準(zhǔn)噶爾盆地南緣井壁失穩(wěn)機(jī)理及對(duì)策研究

孫金聲 ，李 銳，王 韌，屈沅治，黃宏軍

1.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川 成都 610500

2.中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 昌平 102206

引言

新疆準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)已有幾十年勘探開發(fā)歷史，但地質(zhì)情況異常復(fù)雜，具有高溫、超高壓、強(qiáng)坍塌應(yīng)力等特點(diǎn)，井壁失穩(wěn)塌陷、卡鉆及漏失等難題一直未得到有效解決[1-5]。

近年來，隨著南緣地區(qū)勘探開發(fā)程度的加深，鉆井深度也逐步增加，這對(duì)配套鉆井液技術(shù)提出了更高的要求[6-8]。通過應(yīng)用油基鉆井液技術(shù)，在降低復(fù)雜發(fā)生率、提高機(jī)械鉆速、優(yōu)化井深結(jié)構(gòu)等方面獲得了一定的進(jìn)展[9-10]。雖然油基鉆井液能夠從源頭解決黏土礦物的水化膨脹問題，且體系熱穩(wěn)定性好、潤滑性優(yōu)異[11-13]，但在實(shí)際應(yīng)用過程中，南緣地區(qū)深部破碎性地層井壁失穩(wěn)等事故仍頻繁發(fā)生，造成重大經(jīng)濟(jì)損失[14-16]。

目前，南緣地區(qū)油基鉆井液應(yīng)用下井壁失穩(wěn)機(jī)理尚不清楚，現(xiàn)場(chǎng)仍欠缺配套提高井壁穩(wěn)定性相關(guān)技術(shù)。為此，本文深入調(diào)研南緣地區(qū)呼探1 井鉆井過程中出現(xiàn)的井下復(fù)雜情況，分析失穩(wěn)井段巖芯和掉塊的理化性能，厘清油基鉆井液浸泡時(shí)間對(duì)巖石力學(xué)性質(zhì)及坍塌周期的影響規(guī)律，揭示井壁失穩(wěn)機(jī)理，并構(gòu)建性能優(yōu)良的強(qiáng)封堵油基鉆井液體系，為解決南緣深層鉆井井壁失穩(wěn)難題提供理論分析與技術(shù)支持。

1 現(xiàn)場(chǎng)復(fù)雜情況分析

呼探1 井位于呼圖縣境內(nèi)，是該區(qū)域的第一口探井，設(shè)計(jì)井深7 280.00 m，井身結(jié)構(gòu)為四開井。2019-09-22 下鉆至4 200.00 m 遇阻，劃眼至井深4 244.05 m，掉塊嚴(yán)重，期間返出4.0 m3巖石掉塊，如圖1 所示。

圖1 呼探1 井紫泥泉子組掉塊Fig.1 Block loss in the Ziniquanzi Formation of Well Hutan 1

使用密度為2.0 g/cm3重漿12.0 m3舉砂，舉砂洗井1 h 后泵壓由28.14 MPa 上升至32.69 MPa，扭矩由2.9 kN·m 上升至14.2 kN·m，上提至2 500 kN，下放至400 kN（原懸重1 740 kN），鉆具卡死?，F(xiàn)場(chǎng)復(fù)雜情況顯示，呼探1 井紫泥泉子組掉塊嚴(yán)重，發(fā)生卡鉆事故。分析復(fù)雜情況及井下掉塊得出，呼探1井紫泥泉子組破碎且微裂縫發(fā)育，油基鉆井液滲入近井壁巖石孔縫，大幅降低鉆井液對(duì)井壁的支撐作用，導(dǎo)致井壁垮塌[17]。

2 失穩(wěn)井段巖樣組構(gòu)及特征分析

2.1 礦物組成分析

巖石礦物組分是影響井壁穩(wěn)定性的重要內(nèi)因[18]。塌陷井段掉塊依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X 射線衍射分析方法：SY/T 5163—2010》進(jìn)行測(cè)試，呼探1 井紫泥泉子組巖樣全巖礦物組成和黏土礦物組成測(cè)試結(jié)果見表1 和表2。

表1 呼探1 井紫泥泉子組全巖組成Tab.1 Whole rock composition of the Ziniquanzi Formation in Well Hutan 1 %

表2 呼探1 井紫泥泉子組黏土組成Tab.2 Clay mineral composition of the Ziniquanzi Formation in Well Hutan 1 %

紫泥泉子組全巖礦物以石英和黏土礦物為主，其中，石英含量27.5%～31.9%，黏土含量46.9%～52.2%；黏土礦物分析結(jié)果顯示，紫泥泉子組黏土礦物以蒙脫石和伊/蒙混層為主，其中，蒙脫石含量33.2%～34.1%，伊/蒙混層含量42.6%～44.8%。巖石中脆性礦物、蒙脫石和伊/蒙混層含量較高，具有脆性強(qiáng)、易水化膨脹及易分散特性，在外力作用下易產(chǎn)生微裂縫，導(dǎo)致巖石力學(xué)強(qiáng)度下降，井壁面臨失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)[19]。

2.2 理化特征分析

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《泥頁巖理化性能測(cè)試方法：SY/T 5613—2016》對(duì)呼探1 井紫泥泉子組巖樣進(jìn)行水、油兩相中分散性和膨脹性測(cè)試，進(jìn)而分析巖樣理化特征。

2.2.1 分散性測(cè)試

130°C條件下，測(cè)試了呼探1 井紫泥泉子組巖樣于3#白油和清水中熱滾16 h 后的回收率，共進(jìn)行3 組平行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3 所示。

表3 呼探1 井巖樣滾動(dòng)回收率Tab.3 Rolling recovery rate of rock samples in Well Hutan 1

由表3 可知，巖樣在3# 白油中的滾動(dòng)回收率95.50%～97.10%，平均滾動(dòng)回收率為96.24%，熱滾前后巖屑顆粒保持較高的完整度；但在清水中的滾動(dòng)回收率為0～1.30%，平均滾動(dòng)回收率僅0.54%，熱滾后溶液渾濁，巖屑分散嚴(yán)重。

2.2.2 膨脹性測(cè)試

測(cè)試了呼探1 井紫泥泉子組巖樣在3#白油和清水中的線性膨脹性，結(jié)果見圖2 和圖3。3#白油作為實(shí)驗(yàn)介質(zhì)時(shí)，24 h 浸泡后壓片形態(tài)保持完整，膨脹率為0；而清水作為實(shí)驗(yàn)介質(zhì)時(shí)，壓片經(jīng)過24 h浸泡后，膨脹率從0 增至32.30%，壓片表面被壓裂，產(chǎn)生明顯裂紋。

圖2 呼探1 井巖樣膨脹率Fig.2 Expansion rate of the rock sample from Well Hutan 1

圖3 膨脹實(shí)驗(yàn)壓片形態(tài)Fig.3 The swelling test tablet morphology

理化特性測(cè)試結(jié)果表明，呼探1 井紫泥泉子組巖石黏土礦物含量較高，導(dǎo)致水敏性較強(qiáng)，在清水中極易膨脹分散。油相抑制性優(yōu)異，巖樣在3#白油中不發(fā)生膨脹分散。因此，相比水基鉆井液，油基鉆井液更適合南緣地區(qū)深井開發(fā)，可以有效提高井壁穩(wěn)定性[20-23]。

2.3 有機(jī)質(zhì)分析

依據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《有機(jī)質(zhì)穩(wěn)定碳同位素測(cè)定同位素質(zhì)譜法：GB/T 18340.2—2010》對(duì)呼探1 井紫泥泉子組巖樣進(jìn)行有機(jī)質(zhì)測(cè)試得出，結(jié)果見圖4，總有機(jī)碳含量為0.08%～0.31%、有機(jī)質(zhì)成熟度為0.64%～0.81%。

圖4 呼探1 井紫泥泉子組有機(jī)質(zhì)含量Fig.4 Organic matter content in the Ziniquanzi Formation of Well Hutan 1

有機(jī)質(zhì)的存在對(duì)井壁穩(wěn)定性具有重要影響。干酪根等有機(jī)質(zhì)在納微米孔隙及層理中發(fā)育，且?guī)r石表面為強(qiáng)親油性，油相濾液自孔隙、層理侵入巖層，易與有機(jī)質(zhì)相互作用，有機(jī)質(zhì)發(fā)生溶脹甚至溶解，引起巖石內(nèi)部應(yīng)力失衡，強(qiáng)度降低，從而導(dǎo)致地層沿層理、裂縫等弱面發(fā)生剝落和坍塌[24]，誘發(fā)井壁失穩(wěn)。

2.4 微觀結(jié)構(gòu)分析

已有研究表明，井壁失穩(wěn)現(xiàn)象與巖石自身的孔縫發(fā)育情況密切相關(guān)[25]。利用掃描電鏡（SEM）對(duì)呼探1 井紫泥泉子組巖樣進(jìn)行觀測(cè)發(fā)現(xiàn)（圖5），巖樣微裂縫和孔隙較為發(fā)育，一方面，弱化了地層的結(jié)構(gòu)力學(xué)強(qiáng)度；另一方面，促進(jìn)了鉆井液對(duì)地層的侵入。

圖5 呼探1 井掉塊SEM 圖Fig.5 SEM image of block drop in Well Hutan 1

采用高壓壓汞法測(cè)試呼探1 井紫泥泉子組巖樣孔徑分布見圖6，地層孔徑主要分布在0.05～3.50 μm，處于納微米級(jí)，即使采用油基鉆井液作業(yè)，在毛管力及井筒液柱壓差作用下鉆井液仍會(huì)侵入地層，增大孔隙壓力，導(dǎo)致鉆井液對(duì)井壁支撐力不足，易引發(fā)井壁塌陷[26]。

圖6 紫泥泉子組巖樣孔徑分布圖Fig.6 Distribution of rock pore size in the Ziniquanzi Formation

另外，巖石中有機(jī)質(zhì)會(huì)在滲入油相浸泡下發(fā)生溶脹，使得巖石應(yīng)力狀態(tài)改變，誘發(fā)掉塊、坍塌等復(fù)雜情況[27-28]。

2.5 潤濕性分析

分析巖樣潤濕性對(duì)井壁穩(wěn)定研究及鉆井液優(yōu)選具有重要作用，本文采用JC2000D 型接觸角測(cè)量?jī)x，對(duì)呼探1 井紫泥泉子組巖樣進(jìn)行表面潤濕性測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如圖7 所示?？梢钥闯?，水相和油相在巖樣表面平鋪，接觸角分別為6.70°和5.12°，說明巖樣具有較強(qiáng)的親水親油特性[29-30]，其物理結(jié)構(gòu)特征與組分相關(guān)[31-32]。紫泥泉子組巖樣黏土礦物含量較高（表1），巖樣表面呈現(xiàn)親水特性；巖樣中有機(jī)質(zhì)含量較高（圖4），巖樣表面呈現(xiàn)親油特性。因此，巖樣表面呈現(xiàn)親水親油特性。

圖7 呼探1 井掉塊潤濕性測(cè)試Fig.7 Block drop wettability test of Well Hutan 1

2.6 堿液侵蝕作用分析

生石灰是油基鉆井液中的必要組分[33]。一方面，它與乳化劑作用提高乳化穩(wěn)定性；另一方面，能夠防止鉆井液被地層中的酸性氣體污染。加入生石灰，使油基鉆井液呈現(xiàn)堿性，而堿性對(duì)巖石結(jié)構(gòu)力學(xué)穩(wěn)定性存在一定破壞作用[34]。

呼探1 井紫泥泉子組巖樣在堿液中浸泡一周后，利用SEM 觀測(cè)其形貌特征變化情況發(fā)現(xiàn)，堿液侵蝕后巖樣表面凹凸不平，出現(xiàn)大量凹陷孔洞，巖石形貌被嚴(yán)重破壞（圖8）。分析可知，紫泥泉子組黏土礦物含量較高，黏土礦物中的石英、長(zhǎng)石等組分易被堿液侵蝕，巖石結(jié)構(gòu)改變，不利于井壁穩(wěn)定[35]。因此，堿液侵蝕作用同樣是誘發(fā)井壁失穩(wěn)的重要因素。

圖8 堿液侵蝕示意圖Fig.8 Schematic diagram of alkaline solution erosion

3 井壁失穩(wěn)機(jī)理分析

一般而言，鉆井過程中掉塊、坍塌及卡鉆等復(fù)雜事故，是受物理因素、化學(xué)因素、力學(xué)因素、機(jī)械因素以及其耦合作用的綜合影響進(jìn)而誘發(fā)的[36]。結(jié)合呼探1 井現(xiàn)場(chǎng)復(fù)雜工況，通過對(duì)失穩(wěn)井段巖樣特性進(jìn)行綜合分析，總結(jié)采用油基鉆井液鉆井誘發(fā)井壁失穩(wěn)的因素主要包括4 個(gè)方面：（1）紫泥泉子組地層孔縫發(fā)育，鉆井過程中井壁在外力和壓差作用下容易進(jìn)一步破裂，產(chǎn)生誘導(dǎo)性裂縫，為油基鉆井液進(jìn)入地層提供了通道；（2）地層巖石具有親油特性，在毛細(xì)管力作用下，加劇了濾液對(duì)地層的侵入，鉆井液進(jìn)入地層后，發(fā)生壓力傳遞，導(dǎo)致孔隙壓力提升，鉆井液對(duì)井壁支撐力不足，易引發(fā)井壁塌陷；（3）地層巖石中含有一定量的有機(jī)質(zhì)，油相侵入后會(huì)與有機(jī)質(zhì)發(fā)生溶脹、溶解等作用，弱化了巖石的力學(xué)強(qiáng)度；（4）地層巖石與油包水體系中的堿液接觸后，受堿液侵蝕作用影響，巖石出現(xiàn)大量凹陷孔洞，降低了結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性。

綜合分析上述誘發(fā)井壁失穩(wěn)的各項(xiàng)主要因素得出，強(qiáng)化鉆井液封堵能力，阻緩壓力傳遞及濾液侵入，是解決南緣深層鉆井井壁失穩(wěn)難題的關(guān)鍵。如何將常規(guī)封堵材料與納微米尺度固相顆粒（材料）相結(jié)合，通過合理的粒度級(jí)配，在近井壁形成一層致密承壓封堵層，則是南緣深層油基鉆井液體系構(gòu)建的重點(diǎn)。

4 油基鉆井液體系構(gòu)建

4.1 基礎(chǔ)配方構(gòu)建

鉆井液處理劑優(yōu)選后，建立了密度為1.4 g/cm3的油基鉆井液基礎(chǔ)配方：90：10（白油：30%CaCl2水溶液）+1.0%～2.0%有機(jī)土+1.5%～3.0%主乳化劑DR–EM+1.5%～3.0% 輔乳化劑DR–CO+1.5% 潤濕劑DR–WA+4.0%～5.0%降濾失劑DR–FLRA+3.0%～4.0%氧化鈣+重晶石。其中，各種處理劑加量為以油水加量為基準(zhǔn)的質(zhì)量百分?jǐn)?shù)。

4.2 封堵劑優(yōu)選

4.2.1 封堵劑級(jí)配

根據(jù)圖6 所示的紫泥泉子組巖樣孔徑累計(jì)分布曲線，確定封堵劑粒徑需要滿足D50=1.50μm 和D90=3.10 μm。本研究從材料性質(zhì)入手，優(yōu)選中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司鉆井液研究所研制的、一類粒徑為0.05～0.15 μm 適用于油基鉆井液的納米封堵劑DR–NS（圖9）[37]，以及與納米封堵劑形成級(jí)配的粒徑為0.10～2.00 μm 的超細(xì)碳酸鈣（廣州榮粵化工原料有限公司生產(chǎn)）、粒徑為0.20～20.00μm 的彈性石墨（青島巖海碳材料有限公司生產(chǎn)）。超細(xì)碳酸鈣作為剛性材料有利于提高井壁的承壓能力，而彈性石墨作為彈性材料可通過擠壓變形進(jìn)入孔縫，起到封堵作用[38]。通過測(cè)試納米封堵劑、超細(xì)碳酸鈣、彈性石墨以不同比例混合后的D50值和D90值得出，當(dāng)三者比例為3：5：2 時(shí)，D50值為1.51μm，D90值為3.25μm，與紫泥泉子組納微米裂縫寬度匹配得當(dāng)。

圖9 納米封堵劑微觀結(jié)構(gòu)及粒徑分布圖Fig.9 Microstructure and particle size distribution diagram of nano plugging agent

4.2.2 封堵劑加量確定

為確定多級(jí)配封堵劑最優(yōu)加量，在溫度為130°C和壓差為3.5 MPa 條件下，利用平均孔徑為3.00μm 的砂盤，測(cè)試基漿中添加不同加量多級(jí)配封堵劑后的PPA 濾失量，測(cè)試結(jié)果如圖10 所示。

圖10 封堵劑加量對(duì)PPA 濾失量影響Fig.10 The influence of plugging agent addition on PPA fluid loss

分析圖中數(shù)據(jù)可知，多級(jí)配封堵劑加量為1%～4%時(shí)，PPA 濾失量顯著下降；多級(jí)配封堵劑加量為5%時(shí)，PPA 濾失量降至0.8 mL；而當(dāng)多級(jí)配封堵劑加量為6%～10%時(shí)，PPA 濾失量幾乎與加量為5%時(shí)一致。綜合考慮封堵效果及鉆井液成本，最終確定多級(jí)配封堵劑最優(yōu)加量為5%。

4.3 油基鉆井液體系構(gòu)建及性能評(píng)價(jià)

為有效解決南緣深層鉆井鉆穿紫泥泉子組易發(fā)生掉塊、坍塌及卡鉆等復(fù)雜的難題，鑒于地層孔隙分布不均的特點(diǎn)，本研究基于處理劑優(yōu)選，構(gòu)建出密度為1.4 g/cm3的強(qiáng)封堵油基鉆井液體系，體系構(gòu)成：90：10（白油：30% CaCl2水溶液）+1.0%～2.0% 有機(jī)土+1.5%～3.0% 主乳化劑DR–EM+1.5%～3.0% 輔乳化劑DR–CO+1.5% 潤濕劑DR–WA+4.0%～5.0% 降濾失劑DR–FLRA+5.0%多級(jí)配封堵劑（納米乳液DR–NS：超細(xì)碳酸鈣：彈性石墨=3：5：2）+3.0%～4.0%氧化鈣+重晶石。

4.3.1 常規(guī)性能評(píng)價(jià)

表4 為呼探1 井油基鉆井液性能評(píng)價(jià)（其中：φ3、φ6—旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)3 轉(zhuǎn)、6 轉(zhuǎn)時(shí)的讀數(shù)）。

表4 油基鉆井液常規(guī)性能評(píng)價(jià)Tab.4 Evaluation of conventional performance of oil-based drilling fluids

分析各體系流變性可知，井漿老化后塑性黏度為41.0 mPa·s、動(dòng)切力為7.0 Pa，本研究基漿老化后塑性黏度為38.5 mPa·s、動(dòng)切力為9.5 Pa，含多級(jí)配封堵劑體系老化后塑性黏度為43.5 mPa·s，動(dòng)切力為10.0 Pa；各體系流變性基本一致，并且封堵劑的添加對(duì)油基鉆井液流變性能影響較小，說明多級(jí)配封堵劑具有良好的配伍性。分析各體系高溫高壓濾失量可知，現(xiàn)場(chǎng)井漿老化后高溫高壓濾失量為5.2 mL，而強(qiáng)封堵油基鉆井液高溫高壓濾失量?jī)H為1.0 mL，表明多級(jí)配封堵劑的添加可有效降低鉆井液在高溫高壓條件下的濾失量。與此同時(shí)，強(qiáng)封堵油基鉆井液破乳電壓明顯高于井漿，說明其體系乳化穩(wěn)定性優(yōu)于井漿。

如圖11 中所示，強(qiáng)封堵油基鉆井液體系固相顆粒粒徑分布范圍較寬（0.05～50.00μm），能夠與地層孔隙、裂縫較好的匹配，可有效弱化濾液進(jìn)入地層，加之體系乳化穩(wěn)定性相對(duì)更強(qiáng)，所以更有利于井壁穩(wěn)定[39]。

圖11 強(qiáng)封堵油基鉆井液固相顆粒粒徑分布Fig.11 The particle size distribution of the solid phase of the strong plugging oil-based drilling fluid

4.3.2 抗溫性能評(píng)價(jià)

根據(jù)地質(zhì)設(shè)計(jì)，結(jié)合鄰井試油資料，呼探1 井所在區(qū)塊的預(yù)測(cè)地溫梯度為1.88°C/hm，該井井底（7 280 m）溫度約167°C。由于溫度超過鉆井液抵抗值后，隨著溫度持續(xù)上升，鉆井液處理劑的功能、黏土顆粒的分散狀態(tài)及鉆井液流變性等均會(huì)受到負(fù)面影響，進(jìn)而增大泥餅的滲透性，導(dǎo)致濾失量增大，無法實(shí)現(xiàn)有效封堵[40]。因此，本研究測(cè)試了強(qiáng)封堵油基鉆井液在不同溫度條件下老化16 h 后的各項(xiàng)性能，結(jié)果見表5。該體系在140～180°C條件下老化后的流變性、乳化性和濾失性能均保持良好，說明強(qiáng)封堵油基鉆井液抗溫能力達(dá)180°C。

表5 強(qiáng)封堵油基鉆井液在不同溫度下的性能Tab.5 Performance of strong plugging oil-based drilling fluid at different temperatures

4.3.3 封堵性能評(píng)價(jià)

為明確強(qiáng)封堵油基鉆井液封堵性能，本研究利用平流泵將油基鉆井液驅(qū)替進(jìn)入與地層滲透率和孔隙度相同的人造巖芯內(nèi)（圍壓和驅(qū)替壓力壓差范圍控制在3.0～3.5 MPa），直至鉆井液穿透巖芯，即獲得鉆井液的突破壓力。實(shí)驗(yàn)采用5 mL/min 的流量進(jìn)行驅(qū)替，結(jié)果如圖12 和圖13 所示。分析可知，基漿突破壓力為16.4 MPa，井漿突破壓力為22.0 MPa，強(qiáng)封堵油基鉆井液突破壓力為32.5 MPa；利用型號(hào)為JSM–6510 的掃描電鏡觀測(cè)使用油基鉆井液驅(qū)替前后的巖芯樣品發(fā)現(xiàn)，驅(qū)替前巖芯內(nèi)部存在大量的微裂縫，基漿、井漿和強(qiáng)封堵油基鉆井液驅(qū)替后微裂縫數(shù)量依次遞減，其中，強(qiáng)封堵油基鉆井液驅(qū)替后微裂縫幾乎被全部覆蓋，表明強(qiáng)封堵油基鉆井液起到了良好的封堵作用。

圖12 驅(qū)替壓力隨時(shí)間變化圖Fig.12 Displacement pressure change with time

圖13 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)前后巖芯掃描電鏡圖片F(xiàn)ig.13 Scanning electron micrographs of the core before and after the displacement experiment

4.3.4 巖芯抗壓強(qiáng)度測(cè)試

不同流體通過孔隙進(jìn)入巖石內(nèi)部，與黏土礦物和可溶有機(jī)質(zhì)發(fā)生作用，巖石內(nèi)部結(jié)構(gòu)均會(huì)被破壞，從而導(dǎo)致抗壓強(qiáng)度降低[41]。本研究是在常溫常壓下，將與掉塊地層孔隙度、滲透率等規(guī)格參數(shù)相同的人造巖芯在清水、井漿、基漿、強(qiáng)封堵油基鉆井液中浸泡3 d 后，利用型號(hào)為RTR–1000（北京奧陶科技有限公司生產(chǎn)）的三軸實(shí)驗(yàn)機(jī)圍壓10 MPa 條件下測(cè)試其抗壓強(qiáng)度，結(jié)果見圖14。

圖14 浸泡不同介質(zhì)后巖芯的力學(xué)強(qiáng)度Fig.14 Mechanical strength of core after soaking in different media

原巖抗壓強(qiáng)度為111.065 MPa，將其在清水中浸泡后抗壓強(qiáng)度降至45.376 MPa，在井漿中浸泡后抗壓強(qiáng)度降至86.154 MPa，在基漿中浸泡后巖石抗壓強(qiáng)度降至80.316 MPa，在強(qiáng)封堵油基鉆井液體系中浸泡后抗壓強(qiáng)度降至95.124 MPa。

分析可知，由于強(qiáng)封堵油基鉆井液中的固相顆粒能夠較好地封堵巖石孔縫，阻止鉆井液進(jìn)入巖石內(nèi)部，所以浸泡后仍保持了較好的力學(xué)強(qiáng)度。

4.3.5 抗污染性能評(píng)價(jià)

為防止地層中的污染物進(jìn)入井筒并與鉆井液發(fā)生作用，惡化鉆井液性能，要求鉆井液應(yīng)具有良好的抗污染性。本研究將強(qiáng)封堵油基鉆井液在180°C條件下熱滾16 h 后，分別加入20%復(fù)合鹽水（5%氯化鈉+15%氯化鈣）和5%硫酸鈣，然后測(cè)試鉆井液各項(xiàng)性能，結(jié)果見表6。污染前強(qiáng)封堵油基鉆井液塑性黏度為43.0 mPa·s、動(dòng)切力為8.0 Pa、破乳電壓為1 399 V（表5），加入20%復(fù)合鹽水后鉆井液塑性黏度為54.0 mPa·s、動(dòng)切力為7.0 Pa、破乳電壓為834 V（表6），與污染前相比，鉆井液流變性保持穩(wěn)定，破乳電壓有所降低，但仍然保持較高值。鉆井液中加入5%硫酸鈣后塑性黏度為44.0 mPa·s、動(dòng)切力為8.0 Pa、破乳電壓為1 257 V，與污染前相比，鉆井液流變性和破乳電壓幾乎保持不變。因此，強(qiáng)封堵油基鉆井液可抗20%復(fù)合鹽水及5%硫酸鈣污染。

表6 不同污染物對(duì)油基鉆井液性能影響Tab.6 The influence of different pollutants on the performance of oil-based drilling fluids

5 結(jié)論

（1）紫泥泉子組以石英和黏土礦物為主，黏土礦物以蒙脫石和伊/蒙混層為主，層理、微裂縫發(fā)育，屬于典型的易膨脹、易分散脆性地層。油基鉆井液在壓力傳遞和毛管力作用下進(jìn)入地層并與巖石組分發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)，破壞巖石結(jié)構(gòu)、降低巖石強(qiáng)度，易誘發(fā)井壁失穩(wěn)。

（2）以粒徑為0.05～0.15μm 的納米封堵劑、粒徑為0.10～2.00 μm 的超細(xì)碳酸鈣和粒徑為0.20～20.00μm 的彈性石墨按3：5：2 比例形成的多級(jí)配封堵劑D50=1.51μm、D90=3.25μm，能夠與紫泥泉子組納微米孔縫尺寸較好匹配，并且適用于油基鉆井液，當(dāng)其加量為5%時(shí)，封堵效果最佳。

（3）基于多級(jí)配封堵劑的優(yōu)選，構(gòu)建了密度為1.4 g/cm3、抗溫達(dá)180°C的強(qiáng)封堵油基鉆井液體系，180°C、高壓濾失量?jī)H2.8 mL，PPA 濾失量0.8 mL，突破壓力較井漿提高10.5 MPa，具有良好的封堵、流變和抗污染等性能，有望解決準(zhǔn)噶爾南緣深層鉆井面臨的掉塊、坍塌及卡鉆等難題。