钻井液润湿性影响页岩井壁稳定性的实验研究
井壁稳定问题(2)
井内泥浆对泥页岩的化学作用,最终可以归结到对 井壁岩石力学性能参数、强度参数以及近井壁应力 状态的改变。泥页岩吸水一方面改变井壁岩石的力 学性能,使岩石强度降低;
另一方面产生水化膨胀,如果这种膨胀受到约束便 会产生膨胀压力,从而改变近井壁的应力状态。
井内泥浆对泥页岩的作用机制不难理解,但如何将 这种化学作用带来的力学效应加以定量化,并将其同 纯力学效应结合起来研究井壁稳定性问题,过去相当 长时间的研究中没有考虑这一问题。到目前为止,国 内外关于化学力学耦合的文献很少。从文献资料来 看,其研究方法主要表现在两个方面,即实验研究和理 论研究两方面。
岩石越来越不稳定。
2) Sv > Sh1 = Sh2 地层坍塌压力与井斜方位角无关。并且, 随着井
斜角增大, 井壁坍塌压力开始变化较小,后随井斜角 的增大, 井壁坍塌压力逐渐增大。
3) Sh1 > Sv > Sh2 根据国家地震局的水压致裂的压力测量结果表明,
在钻井深度范围内, 我国绝大多数地区处于此种应力 状态。此时, 随着井斜角的增大, 井壁坍塌压力逐渐 减小, 井壁趋于稳定。
φ= 28°, C = 18M Pa, η= 1。
3) Sh1 > S v > Sh2 原始资料: Sv = 10519M Pa, Sh1 = 11218M Pa, Sh2 = 7813M Pa,
Pp = 46103M Pa, φ=2616°, C = 23195M Pa, η= 0.4。
4) Sh1 > Sh2 > Sv 处于这种原地应力状态的现场资料极为少见, 这里给定: Sv =
研究思路：
1. 钻井液与泥页岩间的化学位差是导致水进出页岩的主要驱 动力之一。 2. 化学位差导致的水进出泥页岩改变了近井眼处孔隙压力、 页岩强度、近井眼处有效应力状态, 从而导致了井壁失稳的 发生。 3. 综合考虑钻井液与页岩相互作用时的力学与化学方面的相 互影响, 建立斜井中泥页岩井眼稳定的力学、化学耦合模型。
页岩气储层岩石力学特性及井壁稳定性分析
页岩气储层岩石力学特性及井壁稳定性分析页岩气是一种非常有前景的能源资源，其储层岩石力学特性和井壁稳定性对于开发和生产页岩气十分重要。
本文将详细分析页岩气储层岩石力学特性和井壁稳定性，并探讨其影响因素和解决方法。
1. 页岩气储层岩石力学特性页岩气储层岩石具有以下几个主要的力学特性：1.1 低渗透性：由于页岩中孔隙度低、连通性差，储层渗透率低，导致气体难以流通和开采。
1.2 脆性：页岩岩石易于破裂和碎裂，在压力作用下容易萌生裂缝，但裂缝的扩展能力有限，对气体渗透性的改善作用有限。
1.3 维持力弱：页岩岩石强度较低，常常呈现脆性破裂，难以在高温高压环境下维持稳定。
1.4 孔隙结构复杂：页岩储层的孔隙结构相对于传统储层来说较复杂，主要包括纳米孔隙和裂缝孔隙，这对储层渗流特性和岩石力学性质产生影响。
2. 井壁稳定性分析井壁稳定性是指井壁在钻井和生产过程中不发生塌陷、裂缝和滑移等现象的能力。
页岩气储层的井壁稳定性主要受到以下几个因素的影响：2.1 初始地应力：页岩气储层通常位于深部地层，初始地应力较高。
高差异性地应力使得井壁容易发生塌陷和滑移。
2.2 井壁液压：钻井液和地层流体与井壁之间的相互作用会改变井壁的力学性质，进而影响井壁稳定性。
2.3 复杂的页岩岩石力学特性：页岩岩石具有复杂的力学特性，对井壁稳定性的影响也较大。
岩石破碎、断裂和固结都会导致井壁的变形和破坏。
2.4 井壁支撑能力：井壁支撑材料的选择和加固对于井壁稳定性至关重要。
针对这些影响因素，可以采取以下措施来提高页岩气储层的井壁稳定性：1. 优化钻井液：选择适当的液相比重、粘度和有效抑制剂，减小与地层的相容性差异，降低井壁液压引起的问题。
2. 加强井壁支撑：选择适当的井壁支撑材料，如钢夹心井壁、钢网井壁等，提高井壁的强度和稳定性。
3. 预防井壁塌陷：通过合理的斜井设计、优化固井技术和有效的井壁支撑材料，减少井壁塌陷的风险。
4. 精确控制钻井参数：合理控制钻井参数，如钻井液性质、钻进速度和饱和度等，减少对井壁的损害。
钻井液对井壁稳定性的影响研究
钻井的速度 ， 并给优化钻井设计带来 了困难 。为了 弄清井壁失稳破坏的机理 ， 首先对现场 中存在 的问 题和现象进行了调研分析 ， 并通过对钻井液性能 与 井眼扩大率现场数据 的回归统计分析， 出了钻井 找
液性 能 中影响 井壁 失稳 的敏感 性 因素 。对 今 后制定
Ｉ井段 ， ｌ ｌ 井眼扩大率为 ６ ．％。 ６７ ５ 舍女寺断鼻构造 ．
收 稿 日期 ：２０ ０５—１ —０ ２ ２
基金项目：本文系四川省高校省级重点实验窜“ 岩石破碎与钻头研究室” 西南石油大学 ） （ 资助项 目（ 室 ０ ８ 、 省 ０ ） 国家 自然科学基金资助 项
目（ 号 ：０ １０２ 。 编 ９ ２０ ２ ）
２唐家河断鼻构造 ． 该区块 的地质剖面与北大港相似 ， 完钻层位为 沙河街组地层。在易发生坍塌 的沙河街地层钻井液 密度为 １２ ～１３ ／ｍ 之间。在 ３２０ ３２０ｍ ． ０ ． ｇｃ ３ ２ ０ ～ ５ 井段井眼扩大率为 ７ ． ％。 ２８ ３
３ 南大 港断块 ．
维护井眼稳定的钻井液方案具有一定 的指导作用。
４ 板 北断块 ． 该地 区 的 地 质 剖 面 为平 原 组 、 化 镇 组 、 陶 明 馆 组 、 营组 和沙 河 街 组 。 目的 层 为沙 河 街 组 。所 用 东
钻井液密度为 １２ ～１３ ｃ ３不 同程度地存 在 ．０ ．８ ｒ ， ｎ
井 眼不 稳定 问题 。如 板 深 ２ ４—５井 在 ２８ １ ８ ３ ～２７ １
度是次敏感性 因素 ， 滤饼厚度 和排 量是 非敏感性因素的结论 。
关键词 ：钻井 ； 钻井液 ； 性能 ； 井壁稳定 ； 大港油 田
钻井液稳定性及防漏技术研究
钻井液稳定性及防漏技术研究钻井工作是油气勘探和生产的关键环节，钻井液则是钻井过程中不可或缺的重要材料。
钻井液的稳定性和防漏技术是钻井过程中的关键问题，对整个钻井过程的安全和效率至关重要。
一、钻井液的定义和作用钻井液是在钻井过程中用于控制井眼稳定、清洁井眼、保护钻头和安全固井的液体，它是钻井过程中必不可少的重要材料。
根据不同的用途和特点，钻井液可以分为直井型、斜井型、水性型、油基型、膨润土型和泥浆型等多种类型。
钻井液的主要作用有以下几个方面：1.控制井眼稳定。
钻井液通过对井壁进行支撑，防止井眼坍塌和崩塌，保证钻井作业的顺利进行。
2.清洁井眼。
钻进过程中，钻头会带出大量的岩屑和泥浆，这些物质容易附着在井眼壁上，影响钻井液的性能和井筒稳定性。
为此，钻井液需要向井底送入气体或液体，将井眼中的污物排出。
3.保护钻头。
钻头是钻进过程中最核心的组件，承担着钻井的主要任务。
钻井液可以分散和懸浮岩屑以及碎屑，降低钻头的磨损。
4.安全固井。
在完成钻进后，需要进行固井作业，以封堵井筒。
钻井液在固井作业中扮演了决定性的角色，通过选择特定的钻井液来控制井壁对液压或泥浆带损失，同时还能保持固井水平和防止井眼侵蚀。
二、钻井液的稳定性问题钻井液在钻井过程中是经常受到外部环境的影响，因此存在一系列的稳定性问题。
如果这些问题得不到解决，会导致钻井过程中水力突发或井下安全事故，甚至会对环境产生不良影响。
1. 钻井液稠度不恰当。
稠度是钻井液的一个重要参数，它是指钻井液的流动性，直接影响到井壁稳定性。
如果稠度不恰当，会导致井眼塌陷、井筒侵蚀等问题。
2. 钻井液黏度高。
不良的黏度属性会导致钻进阻力加大，使得钻头容易卡住或断裂，导致生产效率和钻井成本上升。
3. 钻井液水分过高。
钻井液中过多的水分会导致其稠度、黏度都降低，不仅影响防漏效果，也会降低井眼稳定性。
4. 钻井液中固体颗粒过多。
如果钻井液中的固体颗粒过多、过大，会导致其在井眼中堆积，形成填充物，增加钻进阻力。
页岩气井页岩抑制剂及稳定井壁水基钻井液研究
摘要为解决钻井过程中页岩地层黏土水化导致的井壁失稳问题，国内外研究人员先后开展了大量井壁防塌的研究工作，但结果不甚理想。
硅酸钠钻井液具有抑制性强、成本低及环保等优点，但硅酸钠钻井液自身也存在着很多问题，如流变性难以控制，硅酸钠在强碱性条件下水化抑制性能减弱等，因此该体系一直难以在现场推广应用。
论文旨在将甲基硅酸钠和硅酸钠复配作为钻井液的高效页岩抑制剂，并构建钻井液体系。
通过对不同分子链长度的甲基硅酸钠水化抑制性能研究，证明三链节硅酸钠具有较强的水化抑制性能，其防塌机理在于三链节甲基硅酸钠中的硅羟基与黏土颗粒表面的硅羟基反应吸附在黏土颗粒表面，使页岩表面的润湿性发生反转，从而抑制页岩的水化；通过对硅酸钠水化抑制性能研究，证明模数为3.3的硅酸钠具有较强的水化抑制性能，其防塌机理是硅酸钠聚集体粒度较小的部分能进入页岩地层孔隙，进入页岩孔隙的硅酸钠会和地层中的Ca2+等金属离子生成沉淀，在络合作用下生成更大的聚集体，封堵页岩孔隙，阻止页岩水化。
其聚集体粒度较大的部分表面含有更多的硅羟基能更好的和页岩表面的硅羟基反应，使黏土颗粒聚集，抑制页岩水化；通过对三链节甲基硅酸钠和模数为3.3的硅酸钠防塌机理的分析，探讨了高效页岩抑制剂（三链节甲基硅酸钠和模数为3.3的硅酸钠复配）在水化抑制性能上的协同效应。
此外，三链节甲基硅酸钠对模数为3.3的硅酸钠钻井液具有流型调节作用。
研究表明，未水化的黏土、地层中的钙离子、中性或偏酸性的地层流体均是使硅酸钠钻井液流变性失稳的原因。
三链节甲基硅酸钠的流型调节机理在于其本身具有强碱性，提高了钻井液的pH值，同时吸附三链节甲基硅酸钠的膨润土颗粒在甲基基团的作用下，减小了碰撞聚集的概率，使膨润土颗粒保持分散，从而维持钻井液的流变性。
以高效页岩抑制剂为基础，研制出适用于页岩气地层的稳定井壁水基钻井液体系，具体配方如下：4%膨润土浆+5%模数为 3.3的硅酸钠+5%三链节甲基硅酸钠+0.3% CMC-HV+0.3% CMC-MV+1% SLR-2，并对页岩气井稳定井壁水基钻井液体系的耐温性能、水化抑制性能、抗膨润土污染性能和抗无机盐污染性能进行评价。
页岩气钻井液技术的应用研究
页岩气钻井液技术的应用研究由于页岩层一般发育有较多裂缝且具有强水敏性，因此在钻井过程中常采用丛式水平井和浅层大位移井，尤其在鉆至长水平段时发生井漏、垮塌及缩径等井下事故的概率较大，此外还有携岩、摩阻、地层污染等问题，故在开采页岩气过程中，井壁稳定、岩屑处理、降阻减摩这些要求对钻井液的选择十分重要。
标签：页岩气钻井液技术;页岩井壁稳定性;油基钻井液;水基钻井液1页岩气钻井液的技术关键页岩气开发采用的水平井类型主要包括浅层大位移井和丛式水平井，且需在长水平段通过分段压裂技术改造储层。
由于页岩层发育有较多裂缝且具有强水敏性，钻井过程中发生井漏、垮塌及缩径的概率较大，及在长水平段易造成携岩困难、摩阻大、地层污染，钻井液的性能直接关系到钻井效率、储层保护效果、井下复杂情况的发生概率。
因此，页岩气钻井液技术的关键就是井壁稳定、降阻减摩和井眼清洗等技术。
（1）井壁的稳定性差：页岩的不稳定导致了页岩气钻井中70%以上的井筒故障，当钻井液透过地层裂缝和较弱的页岩层层面时，钻井液与页岩之间的作用会对页岩的强度和孔隙压力产生影响，最终降低页岩的稳定性。
因此，在页岩气开采过程中，井壁的稳定性问题不容忽视。
（2）高扭矩和高摩阻：布井采用浅层大位移水平井方式时，其在定向造斜段的造斜率较高，尤其在斜井段进行滑动钻进时，定向过程中易在井壁形成小台阶，在起下钻过程中造成键槽。
因此钻具与井壁间在水平段定向滑动钻进过程中会产生较大摩擦力，正常钻进过程中造成钻头扭矩变大，此外，因为水平段长、井眼曲率大，会造成套管自由下滑时重力小且摩阻大的现象，所以下套管过程中易发生粘卡，因此页岩气开采对钻井液的润滑性也具有很高的要求。
（3）岩屑清除困难：水平井造斜过程中井斜变化较大、页岩发生坍塌及井中岩屑自重都会使得井眼清洁困难;井眼环空的间隙小，泵压高，排量被限制，所以钻井过程很容易形成岩屑床，以至于摩阻更大、扭矩更大和井下发生故障的几率更大。
因此钻井液的携岩清砂能力及流变性也显得更加重要。
钻井液性能及井壁稳定问题的几点认识
钻井液性能及井壁稳定问题的几点认识钻井液性能及井壁稳定问题的几点认识摘要对钻井液中膨润土含量、钻井液密度、抑制性、滤失量、固相控制、处理剂质量和井壁稳定等问题进行了探讨，认为根据具体情况合理控制并提前考虑调整钻井液性能，有利于改善钻井液的稳定性和提高抗温、抗污染能力。
并提出在井壁稳定和堵漏处理中要用动态的观念进行分析，以提高措施的针对性和有效性。
关键词钻井流体；膨润土含量；密度；抑制性；滤失量；固相控制；井壁稳定；井漏目前国内钻井液技术水平虽然可以满足钻井作业要求，但仍然需要不断的完善与提高，通过技术进步使钻井液技术水平再上新台阶。
从技术角度来讲，钻井液永远会面临新的问题，要有新思路，在解决问题中不能仅靠经验，更要注重新技术的应用。
从钻井液性能来讲，应该从钻井一开始就重视性能调节，做好预处理，这样可以保证全过程性能稳定，产生好的综合效果，而一旦等问题出来再处理不仅会消耗更多的处理剂，而且会产生一系列的复杂情况，不利于节约成本和提高效率。
针对钻井液技术现状及现场存在的一些问题，从提高钻井液技术水平的角度出发就有关问题谈几点认识，以供参考。
1主要认识1.1膨润土含量膨润土是钻井液中不可缺少的东西，钻井液性能和膨润土密切相关。
对于钻井液体系，要重视膨润土含量的控制，膨润土含量的控制要从钻井一开始就考虑。
膨润土含量高是钻井液性能不稳定的根源，合理控制膨润土含量可以提高钻井液的高温稳定性和抗盐污染能力。
在满足钻井液携砂能力的情况下尽可能降低膨润土含量，这样可以减少处理剂的消耗，减少其他一些不必要的麻烦。
特别是钻遇易造浆地层时，更应该注意膨润土含量的控制。
从某种意义上讲，膨润土含量的控制是钻井液技术水平提高的具体体现。
近年的实践表明，由于现在的钻井液体系膨润土含量控制较好，稀释剂用量已明显减少，甚至不再使用，说明钻井液稠化现象随着膨润土含量的控制已经得到解决。
1.2钻井液密度密度的确定，首先是满足安全钻井的需要，其次才考虑其他方面。
泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论研究的开题报告
泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论研究的开题报告一、选题背景钻井工程在天然气、石油等矿产资源开采中发挥重要作用，但在实际操作中，井壁稳定性问题一直是钻井过程中的重要难点，其中一个主要原因是泥页岩水化作用引起。
泥页岩是一种含水量较高的岩石，在钻井过程中，钻机采用钻头进行钻探，开挖井孔。
钻探的同时，自然地水化产物会导致岩体改变、膨胀和软化，岩体逐渐受到失稳威胁，因此井壁稳定性的问题应引起足够的重视。
二、研究意义目前，常规的钻井作业仅仅用手动判断井壁稳定的程度，做出相应的防护措施。
但是，随着工程规模的逐渐扩大，手动判断的方法显然已经逐渐不能满足需求，需要一种更加科学、准确的方法。
因此，对泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论进行研究，可以帮助我们更加深入地了解岩石物理力学特性，提出更加精确的预测方法，为工程实践提供更有力的支持。
三、研究方法本研究将采用理论分析的方法，通过对泥页岩在水化作用下的物理力学特性进行分析研究，确定泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论及其机制。
具体包括以下步骤：1. 收集国内外关于岩石泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论相关文献、资料，对其进行综合分析、评价。
2. 在分析泥页岩水化作用下物理力学特性基础上，建立泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论模型，精细化传导破裂机制进行分析。
3. 采用实验模拟方法，验证模型的理论推导正确性。
4. 最终通过模型的应用实例，验证其在钻井工程中的可行性和可靠性。
四、预期研究结果1. 成功建立泥页岩水化作用下井壁失稳的强度理论模型，深入了解泥页岩水化作用下井壁失稳的机制和规律。
2. 确定泥页岩水化作用下井壁失稳的关键影响因素，提出相应的防治措施。
3. 提出一种新的预测方法，可应用于泥页岩水化作用下井壁失稳的实际工程。
五、研究计划安排时间节点|主要工作-|-第1-2个月|文献资料收集、整理与调研，确定研究方案和指标。
第3-4个月|实验方案设计和实验数据记录，提出一般性的理论模型。
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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【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.【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2016(041)001【总页数】6页(P228-233)【关键词】钻井液;润湿性;页岩;井壁稳定性;表面张力;接触角【作者】蔡记华;岳也;曹伟建;杨现禹;乌效鸣【作者单位】中国地质大学(武汉)工程学院,湖北武汉430074;中国地质大学(武汉)工程学院,湖北武汉430074;中国科学技术大学地球和空间科学学院,安徽合肥230026;中国地质大学(武汉)工程学院,湖北武汉430074;中国地质大学(武汉)工程学院,湖北武汉430074【正文语种】中文【中图分类】P618.11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。
1.1 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。
2.1 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。
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。
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。
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。
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。