我国的海陆过渡相页岩主要分布在鄂尔多斯盆地、南华北盆地、沁水盆地的本溪组、太原组以及山西组中，具有极好的页岩气开发潜力。大宁-吉县区块石炭-二叠系的山西组中发育了海陆过渡相页岩，其厚度约为5～10 m，山23亚段的页岩气地质资源量估计高达1.01×1012 m3，资源丰度达1.78×108 m3/km2，这为勘探开发提供了极为广阔的前景。海陆过渡相页岩中黏土矿物含量高，活性黏土矿物水化作用后易发生膨胀和分散作用，且广泛发育微裂缝，重点应该加强对微纳米级裂缝的封堵，实现井壁稳定。

针对泥页岩井壁稳定机理与钻井液应用技术，国内外已形成一套完整成熟的理论体系，且在现场实际应用良好。国外的斯伦贝谢、哈利伯顿、贝克休斯等公司在钻井液的封堵性能、抑制性能以及活度平衡等方面开展钻井液体系优化，形成高效的水基钻井液体系，有效支撑页岩气水平井高效钻完井。国内学者在处理剂合成、处理剂优选、配方优化等方面开展较多研究工作，刘敬平等以多碳醇和磺化沥青钾盐为核心处理剂，研发了一种新型水基钻井液体系，可以有效地抑制页岩膨胀和分散，并具有良好的封堵性能和抗温抗污染性能。赵素娟等以端胺基聚醚和植物油酰胺极压减摩为核心处理剂，开发了一种高性能水基钻井液，表现出良好的流变性、低滤失量和稳定的页岩井壁性能。同时，通过对页岩特征研究，厘清页岩的坍塌机理，并针对性的研发、优选处理剂，并形成钻井液体系，对鄂尔多斯盆地陆相、海陆过渡相页岩气钻井具有一定的借鉴价值。

针对大宁-吉县区块海陆过渡相页岩气水平井钻井过程中井壁易坍塌失稳、摩阻扭矩大等难题，通过开展页岩的液岩作用机理分析，揭示海陆过渡相页岩水基钻井液井壁失稳机理，优选关键处理剂，构建具有强抑制、高效封堵、强润滑等作用的高性能水基钻井液，提高井壁稳定能力、降低摩阻扭矩，为解决大宁-吉县区块海陆过渡相页岩地层钻井难题提供技术支撑。

岩液作用后页岩表面张力变化

根据SY/T 5153—2017测定了不同溶液的接触角（见表1），在去离子水中接触角为9.2°，在5种处理剂中接触角均有所增加，表明处理剂增强了页岩表面的疏水性。海陆过渡相页岩黏土颗粒在疏水抑制剂中的接触角变化幅度最大，这是因为疏水抑制剂吸附在黏土颗粒表面后，其内部分子中的疏水部分覆盖在黏土颗粒表面，形成一层疏水膜能阻止水分子吸附在黏土颗粒表面，使黏土颗粒的润湿性发生反转，进而抑制黏土水化分散，起到更好的页岩抑制效果。

表1岩样在不同抑制剂溶液中的毛管力

同时从表1中可以看出，疏水抑制剂能够有效降低溶液的表面张力，当微裂缝的宽度为0.1μm时，微裂缝对于去离子水的毛管自吸力达到1.44 MPa，而加入疏水抑制剂后可以降低至0.60 MPa，而且随着微裂缝宽度增加毛管自吸力逐渐降低。纳米级别的微裂缝具有较高毛管自吸力，所以在体系构建时应封隔页岩微纳米级裂缝和加入疏水类的处理剂，弱化微纳米级裂缝的毛管自吸力。

抑制剂优选思路

表2不同浓度KCl和甲酸钾水活度

通过海陆过渡相页岩岩心浸泡实验与线性膨胀实验，可以得出甲酸钾、疏水抑制剂对于该区块储层页岩具有良好的抑制效果。其作用原理为：①疏水抑制剂可以在黏土表面吸附后形成一层胶束膜，一定程度上阻止水分子进入黏土晶层，减少水分渗透，从而抑制黏土矿物的水化膨胀，同时，疏水抑制剂能够改善页岩的润湿性和滤液的表面张力，弱化毛细管力，阻止滤液进入地层内部；②甲酸钾则是通过改变水的化学性质和与黏土矿物的相互作用来影响黏土的水化性质，加入甲酸钾后会降低水的活度（表2），产生一定的渗透压差，有利于阻止压力传递到泥页岩中，从而抑制页岩水化膨胀、分散；③KCl可以抑制黏土矿物的水化膨胀，部分是因为它能够影响黏土矿物颗粒表面的电荷分布和相互作用。当黏土矿物水化时，表面的电荷特性会发生变化，导致颗粒之间的斥力增加，从而引起膨胀。KCl的存在可以中和一部分表面电荷，降低颗粒间的斥力，减缓水化膨胀的速率。