆采工藝，1999，21（2）：7-13.

［28］路保平，林永學，張傳進，等.水化對泥頁巖力學性質(zhì)影響的實驗研究［J］.地質(zhì)力學學報，1999，5（1）：65-70.

［29］鄧金根，郭東旭，周建良，等.泥頁巖井壁應力的力學-化學耦合計算模式及數(shù)值求解方法［J］.巖石力學與工程學報，2003，22（增刊1）：2250-2253.

［30］Oort E van，Hale A H，Mody F K.Critical parameters in modelling the chemical aspects of borehole stability in shales and in designing improved water based shale drilling fluids［R］.SPE 28309，1996.

［31］Lomba F T，Chenevert M E，Sharma Mukul M.The ion-selective membrane behavior of native shale［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2000，25（1/2）：9-23.

［32］Lomba F T，Chenevert M E，Sharma Mukul M.The role of osmotic effects in fluid flowthrough shale［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2000，25（1/2）：25-35.

［33］Yu M，Chen G，Chenevert M E.Chemical and thermal effects on wellbore stability of shale formations［R］.SPE 71366，2001.

［34］Zhang Jianguo，Chenevert M E.Maintaining the stability of deviated and horizontal wells：Effects of mechanical，chemical and thermal phenomena on well designs［R］.SPE 100202，2006.

［35］張樂文，邱道宏，程遠方，等.井壁穩(wěn)定的力化耦合模型研究［J］.山東大學學報，2009，39（3）：111-114.

［36］王炳印，鄧金根，宋念友，等.力學溫度和化學耦合作用下泥頁巖地層井壁失穩(wěn)研究［J］.鉆采工藝，2006，29（6）：1-4.

［37］吳超，劉建華.區(qū)域油田地應力及井壁穩(wěn)定性綜合預測方法［J］.斷塊油氣田，2011，18（6）：705-709.

（編輯 姬美蘭）

Study on shale wellbore stability coupling

Wang Qian1，2,Wang Gang1,Jiang Hongwei1,Wang Peng1,Liu Yushi1
(1.Research Institute of Drilling Engineering and Technology,CNPC,Beijing 100195,China;2.Graduate School,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China)

This paper analyzes the present situation of shale borehole stability coupling in recent years at home and abroad from principal experiment and theory researches.At present,there are mainly three methods for studying the shale wellbore stability coupling.One is the study of hydration stress induced by change of water content using thermoelasticity analog technique through shale hydration test and water absorbing test.Another is the examination of additional stress induced by change of pore pressure based on chemical osmosis using nonequilibrium thermodynamics through pressure transmission test.The third is the exploration of swelling stress induced by swelling mechanism and coupled osmosis flow using total water potential through pressure transmission and hydration test.It has been found that the research of shale borehole stability have acquired some good results.However,because of complexity of the problems,there have been a few defects in existing research results,which needs the further research on mechanism and application.

shale;wellbore stability;coupling;hydration;osmosis

國家科技重大專項“西部山前復雜地層安全快速鉆完井技術(shù)”（2008ZX05021-001）

TE283

A

10.6056/dkyqt201204027

2011-12-22；改回日期：2012-05-15。

王倩，女，1983年生，在讀博士研究生，從事鉆井巖石力學方面的研究工作。E-mail：wangqiandri@cnpc.com.cn。

王倩，王剛，蔣宏偉，等.泥頁巖井壁穩(wěn)定耦合研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（4）：517-521.

Wang Qian，Wang Gang，Jiang Hongwei，et al.Study on shale wellbore stability coupling［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：517-521.