梁利喜，熊 健，劉向君

(西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500)

水化作用和潤(rùn)濕性對(duì)頁巖地層裂紋擴(kuò)展的影響

梁利喜，熊 健，劉向君

(西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500)

頁巖地層裂紋擴(kuò)展對(duì)頁巖氣井井壁穩(wěn)定有重要影響，而鉆井液與頁巖間相互作用(毛細(xì)管效應(yīng)和水化作用)將對(duì)頁巖地層裂紋擴(kuò)展產(chǎn)生影響。選擇四川盆地龍馬溪組露頭及井下巖心開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究頁巖潤(rùn)濕性和水化作用，基于斷裂力學(xué)理論，考慮水化作用和潤(rùn)濕性(毛細(xì)管效應(yīng))，建立頁巖裂紋裂縫擴(kuò)展模型，分析了水化作用和潤(rùn)濕性對(duì)頁巖裂紋擴(kuò)展的影響。研究結(jié)果表明，龍馬溪組頁巖表面既親油又親水，且頁巖表面更傾向于油濕；頁巖浸泡在水中，水化應(yīng)力隨著時(shí)間增加而先上升后趨于穩(wěn)定，而先浸泡在白油中、后浸泡在水中或浸泡在10%KCl溶液中測(cè)試膨脹應(yīng)力，水化應(yīng)力上升速度減慢；頁巖浸泡在水中，巖樣表面形成的裂縫主要平行于層理面，隨著時(shí)間增加，巖樣保持完整或剝落成碎塊，而頁巖浸泡在10%KCl中，巖樣表面形成裂縫數(shù)量少且破裂程度輕；水化作用和潤(rùn)濕性對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量影響較大及對(duì)頁巖裂紋擴(kuò)展有重要影響，鉆井液體系應(yīng)減小鉆井液濾失量及鉆井液界面張力、增加黏土礦物水化抑制劑和增大鉆井液與頁巖表面接觸角，減小自吸作用，抑制水化作用。油基鉆井液與頁巖表面接觸角小，但其界面張力小，造成毛細(xì)管力小，因此頁巖地層鉆井中，采用油基鉆井液能在一定程度上抑制裂紋擴(kuò)展，使井壁不易失穩(wěn)。

龍馬溪組頁巖；潤(rùn)濕性；水化作用；毛細(xì)管效應(yīng)；應(yīng)力強(qiáng)度因子；裂紋擴(kuò)展

目前，頁巖氣已成為全球非常規(guī)能源勘探與開發(fā)熱點(diǎn)，多國(guó)加入到頁巖氣勘探與開發(fā)熱潮中，而在頁巖氣開發(fā)中遇到的井壁穩(wěn)定問題是一個(gè)重要而又復(fù)雜的課題[1-8]。鉆井過程中，鉆井液濾液沿著頁巖層理面或微裂縫進(jìn)入頁巖地層，地層沿層理面、微裂縫發(fā)生剝落掉塊，掉塊的大小和形狀無規(guī)律，表面為層理面、裂縫面及次生斷面[9]，同時(shí)硬脆性泥頁巖地層井壁失穩(wěn)機(jī)理不同于易水化膨脹的泥頁巖地層井壁失穩(wěn)機(jī)理[10]。頁巖地層的層理比較發(fā)育，脆性大，易在構(gòu)造應(yīng)力作用下形成天然裂縫和誘導(dǎo)裂縫[11-14]。鉆井液在毛細(xì)管效應(yīng)和鉆井壓差作用下，沿著層理面或微裂縫進(jìn)入頁巖地層。鉆井液與頁巖相互作用主要體現(xiàn)在物理化學(xué)變化和力學(xué)效應(yīng)[15]，進(jìn)入頁巖地層的鉆井液(水)與黏土礦物顆粒間發(fā)生物理化學(xué)反應(yīng)，黏土顆粒表面形成表面水化，產(chǎn)生水化應(yīng)力，水化作用在裂紋尖端處引起應(yīng)力集中，造成裂紋擴(kuò)展和延伸，擴(kuò)展混合形成裂縫損傷區(qū)，破壞巖石內(nèi)部結(jié)構(gòu)，降低巖石強(qiáng)度，從而導(dǎo)致井壁失穩(wěn)。因此，頁巖裂紋擴(kuò)展對(duì)頁巖氣井井壁穩(wěn)定有重要影響。折海成等[15]從斷裂力學(xué)角度分析了裂紋起裂，石秉忠等[9,16]利用CT手段從微觀角度分析了水化作用對(duì)裂紋擴(kuò)展的影響，石秉忠等[17]從化學(xué)角度分析了頁巖自吸水化抑制劑對(duì)頁巖裂縫形成的影響，王怡等[18]分析了頁巖浸泡鉆井液后表面分布裂縫對(duì)頁巖強(qiáng)度的影響，盧運(yùn)虎等[19]從力學(xué)角度分析了介質(zhì)潤(rùn)濕性對(duì)頁巖裂縫擴(kuò)展的影響，從不同角度對(duì)頁巖裂紋擴(kuò)展影響因素展開了研究。

從國(guó)內(nèi)外[20]及本課題組現(xiàn)有研究資料看，四川盆地龍馬溪組頁巖巖石黏土礦物以伊利石和綠泥石為主，不含有蒙脫石和高嶺石等膨脹性礦物，這類地層現(xiàn)場(chǎng)施工中水化膨脹縮徑現(xiàn)象較少，而發(fā)生剝落和掉塊現(xiàn)象較多。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)這類巖石雖水化體積膨脹量較小，但水化作用產(chǎn)生的水化應(yīng)力不可忽視。因此，在對(duì)四川盆地龍馬溪組野外露頭及井下巖心開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究龍馬溪組頁巖潤(rùn)濕性和水化作用的基礎(chǔ)上，基于斷裂力學(xué)理論，考慮水化作用和潤(rùn)濕性(毛細(xì)管效應(yīng))，建立頁巖裂紋裂縫擴(kuò)展模型，分析了毛細(xì)管效應(yīng)和水化作用對(duì)頁巖裂紋擴(kuò)展的影響，為頁巖鉆井液優(yōu)化和頁巖氣井井壁穩(wěn)定研究提供新的思路。

1 實(shí)驗(yàn)樣品采集

實(shí)驗(yàn)頁巖樣品采自四川南部地區(qū)古生界下志留統(tǒng)龍馬溪組。龍馬溪組屬海相沉積環(huán)境，該組下部為黑色頁巖，上部為灰色、黃綠色泥質(zhì)或粉砂質(zhì)較大。龍馬溪組頁巖具有較高的有機(jī)質(zhì)豐度，其露頭及井下巖樣有機(jī)碳含量(TOC)為0.35%～18.4%，平均為2.52%，井下樣品有機(jī)碳含量大于2%的高有機(jī)碳頁巖主要分布于龍馬溪組下部黑色頁巖中[21]。

表1 頁巖樣品礦物組成

本文研究頁巖樣品取自于3個(gè)不同地區(qū)龍馬溪組，其中兩組露頭龍馬溪組頁巖樣品采自四川省宜賓市雙河鎮(zhèn)(一組黑色頁巖標(biāo)記為L(zhǎng)1，一組灰色頁巖標(biāo)記為L(zhǎng)2)，一組井下龍馬溪組頁巖樣品采自四川省長(zhǎng)寧地區(qū)某井(標(biāo)記為W)。頁巖巖心采集后研磨成粉末，采用X’Pert PRO全自動(dòng)粉末X-射線衍射儀進(jìn)行礦物組成測(cè)定，結(jié)果見表1。從表1中可知，三組龍馬溪組頁巖樣品礦物組成復(fù)雜，主要含有石英和黏土礦物，黏土礦物以伊利石和綠泥石為主。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

為了評(píng)價(jià)龍馬溪組頁巖表面潤(rùn)濕性，對(duì)頁巖進(jìn)行潤(rùn)濕性測(cè)試。由于頁巖孔隙度和滲透率極低，利用Amott法和USBM法很難測(cè)試潤(rùn)濕性，因此選用接觸角法對(duì)頁巖表面潤(rùn)濕性進(jìn)行定性評(píng)價(jià)，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了露頭頁巖(L1、L2)膨脹應(yīng)力實(shí)驗(yàn)和浸泡實(shí)驗(yàn)。

2.1 潤(rùn)濕性測(cè)試

接觸角法可以快速、準(zhǔn)確評(píng)價(jià)巖石對(duì)液體的潤(rùn)濕性，本文研究采用DSA100光學(xué)接觸角測(cè)定儀來測(cè)量氣—液—巖石體系接觸角，此儀器操作簡(jiǎn)便，測(cè)量精度高，可以測(cè)量體系接觸角，定性評(píng)價(jià)巖石潤(rùn)濕性(氣—液—固體系接觸角測(cè)試中，接觸角小于90°，液體為潤(rùn)濕相；接觸角大于90°，液體為非潤(rùn)濕相)。潤(rùn)濕性測(cè)試液體有水、5#白油、柴油，測(cè)試條件在常溫下，頁巖樣品接觸角測(cè)試結(jié)果見圖1。

圖1 頁巖樣品接觸角測(cè)試結(jié)果

從圖1中可以看出，頁巖表面與水的接觸角小于90°，白油和柴油在頁巖表面擴(kuò)展，說明頁巖表面潤(rùn)濕性表現(xiàn)為不是單一的潤(rùn)濕性，既為油濕也為水濕，即具有兩親性，同時(shí)頁巖表面油濕程度好于水濕程度，更傾向于油濕。

2.2 膨脹應(yīng)力實(shí)驗(yàn)

利用根據(jù)固定體積法原理研制的泥頁巖水化膨脹應(yīng)變應(yīng)力測(cè)試儀，對(duì)頁巖水化膨脹應(yīng)力進(jìn)行評(píng)價(jià)，包括6組實(shí)驗(yàn)：L1和L2頁巖浸泡水膨脹應(yīng)力、L1和L2頁巖浸泡10%KCl溶液膨脹應(yīng)力、L1和L2頁巖先浸泡白油膨脹應(yīng)力后浸泡水膨脹應(yīng)力。頁巖浸泡水、白油中膨脹應(yīng)力實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2，從圖中可看出，頁巖巖樣浸泡水、10%KCl溶液中線水化應(yīng)力隨著時(shí)間增加而先上升后趨于穩(wěn)定，其中L1頁巖線水化應(yīng)力上升速度較慢、幅度較小，很慢達(dá)到穩(wěn)定；L2頁巖線水化應(yīng)力上升速度快、幅度大，很快趨于穩(wěn)定，且在與水接觸的最初0.5 h時(shí)間內(nèi)，線水化應(yīng)力變化趨勢(shì)存在明顯階梯上升現(xiàn)象。結(jié)合圖3(頁巖膨脹應(yīng)力實(shí)驗(yàn)前后巖心對(duì)比)分析，L2頁巖因毛細(xì)管效應(yīng)作用自吸吸水發(fā)生水化，巖樣產(chǎn)生微裂縫面，水沿裂縫面繼續(xù)進(jìn)入巖樣內(nèi)部，黏土顆粒吸水形成表面水化膜，隨著吸水量增加，表面水化膜增厚，使裂縫寬度增加，同時(shí)黏土顆粒產(chǎn)生表面水化力，在裂縫面上產(chǎn)生拉應(yīng)力，一方面使裂縫寬度增加，一方面使裂縫尖端應(yīng)力集中造成裂縫擴(kuò)展，從而使巖樣體積產(chǎn)生宏觀膨脹，造成水化應(yīng)力增加。從圖2中還可以看出，與浸泡水膨脹應(yīng)力測(cè)試相比，頁巖先浸泡在白油中，不產(chǎn)生膨脹應(yīng)力，再浸泡在水中測(cè)試膨脹應(yīng)力，或浸泡在10%KCl溶液中測(cè)試膨脹應(yīng)力，頁巖線水化應(yīng)力上升速度減慢、幅度減小，其中L1頁巖線水化應(yīng)力下降幅度較大，而L2頁巖線水化應(yīng)力下降幅度較小，說明頁巖先浸泡在白油中或浸泡在10%KCl溶液中，可在一定程度上減緩頁巖自吸吸水作用，減小頁巖水化作用，造成水化應(yīng)力上升速度減慢、幅度減小。

圖2 頁巖膨脹應(yīng)力實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖3 頁巖膨脹應(yīng)力實(shí)驗(yàn)前后巖心觀察對(duì)比

2.3 浸泡實(shí)驗(yàn)

頁巖浸泡實(shí)驗(yàn)主要包括4組實(shí)驗(yàn)：L1和L2頁巖浸泡水、L2頁巖浸泡10%KCl溶液、L2頁巖浸泡白油。L1頁巖在浸泡水前后巖樣保存完整，巖樣表面有少量松散顆粒脫落，未發(fā)現(xiàn)裂縫。L2頁巖巖樣浸泡實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。從圖4a可看出，L2頁巖浸泡水、10%KCl溶液后，水化現(xiàn)象較明顯，吸水水化程度較嚴(yán)重，巖樣表面可見裂縫分布，而L2頁巖在浸泡白油前后巖樣保存完整。結(jié)合觀察記錄，L2頁巖浸泡水中，巖樣表面先有大量松散顆粒脫落，3 min后出現(xiàn)裂紋，5 min后沿著平行層理面起裂，裂紋逐漸增寬，很快沿著層理面形成裂縫(L2-1表面裂縫有6條，L2-2表面裂縫有9條)，8 min后表面形成大量平行于層理面的裂縫，同時(shí)沿著層理面破裂成碎塊；與浸泡在水中的巖樣表面形成裂縫過程對(duì)比，L2頁巖浸泡在10%KCl溶液中時(shí)，有少量松散顆粒脫落，巖樣表面出現(xiàn)裂紋時(shí)間延后，5 min后巖樣表面分布的裂縫(L2-1表面裂縫有3條，L2-2表面裂縫有5條)明顯少于浸泡在水中的巖樣(圖4a)，最后巖樣沿著層理面破裂成碎塊(圖4b)，但破裂程度明顯小于浸泡在水中的巖樣，說明KCl溶液對(duì)頁巖水化作用有一定的抑制作用，減少了頁巖水化作用。

3 頁巖裂紋擴(kuò)展分析

頁巖表面既親油又親水，因毛細(xì)管效應(yīng)自吸作用，水進(jìn)入頁巖內(nèi)部發(fā)生水化作用，使顆粒間黏結(jié)力降低。宏觀上表現(xiàn)為巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角降低[22]，導(dǎo)致巖石強(qiáng)度或巖石Ⅰ型斷裂韌性(簡(jiǎn)稱斷裂韌性)下降[15]。同時(shí)水化作用產(chǎn)生水化應(yīng)力，引起裂紋尖端處應(yīng)力集中，使應(yīng)力強(qiáng)度因子增加，當(dāng)應(yīng)力強(qiáng)度因子大于斷裂韌性時(shí)，裂紋擴(kuò)展或延伸。多條微裂紋匯合貫通后形成宏觀裂紋，宏觀裂紋進(jìn)一步發(fā)展形成裂縫，裂縫貫通后將導(dǎo)致巖石破壞[9]。本文基于斷裂力學(xué)理論，以頁巖地層中橢圓裂紋為研究對(duì)象，考慮毛細(xì)管效應(yīng)和水化作用的影響，建立了頁巖裂紋擴(kuò)展模型，并分析了毛細(xì)管力和水化應(yīng)力對(duì)裂紋擴(kuò)展的影響。

圖4 浸泡實(shí)驗(yàn)巖心前后觀察對(duì)比

圖5 裂紋面受力模型

頁巖地層黏土礦物與水相互作用，黏土礦物水化的體積膨脹量較小，但水化作用產(chǎn)生應(yīng)力大小不可忽視。假設(shè)頁巖地層黏土礦物均勻分布，水化應(yīng)力均勻作用于裂紋表面，裂紋中鉆井液的液柱長(zhǎng)2c，水化應(yīng)力關(guān)于裂紋中心對(duì)稱分布，水化應(yīng)力作用長(zhǎng)度為2b，作用于裂紋面上的水化應(yīng)力記作P(圖6)，可得Ⅰ型裂紋應(yīng)力強(qiáng)度因子為：

(1)

水基、油基鉆井液與頁巖接觸后，因毛細(xì)管效應(yīng)作用使鉆井液進(jìn)入頁巖地層。裂紋中心距裂紋中鉆井液前緣距離為c，鉆井液在裂紋尖端產(chǎn)生的毛細(xì)管力沿著液面切線方向指向凹液面，毛細(xì)管力為Pc，毛細(xì)管力作用于裂紋面力為Pccos(θ)，鉆井液界面張力為γ，裂紋面與裂紋中軸線夾角為β，潤(rùn)濕角為θ，裂紋中心寬度為2w，等效半徑為R(圖7)。由圖7可知，毛細(xì)管力為：

(2)

考慮毛細(xì)管效應(yīng)時(shí)，可得Ⅰ型裂紋應(yīng)力強(qiáng)度因子為：

(3)

在地層中，裂紋面上的正應(yīng)力主要由地應(yīng)力、毛細(xì)管力和水化應(yīng)力作用組成，因此，Ⅰ型裂紋應(yīng)力強(qiáng)度因子為：

(4)

當(dāng)裂紋尖端應(yīng)力強(qiáng)度因子KI大于斷裂韌性KIc后，裂紋將發(fā)生擴(kuò)展。為便于分析毛細(xì)管效應(yīng)和水化作用對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子的影響，引入應(yīng)力強(qiáng)度因子增量ΔKI，即：

(5)

應(yīng)力強(qiáng)度因子增量ΔKI越大，裂紋尖端處應(yīng)力越集中，裂紋越易擴(kuò)展，說明毛細(xì)管效應(yīng)或水化作用對(duì)裂紋擴(kuò)展影響越大。利用應(yīng)力強(qiáng)度因子增量分析水化作用和毛細(xì)管效應(yīng)對(duì)頁巖裂紋擴(kuò)展的影響。

水化作用對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量的影響見圖8。從圖8中可知，應(yīng)力強(qiáng)度因子增量隨水化應(yīng)力或水化應(yīng)力作用長(zhǎng)度(b/a)增大而呈上升趨勢(shì)，應(yīng)力強(qiáng)度因子增量上升幅度越大，裂紋尖端應(yīng)力集中程度越明顯，裂紋越易擴(kuò)展。說明水化作用對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量影響較大，造成應(yīng)力強(qiáng)度因子增加，使得裂紋抗張能力減弱，易造成裂紋擴(kuò)展，出現(xiàn)張性裂縫，嚴(yán)重時(shí)將導(dǎo)致井壁失穩(wěn)。選用鉆井液體系時(shí)需要考慮減小鉆井液濾失量，還應(yīng)增加黏土礦物水化抑制劑，減少水化作用影響，有效抑制裂紋擴(kuò)展。

毛細(xì)管效應(yīng)(潤(rùn)濕性)對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量的影響見圖9。從圖9中可知，應(yīng)力強(qiáng)度因子增量隨界面張力增大而線性上升；隨液柱半長(zhǎng)(c/a)增大而先上升、后趨于平緩、再上升，總體呈上升趨勢(shì)，液柱越靠近裂紋尖端，應(yīng)力強(qiáng)度因子增量上升幅度越大，裂紋尖端應(yīng)力集中程度越明顯，裂紋越易擴(kuò)展；隨潤(rùn)濕角增加而呈下降趨勢(shì)，潤(rùn)濕角越大，應(yīng)力強(qiáng)度因子增量越小，裂紋尖端應(yīng)力集中程度減弱，裂紋不易擴(kuò)展，當(dāng)潤(rùn)濕角為90°時(shí)，頁巖表面潤(rùn)濕性表現(xiàn)為中性，應(yīng)力強(qiáng)度因子最小，此時(shí)毛細(xì)管效應(yīng)對(duì)裂紋擴(kuò)展不產(chǎn)生影響。說明毛細(xì)管效應(yīng)(潤(rùn)濕性)對(duì)頁巖井壁裂紋擴(kuò)展有重要影響，鉆井液體系應(yīng)在減小鉆井液界面張力和增大鉆井液與頁巖表面接觸角等方面優(yōu)化，采用優(yōu)化鉆井液體系可有效抑制裂紋擴(kuò)展。

圖6 裂紋在水化作用下分析示意

圖7 裂紋在毛細(xì)管力作用下分析示意

圖8 水化作用對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量的影響

圖9 毛細(xì)管效應(yīng)(潤(rùn)濕性)對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量的影響

頁巖地層鉆井中，水基、油基鉆井液在鉆井壓差和毛細(xì)管效應(yīng)作用下進(jìn)入頁巖地層，水基鉆井液將在頁巖地層中產(chǎn)生水化作用。采用水基鉆井液時(shí)，毛細(xì)管力和水化應(yīng)力將對(duì)頁巖地層裂紋擴(kuò)展產(chǎn)生影響；而采用油基鉆井液時(shí)，毛細(xì)管力將對(duì)頁巖地層裂紋擴(kuò)展產(chǎn)生影響，油基鉆井液與頁巖表面接觸角小，但界面張力也小，產(chǎn)生的毛細(xì)管力較小。在同樣條件下，油基鉆井液對(duì)裂紋擴(kuò)展影響較小，而水基鉆井液對(duì)裂紋擴(kuò)展影響較大。因此頁巖地層鉆井中，采用油基鉆井液能在一定程度上抑制裂紋擴(kuò)展，使井壁不易失穩(wěn)。

4 結(jié)論

(1)龍馬溪組頁巖表面既親油又親水，且頁巖表面更傾向于油濕；龍馬溪組頁巖浸泡在水中時(shí)，水化應(yīng)力隨著時(shí)間增加而先上升后趨于穩(wěn)定，而先浸泡在白油中、后浸泡在水中或浸泡在10%KCl溶液中測(cè)試膨脹應(yīng)力，水化應(yīng)力上升速度減慢。

(2)龍馬溪組頁巖浸泡在水中，巖樣表面形成的裂縫主要平行于層理面，隨著浸泡時(shí)間增加，巖樣保持完整性或水化剝落成碎片或碎塊；而頁巖浸泡在10%KCl溶液中時(shí)，巖樣表面形成裂縫數(shù)少，且破裂程度輕。

(3)水化作用對(duì)應(yīng)力強(qiáng)度因子增量的影響較大，易造成頁巖裂紋擴(kuò)展，鉆井液體系應(yīng)減小鉆井液濾失量和增加黏土礦物水化抑制劑，抑制水化作用。

(4)潤(rùn)濕性對(duì)頁巖裂紋擴(kuò)展有重要影響，鉆井液體系應(yīng)減小鉆井液界面張力和增大鉆井液與頁巖表面接觸角，減小毛細(xì)管效應(yīng)自吸作用。

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(編輯 韓 彧)

Effects of hydration swelling and wettability on propagation mechanism of shale formation crack

Liang Lixi, Xiong Jian, Liu Xiangjun

(StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)

The shale formation cracks have an important influence on the borehole stability of shale well, and the interaction between drilling fluidand shale (capillary effect and hydration swelling) would impact on the propagation mechanism of shale formation crack. In this thesis, experiments were done for the outcrop and well core of the Longmaxi Formation shale of the southern Sichuan Basin to determine shale wettability and hydration swelling. Based on fracture mechanics, the propagation model of shale formation crack was established with the hydration swelling stress and capillary force, and the effects of hydration swelling and wettability on the propagation mechanism of shale formation crack were studied. The result shows that the wettability of the Longmaxi Formation shale is both water-wet and oil-wet, and is more likely to be oil-wet. The hydration swelling stress of the shale tend to ascent first and then become stable with the increase in time. For the shale rocks first soak in oil or KCl, the rise velocity of hydration swelling stress would decrease.The fractures on the sample surface are parallel plane of bedding in the process of immersing in water. With the increasing of immersion time, the sample would keep its integrality or spall to pieces. While the number of the fractures soaking in KCl is less and the cracked degree of the rocks is lighter. The hydration swelling has a great influence on the increment of the stress intensity factor, and the drilling fluid systems need to decrease the drilling fluid filter loss and increase the clay minerals hydrate inhibitor. The wetting behavior has a great influence on the propagation mechanism, and the drilling fluid systems need to reduce the drilling fluid interfacial tension and enlarge the wetting angle between drilling fluid and rock medium. The contact angles of oil-based drilling fluids and shale surface and the interfacial tension are little, which result in small capillary force. Therefore, the oil-based drilling fluid is used to inhibit crack propagation, hence the wellbore will be easy to maintain stable.

Longmaxi Formation shale; wettability;hydration swelling; capillary effect; stress intensity factor; crack propagation

1001-6112(2014)06-0780-07

10.11781/sysydz201406780

2013-10-27；

2014-08-18。

梁利喜(1976—)，男，博士后，講師，主要從事地質(zhì)工程、非常規(guī)頁巖巖石力學(xué)研究。E-mail：274190673@qq.com。

國(guó)家自然科學(xué)基金聯(lián)合基金重點(diǎn)項(xiàng)目“頁巖氣低成本高效鉆完井技術(shù)基礎(chǔ)研究”(U1262209)和國(guó)家自然科學(xué)基金面上項(xiàng)目“硬脆性泥頁巖地層井周裂縫形態(tài)調(diào)控巖石力學(xué)基礎(chǔ)研究”(51274172)聯(lián)合資助。

TE254

A