水合物地層低溫鉆井液對井底巖石表層強度影響

劉天樂，蔣國盛，寧伏龍，張 凌，CHIXOTKIN V F，王 韌，王 瑜

（1.巖土鉆掘與防護教育部工程中心，湖北武漢430074；2.中國地質大學工程學院，湖北武漢430074；3.中國地質大學工程技術學院，北京100083）

水合物地層低溫鉆井液對井底巖石表層強度影響

劉天樂1，2，蔣國盛1，2，寧伏龍1，2，張 凌1，2，CHIXOTKIN V F1，2，王 韌1，2，王 瑜3

（1.巖土鉆掘與防護教育部工程中心，湖北武漢430074；2.中國地質大學工程學院，湖北武漢430074；3.中國地質大學工程技術學院，北京100083）

由于天然氣水合物僅在高壓低溫條件下穩(wěn)定存在，為了保持水合物穩(wěn)定，在鉆井過程中宜采用低溫鉆井液，而在低溫條件下鉆井液能否對井底巖石表層起到軟化作用，對于提高機械鉆速具有重要意義。在分析鉆井液對井底巖石表層軟化作用機制的基礎上，較系統(tǒng)地建立低溫鉆井液軟化井底巖石表層定量評價方法，以清水為對比漿液，通過試驗將6種水合物地層模擬鉆井液（分別含有質量分數(shù)為0.1%的表面活性劑和有機鹽處理劑）在低溫條件下對薄片砂巖試樣的軟化效果進行對比。結果表明：相比于兩種有機鹽處理劑，含表面活性劑的4種模擬鉆井液在低溫條件下對巖樣軟化效果更好，有利于提高巖石破碎效率和機械鉆速；4種含表面活性劑鉆井液中，含十二烷基硫酸鈉（SDS）鉆井液對巖樣的軟化效果最好。

天然氣水合物地層；低溫鉆井液；巖石表層強度；砂巖試樣；軟化

天然氣水合物作為一種資源潛力巨大的清潔新能源，受到了世界上多個國家的青睞［1-4］。目前所取得的研究成果主要來自于海域天然氣水合物的調查與評價，而陸域凍土區(qū)天然氣水合物的研究相對較少［5-6］。在凍土區(qū)含天然氣水合物地層的鉆探取樣僅在美國、日本等先進國家取得過階段性的試驗成果。中國目前在此領域仍處于起步階段，很多技術問題還有待于解決［5］。在含水合物凍土層鉆井過程中，鉆井液溫度對井壁附近凍土層以及賦存于其中的水合物的穩(wěn)定性有很大影響。如果鉆井液溫度過高，在鉆進和取心過程中，會使井壁附近凍土層中的冰融化，造成井眼擴大甚至井壁垮塌。鉆遇含水合物凍土層時，不僅井壁附近凍土層會融化，持續(xù)傳熱還會導致近井壁地層中水合物的分解并不斷向遠離井壁的方向引起連鎖分解，會導致井涌、井噴、井壁迅速垮塌等鉆井事故。由此可見，采用低溫鉆井液在含水合物凍土層鉆井顯得尤為重要［1，5］。國內外學者［6-17］研究了鉆井液密度、接觸角和電阻率等各單一指標對鉆井液軟化井底巖石效果的影響，但未建立各指標對鉆井液軟化井底巖石表層的綜合影響。此外，針對鉆井液軟化井底巖石作用機理及其評價方法，尤其是在低溫條件下，國內外相關研究報導很少。鑒于此，筆者建立基于密度、接觸角和電阻率的鉆井液軟化井底巖石作用的關系函數(shù)和定量評價方法，并進行試驗驗證。

1 鉆井液軟化井底巖石表層作用機制

鉆井過程中鉆頭由表層向內部逐層破碎井底巖石。在鉆壓、轉速和鉆頭性狀不變的情況下，井底巖石表層的破碎效果主要取決于巖石的力學性質、鉆井液的成分及其性能。實踐表明，在鉆井過程中，由于鉆頭旋轉磨蝕和震動沖擊等作用，井底附近的巖石會產(chǎn)生微裂隙，而鉆井液中固相顆粒能夠阻礙這些微裂隙的閉合而降低巖石的界面能，對巖石的破碎產(chǎn)生有利影響［9-10］。固相顆粒要隨著鉆井液進入微裂隙，需要一定的液柱壓力。但是，如果液柱壓力過大，會增大井底巖石表面的結構密實度并降低微裂隙的發(fā)育程度，從而增大巖石界面能［17］，提高巖石破碎難度；如果液柱壓力過小，又不利于維護井壁穩(wěn)定。在鉆井過程中為了改善巖石界面能應合理控制井內的液柱壓力，即合理控制鉆井液的密度［7-15］。

鑒于鉆井液與井底巖石之間存在界面能，鉆井過程中降低井底巖石的界面能對于軟化巖石表層、提高巖石破碎效率具有重要意義［13］。由于通常使用的鉆井液呈弱堿性（pH值介于7～8），對井底巖石的表面不存在酸化溶蝕作用［14］，因此可認為鉆井液與井底巖石幾乎不產(chǎn)生化學反應，即鉆井液的弱堿性對巖石表層結構和表面強度幾乎無影響。相關研究表明［11-13］，在鉆井液溫度較為穩(wěn)定的情況下，井底巖石的界面能與其上覆鉆井液的表接觸角、電阻率和液柱壓力存在一定的關系［13，18］，而液柱壓力則取決于鉆井液的密度。由此可見，井底巖石界面能的降低與鉆井液的接觸角、電阻率和密度存在函數(shù)關系：

式中，ΔEP為巖石界面能降低值；θP、RP、ρP分別為鉆井液接觸角、電阻率和密度。

由Young方程（潤濕方程，是界面化學基本方程之一）及其推導方程可知，巖石界面能與其上覆液體的接觸角成反比關系。巖石界面能與其上覆液體的電阻率亦成反比關系，而與其上覆液體的密度成正比關系［13］。

為了便于評價，需要選取一種參照漿液。由于水是最常見的流體，也是使用最早的鉆井液，因此，試驗中以純水作為參照鉆井液。由于巖石界面能與鉆井液接觸角和電阻率成反比，而與鉆井液的密度成正比，因此，將鉆井液的接觸角和電阻率作分子，將鉆井液的密度作分母，通過與純水相比較引入無量綱的鉆井液相對性能（KP）來定量表征鉆井液的綜合性能。

式中，KP、K1、K2和ρ0分別為鉆井液相對性能、鉆井液相對接觸角相對電阻率和相對密度。

鉆井液的相對接觸角、相對電阻率和相對密度可分別表示為

式中，θB、RB和ρB分別為水的接觸角，（°）；電阻率，Ω·m；密度，g/cm3。

由式（2）和（3）可知，隨著θP減小和θB增大，KP相應增大，電阻率的變化規(guī)律亦是如此。但是，ρP減小，ρ0增大，而KP卻減小，此即表明，在鉆井過程中不能為了盲目地追求降低鉆井液的液柱壓力而過分降低鉆井液密度，因為鉆井液密度過小不利于保持井壁穩(wěn)定，使鉆井液喪失了最重要的功能之一，反而使其綜合性能不夠理想。

由于鉆頭破碎作用首先發(fā)生于巖石的表層，且鉆頭的形狀、性能和鉆壓在短時間內可視為固定不變，破碎效果則直接取決于經(jīng)鉆井液浸泡后巖石表層的強度，因此在試驗室內采用經(jīng)過鉆井液浸泡后的薄片巖樣來代替井底巖石的表層。根據(jù)鉆井過程中鉆頭與井底巖石表層作用的特點，通過靜態(tài)抗壓強度、動態(tài)抗壓強度和顯微硬度來表征薄片巖樣的強度，因此可以建立巖樣綜合強度（σn）函數(shù)來評價薄片巖樣強度的變化與其靜態(tài)抗壓強度、動態(tài)抗壓強度和顯微硬度的關系：

式中，σn、σB、FA和HTB分別為巖樣綜合強度、巖樣靜態(tài)抗壓強度、動態(tài)抗壓強度和顯微硬度，MPa。

由于式（4）是個概念性函數(shù)，無法求得絕對值，因此建立無量綱的巖樣平均相對強度指數(shù)（Kn）來表征巖樣物理力學性質的變化：

式中，Kn、ΔσB、ΔFA和ΔHTB分別為巖樣平均相對強度指數(shù)、巖樣相對靜態(tài)抗壓強度、相對動態(tài)抗壓強度和相對顯微硬度。

為了將鉆井液綜合性能與表層巖石強度的變化有機地聯(lián)系在一起，定量評價鉆井液對井底表層巖石軟化的效果，引入巖樣相對軟化系數(shù)KEP：

通過式（7）可以看出，KP值越大，Kn值越小，KEP值則越大，即在鉆井液浸泡環(huán)境中井底表層巖石越容易破碎，對提高機械鉆速越有利。

2 試 驗

2.1 試驗樣品和材料

試驗用巖石樣品為天然砂巖。試驗前，將所取的砂巖樣品用保鮮膜多層密封包裹，以防止砂巖中的天然水分流失。在試驗室內將砂巖制備成4 cm×4 cm× 1 cm規(guī)格的試塊，之后對試塊再次用保鮮膜進行密封包裹。密封的試塊在試驗過程中即用即拆，不用不拆。以純水作為參照標準，采用配方為“純水+5%聚乙二醇+1%PVP（K90）”的聚合醇鉆井液作為基漿，向基漿中分別添加0.1%常用表面活性劑和無機鹽處理劑作為模擬鉆井液，進行對比試驗研究。試驗中所使用的模擬鉆井液配方如下：

基漿+0.1%十二烷基硫酸鈉，基漿+0.1%線性烷基苯磺酸鈉，基漿+0.1%Antarox B 79R，基漿+ 0.1%Mirapol Surf S210，基漿+0.1%甲酸鈉，基漿+ 0.1%醋酸鉀。

2.2 試驗方法

結合國內外水合物鉆井實踐和前期研究，將試驗溫度定為4℃［19-24］。試驗時，首先將純水和模擬鉆井液分別放置于恒溫箱內冷卻至4℃，待溫度恒定后分別測試其電阻率、密度和液滴在砂巖試樣表面的接觸角，然后繼續(xù)將其放入恒溫箱冷卻至4℃。待其溫度達到4℃，繼續(xù)恒溫冷卻30 min，然后將制備的砂巖試塊拆掉密封膜后浸泡其中。在恒溫箱內浸泡1 h后取出試塊，測試其靜態(tài)抗壓強度、動態(tài)抗壓強度和顯微硬度。

2.3 試驗結果及其分析

2.3.1 鉆井液電阻率和接觸角

分別測定純水和模擬鉆井液在4℃條件下的密度、電阻率以及在砂巖試樣表面的接觸角。由于6種處理劑在模擬鉆井液中只占0.1%（質量分數(shù)），對模擬鉆井液的密度影響微乎其微，因此測出的6種模擬鉆井液的密度均為1.05 g/cm3。電阻率和接觸角測試結果如圖1所示。

圖1 純水和模擬鉆井液的電阻率及接觸角Fig.1 Resistivity and contact angle of pure water and simulation drilling fluids

由圖1（a）可見，含甲酸鈉和醋酸鉀的模擬鉆井液電阻率最低，其次為十二烷基硫酸鈉，而含Mirapol Surf S210、Antarox B 79R和線性烷基苯磺酸鈉的模擬鉆井液電阻率較大，超過80 Ω·m，但是均明顯小于純水。根據(jù)前面分析可知，溶液電阻率越低則越有利于巖石界面能的降低，巖石表層的強度則越低，對鉆頭破碎巖石越有利。由此可見，在相同的基漿中，甲酸鈉、醋酸鉀和十二烷基硫酸鈉對巖石表面強度降低的作用要優(yōu)于其他3種。

由圖1（b）可見，含0.1%十二烷基硫酸鈉模擬鉆井液的接觸角最小，其次為線性烷基苯磺酸鈉，再次為Antarox B 79R。雖然純水和模擬鉆井液的接觸角有所差別，但是其值都沒有超過90°。根據(jù)接觸角的性質可知，若液滴在巖石表面的接觸角小于90°，則液體較易潤濕巖石表層，且在此范圍內，接觸角越小，潤濕性越好，即越容易軟化巖石表層。由此可見，模擬鉆井液對砂巖試樣表面的潤濕性均優(yōu)于水，其中，含十二烷基硫酸鈉模擬鉆井液對砂巖試樣表面的濕潤性最好。

2.3.2 鉆井液相對性能指標

以純水為參照，計算模擬鉆井液的相對接觸角K1、相對電阻率K2、相對密度ρ0以及相對性能指標KP。計算結果如表1所示。

從表1中可以看出，在基漿相同的情況下，對K1值影響最大的是十二烷基硫酸鈉，其次為線性烷基苯磺酸鈉。這是因為，與試驗中所使用的其他表面活性劑和有機鹽處理劑相比，十二烷基硫酸鈉的分子極性表面積更大，更容易吸附巖石表面，即接觸角更小、潤濕性更好；同時，在界面處還能形成更大的極性差。文獻［13］也表明，極性差能降低接觸角、提高潤濕性。對于K2來說，甲酸鈉、醋酸鉀和十二烷基硫酸鈉的影響較大，其中醋酸鉀和甲酸鈉的作用要強于十二烷基硫酸鈉，但差別不很大，這是由于鹽類處理劑在水解作用下能夠在溶液中形成電阻很小的堿性介質，降低溶液的電阻率。綜合來看，對相同體系鉆井液的相對性能指標KP影響最大的是十二烷基硫酸鈉，換言之，即十二烷基硫酸鈉降低砂巖試樣界面能的效果最好。

表1 純水和模擬鉆井液的相對性能指標Table 1 Relative performance index of pure water and drilling fluids

2.3.3 巖樣表面強度變化

分別測試經(jīng)4℃純水和模擬鉆井液浸泡后的砂巖試樣的應力-應變曲線、顯微硬度、靜態(tài)抗壓強度和動態(tài)抗壓強度。試驗結果如圖2、3所示。

圖2 經(jīng)純水和模擬鉆井液浸泡后的砂巖試樣應力-應變曲線Fig.2 Stress-strain curve of sandstone samples after immersion in pure water and simulation drilling fluids

由圖2可見，在0～6 kN的加載范圍內，盡管經(jīng)純水和模擬鉆井液浸泡后的巖樣都產(chǎn)生了形變且變形量很小，但是存在較明顯的差異。與純水相比，經(jīng)模擬鉆井液浸泡后，砂巖試樣的變形量均有所提高。在相同體系的模擬鉆井液中，十二烷基硫酸鈉對砂巖試樣的軟化效果最好，與純水相比，經(jīng)含有十二烷基硫酸鈉模擬鉆井液浸泡后，砂巖試樣的最大變形量提高了38.5%，而甲酸鈉和Antarox B 79R分別提高了28.1%和25.9%，醋酸鉀則為20%，其他兩種表面活性劑作用效果要略差一些。

圖3 經(jīng)純水和模擬鉆井液浸泡后的砂巖試樣顯微硬度、靜態(tài)抗壓強度及動態(tài)抗壓強度Fig.3 Microhardness，static compressive strength and dynamic compressive strength of sandstone samples after immersion in pure water and simulation drilling fluids

由圖3（a）可見，與純水相比，經(jīng)模擬鉆井液浸泡后的砂巖試樣的顯微硬度均顯著降低。其中，在相同體系的模擬鉆井液中，十二烷基硫酸鈉的作用效果最好，與純水相比，砂巖試樣的顯微硬度降低了26.7%，而甲酸鈉、醋酸鉀和線性烷基苯磺酸鈉的作用效果相當，分別為19.8%、22.9%和21.4%，Mirapol Surf S210和Antarox B 79R的作用效果則稍差一些，分別為16.4%和18.5%。試驗結果表明，相對于其他三種處理劑，醋酸鉀、十二烷基硫酸鈉和線性烷基苯磺酸鈉能夠在更大程度上影響砂巖試樣的顯微硬度，與KP值相對應。由此可見，對于顯微硬度來說，KP具有重要的影響。

由圖3（b）、（c）可見，與純水相比，經(jīng)模擬鉆井液浸泡后，砂巖試樣的靜態(tài)抗壓強度和動態(tài)抗壓強度均降低，且變化趨勢較為一致。在6種常用處理劑中，十二烷基硫酸鈉、醋酸鉀和線性烷基苯磺酸鈉對砂巖試樣抗壓強度的影響要大于其他3種，但是差別不很大。其中，十二烷基硫酸鈉作用效果最好，使砂巖試樣的靜態(tài)抗壓強度降低了30.0%，動態(tài)抗壓強度降低了18.8%，而醋酸鉀的分別為22.1%和13.3%，線性烷基苯磺酸鈉的則分別為20.8%和15.6%，其試驗結果再次與KP值存在準確的對應關系。

由此可見，KP不僅對砂巖試樣的顯微硬度具有重要影響，對其靜態(tài)抗壓強度和動態(tài)抗壓強度同樣具有重要影響。同時，砂巖試樣顯微硬度、靜態(tài)抗壓強度和動態(tài)抗壓強度的測試結果驗證了前述理論分析和評價函數(shù)的合理性。

2.3.4 巖樣相對強度指標

根據(jù)式（5）和（6）計算出巖樣的相對靜態(tài)抗壓強度、相對動態(tài)抗壓強度、相對顯微硬度和平均相對強度指數(shù)，由于是相對指標，均為無量綱參數(shù)，單位均為1。結果如表2所示。

由于Kn表征巖樣的平均相對強度，故Kn值越小，巖樣的綜合強度越小，即巖樣越容易被破碎。從表2中可以看出，經(jīng)過模擬鉆井液浸泡后，砂巖試樣的平均強度均小于1（經(jīng)純水浸泡后的砂巖試樣的平均相對強度值）。其中，含有十二烷基硫酸鈉的模擬鉆井液對砂巖試樣平均相對強度指數(shù)影響最大，醋酸鉀和線性烷基苯磺酸鈉效果相當，比十二烷基硫酸鈉略弱，而甲酸鈉、Mirapol Surf S210和Antarox B 79R則要差一些，但是相比于純水還是使巖樣的強度明顯降低。由此可見，Kn與KP存在反比關系，即KP值越大，Kn值越小，且其反差越大說明鉆井液對巖樣的軟化效果越好，在鉆井過程中井底巖石的表層越容易被鉆頭破碎，從而再次印證了前面的理論分析。

表2 經(jīng)純水和模擬鉆井液浸泡后的砂巖試樣相對強度指標Table 2 Relative strength index of sandstone samples after immersion in pure water and simulation drilling fluids

2.3.5 鉆井液的巖樣相對軟化系數(shù)

根據(jù)式（7）計算出在4℃條件下純水和模擬鉆井液的巖樣相對軟化系數(shù)KEP，結果如表3所示。

表3 純水和模擬鉆井液的砂巖試樣相對軟化系數(shù)Table 3 Relative softening coefficient of sandstone samples in pure water and simulation drilling fluids

由表3可見，相比于純水，在低溫條件下試驗中所使用的模擬鉆井液均能夠顯著提高巖樣的軟化效果，且鉆井液性能越好，巖樣的強度越低，其軟化效果越好，定量地表現(xiàn)為巖樣相對軟化系數(shù)越大。

上述試驗表明，與純水相比，含常用表面活性劑和有機鹽處理劑的模擬鉆井液能夠更好地軟化井底巖石表層，有助于提高機械鉆速。其中，在試驗中所使用的6種常用鉆井液處理劑中，十二烷基硫酸鈉的作用效果最好。

3 結 論

（1）建立的理論體系和評價方法具有一定的實用性，與純水相比能夠定量地反映不同體系鉆井液對井底巖石表層強度影響的差異。

（2）在低溫條件下，與水相比，經(jīng)過含表面活性劑和有機鹽處理劑的模擬鉆井液浸泡后，巖樣的強度顯著降低，有助于提高碎巖效率。與試驗中同等質量分數(shù)的其他處理劑相比，含十二烷基硫酸鈉的模擬鉆井液對巖樣軟化效果最好。由于十二烷基硫酸鈉屬于表面活性劑，今后在含水合物地層或凍土區(qū)等低溫條件下鉆井中，應進一步研究表面活性劑在低溫鉆井液中作用機理及其對鉆井液性能的影響，以更合理地使用表面活性劑，提高鉆井效率。

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（編輯 沈玉英）

Influence of low temperature drilling fluid on strength of downhole rock surface

LIU Tianle1，2，JIANG Guosheng1，2，NING Fulong1，2，ZHANG Ling1，2，CHIXOTKIN V F1，2，WANG Ren1，2，WANG Yu3
（1.Geotechnical Drilling and Excavation and Protection of Ministry of Education Engineering Research Center，Wuhan 430074，China；2.Engineering Faculty in China University of Geosciences，Wuhan 430074，China；3.Engineering and Technology Faculty in China University of Geosciences，Beijing 100083，China）

Nature gas hydrate is stable only under conditions of high pressure and low temperature.During the process of drilling low temperature，drilling fluid should be used to maintain the hydrate stability.At low temperature whether drilling fluid can play a role in softening the surface of downhole rock is very important for improving drilling speed.This paper analyzes the softening mechanism of drilling fluid for the surface of downhole rock and established the corresponding relationship functions and evaluation method，which is able to provide theoretical and technical support for improving drilling fluid performance and drilling efficiency during drilling in low temperature formations，such as gas hydrate bearing sediments.On thebasis，the softening effect of drilling fluid for thin sandstone samples through comparative experiments of six simulation drilling fluids（with the amount of 0.1%wt of common surfactants and organic salts）for drilling in gas hydrate bearing sediments with pure water at low temperature was studied.Experimental results show that the experimental drilling fluids with surfactants at low temperature have good softening effect for used rock samples and are conducive to reduce the strength of downhole rock surface，increase rock breaking efficiency and drilling speed.The drilling fluid with sodium dodecyl sulfate（SDS）has the best softening effect among the four drilling fluids with surfactants.

gas hydrate bearing formation；low temperature drilling fluid；rock surface strength；sandstone samples；softening effect

TE 254.1

A

1673-5005（2015）04-0147-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.04.020

2014-12-06

國家自然科學基金項目（40974071，5127417）；湖北省自然科學基金項目（2012FFA047）；中國地質大學（武漢）學校項目（CUGL140819）

劉天樂（1984-），男，講師，博士，研究方向為含天然氣水合物地層、多年凍土區(qū)等低溫條件鉆井與固井工藝技術。E-mail：Liutianle2008@163.com。

CHIXOTKIN V F（1956-），男，教授，博士生導師，俄羅斯自然科學院院士，研究方向為固體礦勘探、多年凍土區(qū)與極地鉆進等工藝與技術以及石油天然氣地層增產(chǎn)技術。E-mail：274485559@qq.com。

引用格式：劉天樂，蔣國盛，寧伏龍，等.水合物地層低溫鉆井液對井底巖石表層強度影響［J］.中國石油大學學報：自然科學版，2015，39（4）：147-153.

LIU Tianle，JIANG Guosheng，NING Fulong，et al.Influence of low temperature drilling fluid on strength of downhole rock surface［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2015，39（4）：147-153.