鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性的實驗研究

蔡記華，岳　也，曹偉建，楊現(xiàn)禹，烏效鳴

(1.中國地質(zhì)大學(武漢) 工程學院，湖北 武漢　430074；2.中國科學技術大學 地球和空間科學學院，安徽 合肥　230026)

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鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性的實驗研究

蔡記華1，岳也1，曹偉建2，楊現(xiàn)禹1，烏效鳴1

(1.中國地質(zhì)大學(武漢) 工程學院，湖北 武漢430074；2.中國科學技術大學 地球和空間科學學院，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解決煤層、致密砂巖和頁巖地層的井壁穩(wěn)定問題。為此，提出基于“正電性-中性潤濕-化學抑制-納米材料封堵-合理密度支撐”的協(xié)同防塌理論，并開展了鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性的實驗工作。首先優(yōu)選出能有效降低鉆井液表面張力、增加鉆井液與頁巖接觸角的表面活性劑復配方案，并結合鉆井液流變性、濾失性、潤滑性、水活度和抑制性等參數(shù)測試和頁巖壓力傳遞實驗，對鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性的效果進行了評價。結果表明：復合表面活性劑能夠有效改變水基鉆井液的潤濕性能，與優(yōu)選的水基鉆井液相比，鉆井液表面張力降低42.6%，與頁巖的接觸角增大162.1%；復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，復合表面活性劑能顯著阻緩頁巖孔隙壓力傳遞速率，降低鉆井液侵入頁巖的程度，頁巖滲透率降低幅度在99%以上；說明通過控制鉆井液潤濕性來增強頁巖井壁穩(wěn)定性是可行的。

關鍵詞:鉆井液；潤濕性；頁巖；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)價值的致密砂巖氣和頁巖氣藏。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、致密砂巖氣和頁巖氣，簡稱煤系“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、砂巖和頁巖往往呈氣飽和狀態(tài)，且產(chǎn)水量非常低[1]。美國Piceance盆地煤系氣共采先導性試驗顯示，60口井平均單井產(chǎn)氣量達10 000 m3/d，其中40%來自于致密砂巖儲層的游離氣[2]。國內(nèi)相關機構重新對沁水盆地致密氣和頁巖氣開展地質(zhì)調(diào)查，認為該盆地頁巖氣資源量為0.49～0.65萬億m3[3-10]。根據(jù)中聯(lián)煤層氣公司測試結果，盆地北部壽陽一帶太原組和山西組頁巖含氣量分別為0.52～0.66 m3/t和3.78～5.51 m3/t，山西組頁巖含氣量可與美國已經(jīng)工業(yè)化開采的上侏羅統(tǒng)Haynesville頁巖、上泥盆統(tǒng)Woodford頁巖及Fayetteville頁巖類比[5,8]。沁水盆地南部頁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”共采技術的技術思路是：采用多分支水平井工藝，先鉆進直井段，然后鉆進多分支水平段分別穿過煤層、砂巖和頁巖的2種地層或3種地層，完井后可以對這些地層進行單獨壓裂或聯(lián)合壓裂來提高天然氣產(chǎn)量。相比于單獨地進行煤層氣、頁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)對水基鉆井液提出了更高的要求，即要求鉆井液能同時解決煤層、致密砂巖和頁巖地層的井壁穩(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巖的井壁穩(wěn)定機理則成為該領域亟待解決的基礎科學問題之一。

傳統(tǒng)的井壁穩(wěn)定理論和技術難以同時解決煤層和頁巖地層的井壁穩(wěn)定問題。為此，筆者提出基于“正電性-中性潤濕-化學抑制-納米材料封堵-合理密度支撐”的協(xié)同防塌理論，在此基礎上研發(fā)實現(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)化配方和實施方案。筆者在此著重開展鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性方面的研究工作。

濕潤性可以描述油和水與儲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°時為水潤濕；105°>θ>75°時為中性潤濕；當θ>105°時為油潤濕[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，這種強疏水性現(xiàn)象被稱為“荷葉效應”[14]。對頁巖而言，改變低滲透親水油氣層的巖石表面潤濕性，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評價了具有低滲硅質(zhì)頁巖的潤濕性。發(fā)現(xiàn)當pH=3或12時，頁巖水潤濕性較強[16]；盧運虎等[17]通過數(shù)值模擬分析發(fā)現(xiàn)鉆進頁巖地層時，水基鉆井液應減小鉆井液界面張力和增大鉆井液與巖石的潤濕角，從而提高頁巖井壁穩(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巖的接觸角的表面活性劑的復配方案，結合水基鉆井液流變性、濾失性、潤滑性、水活度和抑制性等參數(shù)測試和頁巖壓力傳遞實驗，對鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性的效果進行了評價。

1實驗材料和實驗儀器

1.1實驗材料

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)量分數(shù)30%)，無水碳酸鈉。基于室內(nèi)實驗優(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實驗儀器

ZNN-D6S六速旋轉黏度計，ZNS-5A中壓失水儀，QBZY 全自動表面張力儀，JC2000DM接觸角測量儀，EP極壓潤滑儀，Labswift水分活度儀，JHP 巖芯壓制機，ZNP-1 膨脹量測定儀，SC-50B立式取心機，QM-1巖芯斷面切磨二用機，OFITE 滾子爐，中興101 電熱鼓風干燥箱，HKY-3頁巖壓力傳遞實驗裝置等。

2實驗方法

2.1復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濕性的2個最重要指標。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配，發(fā)現(xiàn)“0.2% CS-1+0.1% AS-1”的復配方案可以很好地降低鉆井液表面張力，且增大頁巖接觸角的效果明顯(頁巖巖樣采自延長油田)，結果見表1；水基鉆井液添加復配的表面活性劑前后與頁巖的接觸角如圖1所示。

表1　表面活性劑配方優(yōu)選結果

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

2.2復合表面活性劑對水基鉆井液性能的影響

2.2.1基本性能

將復合表面活性劑添加在水基鉆井液中，在室溫條件下評價了鉆井液的流變性、濾失性、pH、潤滑性和水活度等參數(shù)，結果見表2。

2.2.2膨脹性

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

表2　復合表面活性劑對水基鉆井液基本性能的影響

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

2.2.3滾動回收率

頁巖巖屑取自江頁一井，X衍射結果顯示其含有25%綠泥石、20%伊利石、15%方解石、10%長石、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目頁巖樣品，分別與水基鉆井液和添加有復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后稱頁巖樣品質(zhì)量，計算回收率，結果見表3。

表3　復合表面活性劑對水基鉆井液頁巖滾動回收率的影響

2.3頁巖壓力傳遞實驗

壓力傳遞實驗可用來評價鉆井液與頁巖之間的相互作用。對于相同的頁巖，在相同的實驗條件下，上游壓力向下游傳遞得越慢，說明鉆井液對頁巖的抑制能力越強，頁巖將趨于穩(wěn)定[18-20]。由于頁巖巖樣用量較大，此處采用人工壓制的頁巖巖芯。X衍射分析結果表明，它含有70%石英、15%長石、5%綠泥石、5%伊利石和5%方解石，巖性較脆。

使用HKY-3頁巖壓力傳遞實驗裝置分別使用不同的流體與頁巖巖芯進行壓力傳遞實驗，以評價復合表面活性劑對頁巖井壁穩(wěn)定性的影響。實驗條件如下：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)，頁巖巖芯長2 cm、直徑2.5 cm，壓力傳遞實驗曲線和計算的頁巖滲透率結果如圖3所示。

圖3　不同流體與頁巖接觸時的壓力傳遞實驗結果Fig.3　Pressure transmission results of various fluids in contact with shale samples

3實驗結果與討論

3.1復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對改變鉆井液潤濕性的效果不佳，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)選的復合表面活性劑后：清水的表面張力降低70.95%、與頁巖的接觸角增加了88.27%；水基鉆井液的表面張力降低了42.6%，與頁巖的接觸角提高了162.1%。復合表面活性劑能夠有效地降低鉆井液與頁巖的界面張力、提高與頁巖的接觸角的作用。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濕特性、增加鉆井液與頁巖接觸角的作用，這是由于黏土顆粒表面通常帶有負電荷，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、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，當排列的分子數(shù)量足夠多時，會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，就要比形成水-空氣界面所需要的能量小，達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、增大鉆井液與頁巖接觸角。

3.2復合表面活性劑對水基鉆井液性能的影響

由表2可以看出，添加復合表面活性劑后，水基鉆井液的流變性能、濾失性、pH、潤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，與含復合表面活性劑的水基鉆井液接觸24 h后，頁巖膨脹量僅為0.23 mm，只有水基鉆井液與頁巖接觸時膨脹量(0.62 mm)的37.10%；滾動回收率測試中，由于頁巖水敏性一般，使用水基鉆井液時回收率高達90%，但是添加復合表面活性劑后，滾動回收率還是略有增加，說明復合表面活性劑能較好地改善水基鉆井液的抑制性。復合表面活性劑通過改變鉆井液的潤濕性，降低水鎖效應，減少了頁巖與水基鉆井液中水分的接觸，從而抑制頁巖水化膨脹。

3.3頁巖壓力傳遞實驗

由圖3、表4可見，使用清水時，上游壓力在6 h內(nèi)完全傳遞到下游，依此計算的頁巖滲透率為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，計算的頁巖滲透率為4.35×10-18m2，頁巖滲透率降低的幅度為87.78%。將0.1% AS-1換成0.2% CS-1后，頁巖壓力傳遞的速率明顯降低，計算的頁巖滲透率降低至7.19×10-19m2，頁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巖孔隙壓力的傳遞速率并降低頁巖滲透率。

表4　不同流體的頁巖壓力傳遞實驗結果對比

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

將0.2% CS-1和0.1% AS-1復配后加入清水中，在28 h內(nèi)下游壓力穩(wěn)定在0.04 MPa，壓力傳遞實驗曲線為一條近水平的直線，說明該體系能有效地阻緩頁巖孔隙壓力傳遞的效果。與水相比，頁巖滲透率由3.56×10-17m2降低至6.22×10-20m2，滲透率降低幅度高達99.82%。相比單一的表面活性劑而言，優(yōu)選出的復合表面活性劑阻緩壓力傳遞并增強頁巖井壁穩(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。

為了評價復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，計算的頁巖滲透率為9.38×10-20m2，滲透率的降低幅度高達99.73%。這說明，即使在鹽水體系中，復合表面活性劑仍然具有良好的增強頁巖井壁穩(wěn)定性的效果。

由此可以看出，復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，增大水基鉆井液與頁巖的接觸角，減少鉆井液與頁巖的接觸面積，有效的阻緩孔隙了壓力傳遞，降低了鉆井液對泥頁巖的侵入程度，從而達到增強頁巖井壁穩(wěn)定性的效果。

4結論

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

(2)復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巖的水化膨脹；

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

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

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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:P618.11

文獻標志碼:A

文章編號:0253-9993(2016)01-0228-06

作者簡介: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

基金項目:國家自然科學基金資助項目(41072111)；中國石油科技創(chuàng)新基金資助項目(2014D-5006-0308)；湖北省自然科學基金重點資助項目(2015CFA135)

收稿日期:2015-09-15修回日期:2015-11-12責任編輯:韓晉平

蔡記華，岳也，曹偉建,等.鉆井液潤濕性影響頁巖井壁穩(wěn)定性的實驗研究[J].煤炭學報,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