鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的實(shí)驗(yàn)研究

蔡記華，岳　也，曹偉建，楊現(xiàn)禹，烏效鳴

(1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢) 工程學(xué)院，湖北 武漢　430074；2.中國(guó)科學(xué)技術(shù)大學(xué) 地球和空間科學(xué)學(xué)院，安徽 合肥　230026)

?

鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的實(shí)驗(yàn)研究

蔡記華1，岳也1，曹偉建2，楊現(xiàn)禹1，烏效鳴1

(1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢) 工程學(xué)院，湖北 武漢430074；2.中國(guó)科學(xué)技術(shù)大學(xué) 地球和空間科學(xué)學(xué)院，安徽 合肥230026)

摘要:煤層氣井單井產(chǎn)量往往較低，綜合勘探開發(fā)煤系非常規(guī)天然氣是提高煤層氣開發(fā)效益的重要途徑，但這要求鉆井液能同時(shí)解決煤層、致密砂巖和頁(yè)巖地層的井壁穩(wěn)定問題。為此，提出基于“正電性-中性潤(rùn)濕-化學(xué)抑制-納米材料封堵-合理密度支撐”的協(xié)同防塌理論，并開展了鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的實(shí)驗(yàn)工作。首先優(yōu)選出能有效降低鉆井液表面張力、增加鉆井液與頁(yè)巖接觸角的表面活性劑復(fù)配方案，并結(jié)合鉆井液流變性、濾失性、潤(rùn)滑性、水活度和抑制性等參數(shù)測(cè)試和頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)，對(duì)鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)。結(jié)果表明：復(fù)合表面活性劑能夠有效改變水基鉆井液的潤(rùn)濕性能，與優(yōu)選的水基鉆井液相比，鉆井液表面張力降低42.6%，與頁(yè)巖的接觸角增大162.1%；復(fù)合表面活性劑與水基鉆井液具有良好的配伍性，具有較好地抑制性和抗鹽能力；與清水相比，復(fù)合表面活性劑能顯著阻緩頁(yè)巖孔隙壓力傳遞速率，降低鉆井液侵入頁(yè)巖的程度，頁(yè)巖滲透率降低幅度在99%以上；說明通過控制鉆井液潤(rùn)濕性來增強(qiáng)頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性是可行的。

關(guān)鍵詞:鉆井液；潤(rùn)濕性；頁(yè)巖；井壁穩(wěn)定性；表面張力；接觸角

如果地質(zhì)條件配置有利，煤系本身及其上覆地層能夠形成具有工業(yè)開發(fā)價(jià)值的致密砂巖氣和頁(yè)巖氣藏。單純的煤層氣單井產(chǎn)量往往較低，綜合勘探開發(fā)煤系非常規(guī)天然氣(煤層氣、致密砂巖氣和頁(yè)巖氣，簡(jiǎn)稱煤系“三氣”)是提高煤層氣開發(fā)效益的重要途徑。在盆地中心地帶，煤層、砂巖和頁(yè)巖往往呈氣飽和狀態(tài)，且產(chǎn)水量非常低[1]。美國(guó)Piceance盆地煤系氣共采先導(dǎo)性試驗(yàn)顯示，60口井平均單井產(chǎn)氣量達(dá)10 000 m3/d，其中40%來自于致密砂巖儲(chǔ)層的游離氣[2]。國(guó)內(nèi)相關(guān)機(jī)構(gòu)重新對(duì)沁水盆地致密氣和頁(yè)巖氣開展地質(zhì)調(diào)查，認(rèn)為該盆地頁(yè)巖氣資源量為0.49～0.65萬億m3[3-10]。根據(jù)中聯(lián)煤層氣公司測(cè)試結(jié)果，盆地北部壽陽一帶太原組和山西組頁(yè)巖含氣量分別為0.52～0.66 m3/t和3.78～5.51 m3/t，山西組頁(yè)巖含氣量可與美國(guó)已經(jīng)工業(yè)化開采的上侏羅統(tǒng)Haynesville頁(yè)巖、上泥盆統(tǒng)Woodford頁(yè)巖及Fayetteville頁(yè)巖類比[5,8]。沁水盆地南部頁(yè)巖氣最有利勘探層位為太原組，砂巖氣最有利層位是下石盒子組，山西組也有一定的砂巖氣和頁(yè)巖氣勘探潛力[11]。貴州煤田地質(zhì)局在貴州六盤水松河井田開展了煤系“三氣”共采工程示范，單井日產(chǎn)氣1 500 m3以上[12]。

煤系“三氣”共采技術(shù)的技術(shù)思路是：采用多分支水平井工藝，先鉆進(jìn)直井段，然后鉆進(jìn)多分支水平段分別穿過煤層、砂巖和頁(yè)巖的2種地層或3種地層，完井后可以對(duì)這些地層進(jìn)行單獨(dú)壓裂或聯(lián)合壓裂來提高天然氣產(chǎn)量。相比于單獨(dú)地進(jìn)行煤層氣、頁(yè)巖氣或致密砂巖氣的開發(fā)，煤系非常規(guī)天然氣綜合開發(fā)對(duì)水基鉆井液提出了更高的要求，即要求鉆井液能同時(shí)解決煤層、致密砂巖和頁(yè)巖地層的井壁穩(wěn)定問題。由于致密砂巖較少出現(xiàn)井壁失穩(wěn)問題，煤系非常規(guī)天然氣綜合開采過程中煤層和頁(yè)巖的井壁穩(wěn)定機(jī)理則成為該領(lǐng)域亟待解決的基礎(chǔ)科學(xué)問題之一。

傳統(tǒng)的井壁穩(wěn)定理論和技術(shù)難以同時(shí)解決煤層和頁(yè)巖地層的井壁穩(wěn)定問題。為此，筆者提出基于“正電性-中性潤(rùn)濕-化學(xué)抑制-納米材料封堵-合理密度支撐”的協(xié)同防塌理論，在此基礎(chǔ)上研發(fā)實(shí)現(xiàn)煤系非常規(guī)天然氣地層井壁穩(wěn)定的水基鉆井液優(yōu)化配方和實(shí)施方案。筆者在此著重開展鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性方面的研究工作。

濕潤(rùn)性可以描述油和水與儲(chǔ)層巖石間的相互作用，通常用液體在固體表面的接觸角(θ)來表征。一般定義θ<75°時(shí)為水潤(rùn)濕；105°>θ>75°時(shí)為中性潤(rùn)濕；當(dāng)θ>105°時(shí)為油潤(rùn)濕[13]；最典型的是荷葉表面，水滴與葉面之間的接觸角平均為160°，水滴很容易滾落，這種強(qiáng)疏水性現(xiàn)象被稱為“荷葉效應(yīng)”[14]。對(duì)頁(yè)巖而言，改變低滲透親水油氣層的巖石表面潤(rùn)濕性，由親水改為中性-弱親油，可降低其遭受侵入水傷害程度[15]；Takahashi Satoru & Kovscek Anthony評(píng)價(jià)了具有低滲硅質(zhì)頁(yè)巖的潤(rùn)濕性。發(fā)現(xiàn)當(dāng)pH=3或12時(shí)，頁(yè)巖水潤(rùn)濕性較強(qiáng)[16]；盧運(yùn)虎等[17]通過數(shù)值模擬分析發(fā)現(xiàn)鉆進(jìn)頁(yè)巖地層時(shí)，水基鉆井液應(yīng)減小鉆井液界面張力和增大鉆井液與巖石的潤(rùn)濕角，從而提高頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性。

在此，筆者優(yōu)選出了能有效降低鉆井液表面張力并增加鉆井液與頁(yè)巖的接觸角的表面活性劑的復(fù)配方案，結(jié)合水基鉆井液流變性、濾失性、潤(rùn)滑性、水活度和抑制性等參數(shù)測(cè)試和頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)，對(duì)鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

1實(shí)驗(yàn)材料和實(shí)驗(yàn)儀器

1.1實(shí)驗(yàn)材料

陽離子表面活性劑CS-1，陰離子表面活性劑AS-1,AS-2，兩性表面活性劑AMS-1，非離子表面活性劑NS-1，凹凸棒土，黃原膠，氯化鈉，聚陰離子纖維素，褐煤樹脂，納米二氧化硅(質(zhì)量分?jǐn)?shù)30%)，無水碳酸鈉?；谑覂?nèi)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出水基鉆井液配方：水+8%凹凸棒土+0.2%黃原膠+0.3%聚陰離子纖維素+1%褐煤樹脂+4%氯化鈉+1%納米二氧化硅+0.08%碳酸鈉。

1.2實(shí)驗(yàn)儀器

ZNN-D6S六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，ZNS-5A中壓失水儀，QBZY 全自動(dòng)表面張力儀，JC2000DM接觸角測(cè)量?jī)x，EP極壓潤(rùn)滑儀，Labswift水分活度儀，JHP 巖芯壓制機(jī)，ZNP-1 膨脹量測(cè)定儀，SC-50B立式取心機(jī)，QM-1巖芯斷面切磨二用機(jī)，OFITE 滾子爐，中興101 電熱鼓風(fēng)干燥箱，HKY-3頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)裝置等。

2實(shí)驗(yàn)方法

2.1復(fù)合表面活性劑配方優(yōu)選

鉆井液的表面張力和接觸角是描述鉆井液潤(rùn)濕性的2個(gè)最重要指標(biāo)。通過6種陽離子型、陰離子型、中性和兩性表面活性劑的單劑遴選和復(fù)配，發(fā)現(xiàn)“0.2% CS-1+0.1% AS-1”的復(fù)配方案可以很好地降低鉆井液表面張力，且增大頁(yè)巖接觸角的效果明顯(頁(yè)巖巖樣采自延長(zhǎng)油田)，結(jié)果見表1；水基鉆井液添加復(fù)配的表面活性劑前后與頁(yè)巖的接觸角如圖1所示。

表1　表面活性劑配方優(yōu)選結(jié)果

圖1　添加復(fù)配的表面活性劑前后水基鉆井液與頁(yè)巖接觸角對(duì)比Fig.1　Comparison of the contact angle between water base dril-ling fluid and shale with the addition of compound surfactants

2.2復(fù)合表面活性劑對(duì)水基鉆井液性能的影響

2.2.1基本性能

將復(fù)合表面活性劑添加在水基鉆井液中，在室溫條件下評(píng)價(jià)了鉆井液的流變性、濾失性、pH、潤(rùn)滑性和水活度等參數(shù)，結(jié)果見表2。

2.2.2膨脹性

采用過80目篩的松科2井現(xiàn)場(chǎng)用膨潤(rùn)土和石英砂按1∶2混合，共稱取15 g，在8 MPa壓力下壓制30 min，制成人工頁(yè)巖樣品(直徑25 mm、長(zhǎng)度16 mm)。在ZNP-1 膨脹量測(cè)定儀中將水基鉆井液和含復(fù)合表面活性劑的水基鉆井液分別與頁(yè)巖樣品進(jìn)行接觸，讀取膨脹量數(shù)據(jù)，結(jié)果如圖2所示。

表2　復(fù)合表面活性劑對(duì)水基鉆井液基本性能的影響

圖2　復(fù)合表面活性劑對(duì)與水基鉆井液接觸后頁(yè)巖膨脹量的影響Fig.2　Effect of compound surfactants to the swelling capacity of shale in contact with water based drilling fluid

2.2.3滾動(dòng)回收率

頁(yè)巖巖屑取自江頁(yè)一井，X衍射結(jié)果顯示其含有25%綠泥石、20%伊利石、15%方解石、10%長(zhǎng)石、3%石膏、5%黃鐵礦和22%石英，并不含蒙脫石，因此其水敏性一般。稱取50 g 6～10目頁(yè)巖樣品，分別與水基鉆井液和添加有復(fù)合表面活性劑的水基鉆井液置于老化罐中，在80 ℃、16 h熱滾老化，40目回收。100 ℃下烘干4 h，再冷卻24 h后稱頁(yè)巖樣品質(zhì)量，計(jì)算回收率，結(jié)果見表3。

表3　復(fù)合表面活性劑對(duì)水基鉆井液頁(yè)巖滾動(dòng)回收率的影響

2.3頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)

壓力傳遞實(shí)驗(yàn)可用來評(píng)價(jià)鉆井液與頁(yè)巖之間的相互作用。對(duì)于相同的頁(yè)巖，在相同的實(shí)驗(yàn)條件下，上游壓力向下游傳遞得越慢，說明鉆井液對(duì)頁(yè)巖的抑制能力越強(qiáng)，頁(yè)巖將趨于穩(wěn)定[18-20]。由于頁(yè)巖巖樣用量較大，此處采用人工壓制的頁(yè)巖巖芯。X衍射分析結(jié)果表明，它含有70%石英、15%長(zhǎng)石、5%綠泥石、5%伊利石和5%方解石，巖性較脆。

使用HKY-3頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)裝置分別使用不同的流體與頁(yè)巖巖芯進(jìn)行壓力傳遞實(shí)驗(yàn)，以評(píng)價(jià)復(fù)合表面活性劑對(duì)頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的影響。實(shí)驗(yàn)條件如下：圍壓為3.5 MPa，上游壓力控制在2.3 MPa，回壓為2.6 MPa，每1 min記錄1次數(shù)據(jù)，頁(yè)巖巖芯長(zhǎng)2 cm、直徑2.5 cm，壓力傳遞實(shí)驗(yàn)曲線和計(jì)算的頁(yè)巖滲透率結(jié)果如圖3所示。

圖3　不同流體與頁(yè)巖接觸時(shí)的壓力傳遞實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.3　Pressure transmission results of various fluids in contact with shale samples

3實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1復(fù)合表面活性劑配方優(yōu)選

由表1和圖1可以看出，兩性表面活性劑AMS-1與非離子表面活性劑NS-1對(duì)改變鉆井液潤(rùn)濕性的效果不佳，雖然能在一定程度上降低水的表面張力，但接觸角并沒有提高，還有不同程度的下降，單一的AS-2能達(dá)到降低表面張力增大接觸角的目的，但效果并不明顯，而添加優(yōu)選的復(fù)合表面活性劑后：清水的表面張力降低70.95%、與頁(yè)巖的接觸角增加了88.27%；水基鉆井液的表面張力降低了42.6%，與頁(yè)巖的接觸角提高了162.1%。復(fù)合表面活性劑能夠有效地降低鉆井液與頁(yè)巖的界面張力、提高與頁(yè)巖的接觸角的作用。在加入4% NaCl(模擬地層水)后，表面張力與接觸角變化幅度較小，說明復(fù)合表面活性劑具有良好的抗鹽性。

從理論上講，陽離子表面活性劑CS-1主要起到改變鉆井液潤(rùn)濕特性、增加鉆井液與頁(yè)巖接觸角的作用，這是由于黏土顆粒表面通常帶有負(fù)電荷，易于與帶相反電荷的陽離子表面活性劑相吸附，形成親水基朝向固體、親油基朝向水的單分子膜，不易被水潤(rùn)濕，從而增大了接觸角。陰離子表面活性劑AS-1主要起到降低水鎖效應(yīng)、降低表面張力的作用，這是由于表面活性劑分子受液體內(nèi)部的引力，被推向水面排列在液面上，當(dāng)排列的分子數(shù)量足夠多時(shí)，會(huì)在液體表面形成單分子薄膜，大部分液體-空氣界面被表面活性劑分子-空氣界面所取代，這樣創(chuàng)造單位面積的新界面時(shí)，就要比形成水-空氣界面所需要的能量小，達(dá)到降低表面張力的目的。通過2種表面活性劑的協(xié)同作用，可以更好地降低水基鉆井液表面張力、增大鉆井液與頁(yè)巖接觸角。

3.2復(fù)合表面活性劑對(duì)水基鉆井液性能的影響

由表2可以看出，添加復(fù)合表面活性劑后，水基鉆井液的流變性能、濾失性、pH、潤(rùn)滑性和水活度等性能變化幅度不大，水活度還有所降低，說明復(fù)合表面活性劑與水基鉆井液具有良好的配伍性。由圖2、表3可以看出，與含復(fù)合表面活性劑的水基鉆井液接觸24 h后，頁(yè)巖膨脹量?jī)H為0.23 mm，只有水基鉆井液與頁(yè)巖接觸時(shí)膨脹量(0.62 mm)的37.10%；滾動(dòng)回收率測(cè)試中，由于頁(yè)巖水敏性一般，使用水基鉆井液時(shí)回收率高達(dá)90%，但是添加復(fù)合表面活性劑后，滾動(dòng)回收率還是略有增加，說明復(fù)合表面活性劑能較好地改善水基鉆井液的抑制性。復(fù)合表面活性劑通過改變鉆井液的潤(rùn)濕性，降低水鎖效應(yīng)，減少了頁(yè)巖與水基鉆井液中水分的接觸，從而抑制頁(yè)巖水化膨脹。

3.3頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)

由圖3、表4可見，使用清水時(shí)，上游壓力在6 h內(nèi)完全傳遞到下游，依此計(jì)算的頁(yè)巖滲透率為3.56×10-17m2；在清水中加入0.1%的陰離子表面活性劑AS-1后，上游壓力分別在7 h內(nèi)傳遞到下游，計(jì)算的頁(yè)巖滲透率為4.35×10-18m2，頁(yè)巖滲透率降低的幅度為87.78%。將0.1% AS-1換成0.2% CS-1后，頁(yè)巖壓力傳遞的速率明顯降低，計(jì)算的頁(yè)巖滲透率降低至7.19×10-19m2，頁(yè)巖滲透率降低的幅度為97.98%。這說明，單一的表面活性劑能夠延緩頁(yè)巖孔隙壓力的傳遞速率并降低頁(yè)巖滲透率。

表4　不同流體的頁(yè)巖壓力傳遞實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比

注：1號(hào)為清水；2號(hào)為清水+0.1%AS-1；3號(hào)為清水+0.2%CS-1；4號(hào)為清水+0.2%CS-1+0.1%AS-1；5號(hào)為清水+0.2%CS-1+0.1%AS-1+4%NaCl。

將0.2% CS-1和0.1% AS-1復(fù)配后加入清水中，在28 h內(nèi)下游壓力穩(wěn)定在0.04 MPa，壓力傳遞實(shí)驗(yàn)曲線為一條近水平的直線，說明該體系能有效地阻緩頁(yè)巖孔隙壓力傳遞的效果。與水相比，頁(yè)巖滲透率由3.56×10-17m2降低至6.22×10-20m2，滲透率降低幅度高達(dá)99.82%。相比單一的表面活性劑而言，優(yōu)選出的復(fù)合表面活性劑阻緩壓力傳遞并增強(qiáng)頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的效果更為明顯。這也體現(xiàn)出了表面活性劑之間的協(xié)同增效作用。

為了評(píng)價(jià)復(fù)合表面活性劑的抗鹽效果，在該體系中加入了4%NaCl。28 h后，下游壓力穩(wěn)定在0.08 MPa左右，計(jì)算的頁(yè)巖滲透率為9.38×10-20m2，滲透率的降低幅度高達(dá)99.73%。這說明，即使在鹽水體系中，復(fù)合表面活性劑仍然具有良好的增強(qiáng)頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的效果。

由此可以看出，復(fù)合表面活性劑通過協(xié)同作用，降低鉆井液表面張力、緩解水鎖效應(yīng)，增大水基鉆井液與頁(yè)巖的接觸角，減少鉆井液與頁(yè)巖的接觸面積，有效的阻緩孔隙了壓力傳遞，降低了鉆井液對(duì)泥頁(yè)巖的侵入程度，從而達(dá)到增強(qiáng)頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的效果。

4結(jié)論

(1)復(fù)合表面活性劑(0.2% CS-1+0.1% AS-1)通過協(xié)同作用，能有效降低頁(yè)巖水基鉆井液表面張力，增大其與頁(yè)巖的接觸角，具有良好的抗鹽性能；

(2)復(fù)合表面活性劑與水基鉆井液的配伍性良好，能增加水基鉆井液的抑制性，能夠更有效的抑制頁(yè)巖的水化膨脹；

(3)復(fù)合表面活性劑與水基鉆井液配合時(shí)，能有效阻緩頁(yè)巖孔隙壓力傳遞，降低頁(yè)巖滲透率，從而增強(qiáng)頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性；

(4)下一步將研究鉆井液潤(rùn)濕性、正電性影響煤巖井壁穩(wěn)定性等方面的研究工作。

參考文獻(xiàn)：

[1]Johnson R C,Flores R M.Developmental geology of coalbed methane from shallow to deep in Rocky Mountain basins and in Cook Inlet-Matanuska basin,Alaska,U.S.A.and Canada[J].International Journal of Coal Geology,1998,35(1-4):241-282.

[2]Olson T,Hobbs B,Brooks R,et al.Paying off for Tom Brown in White River Dom Field’s tight sandstone,deep coals[R].American Oil and Gas Reports,2002:67-75.

[3]秦勇,宋全友,傅雪海.煤層氣與常規(guī)油氣共采可行性的探討:深部煤儲(chǔ)層平衡水條件下的吸附效應(yīng)[J].天然氣地球化學(xué),2005,16(4):492-498.

Qin Yong,Song Quanyou,Fu Xuehai.Discussion on reliability for co-mining the coalbed gas and normal petroleum and natural gas:Adsorptive effect of deep coal reservoir under condition of balanced water[J].Natural Gas Geoscience,2015,16(4):492-498.

[4]梁宏斌,林玉祥,錢錚，等.沁水盆地南部煤系地層吸附氣與游離氣共生成藏研究[J].中國(guó)石油勘探,2011(2):72-78.

Liang Hongbin,Lin Yuxiang,Qian Zheng，et al.Study on coexistence of AS-1or bed gas and free gas in coal strata south of Qinshui Basin[J].China Petroleum Exploration,2011(2):72-78.

[5]孟召平,劉翠麗,紀(jì)懿明.煤層氣/頁(yè)巖氣開發(fā)地質(zhì)條件及其對(duì)比分析[J].煤炭學(xué)報(bào),2013,38(5):728-736.

Meng Zhaoping，Liu Cuili，Ji Yiming.Geological conditions of coal bed methane and shale gas exploitation and their comparison analysis[J].Journal of China Coal Society,2013,38(5):728-736.

[6]琚宜文,李清光,顏志豐,等.煤層氣成因類型及其地球化學(xué)研究進(jìn)展[J].煤炭學(xué)報(bào),2014,39(5):806-815.

Ju Yiwen,Li Qingguang，Yan Zhifeng，et al.Origin types of CBM and their geochemical research progress[J].Journal of China Coal Society,2014,39(5):806-815.

[7]顧嬌楊,葉建平,房超,等．沁水盆地頁(yè)巖氣資源前景展望[A].葉建平,傅小康,李五忠.2011年煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)論文集[C].北京:地質(zhì)出版社,2011.

[8]王莉萍.沁水盆地山西組頁(yè)巖氣勘探前景[J].石油化工應(yīng)用,2012,31(12):1-3,14.

Wang Liping.Shale gas exploration prospect of Shanxi formation in Qinshui Basin[J].Petrochemical Industry Application,2012,31(12):1-3,14.

[9]房超,顧嬌楊,張兵，等.海陸交互相含煤盆地頁(yè)巖氣儲(chǔ)量估算參數(shù)選取簡(jiǎn)析——以沁水盆地為例[J].化工礦產(chǎn)地質(zhì),2013,35(3):169-174.

Fang Chao,Gu Jiaoyang,Zhang Bing,et al.The parameters analysis of shale gas reserves estimation in paralic facies coal-bearing basin-taking Qinshui Basin as an example[J].Geology of Chemical Minerals,2013,35(3):169-174.

[10]陳燕萍,黃文輝,陸小霞,等.沁水盆地海陸交互相頁(yè)巖氣成藏條件分析[J].資源與產(chǎn)業(yè),2013,15(3):68-72.

Chen Yanping,Huang Wenhui,Lu Xiaoxia,et al.Shale gas reservoir-forming conditions in Qinshui Basin’s marine-continental facies[J].Resources & Industries,2013,15(3):68-72.

[11]秦勇,梁建設(shè),申建,等.沁水盆地南部致密砂巖和頁(yè)巖的氣測(cè)顯示與氣藏類型[J].煤炭學(xué)報(bào),2014,39(8):1559-1565.

Qin Yong,Liang Jianshe,Shen Jian,et al.Gas logging shows and gas reservoir types in tight sandstones and shales from Southern Qinshui basin[J].Journal of China Coal Society,2014,39(8):1559-1565.

[12]易同生.貴州煤系“三氣”共采工程示范[A].煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)[C].青島,2015.

[13]吳志宏,牟伯中,王修林，等.油藏潤(rùn)濕性及其測(cè)定方法[J].油田化學(xué),2001,18(1):90-96.

Wu Zhihong,Mou Bozhong,Wang Xiulin,et al.Reservoir wettability and its measurement[J].Oilfield Chemistry,2001,18(1):90-96.

[14]徐建海,李梅,趙燕，等.具有微納米結(jié)構(gòu)超疏水表面潤(rùn)濕性的研究[J].化學(xué)進(jìn)展,2006,18(11):1425-1433.

Xu Jianhai,Li Mei,Zhao Yan,et al.Advance of wetting behavior research on the superhydrophobic surface with micro-and nano-structures[J].Progress in Chemistry,2006,18(11):1425-1433.

[15]任曉娟,劉寧,曲志浩,等.改變低滲透砂巖親水性油氣層潤(rùn)濕性對(duì)其相滲透率的影響[J].石油勘探與開發(fā),2005,32(3):123-124.

Ren Xiaojuan,Liu Ning,Qu Zhihao,et al.Effect of wettability alteration on the relative permeability of low-permeability water-wet oil and gas reservoirs[J].Petroleum Exploration and Development,2005,32(3):123-124.

[16]Takahashi Satoru,Kovscek Anthony R.Wettability estimation of low-permeability,siliceous shale using surface forces[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2010,75:33-43.

[17]盧運(yùn)虎,陳勉,安生.頁(yè)巖氣井脆性頁(yè)巖井壁裂縫擴(kuò)展機(jī)理[J].石油鉆探技術(shù),2012,40(4):13-16.

Lu Yunhu,Chen Mian,An Sheng.Brittle shale wellbore fracture propagation mechanism[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(4):13-16.

[18]Van Oort Eric,Hale A H,Mody F K,et al.Transport in shales and the design of improved water-based shale drilling fluids[J].SPE Drilling & Completion,1996,11(3):137-146.

[19]Mody Fersheed K,Tare Uday A,Tan Chee P.Development of novel membrane efficient water-based drilling fluids through fundamental understanding of osmotic membrane generation in shales[J].SPE 77447-MS,2002.

[20]Cai Jihua,Chenevert Martin E,Sharma Mukul M.Decreasing water invasion into Atoka shale with nonmodified nanoaprticles[J].SPE Drilling & Completion,2012,27(1):103-112.

Experimental study on the effect of drilling fluid wettability on shale wellbore stability

CAI Ji-hua1,YUE Ye1,CAO Wei-jian2,YANG Xian-yu1,WU Xiao-ming1

(1.SchoolofEngineering,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan430074，China;2.SchoolofEarth&SpaceScience,ChinaUniversityofScience&Technology,Hefei230026，China)

Abstract:The output of single coalbed methane (CBM) well is rather low,and the comprehensive exploration and development of unconventional natural gas of coal measures is an important technical approach for improving the development benefits of CBM.However,this requires that the drilling fluid can solve the wellbore stability problem in coal,tight sandstone and shale strata together.Therefore,the authors proposed a cooperative anti-collapse theory based on positive electricity,neutral wetting,chemical inhibition,nanoparticles plugging and support of reasonable density,and carried out the experimental work on the influence of drilling fluid wettability on shale wellbore stability.Firstly,the authors optimized the compound formulation that could effectively reduce the surface tension of drilling fluid and increase the contact angle between drilling fluid and shale.Then,combined with the evaluation of drilling fluid viscosity,filtration,lubrication,water activity and inhibition,and the pressure transmission tests of shale,the effect of drilling fluid wettability on wellbore stability of shale was evaluated.The results show that,compared to optimized water based drilling fluid,the compound surfactants could effectively change its wettability,the surface tension of drilling fluid is reduced by 42.6%,and the contact angle to the shale is increased by 162.1%.In addition,the compound surfactants have a good compatibility with water-based drilling fluid and a certain salt resistance.In contrast with water,the compound surfactants could effectively retarded the transmission of shale pore pressure,decrease the degree of the invasion of drilling fluid into shale,and reduce the permeability of the shale with a rate up 99%.Therefore,it is possible to improve wellbore stability of shale by controlling drilling fluid’s wettability.

Key words:drilling fluid;wettability;shale;wellbore stability;surface tension;contact angle

中圖分類號(hào):P618.11

文獻(xiàn)標(biāo)志碼:A

文章編號(hào):0253-9993(2016)01-0228-06

作者簡(jiǎn)介:蔡記華(1978—) ，男，湖北浠水人，副教授，博士。Tel:027-67883538，E-mail:catchercai@126.com。通訊作者：烏效鳴(1956—)，教授。E-mail:16188273@qq.com

基金項(xiàng)目:國(guó)家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(41072111)；中國(guó)石油科技創(chuàng)新基金資助項(xiàng)目(2014D-5006-0308)；湖北省自然科學(xué)基金重點(diǎn)資助項(xiàng)目(2015CFA135)

收稿日期:2015-09-15修回日期:2015-11-12責(zé)任編輯:韓晉平

蔡記華，岳也，曹偉建,等.鉆井液潤(rùn)濕性影響頁(yè)巖井壁穩(wěn)定性的實(shí)驗(yàn)研究[J].煤炭學(xué)報(bào),2016,41(1):228-233.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9015

Cai Jihua,Yue Ye,Cao Weijian,et al.Experimental study on the effect of drilling fluid wettability on shale wellbore stability[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):228-233.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9015