CN105505344A - 通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，其是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，阴离子表面活性剂的添加量为0.08-0.42克；所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠或十二烷基硫酸钠。本发明通过两种表面活性剂的协同作用，能够降低钻井液的表面张力、缓解水锁效应，增大水基钻井液与页岩的接触角，阻缓孔隙压力传递，减少钻井液与页岩的接触面积，降低钻井液侵入页岩的程度，从而减弱页岩对钻井液的亲水性，增强井壁页岩的稳定性。
Description
技术领域
本发明提供了一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，属于页岩气水平井钻井技术领域。
背景技术
我国页岩气水平井大多集中在储层厚度较大、脆性强、分布十分稳定的海相页岩地层中。在泥页岩水平井钻进过程中，主要会面临水化膨胀和裂缝扩展导致的井壁失稳问题。例如，如果采用水基钻井液钻进，由于页岩亲水性强，容易导致吸水膨胀而造成井壁失稳问题。对此，油基钻井液是一种较好的解决方案，但由此带来的环境问题和成本问题却无可避免。
专利201510077222.8公开了一种油基钻井液参数的设计方法，其按照先后顺序包括以下步骤：通过试验测试地层岩石的物理性质和结构性质；根据地层岩石的物理性质和结构性质，建立典型矿物、地层岩石的孔隙结构、油基钻井液参数对地层岩石与油基钻井液系统润湿性的综合表征模型，并绘制油基钻井液参数与润湿性之间的关系图；建立地层岩石与油基钻井液系统在润湿性条件下的井壁稳定力学模型，并绘制油基钻井液参数与井壁稳定之间的关系图；根据油基钻井液参数与井壁稳定之间的关系图，确定油基钻井液参数。该专利是通过地层岩石的物理性质和结构性质，确定对油基钻井液润湿性参数的要求，主要针对油基钻井液，但未提出如何改变钻井液润湿性的方法。
专利201310548607.9公开了一种用于高温高盐环境的油基泥浆冲洗液及其制备方法，该油基泥浆冲洗液以100重量份计，包括如下组分：无机盐CaCl235-40份，离子型表面活性剂AES2.5-3.5份，非离子型表面活性剂2.5-3.89份，余量为清水；所述非离子型表面活性剂为月桂醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂中的C12EO4与C12EO23按重量比2:3-3:2的混合物；将上述各组分混合，在搅拌下加热至80℃，混合均匀，然后自然冷却至室温，得到油基泥浆冲洗液。该专利是提供一种用于清洗井壁油污和胶凝钻井液，以改善固井二界面亲水性能的方法。
专利201010274110.9公开了一种用于钻井液的润湿反转表面活性剂，该润湿反转表面活性剂按重量百分比计由以下成分制成：十二烷基三甲基溴化铵10％，重油15％，脂肪酸20％，水55％。该专利是使岩层由亲水性的反转为亲油憎水岩层，达到增油阻水的目的。
专利201310597224.0公开了一种在岩芯表面具有较高接触角的助排剂及其制备方法，是为提高助排剂的返排能力而设计的。本助排剂由阳离子表面活性剂、助溶剂、氟碳类表面活性剂和水以4∶1∶1-1.5∶93.5-94的质量比复配而成，可降低由于外来流体滞留对储层造成的伤害，该专利中的阳离子表面活性剂为入十二烷基三甲基氯化铵。该专利的目的是为了减轻对储层的伤害程度。
发明内容
鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是提出一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，能够通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁的稳定性。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，其是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；
以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，阴离子表面活性剂的添加量为0.08-0.42克；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠或十二烷基硫酸钠。
上述的方法中，优选的，所述阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵。
上述的方法中，优选的，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，十二烷基苯磺酸钠的添加量为0.08-0.12克。
上述的方法中，优选的，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，十二烷基硫酸钠的添加量为0.38-0.42克。
上述的方法中，优选的，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；所述的阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)，所述的阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠(ABS)或十二烷基硫酸钠(K12)；当阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠(ABS)时，以100ml水基钻井液计算，CTAB的添加量为0.18-0.22克，ABS的添加量为0.08-0.12克；当阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠(K12)时，以100ml水基钻井液计算，CTAB的添加量为0.18-0.22克，K12的添加量为0.38-0.42克。
本发明的通过控制钻井液润湿性增强井壁稳定性的方法，降低水基钻井液的表面张力并增加其与页岩的接触角，同时增强水基钻井液抑制性，并与水基钻井液有较强的配伍性与兼容性，达到阻缓孔隙压力传递，从而增强井壁稳定性的目的。使用十六烷基三甲基溴化铵主要作用为改变钻井液润湿性能，增加钻井液与页岩接触角，使用的十二烷基苯磺酸钠或十二烷基硫酸钠主要作用为降低水锁效应，降低表面张力。
本发明的突出效果为：
通过两种表面活性剂的协同作用，能够降低钻井液的表面张力、缓解水锁效应，增大水基钻井液与页岩的接触角，阻缓孔隙压力传递，减少钻井液与页岩的接触面积，降低钻井液侵入页岩的程度，从而减弱页岩对钻井液的亲水性，增强井壁页岩的稳定性。
附图说明
图1为未添加复合表面活性剂的水基钻井液与页岩接触角测量图；
图2为实施例1中基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩岩样的接触角测量图；
图3为实施例2中基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩岩样的接触角测量图；
图4为实施例3中基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩岩样的接触角测量图；
图5为实施例4中基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩岩样的接触角测量图；
图6为实施例4中复合表面活性剂添加前后水基钻井液表面张力和与页岩岩样的接触角柱状对比图；
图7为实施例4中复合表面活性剂添加前后页岩样品与钻井液接触后膨胀量曲线对比图；
图8为实施例5中不同流体与页岩接触时的压力传递实验结果对比示意图；
图9为实施例6中不同流体与页岩接触时的压力传递实验结果对比示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
下述实施例中，水基钻井液的配方为：每100ml水中凹凸棒土8克，增粘剂黄原胶0.2克，降滤失剂聚阴离子纤维素0.3克，褐煤树脂1克，氯化钠4克，架桥剂纳米二氧化硅1克(质量浓度为30％，粒径为30-100nm)，pH调节剂碳酸钠0.08克；
水基钻井液的制备方法如下：(1)称取钻井液各配方组分；(2)在容器中加入350ml水，在高速8000r/min搅拌下，依次加入凹凸棒土、黄原胶、聚阴离子纤维素、褐煤树脂、氯化钠、纳米二氧化硅、碳酸钠，配制得到水基钻井液。
实施例1
本实施例提供一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；添加方式是使用GJD-B12K变频高速搅拌机在在2000r/min的转速下搅拌混合。
阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵，阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，CTAB的添加量为0.18克，ABS的添加量为0.1克。
对得到的添加了复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的水基钻井液(简称基于复合表面活性剂的水基钻井液)进行测试，主要反映：(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能参数(表观粘度、塑性粘度、动切力、滤失量、pH)；(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和与页岩接触角。
(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液基本性能测试
测试仪器：ZNN-D6S六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
在室温下(25℃)，测试水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能，分别见表1(未添加复合表面活性剂的水基钻井液基本性能)和表2(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液基本性能)。由表2与表1对比可得，基于表面活性剂的水基钻井液与原水基钻井液(即未添加复合表面活性剂的水基钻井液，下同)的各项参数基本相当，配伍性良好。
表1
| 塑性粘度(mPa·s) | 表观粘度(mPa·s) | 动切力(Pa) | 滤失量(ml) | pH |
| 11 | 17.5 | 6.5 | 20 | 8 |
表2
| 塑性粘度(mPa·s) | 表观粘度(mPa·s) | 动切力(Pa) | 滤失量(ml) | pH |
| 13 | 19 | 6 | 21.5 | 8 |
(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液表面张力和接触角测试
测试仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力仪和与页岩的接触角，其结果分别见表3(未添加复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角)和表4(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角)。由表3和表4对比可得，复合表面活性剂使水基钻井液表面张力降低了43.5％，与页岩接触角提高了108.5％。未添加复合表面活性剂的水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩的接触角测试结果分别见图1和图2。
表3
| 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 49.03 | 20.51 |
表4
| 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 27.71 | 42.76 |
实施例2
本实施例提供一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；添加方式是使用GJD-B12K变频高速搅拌机在在2000r/min的转速下搅拌混合。
阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵，阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，CTAB的添加量为0.22克，ABS的添加量为0.1克。
对得到的添加了复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的水基钻井液(简称基于复合表面活性剂的水基钻井液)进行测试，主要反映：(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能参数(表观粘度、塑性粘度、动切力、滤失量、pH)；(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和与页岩接触角。
(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液基本性能测试
测试仪器：ZNN-D6S六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
在室温下(25℃)，测试基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能，见表5(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液基本性能)。由表5与表1对比可得，基于表面活性剂的水基钻井液与原水基钻井液的各项参数基本相当，配伍性良好。
表5
| 塑性粘度(mPa·s) | 表观粘度(mPa·s) | 动切力(Pa) | 滤失量(ml) | pH |
| 12 | 17 | 5 | 22 | 8 |
(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液表面张力和接触角测试
测试仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得基于复合表面活性剂的钻井液表面张力和与页岩的接触角，见表6(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角)。由表6和表3对比可得，复合表面活性剂使水基钻井液表面张力降低了41.5％，与页岩接触角提高了163％。本实施例的基于复合表面活性剂的钻井液与页岩的接触角的测试结果如图3所示。
表6
| 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 28.69 | 54.01 |
实施例3
本实施例提供一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；添加方式是使用GJD-B12K变频高速搅拌机在在2000r/min的转速下搅拌混合。
阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵，阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，CTAB的添加量为0.22克，ABS的添加量为0.12克。
对得到的添加了复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的水基钻井液(简称基于复合表面活性剂的水基钻井液)进行测试，主要反映：(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能参数(表观粘度、塑性粘度、动切力、滤失量、pH)；(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和与页岩接触角。
(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能测试
测试仪器：ZNN-D6S六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
在室温下(25℃)，测试基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能，见表7(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液基本性能)。由表7与表1对比可得，基于表面活性剂的水基钻井液与原水基钻井液的各项参数基本相当，配伍性良好。
表7
| 塑性粘度(mPa·s) | 表观粘度(mPa·s) | 动切力(Pa) | 滤失量(ml) | pH |
| 11 | 17 | 6 | 21 | 8 |
(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角测试
测试仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和与页岩的接触角，见表8(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角)。由表8和表3对比可得，复合表面活性剂使水基钻井液表面张力降低了43.1％，与页岩接触角提高了145.1％。本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩的接触角的测试结果如图4所示。
表8
| 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 27.88 | 50.26 |
实施例4
本实施例提供一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；添加方式是使用GJD-B12K变频高速搅拌机在在2000r/min的转速下搅拌混合。
阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵，阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，CTAB的添加量为0.2克，ABS的添加量为0.1克。
对得到的添加了复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的水基钻井液(简称基于复合表面活性剂的水基钻井液)进行测试，主要反映：(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能参数(表观粘度、塑性粘度、动切力、滤失量、pH)；(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和与页岩接触角；(3)基于复合表面活性剂的水基钻井液的润滑性、水活度、滚动回收率和膨胀量。
(1)基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能测试
测试仪器：ZNN-D6S六速旋转粘度计、ZNS-5A中压失水仪。
在室温下(25℃)，测试基于复合表面活性剂的水基钻井液的基本性能，见表9(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液基本性能)。由表9与表1对比可得，基于表面活性剂的水基钻井液与原水基钻井液的各项参数基本相当，配伍性良好。
表9
| 塑性粘度(mPa·s) | 表观粘度(mPa·s) | 动切力(Pa) | 滤失量(ml) | pH |
| 12 | 17.5 | 5.5 | 21.5 | 8 |
(2)基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角测试
测试仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和与页岩的接触角，见表10(本实施例的基于复合表面活性剂的水基钻井液的表面张力和接触角)。由表10和表3对比可得，复合表面活性剂使水基钻井液表面张力降低了42.6％，与页岩接触角提高了162.1％。基于复合表面活性剂的水基钻井液与页岩的接触角的测试结果如图5所示。为了更直观的观察复合表面活性剂对水基钻井液的表面张力和与页岩的接触角的影响，绘制了柱状对比图，如图6所示。
表10
| 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 28.13 | 53.76 |
(3)基于复合表面活性剂的水基钻井液的润滑性测试
测试仪器：EP型极压润滑仪
使用EP型极压润滑仪测量原水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液的润滑系数，见表11(钻井液润滑系数)。可以看出，复合表面活性剂与原水基钻井液配伍性良好。
表11
| 配方 | 润滑系数 |
| 原水基钻井液 | 0.24 |
| 本实施例基于复合表面活性剂的钻井液 | 0.24 |
(4)基于复合表面活性剂的水基钻井液的水活度测试
测试仪器：Labswift水分活度仪
使用水分活度仪测量原水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液的水活度，见表12(钻井液水活度)。从表12可以看出，复合表面活性剂原与水基钻井液配伍性良好，水活度参数略有降低。
表12
| 配方 | 水活度 |
| 原水基钻井液 | 0.987 |
| 本实施例基于复合表面活性剂的钻井液 | 0.978 |
(5)基于复合表面活性剂的水基钻井液的膨胀量测试
测试仪器：JHP岩心压制机、ZNP-1型膨胀量测定仪。
测试步骤如下：
(1)取15克膨润土和石英砂(比例为1：1)，使用JHP岩心压制机在8MPa条件下压制30min，测量岩心长度(16mm)和直径(25mm)；
(2)在室温条件下，测试该人工页岩岩样分别与ZNP-1型膨胀量测定仪测试页岩心在水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液的膨胀量。
记录的膨胀数据，可以画出膨胀变化曲线，分析水基钻井液和基于复合表面活性剂的水基钻井液对页岩的抑制效果，结果如图7所示。
由图7可以看出，同一时间内的基于复合表面活性剂的钻井液膨胀量较小，膨胀速度均较慢，抑制页岩水化膨胀效果明显，与原水基钻井液的配伍性良好，同时在一定程度上增加了原水基钻井液的抑制性。
(6)基于复合表面活性剂的水基钻井液的滚动回收率测试
测试仪器：OFITE滚子炉、中兴101型电热鼓风干燥箱。
测试步骤如下：
(1)称取50克6-10目江页一井页岩颗粒与350mL水基钻井液倒入老化罐中，在80℃条件下热滚老化16h；
(2)用40目筛网回收。使用中兴101型电热鼓风干燥箱在100℃条件下烘干4h，再冷却1h后称量岩样质量(克)，计算回收率(％)；
(3)将水基钻井液换成基于复合表面活性剂的水基钻井液，作对比分析。
记录回收页岩质量(克)，换算成回收率(％)，分析不同抑制性钻井液对页岩的抑制水化分散效果，结果表13(页岩滚动回收率)所示。从表13中可以看出，基于复合表面活性剂的水基钻井液抑制页岩水化分散效果显著，复合表面活性剂与原水基钻井液配伍性良好。
表13
| 配方 | 筛余(克) | 回收率(％) |
| 原水基钻井液 | 45.10 | 90.20 |
| 本实施例基于复合表面活性剂的钻井液 | 46.06 | 92.12 |
实施例5
本实施例对通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法所使用的复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂(简称复合表面活性剂)进行性能测试，主要反映：(1)复合表面活性剂的抗盐性能良好；(2)复合表面活性剂能够有效的阻止压力传递，降低渗透率，阻止钻井液对泥页岩的入侵，达到稳定井壁的效果。
(1)水基钻井液的配制
实验仪器：GJD-B12K变频高速搅拌机。
本实施例中提供的复合表面活性剂为：以100ml水的加入量来计算，十六烷基三甲基溴化铵0.2克，十二烷基苯磺酸钠0.1克。对比物为另取一份，以100ml水的加入量来计算，加入4克NaCl进行对比。
其制备方法如下：
在容器中加入500ml水，在2000r/min搅拌下，向水中依次加入十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基苯磺酸钠，配制成基于复合表面活性剂的水溶液；对比物则加入氯化钠。
(2)复合表面活性剂的抗盐性能分析
实验仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得复合表面活性剂的水溶液和加入氯化钠的表面张力和与页岩的接触角，如表14(本实施例中复合表面活性剂溶液和氯化钠溶液的表面张力和接触角)所示。
表14
| 配方 | 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 0.2％CTAB+0.1％ABS | 18.46 | 64.01 |
| 0.2％CTAB+0.1％ABS+4％NaCl | 20.57 | 62.17 |
由表14可见，NaCl的加入对复合表面活性剂的表面张力和接触角产生了一定的影响，有一定程度的降低，但影响不大，说明复合表面活性剂抗盐性能良好。
(3)复合表面活性剂的压力传递实验
实验仪器：HKY-3型页岩压力传递实验装置
实验条件如下：围压为3.5MPa，上游压力控制在2.3MPa，回压为2.6MPa，每分钟记录一次数据，实验岩心规格为长度2cm，直径2.5cm的页岩样品。
通过X衍射方法(XRD)分析该页岩岩样的矿物成分，结果见表15(实验页岩样品的矿物成分)所示。
表15
| 绿泥石/％ | 伊利石/％ | 方解石/％ | 长石/％ | 石英/％ |
| 5 | 5 | 5 | 15 | 70 |
分别对水，复合表面活性剂，复合表面活性剂加盐(Nacl)进行压力传递实验，实验结果如图8所示。
由图8可见，复合表面活性剂在很大程度上降低了渗透率，实验20h后，下游压力数值基本保持不变，稳定在0.04MPa，与水相比，渗透率由3.56×10-2mD降低至6.22×10-5mD，渗透率降低率为99.82％，极大的阻止了钻井液对泥页岩进一步的入侵，达到了保护井壁稳定的效果。同时，抗盐效果良好，加入氯化钠后，经20h实验，下游压力为0.08MPa，渗透率为9.38×10-5mD，渗透率降低率为99.73％，由此可见，盐的加入对渗透率影响较小。
实施例6
本实施例对通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法所使用的复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂(简称复合表面活性剂)进行性能测试，主要反映：(1)复合表面活性剂的抗盐性能良好；(2)复合表面活性剂能够有效的阻止压力传递，降低渗透率，阻止钻井液对泥页岩的入侵，达到稳定井壁的效果。
(1)水基钻井液的配制
实验仪器：GJD-B12K变频高速搅拌机。
本实施例中提供的复合表面活性剂为：以100ml水的加入量来计算，十六烷基三甲基溴化铵0.22克，十二烷基苯磺酸钠0.1克。对比物为另取一份，以100ml水的加入量来计算，加入4克NaCl进行对比。
其制备方法如下：
在容器中加入500ml水，在2000r/min搅拌下，向水中依次加入十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基苯磺酸钠，配制成基于复合表面活性剂的水溶液；对比物则加入氯化钠。
(2)复合表面活性剂的抗盐性能分析
实验仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得复合表面活性剂的水溶液和加入氯化钠的表面张力和与页岩的接触角，如表16((本实施例中复合表面活性剂溶液和氯化钠溶液的表面张力和接触角))所示。
表16
| 配方 | 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 0.22％CTAB+0.1％ABS | 18.73 | 65.12 |
| 0.22％CTAB+0.1％ABS+4％NaCl | 20.89 | 63.85 |
由表16可见，NaCl的加入对复合表面活性剂的表面张力和接触角产生了一定的影响，有一定程度的降低，但影响不大，说明复合表面活性剂抗盐性能良好。
(3)复合表面活性剂的压力传递实验
实验仪器：HKY-3型页岩压力传递实验装置
实验条件如下：围压为3.5MPa，上游压力控制在2.3MPa，回压为2.6MPa，每分钟记录一次数据，实验岩心规格为长度2cm，直径2.5cm的页岩样品。
分别对水，复合表面活性剂，复合表面活性剂加盐(Nacl)进行压力传递实验，实验结果如图9所示。
由图9可见，复合表面活性剂在很大程度上降低了渗透率，实验20h后，下游压力数值基本保持不变，稳定在0.03MPa，与水相比，渗透率由3.56×10-2mD降低至4.707×10-5mD，渗透率降低率为99.86％，极大的阻止了钻井液对泥页岩进一步的入侵，达到了保护井壁稳定的效果。同时，抗盐效果良好，加入氯化钠后，经20h实验，下游压力为0.12MPa，渗透率为1.4×10-4mD，渗透率降低率为99.60％，由此可见，盐的加入对渗透率影响较小。
实施例7
本实施例对通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法所使用的复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂(简称复合表面活性剂)进行性能测试，主要反映：复合表面活性剂溶液的表面张力和与页岩接触角。
(1)复合表面活性剂溶液的配制
实验仪器：GJD-B12K变频高速搅拌机。
实验材料：每100ml水中，十六烷基三甲基溴化铵0.2克，十二烷基硫酸钠038～0.42克。
其制备方法如下：
在容器中加入350ml水，在2000r/min搅拌下，向水中依次加入十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基硫酸钠，配制成复合表面活性剂的水溶液。
(2)复合表面活性剂的表面张力和与页岩的接触角测试
测试仪器：QBZY系列全自动表面张力仪、JC2000DM接触角测量仪。
使用表面张力仪和接触角测量仪测得水和不同浓度的复合表面活性剂的表面张力和与页岩的接触角，如表17(水和不同浓度的复合表面活性剂的表面张力和接触角)所示。
表17
| 配方 | 表面张力(mN/m) | 接触角(°) |
| 水 | 68.5 | 32.5 |
| 0.2％CTAB+0.38％K12 | 24.24 | 48.5 |
| 0.2％CTAB+0.40％K12 | 25.17 | 49 |
| 0.2％CTAB+0.42％K12 | 23.28 | 46.5 |
由表17可见，复合表面活性剂可使水的表面张力降低63.26-66.01％，与页岩接触角提高43.07-50.7％。若与水基钻井液配合，同样可以起到减小表面张力，增大接触角的作用，达到抑制水化膨胀，阻缓压力传递，维护井壁稳定的目的。
由上所述，本发明实施例的通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，通过两种表面活性剂的协同作用，能够降低钻井液的表面张力、缓解水锁效应，增大水基钻井液与页岩的接触角，阻缓孔隙压力传递，减少钻井液与页岩的接触面积，降低钻井液侵入页岩的程度，从而减弱页岩对钻井液的亲水性，增强井壁页岩的稳定性。
Claims (4)
1.一种通过控制水基钻井液润湿性增强页岩井壁稳定性的方法，其是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；
以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，阴离子表面活性剂的添加量为0.08-0.42克；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠或十二烷基硫酸钠。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，十二烷基苯磺酸钠的添加量为0.08-0.12克。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：该方法是在水基钻井液中添加复配的阳离子表面活性剂和阴离子表面活性剂；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠；
以100mL水基钻井液计，其中，阳离子表面活性剂的添加量为0.18-0.22克，十二烷基硫酸钠的添加量为0.38-0.42克。
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