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川滇頁(yè)巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)

文檔作者：劉敬平1 孫金聲2 文檔來(lái)源： 1. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 2. 中國(guó)石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2024年02月26日
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第34 卷 第2 期
2017 年3 月
Vol. 34 No. 2
Mar. 2017
鉆 井 液 與 完 井 液
DRILLING FLUID &amp;amp; COMPLETION FLUID
doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.002
川滇頁(yè)巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)
劉敬平1，　孫金聲2
（1. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083 ；2. 中國(guó)石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京102206）
劉敬平，孫金聲. 川滇頁(yè)巖氣水平井水基鉆井液技術(shù)[J]. 鉆井液與完井液，2017，34（2）：9-14.
LIU Jingping, SUN Jinsheng.Water base drilling fluid technology for horizontal shale gas drilling in Sichuan and Yunnan[J].
Drilling Fluid &amp;amp; Completion Fluid，2017，34（2）：9-14.
摘要　為解決水基鉆井液鉆頁(yè)巖氣水平井過(guò)程中出現(xiàn)坍塌等井壁失穩(wěn)問(wèn)題，以多碳醇、磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，
研究了一套針對(duì)川滇頁(yè)巖氣地層的新型水基鉆井液。通過(guò)膨脹率、回收率、力學(xué)特性分析、封堵、抗污染等實(shí)驗(yàn)，研究了
新型水基鉆井液基本性能。結(jié)果表明，新型水基鉆井液顯著抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖水化膨脹與分散，
頁(yè)巖膨脹率分別為1.23%、0.95% 和0.98%，回收率分別為98.94%、99.13% 和99.05%，其抑制頁(yè)巖水化膨脹分散性能與油
基鉆井液相近；與常規(guī)水基鉆井液相比，頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低程度大幅減小，能有效減緩頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低，對(duì)頁(yè)巖裂縫具
有較強(qiáng)的封堵性；抗鹽（5%NaCl）、膨潤(rùn)土（5%）、巖屑（20% 鉆屑）污染能力強(qiáng)，具有良好的穩(wěn)定井壁效果。
關(guān)鍵詞　頁(yè)巖氣井；水基鉆井液；表面水化；抑制性；封堵；川滇區(qū)塊
中圖分類(lèi)號(hào)：TE254.3　　　　文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A　　　　文章編號(hào)：1001-5620（2017）02-0009-06
油基/ 合成基鉆井液由于自身良好的抑制性，
在頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平井鉆井過(guò)程中具有良好的穩(wěn)定井壁
效果，一直是頁(yè)巖氣水平井的首選鉆井液，但近年
來(lái)基于環(huán)保法規(guī)和經(jīng)濟(jì)性的要求，其強(qiáng)污染和高成
基金項(xiàng)目：中國(guó)石油集團(tuán)重大專(zhuān)項(xiàng)“浙江油田昭通示范區(qū)頁(yè)巖氣鉆采工程技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)”（2014F470205）資助。
第一作者簡(jiǎn)介：劉敬平，在讀博士研究生，1985 年生，現(xiàn)在從事鉆井液技術(shù)研究工作。電話15600563498 ；E-mail ：
liujingping20@126.com。
通訊作者：孫金聲，E-mail ：sunjinsheng@petrochina.com.cn。
Water Base Drilling Fluid Technology for Horizontal Shale Gas Drilling in Sichuan and Yunnan
LIU Jingping1, SUN Jinsheng2
(1. PetroChina Research Institution of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083;
2. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206)
Abstract Borehole wall instability has been a problem frequently encountered in horizontal shale gas drilling with water base drilling
fluids. A new type of water base drilling fluid has been developed for use in shale gas drilling in Sichuan and Yunnan provinces. Higher
alcohols and potassium salt of sulfonated asphalt were the main additives used in formulating the drilling fluid. The basic performances
of the new drilling fluid were studied through laboratory experiments such as swelling test, hot rolling test, mechanical characteristics
analysis, plugging test and contamination test. It was shown that the rates of swelling of the Longmaxi formation in Yunnan, Longmaxi
formation and Wufeng formation in Sichuan were reduced to 1.23%, 0.95% and 0.98%, respectively, and the rates of shale cuttings
recovery were 98.94%, 99.13% and 99.05%, respectively, indicating that the new drilling fluid had strong inhibitive capacity similar
to that of oil base drilling fluids in inhibiting the shales drilled. Compared with conventional water base drilling fluids, the decreasing
amplitude of the compressive strength of shales in contact with water base drilling fluids was greatly reduced. The new drilling fluid can
plug shale fractures efficiently. Other advantages of the new drilling fluid included salt tolerance (5% NaCl), bentonite contamination
tolerance (5%), drilled cutting contamination (20%).
Key words Shale gas well; Water base drilling fluid; Surface hydration; Inhibitive capacity; Plugging; Sichuan and Yunnan
萬(wàn)方數(shù)據(jù)
10 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
本問(wèn)題日益突出。隨著人們對(duì)頁(yè)巖地層井壁失穩(wěn)機(jī)
理認(rèn)識(shí)的逐漸深入，美國(guó)各大石油公司開(kāi)發(fā)了一系
列針對(duì)不同地區(qū)和不同頁(yè)巖結(jié)構(gòu)特征的能夠代替油
基鉆井液的水基鉆井液技術(shù)[1-3]，其穩(wěn)定井壁方法
主要是提高鉆井液的抑制能力、降低活度、加強(qiáng)封
堵與控制合適的潤(rùn)濕性[4]。中國(guó)頁(yè)巖氣水基鉆井液
主要是借鑒美國(guó)上述方法進(jìn)行設(shè)計(jì)，成功鉆進(jìn)了幾
口中長(zhǎng)段水平井，具有較好的穩(wěn)定頁(yè)巖井壁的效果，
但處理劑用量大[5-6]，約為常規(guī)水基鉆井液的2～3
倍以上。與美國(guó)頁(yè)巖氣地層相比，云南龍馬溪組、
四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖氣地層埋藏深，黏土礦
物組構(gòu)特征不同，基本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層，
因此，其水化失穩(wěn)機(jī)理不同，表面水化是引起頁(yè)巖
地層井壁水化失穩(wěn)的主要原因[7]。采用美國(guó)鉆井液
控制井壁水化失穩(wěn)方法，即用硅酸鈉、胺基化合物
等抑制劑提高鉆井液抑制能力及用氯化鉀、甲酸鉀
等鹽類(lèi)及丙三醇等有機(jī)化合物調(diào)節(jié)鉆井液活度，抑
制頁(yè)巖水化膨脹與分散效果有限，且造成處理劑浪
費(fèi)[8]。多碳醇能在頁(yè)巖表面吸附，降低頁(yè)巖表面自
由能，抑制頁(yè)巖表面水化，顯著抑制頁(yè)巖水化膨脹
與分散。同時(shí)，多碳醇能改變頁(yè)巖潤(rùn)濕性，增大水
在頁(yè)巖表面的接觸角，增強(qiáng)頁(yè)巖疏水性，減緩頁(yè)巖
抗壓強(qiáng)度的降低，有利于頁(yè)巖氣藏井壁穩(wěn)定 [7]。筆
者以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑，配合降
濾失劑、潤(rùn)滑劑等，研究了一套適合云南龍馬溪組、
四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖氣地層的新型水基鉆井
液體系[8-15]。
1　頁(yè)巖氣地層礦物特征
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖氣
地層中，黏土礦物含量為24.0%～44.4%，其中伊
利石占88%～96%，基本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層。
非黏土礦物中石英含量最高，其次為方解石、白云
石和黃鐵礦等[8]。該頁(yè)巖氣地層遇水易膨脹，且微
裂縫、裂縫發(fā)育，易引起井壁失穩(wěn)。
2　多碳醇對(duì)川滇頁(yè)巖抑制性能的影響
2.1　多碳醇抑制川滇頁(yè)巖水化膨脹性能
分別評(píng)價(jià)了多碳醇、胺基化合物和硅酸鈉抑制
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖氣頁(yè)巖
水化膨脹性能。將頁(yè)巖粉碎，過(guò)孔徑為0.154 mm
的篩，在202-OA 型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干
燥6 h，干燥器中冷卻2 h 后，稱(chēng)取10 g 頁(yè)巖粉末，
在41.38 MPa 壓力下壓5 min 成餅，測(cè)試其在水、
多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液
中的膨脹率，測(cè)試時(shí)間為24 h[9-12]，結(jié)果見(jiàn)圖1～圖
3。由圖1～圖3 可得，多碳醇能抑制云南龍馬溪組、
四川龍馬溪組和四川五峰組頁(yè)巖的水化膨脹，并且
隨濃度增加，抑制水化膨脹性能增強(qiáng)，濃度為3.0%
時(shí)，頁(yè)巖膨脹率分別僅為5.52%、4.62% 和4.83%，
而同濃度的常規(guī)抑制劑胺基化合物、硅酸鈉抑制頁(yè)
巖水化膨脹效果差。
圖1　云南龍馬溪組頁(yè)巖膨脹率
圖2　四川龍馬溪組頁(yè)巖膨脹率
圖3　四川五峰組頁(yè)巖膨脹率
萬(wàn)方數(shù)據(jù)
第 34 卷 第 2 期 劉敬平等：川滇頁(yè)巖氣水平井水基鉆井液技術(shù) 11
2.2　多碳醇抑制川滇頁(yè)巖水化分散性能
分別評(píng)價(jià)了多碳醇、胺基化合物和硅酸鈉抑制
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖水化分
散性能。將頁(yè)巖粉碎，篩選1.70～3.35 mm（6～10
目）的頁(yè)巖顆粒，在202-OA 型電熱恒溫干燥箱中
80 ℃下干燥6 h，干燥器中冷卻2 h 后，分別測(cè)量
頁(yè)巖在水、多碳醇水溶液、胺基化合物水溶液和硅
酸鈉水溶液中的滾動(dòng)回收率（XGRL-4A 型高溫滾
子加熱爐中100 ℃下熱滾16 h），結(jié)果見(jiàn)表1。由
表1 可得，多碳醇能夠抑制云南龍馬溪組、四川
龍馬溪組和四川五峰組頁(yè)巖水化分散，并且隨著
濃度增加，多碳醇抑制水化分散能力增強(qiáng)，濃度
為3.0% 時(shí)，頁(yè)巖回收率分別高達(dá)97.65%、98.92%
和98.90%，而同濃度的常規(guī)抑制劑如胺基化合物、
硅酸鈉水溶液抑制水化分散效果差。
表1　頁(yè)巖在不同溶液中的滾動(dòng)回收率（100 ℃、16 h）
試液
不同地層頁(yè)巖的回收率/%
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水82.87 95.23 94.62
3% 胺基化合物84.13 95.76 95.64
3% 硅酸鈉84.21 95.88 95.63
1% 多碳醇90.72 97.10 96.44
2% 多碳醇95.46 97.41 97.35
3% 多碳醇97.65 98.92 98.90
2.3　多碳醇減緩川滇頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低
選取云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組
頁(yè)巖巖心， 尺寸均為25.00 mm×30.00 mm， 在
202-OA 型電熱恒溫干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷卻4 h 后，將巖心分別在水、多碳醇水溶
液、胺基化合物水溶液和硅酸鈉水溶液中浸泡24
h，再用TAW-2000 巖石三軸試驗(yàn)儀測(cè)試頁(yè)巖的單
軸壓縮特性，以0.00125 mm/s 的軸向變形速度加載。
頁(yè)巖巖心抗壓強(qiáng)度見(jiàn)表2。由表2 可得，多碳醇能
有效減緩云南龍馬溪組、四川龍馬溪組和四川五峰
組頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低，并且隨著濃度增加，多碳醇
減緩頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低性能增強(qiáng)，經(jīng)3% 多碳醇水
溶液浸泡后，頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度分別為52.97、61.43 和
60.54 MPa，接近原始巖心抗壓強(qiáng)度。而同濃度的
鉆井液常規(guī)抑制劑如胺基化合物、硅酸鈉水溶液浸
泡巖樣，頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度大幅降低。
表2　頁(yè)巖在不同溶液中的巖心抗壓強(qiáng)度
試液
不同地層頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度/MPa
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水18.12 32.41 31.46
3% 胺基化合物19.42 34.12 33.84
3% 硅酸鈉19.54 34.57 33.91
1% 多碳醇41.67 50.36 49.68
2% 多碳醇47.83 57.45 56.97
3% 多碳醇52.97 61.43 60.54
原始巖心66.21 78.35 76.49
3　新型水基鉆井液性能
3.1　不同密度新型水基鉆井液性能
云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖基
本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層，表面水化是引起頁(yè)巖
水化膨脹的主要原因。多碳醇能夠降低云南龍馬溪
組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖表面自由能，抑制
頁(yè)巖表面水化，同時(shí)，能改變頁(yè)巖潤(rùn)濕性，增強(qiáng)頁(yè)
巖疏水性，顯著抑制頁(yè)巖水化膨脹分散及減緩頁(yè)巖
抗壓強(qiáng)度降低；磺化瀝青鉀鹽能夠有效地封堵頁(yè)巖
孔喉、微裂縫和裂縫。以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為
核心處理劑，配合降濾失劑、潤(rùn)滑劑等，研究了一
套針對(duì)云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖
氣地層的新型水基鉆井液體系，其基本配方如下，
不同密度鉆井液的性能見(jiàn)表3。
2% 膨潤(rùn)土+3% 多碳醇+3% 磺化瀝青鉀鹽
+0.1%NaOH+1% 降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%
降濾失劑SP+1% 潤(rùn)滑劑+ 重晶石
表3　不同密度新型水基鉆井液在100 ℃老化16 h 后的性能
ρ/
g/cm3
AV/
mPa·s
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
FLAPI/
mL
FLHTHP/
mL
1.4 41 31 10 2.0/3.0 0.2 5.2
1.6 48 40 8 2.5/3.5 0.2 5.2
1.8 54 43 11 3.0/4.0 0.3 5.6
2.0 62 51 11 3.0/4.5 0.4 5.5
2.2 68 53 15 3.5/5.0 0.4 5.9
萬(wàn)方數(shù)據(jù)
12 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
由表3 可知，在 100 ℃老化16 h 后，隨著鉆
井液密度的增加，鉆井液的黏度升高，中壓及高溫
高壓濾失量略微增大，但不同密度新型水基鉆井液
仍然具有較好的流變性，中壓和高溫高壓濾失量低，
高溫高壓濾失量最大僅為5.9 mL，可減少濾液進(jìn)
入頁(yè)巖氣地層，有利于頁(yè)巖氣地層的井壁穩(wěn)定。
3.2　抑制頁(yè)巖水化膨脹性能
評(píng)價(jià)了幾種水基鉆井液及油基鉆井液抑制頁(yè)巖
水化膨脹性能，各鉆井液配方如下。
胺基鉆井液　2% 膨潤(rùn)土+3% 胺基化合物
+0.1%NaOH+1% 降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%
降濾失劑SP+1% 潤(rùn)滑劑+ 重晶石
硅酸鹽鉆井液　2% 膨潤(rùn)土+3% 硅酸鈉
+0.1%NaOH+1% 降濾失劑AC+0.05%KPAM+4%
降濾失劑SP+1% 潤(rùn)滑劑+ 重晶石
油基鉆井液　4% 乳化劑A+4% 乳化劑B+2%
有機(jī)土+5%CaO+3% 封堵劑M+3% 封堵劑N+ 重
晶石
將頁(yè)巖粉碎， 過(guò)孔徑為0.154 mm 的篩， 在
202-OA 型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷卻2 h 后，稱(chēng)取冷卻的10 g 頁(yè)巖粉末，在
41.38 MPa 壓力下壓5 min 成餅，測(cè)試其在不同鉆
井液中的膨脹率，測(cè)試時(shí)間為24 h，結(jié)果見(jiàn)表4。
由表4 可以看出，新型水基鉆井液能夠抑制頁(yè)巖水
化膨脹，頁(yè)巖在新型水基鉆井液中的膨脹率接近油
基鉆井液中的膨脹率，說(shuō)明其抑制性能與油基鉆井
液相近；而常規(guī)鉆井液如胺基鉆井液、硅酸鹽鉆井
液抑制頁(yè)巖水化膨脹效果不明顯。
表4　頁(yè)巖在不同鉆井液中的24 h 頁(yè)巖膨脹率
鉆井液
不同地層頁(yè)巖的膨脹率/%
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水24.59 15.56 16.34
硅酸鹽鉆井液20.57 13.52 14.45
胺基鉆井液20.15 13.46 14.23
新型水基鉆井液1.23 0.95 0.98
油基鉆井液0.64 0.31 0.38
注：鉆井液密度均為2.0 g/cm3。
3.3　抑制頁(yè)巖水化分散性能
評(píng)價(jià)了不同鉆井液抑制云南龍馬溪組、四川
龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖水化分散的性能。將頁(yè)巖粉
碎，篩選1.70～3.35 mm（6～10 目）的頁(yè)巖顆粒，
在202-OA 型電熱恒溫干燥箱中80 ℃下干燥6 h，
干燥器中冷卻2 h 后，分別測(cè)量頁(yè)巖在不同鉆井液
中的滾動(dòng)回收率（XGRL-4A 型高溫滾子加熱爐中
100 ℃下熱滾16 h），結(jié)果見(jiàn)表5。由表5 可得，新
型水基鉆井液能夠抑制云南龍馬溪組、四川龍馬溪
組及四川五峰組頁(yè)巖水化分散；在新型水基鉆井液
中的頁(yè)巖回收率接近油基鉆井液中回收率，說(shuō)明其
抑制頁(yè)巖水化分散性能與油基鉆井液相近。而常規(guī)
鉆井液，如胺基鉆井液、硅酸鹽鉆井液抑制頁(yè)巖水
化分散效果不明顯。
表5　頁(yè)巖在不同鉆井液中的回收率（100 ℃、16 h）
鉆井液
不同地層頁(yè)巖回收率/%
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水82.87 95.23 94.62
硅酸鹽鉆井液85.26 97.21 96.43
胺基鉆井液85.43 97.45 96.45
新型水基鉆井液98.94 99.13 99.05
油基鉆井液100 100 100
3.4　減緩頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低性能
選取云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組
頁(yè)巖巖心， 尺寸均為25.00 mm×30.00 mm， 在
202-OA 型電熱恒溫干燥箱中100 ℃下干燥6 h，干
燥器中冷卻4 h，再將巖心分別在不同鉆井液中浸
泡24 h 后，用TAW-2000 巖石三軸試驗(yàn)儀測(cè)試頁(yè)
巖的單軸壓縮特性，以0.001 25 mm/s 的軸向變形
速度加載，測(cè)得頁(yè)巖巖心抗壓強(qiáng)度見(jiàn)表6。
表6　頁(yè)巖巖心在不同鉆井液中的抗壓強(qiáng)度
試液
不同地層巖心抗壓強(qiáng)度/MPa
云南龍馬溪組四川龍馬溪組四川五峰組
水18.12 32.41 31.46
硅酸鹽鉆井液27.46 47.89 45.23
胺基鉆井液28.43 48.33 46.61
新型水基鉆井液56.05 69.96 65.12
油基鉆井液65.04 76.92 74.15
原始巖心66.21 78.35 76.49
萬(wàn)方數(shù)據(jù)
第 34 卷 第 2 期 劉敬平等：川滇頁(yè)巖氣水平井水基鉆井液技術(shù) 13
由表6 可得，新型水基鉆井液能夠減緩云南龍
馬溪組、四川龍馬溪組及四川五峰組頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度
的降低，與油基鉆井液相比稍有差距，但與常規(guī)水
基鉆井液相比，抗壓強(qiáng)度降低程度大幅減小。
3.5　對(duì)頁(yè)巖裂縫的封堵性能
選取3 塊尺寸均為25.00 mm×50.00 mm，人
工造縫后裂縫性質(zhì)相似的云南龍馬溪組頁(yè)巖巖心，
放入巖心夾持器中，設(shè)定圍壓為5 MPa，流量為
1 mL/min，常溫條件下，采用2PB00C 型平流泵，
分別用硅酸鹽鉆井液、胺基鉆井液、新型水基鉆井
液封堵巖心。通過(guò)監(jiān)測(cè)巖心夾持器入口端壓力值，
評(píng)價(jià)不同鉆井液對(duì)頁(yè)巖裂縫的封堵性能，壓力越大，
說(shuō)明鉆井液封堵頁(yè)巖裂縫能力越強(qiáng)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖
4 所示。
圖4　不同鉆井液對(duì)頁(yè)巖裂縫的封堵性能
由圖4 可知，用新型水基鉆井液封堵頁(yè)巖裂縫
時(shí)，巖心夾持器入口端壓力值在147 min 后保持在
6.13 MPa，遠(yuǎn)高于胺基鉆井液和硅酸鹽鉆井液封堵
頁(yè)巖時(shí)巖心夾持器入口端壓力值，說(shuō)明新型水基鉆
井液封堵頁(yè)巖裂縫能力顯著優(yōu)于胺基鉆井液和硅酸
鹽鉆井液。
3.6　抗污染實(shí)驗(yàn)
分別將不同量的氯化鈉、膨潤(rùn)土、巖屑粉加入
到密度為2.0 g/cm3 的新型水基鉆井液中，在100 ℃
下熱滾16 h，測(cè)定熱滾前后鉆井液的流變性及降濾
失性， 測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表7。由表7 可得，新型水基鉆
井液中加入不同量的氯化鈉、膨潤(rùn)土、巖屑粉后，
鉆井液黏度有所升高，中壓及高溫高壓濾失量增加，
但高溫高壓濾失量最大僅為10.4 mL，在鉆井施工
可接受范圍內(nèi)，表明該新型水基鉆井液具有較強(qiáng)抗
鹽、膨潤(rùn)土、鉆屑污染能力。
表 7　新型水基鉆井液抗污染實(shí)驗(yàn)（100 ℃、16 h）
污染物
實(shí)驗(yàn)
條件
AV/
mPa·s
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
FLAPI/
ml
FLHTHP/
mL
5%
氯化鈉
老化前67 52 15.3 2.0/4.0 0.8
8.0
老化后61 49 12.3 2.0/4.0 0.6
5% 膨
潤(rùn)土
老化前82 65 17.4 2.0/5.0 0.9
8.6
老化后75 64 11.2 2.0/6.0 0.7
5%
鉆屑
老化前79 64 15.3 2.5/5.0 1.4
9.5
老化后81 69 12.3 2.5/6.0 1.5
10%
鉆屑
老化前86 66 20.4 2.0/7.0 1.8
9.5
老化后95 73 22.5 2.5/7.0 1.7
20%
鉆屑
老化前92 70 22.5 2.0/6.0 2.0
10.4
老化后101 83 18.4 2.0/6.0 2.0
4　結(jié)論
1. 云南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖
氣地層頁(yè)巖基本不含蒙脫石和伊/ 蒙混層，表面水
化是引起頁(yè)巖水化膨脹的主要原因，多碳醇能在頁(yè)
巖表面吸附，降低頁(yè)巖表面自由能，抑制頁(yè)巖表面
水化，同時(shí)，能改變頁(yè)巖潤(rùn)濕性，增強(qiáng)頁(yè)巖疏水性，
顯著抑制頁(yè)巖水化膨脹分散及減緩頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度的
降低。
2. 以多碳醇和磺化瀝青鉀鹽為核心處理劑材
料，配合降濾失劑、潤(rùn)滑劑等，研究了一套針對(duì)云
南龍馬溪組、四川龍馬溪組及五峰組頁(yè)巖的新型水
基鉆井液體系。該體系能夠抑制頁(yè)巖水化膨脹與分
散，減緩頁(yè)巖抗壓強(qiáng)度降低，封堵頁(yè)巖裂縫，性能
與油基鉆井液相近。
3. 該體系具有良好的流變性、降濾失性，較強(qiáng)
的抗鹽、膨潤(rùn)土、巖屑污染能力，處理劑用量小，
具有良好的應(yīng)用前景。
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（收稿日期2016-1-15；HGF=1702N8；編輯　王小娜）

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