In the development of deep shale oil and gas, the working temperature of the water-based drilling fluids is relatively high, which can cause wellbore instability due to the poor temperature resistance of the traditional environmental-friendly additives. To address this issue, this study presents a wellbore stabilizer called PMG, prepared by modifying gelatin (GT) with a resin synthesized by polyvinyl alcohol (PVA) and methacrylic acid (MA) through hydrothermal free radical polymerization, and it can withstand temperature up to 200 °C. The synthesis and thermal stability of PMG were confirmed by Fourier transform infrared spectroscopy (FT-IR) and thermogravimetric analysis (TGA). The wellbore stability performance of PMG was evaluated by linear swelling test, rolling recovery test, core immersion experiment and point load test and the wellbore stability mechanism was also investigated. The results reveal that the swelling height of sodium-based bentonite (Na-BT) in 2.0 % PMG solution at 150 °C is only 0.97 mm; the hot-rolling recovery rate in 2.0 % PMG solution at 200 °C is 72 %; the artificial core still maintains its original appearance after being immersed in 2.0 % PMG solution at 200 °C for 16 h, and the compressive strength increases by 12 %, effectively strengthening the wellbore. In addition, the EC50 value of PMG is > 106 mg/L, and the BOD5/CODcr value is 31 %, indicating that it is non-toxic and biodegradable. PMG has excellent wellbore stability performance, in addition to being able to adsorb on the surface of Na-BT by electrostatic action and hydrogen bonding, the PMG micelles that precipitated from the aqueous solution due to the breaking of hydrogen bonds in the molecular chain at high temperature also form a film on the clay surface, aggregating and cementing the clay particles together, further enhancing the wellbore stability.

Summary Fluid identification using dispersion attribute of seismic data is critical for the reservoir exploration. Frequency-dependent amplitude variation with offset (FAVO) inversion method is an effective approach to estimate seismic dispersion characteristics from pre-stack seismic gathers of partially fluid-saturated reservoirs. However, existing methods neglect this problem that extracting dispersion information directly from seismic data will introduces uncertainty into the inversion results due to the fact that velocity dispersion is caused by numerous elastic and an-elastic subsurface mechanisms. For this reason, we propose a robust fluid identification technique, which is more robust and has higher precision due to the addition of P- and S-wave velocity ratio constraint to the conventional frequency-dependent AVO inversion. In this study, the theoretical model test proves that the P- and S-wave velocity ratio has a significant influence on the prediction results of frequency-dependent AVO inversion. The test results of well-side trace also show that the prediction results of the improved method have higher accuracy due to the constraints of prestack AVO inversion results. This study provides a new idea for improving the accuracy of frequency-dependent AVO inversion.