钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的实验研究

蔡记华，岳　也，曹伟建，杨现禹，乌效鸣

(1.中国地质大学(武汉) 工程学院，湖北 武汉　430074；2.中国科学技术大学 地球和空间科学学院，安徽 合肥　230026)



钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的实验研究

蔡记华1，岳也1，曹伟建2，杨现禹1，乌效鸣1

(1.中国地质大学(武汉) 工程学院，湖北 武汉430074；2.中国科学技术大学 地球和空间科学学院，安徽 合肥230026)

摘要:煤层气井单井产量往往较低，综合勘探开发煤系非常规天然气是提高煤层气开发效益的重要途径，但这要求钻井液能同时解决煤层、致密砂岩和页岩地层的井壁稳定问题。为此，提出基于“正电性-中性润湿-化学抑制-纳米材料封堵-合理密度支撑”的协同防塌理论，并开展了钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的实验工作。首先优选出能有效降低钻井液表面张力、增加钻井液与页岩接触角的表面活性剂复配方案，并结合钻井液流变性、滤失性、润滑性、水活度和抑制性等参数测试和页岩压力传递实验，对钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的效果进行了评价。结果表明：复合表面活性剂能够有效改变水基钻井液的润湿性能，与优选的水基钻井液相比，钻井液表面张力降低42.6%，与页岩的接触角增大162.1%；复合表面活性剂与水基钻井液具有良好的配伍性，具有较好地抑制性和抗盐能力；与清水相比，复合表面活性剂能显著阻缓页岩孔隙压力传递速率，降低钻井液侵入页岩的程度，页岩渗透率降低幅度在99%以上；说明通过控制钻井液润湿性来增强页岩井壁稳定性是可行的。

关键词:钻井液；润湿性；页岩；井壁稳定性；表面张力；接触角

如果地质条件配置有利，煤系本身及其上覆地层能够形成具有工业开发价值的致密砂岩气和页岩气藏。单纯的煤层气单井产量往往较低，综合勘探开发煤系非常规天然气(煤层气、致密砂岩气和页岩气，简称煤系“三气”)是提高煤层气开发效益的重要途径。在盆地中心地带，煤层、砂岩和页岩往往呈气饱和状态，且产水量非常低[1]。美国Piceance盆地煤系气共采先导性试验显示，60口井平均单井产气量达10 000 m3/d，其中40%来自于致密砂岩储层的游离气[2]。国内相关机构重新对沁水盆地致密气和页岩气开展地质调查，认为该盆地页岩气资源量为0.49～0.65万亿m3[3-10]。根据中联煤层气公司测试结果，盆地北部寿阳一带太原组和山西组页岩含气量分别为0.52～0.66 m3/t和3.78～5.51 m3/t，山西组页岩含气量可与美国已经工业化开采的上侏罗统Haynesville页岩、上泥盆统Woodford页岩及Fayetteville页岩类比[5,8]。沁水盆地南部页岩气最有利勘探层位为太原组，砂岩气最有利层位是下石盒子组，山西组也有一定的砂岩气和页岩气勘探潜力[11]。贵州煤田地质局在贵州六盘水松河井田开展了煤系“三气”共采工程示范，单井日产气1 500 m3以上[12]。

煤系“三气”共采技术的技术思路是：采用多分支水平井工艺，先钻进直井段，然后钻进多分支水平段分别穿过煤层、砂岩和页岩的2种地层或3种地层，完井后可以对这些地层进行单独压裂或联合压裂来提高天然气产量。相比于单独地进行煤层气、页岩气或致密砂岩气的开发，煤系非常规天然气综合开发对水基钻井液提出了更高的要求，即要求钻井液能同时解决煤层、致密砂岩和页岩地层的井壁稳定问题。由于致密砂岩较少出现井壁失稳问题，煤系非常规天然气综合开采过程中煤层和页岩的井壁稳定机理则成为该领域亟待解决的基础科学问题之一。

传统的井壁稳定理论和技术难以同时解决煤层和页岩地层的井壁稳定问题。为此，笔者提出基于“正电性-中性润湿-化学抑制-纳米材料封堵-合理密度支撑”的协同防塌理论，在此基础上研发实现煤系非常规天然气地层井壁稳定的水基钻井液优化配方和实施方案。笔者在此着重开展钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性方面的研究工作。

湿润性可以描述油和水与储层岩石间的相互作用，通常用液体在固体表面的接触角(θ)来表征。一般定义θ<75°时为水润湿；105°>θ>75°时为中性润湿；当θ>105°时为油润湿[13]；最典型的是荷叶表面，水滴与叶面之间的接触角平均为160°，水滴很容易滚落，这种强疏水性现象被称为“荷叶效应”[14]。对页岩而言，改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，由亲水改为中性-弱亲油，可降低其遭受侵入水伤害程度[15]；Takahashi Satoru & Kovscek Anthony评价了具有低渗硅质页岩的润湿性。发现当pH=3或12时，页岩水润湿性较强[16]；卢运虎等[17]通过数值模拟分析发现钻进页岩地层时，水基钻井液应减小钻井液界面张力和增大钻井液与岩石的润湿角，从而提高页岩井壁稳定性。

在此，笔者优选出了能有效降低钻井液表面张力并增加钻井液与页岩的接触角的表面活性剂的复配方案，结合水基钻井液流变性、滤失性、润滑性、水活度和抑制性等参数测试和页岩压力传递实验，对钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的效果进行了评价。

1实验材料和实验仪器

1.1实验材料

阳离子表面活性剂CS-1，阴离子表面活性剂AS-1,AS-2，两性表面活性剂AMS-1，非离子表面活性剂NS-1，凹凸棒土，黄原胶，氯化钠，聚阴离子纤维素，褐煤树脂，纳米二氧化硅(质量分数30%)，无水碳酸钠。基于室内实验优选出水基钻井液配方：水+8%凹凸棒土+0.2%黄原胶+0.3%聚阴离子纤维素+1%褐煤树脂+4%氯化钠+1%纳米二氧化硅+0.08%碳酸钠。

1.2实验仪器

ZNN-D6S六速旋转黏度计，ZNS-5A中压失水仪，QBZY 全自动表面张力仪，JC2000DM接触角测量仪，EP极压润滑仪，Labswift水分活度仪，JHP 岩芯压制机，ZNP-1 膨胀量测定仪，SC-50B立式取心机，QM-1岩芯断面切磨二用机，OFITE 滚子炉，中兴101 电热鼓风干燥箱，HKY-3页岩压力传递实验装置等。

2实验方法

2.1复合表面活性剂配方优选

钻井液的表面张力和接触角是描述钻井液润湿性的2个最重要指标。通过6种阳离子型、阴离子型、中性和两性表面活性剂的单剂遴选和复配，发现“0.2% CS-1+0.1% AS-1”的复配方案可以很好地降低钻井液表面张力，且增大页岩接触角的效果明显(页岩岩样采自延长油田)，结果见表1；水基钻井液添加复配的表面活性剂前后与页岩的接触角如图1所示。

表1　表面活性剂配方优选结果

图1　添加复配的表面活性剂前后水基钻井液与页岩接触角对比Fig.1　Comparison of the contact angle between water base dril-ling fluid and shale with the addition of compound surfactants

2.2复合表面活性剂对水基钻井液性能的影响

2.2.1基本性能

将复合表面活性剂添加在水基钻井液中，在室温条件下评价了钻井液的流变性、滤失性、pH、润滑性和水活度等参数，结果见表2。

2.2.2膨胀性

采用过80目筛的松科2井现场用膨润土和石英砂按1∶2混合，共称取15 g，在8 MPa压力下压制30 min，制成人工页岩样品(直径25 mm、长度16 mm)。在ZNP-1 膨胀量测定仪中将水基钻井液和含复合表面活性剂的水基钻井液分别与页岩样品进行接触，读取膨胀量数据，结果如图2所示。

表2　复合表面活性剂对水基钻井液基本性能的影响

图2　复合表面活性剂对与水基钻井液接触后页岩膨胀量的影响Fig.2　Effect of compound surfactants to the swelling capacity of shale in contact with water based drilling fluid

2.2.3滚动回收率

页岩岩屑取自江页一井，X衍射结果显示其含有25%绿泥石、20%伊利石、15%方解石、10%长石、3%石膏、5%黄铁矿和22%石英，并不含蒙脱石，因此其水敏性一般。称取50 g 6～10目页岩样品，分别与水基钻井液和添加有复合表面活性剂的水基钻井液置于老化罐中，在80 ℃、16 h热滚老化，40目回收。100 ℃下烘干4 h，再冷却24 h后称页岩样品质量，计算回收率，结果见表3。

表3　复合表面活性剂对水基钻井液页岩滚动回收率的影响

2.3页岩压力传递实验

压力传递实验可用来评价钻井液与页岩之间的相互作用。对于相同的页岩，在相同的实验条件下，上游压力向下游传递得越慢，说明钻井液对页岩的抑制能力越强，页岩将趋于稳定[18-20]。由于页岩岩样用量较大，此处采用人工压制的页岩岩芯。X衍射分析结果表明，它含有70%石英、15%长石、5%绿泥石、5%伊利石和5%方解石，岩性较脆。

使用HKY-3页岩压力传递实验装置分别使用不同的流体与页岩岩芯进行压力传递实验，以评价复合表面活性剂对页岩井壁稳定性的影响。实验条件如下：围压为3.5 MPa，上游压力控制在2.3 MPa，回压为2.6 MPa，每1 min记录1次数据，页岩岩芯长2 cm、直径2.5 cm，压力传递实验曲线和计算的页岩渗透率结果如图3所示。

图3　不同流体与页岩接触时的压力传递实验结果Fig.3　Pressure transmission results of various fluids in contact with shale samples

3实验结果与讨论

3.1复合表面活性剂配方优选

由表1和图1可以看出，两性表面活性剂AMS-1与非离子表面活性剂NS-1对改变钻井液润湿性的效果不佳，虽然能在一定程度上降低水的表面张力，但接触角并没有提高，还有不同程度的下降，单一的AS-2能达到降低表面张力增大接触角的目的，但效果并不明显，而添加优选的复合表面活性剂后：清水的表面张力降低70.95%、与页岩的接触角增加了88.27%；水基钻井液的表面张力降低了42.6%，与页岩的接触角提高了162.1%。复合表面活性剂能够有效地降低钻井液与页岩的界面张力、提高与页岩的接触角的作用。在加入4% NaCl(模拟地层水)后，表面张力与接触角变化幅度较小，说明复合表面活性剂具有良好的抗盐性。

从理论上讲，阳离子表面活性剂CS-1主要起到改变钻井液润湿特性、增加钻井液与页岩接触角的作用，这是由于黏土颗粒表面通常带有负电荷，易于与带相反电荷的阳离子表面活性剂相吸附，形成亲水基朝向固体、亲油基朝向水的单分子膜，不易被水润湿，从而增大了接触角。阴离子表面活性剂AS-1主要起到降低水锁效应、降低表面张力的作用，这是由于表面活性剂分子受液体内部的引力，被推向水面排列在液面上，当排列的分子数量足够多时，会在液体表面形成单分子薄膜，大部分液体-空气界面被表面活性剂分子-空气界面所取代，这样创造单位面积的新界面时，就要比形成水-空气界面所需要的能量小，达到降低表面张力的目的。通过2种表面活性剂的协同作用，可以更好地降低水基钻井液表面张力、增大钻井液与页岩接触角。

3.2复合表面活性剂对水基钻井液性能的影响

由表2可以看出，添加复合表面活性剂后，水基钻井液的流变性能、滤失性、pH、润滑性和水活度等性能变化幅度不大，水活度还有所降低，说明复合表面活性剂与水基钻井液具有良好的配伍性。由图2、表3可以看出，与含复合表面活性剂的水基钻井液接触24 h后，页岩膨胀量仅为0.23 mm，只有水基钻井液与页岩接触时膨胀量(0.62 mm)的37.10%；滚动回收率测试中，由于页岩水敏性一般，使用水基钻井液时回收率高达90%，但是添加复合表面活性剂后，滚动回收率还是略有增加，说明复合表面活性剂能较好地改善水基钻井液的抑制性。复合表面活性剂通过改变钻井液的润湿性，降低水锁效应，减少了页岩与水基钻井液中水分的接触，从而抑制页岩水化膨胀。

3.3页岩压力传递实验

由图3、表4可见，使用清水时，上游压力在6 h内完全传递到下游，依此计算的页岩渗透率为3.56×10-17m2；在清水中加入0.1%的阴离子表面活性剂AS-1后，上游压力分别在7 h内传递到下游，计算的页岩渗透率为4.35×10-18m2，页岩渗透率降低的幅度为87.78%。将0.1% AS-1换成0.2% CS-1后，页岩压力传递的速率明显降低，计算的页岩渗透率降低至7.19×10-19m2，页岩渗透率降低的幅度为97.98%。这说明，单一的表面活性剂能够延缓页岩孔隙压力的传递速率并降低页岩渗透率。

表4　不同流体的页岩压力传递实验结果对比

注：1号为清水；2号为清水+0.1%AS-1；3号为清水+0.2%CS-1；4号为清水+0.2%CS-1+0.1%AS-1；5号为清水+0.2%CS-1+0.1%AS-1+4%NaCl。

将0.2% CS-1和0.1% AS-1复配后加入清水中，在28 h内下游压力稳定在0.04 MPa，压力传递实验曲线为一条近水平的直线，说明该体系能有效地阻缓页岩孔隙压力传递的效果。与水相比，页岩渗透率由3.56×10-17m2降低至6.22×10-20m2，渗透率降低幅度高达99.82%。相比单一的表面活性剂而言，优选出的复合表面活性剂阻缓压力传递并增强页岩井壁稳定性的效果更为明显。这也体现出了表面活性剂之间的协同增效作用。

为了评价复合表面活性剂的抗盐效果，在该体系中加入了4%NaCl。28 h后，下游压力稳定在0.08 MPa左右，计算的页岩渗透率为9.38×10-20m2，渗透率的降低幅度高达99.73%。这说明，即使在盐水体系中，复合表面活性剂仍然具有良好的增强页岩井壁稳定性的效果。

由此可以看出，复合表面活性剂通过协同作用，降低钻井液表面张力、缓解水锁效应，增大水基钻井液与页岩的接触角，减少钻井液与页岩的接触面积，有效的阻缓孔隙了压力传递，降低了钻井液对泥页岩的侵入程度，从而达到增强页岩井壁稳定性的效果。

4结论

(1)复合表面活性剂(0.2% CS-1+0.1% AS-1)通过协同作用，能有效降低页岩水基钻井液表面张力，增大其与页岩的接触角，具有良好的抗盐性能；

(2)复合表面活性剂与水基钻井液的配伍性良好，能增加水基钻井液的抑制性，能够更有效的抑制页岩的水化膨胀；

(3)复合表面活性剂与水基钻井液配合时，能有效阻缓页岩孔隙压力传递，降低页岩渗透率，从而增强页岩井壁稳定性；

(4)下一步将研究钻井液润湿性、正电性影响煤岩井壁稳定性等方面的研究工作。

参考文献：

[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.煤层气与常规油气共采可行性的探讨:深部煤储层平衡水条件下的吸附效应[J].天然气地球化学,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,钱铮，等.沁水盆地南部煤系地层吸附气与游离气共生成藏研究[J].中国石油勘探,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,刘翠丽,纪懿明.煤层气/页岩气开发地质条件及其对比分析[J].煤炭学报,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,颜志丰,等.煤层气成因类型及其地球化学研究进展[J].煤炭学报,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]顾娇杨,叶建平,房超,等．沁水盆地页岩气资源前景展望[A].叶建平,傅小康,李五忠.2011年煤层气学术研讨会论文集[C].北京:地质出版社,2011.

[8]王莉萍.沁水盆地山西组页岩气勘探前景[J].石油化工应用,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,顾娇杨,张兵，等.海陆交互相含煤盆地页岩气储量估算参数选取简析——以沁水盆地为例[J].化工矿产地质,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]陈燕萍,黄文辉,陆小霞,等.沁水盆地海陆交互相页岩气成藏条件分析[J].资源与产业,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,梁建设,申建,等.沁水盆地南部致密砂岩和页岩的气测显示与气藏类型[J].煤炭学报,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.贵州煤系“三气”共采工程示范[A].煤层气学术研讨会[C].青岛,2015.

[13]吴志宏,牟伯中,王修林，等.油藏润湿性及其测定方法[J].油田化学,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,赵燕，等.具有微纳米结构超疏水表面润湿性的研究[J].化学进展,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]任晓娟,刘宁,曲志浩,等.改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响[J].石油勘探与开发,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]卢运虎,陈勉,安生.页岩气井脆性页岩井壁裂缝扩展机理[J].石油钻探技术,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

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2016)01-0228-06

作者简介:蔡记华(1978—) ，男，湖北浠水人，副教授，博士。Tel:027-67883538，E-mail:catchercai@126.com。通讯作者：乌效鸣(1956—)，教授。E-mail:16188273@qq.com

基金项目:国家自然科学基金资助项目(41072111)；中国石油科技创新基金资助项目(2014D-5006-0308)；湖北省自然科学基金重点资助项目(2015CFA135)

收稿日期:2015-09-15修回日期:2015-11-12责任编辑:韩晋平

蔡记华，岳也，曹伟建,等.钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的实验研究[J].煤炭学报,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