Mechanisms of Borehole Wall Instability in Fukang Sag Block and an Oil Based Drilling Fluid with Plugging and Inhibitive Capacities
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摘要: 针对阜康凹陷区块钻井遭遇的井壁失稳难题，通过全岩矿物分析、黏土矿物分析、岩石微观结构特征分析研究了区块不同层位岩石的特性，发现以高岭土为主的易水化分散矿物含量高和岩石存在大量孔缝微结构是导致井壁失稳的主要原因。以F49井油基钻井液为典型，基于井壁失稳机理提出了钻井液性能优化方向；合成了双亲性聚丙烯酸树脂颗粒作为油基钻井液胶结型封堵剂FD-FK、多聚脂肪酸作为油基钻井液提切剂TQ-FK，经FD-FK与TQ-FK优化后，钻井液的低剪切速率下黏度与动塑比大幅提高，可封堵的孔隙直径范围从2～90 μm扩大至2～380 μm，承压达8 MPa，封堵防塌性能优良。在阜47井三开井段现场应用优化后的防塌封堵油基钻井液，复杂井段的平均井径扩大率仅为3.35%，应用效果优良，为阜康凹陷油气“安全、高效”钻井提供了一项有力技术支撑。Abstract: Whole rock mineral analysis, clay mineral analysis and microstructure analysis of rock have been performed on rock samples taken from different formations to find the root causes of borehole wall instability encountered in the Fukang sag block. The analyses results indicated that it is the high content of kaolinite and large amount of micro pores and fractures developed in the formations that cause the borehole wall to loss its stability. Base on these borehole wall instability mechanisms, the oil based drilling fluid used to drill the well F49 was selected to determine the direction of mud property optimization. FD-FK, an amphiphilic polyacrylic acid resin, was synthesized as a cementitious plugging agent, and TQ-FK, a poly fatty acid was developed as a gelling agent, were developed for use in oil based drilling fluids. The oil based drilling fluid used in drilling the well F49, after treatment with FD-FK and TQ-FK, had its low-shear-rate viscosity and YP/PV ratio greatly increased, and the sizes of fractures that can be plugged by the drilling fluid were increased from 2～90 μm to 2～380 μm. The plugged fractures had pressure bearing capacity increased to 8 MPa, indicating that the oil based drilling fluid had good plugging capacity. The 3rd interval of the well Fu-47 was drilled with the oil based drilling fluid optimized with FD-FK and TQ-FK, the average percent hole enlargement of the problematic sections was only 3.35%. The application of this optimized oil based drilling fluid has provided a effective technical support to the safe and efficient drilling operation in the Fukang sag.
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0. 引言
2020年9月11日，新疆准噶尔盆地阜康凹陷东部风险探井——康探1井喜获高产油气流，油气潜力巨大，是继准东会战30多年后的又一重大突破，有望形成盆地油气勘探开发东西并进新格局[1]。然而，阜康凹陷钻井因地层纵向上发育多套复杂层位而井壁失稳问题突出，井径扩大率达10%以上，最高至50%，严重影响“安全、高效”钻井。钻井液是稳定井壁的关键技术[2-5]，前期使用强抑制性水基钻井液井壁失稳严重，替换为油基钻井液后问题得到一定程度解决，虽证明了油基钻井液在阜康凹陷推广应用潜力[6-9]，但稳定井壁性能仍不够理想。按照一般经验，通过使用氧化沥青等惰性封堵剂、降低滤失量等方法也未能有效改善油基钻井液的井壁稳定性，成为目前亟需解决的钻井液技术难题。
钻井液的性能直接取决于钻井液配方，而钻井液的配方设计必须基于地层情况才能解决钻井难题[10-13]，因此揭示阜康凹陷区块井壁失稳机理是建立阜康凹陷高性能油基钻井液体系的基础与核心研究工作，但尚未开展针对性研究。笔者采用多种测试分析手段，基于地层岩石特性研究揭示了阜康凹陷区块井壁失稳机理，并以F49井油基钻井液为典型，结合机理与钻井液性能不足之处提出了钻井液封堵防塌性能优化方向，并有针对性地在室内合成了2种关键处理剂，通过配方调控、性能优化建立了高性能封堵防塌油基钻井液体系。
1. 阜康凹陷井壁失稳机理
由于阜康凹陷地层纵向上发育多套复杂层位，不同层位均有不同程度的井壁失稳情况出现，为此扩大范围，从2000～5500 m井深内收集了不同层位共17种岩石开展研究。与井壁失稳最密切的岩石特性为岩石构成与岩石形态两大方面，因此对各层位岩石分别开展岩石组成分析及微观形貌分析。
1.1 地层岩石组成分析
为弄清阜康凹陷地层岩石组成，将17种地层岩石样品充分磨碎，选用X射线衍射法分别进行全岩矿物分析以及黏土矿物分析，结果见表1。
表 1 阜康凹陷地层各层位岩石全岩矿物组成岩样 井深/m 层位 矿物含量/% 石英 钾长石 斜长石 方解石 菱铁矿 菱镁矿 石盐 黄铁矿 赤铁矿 重晶石 硬石膏 锐钛矿 片沸石 黏土矿物 1# 2256～2266 K1tg 42.3 9.4 15.5 1.8 1.7 29.3 2# 2592～2596 J2t 37.4 5.4 17.5 1.6 2.9 1.5 4.6 29.1 3# 2900～2906 J2t 56.2 5.3 14.1 0.9 23.5 4 3003～3019 J2x 38.3 2.9 6.3 5.7 4.4 42.4 5# 3240～3247 J1s 47.7 4.4 12.0 35.9 6# 3449～3454 J1b 50.3 11.0 1.1 37.6 7# 3934～3940 T2k 33.7 2.6 11.7 2.0 2.1 2.5 45.4 8# 4297～4317 T1s 27.4 3.0 11.6 4.3 2.0 9.8 10.1 31.8 9# 4460 T1j 28.6 8.0 7.4 56.0 10# 4540～4550 P3W3 27.8 8.1 6.3 3.1 3.1 11.0 40.6 11# 4580左右 P3W3 37.6 4.8 57.6 12# 4650～4660 P3W3 36.6 3.8 4.6 1.3 11.7 42.0 13# 4710～4720 P3W1 31.3 2.3 11.1 6.1 1.9 11.5 35.8 14# 4970～4980 P2l 31.1 26.5 20.1 1.8 20.5 15# 5020～5022 P2l 35.1 30.2 3.1 1.8 5.9 23.9 16# 5218～5222 P2l 28.7 3.3 24.3 6.5 0.9 3.8 4.9 6.7 20.9 17# 5307～5314 P2l 27.3 34.6 7.9 2.4 27.8 由表1可以看出，阜康凹陷地层岩石黏土矿物含量普遍较高，全部在20%以上，大部分在30%以上，少数层位（T1j、P3W3）甚至达到50%以上；黏土矿物含量平均值35.3%，且不存在局部黏土含量超高而局部几乎没有黏土的特殊情况。根据表2中的黏土矿物分析结果可以看出：存在一定量的易水化膨胀黏土矿物蒙脱石，多数含量在10%上下，T1j、P3W3层位含量偏大，而不易水化膨胀但易水化分散的伊利石、高岭石、绿泥石含量普遍较高，根据比例计算三者总含量超过70%的达12种，最低也接近60%。与前期钻井井壁失稳情况对应来看，符合“易水化分散黏土矿物含量高的地层钻井普遍掉块、扩径”的实际井壁失稳情况。
表 2 阜康凹陷各地层岩石黏土矿物组成岩样 黏土矿物相对含量/% 混层比/% I/S I K C C/S I/S C/S 1# 65 15 1 1 18 20 25 2# 66 30 2 2 20 3# 31 41 28 4# 51 14 17 12 6 20 55 5# 47 19 22 12 20 6# 52 22 14 12 20 7# 57 15 16 12 20 8# 67 13 2 1 17 20 10 9# 80 12 4 4 50 10# 75 13 6 6 20 11# 82 7 5 6 40 12# 73 8 9 10 22 13# 57 33 5 5 20 14# 45 34 8 13 15 15# 65 11 11 13 15 16# 56 17 6 21 20 17# 66 15 4 10 5 20 55 1.2 地层岩石微观形貌分析
基于全岩矿物分析及黏土矿物分析结果，使用油基钻井液应能够较好应对易水化分散黏土矿物含量高的地层井壁失稳，然而并未取得理想的现场应用结果。考虑到岩石纳-微米孔缝富集是诱发井壁失稳的重要原因[14-15]：一方面孔缝导致压力传递，另一方面增加了钻井液向岩石内部的渗滤，从而增大了岩石浸泡程度、破坏岩石内聚力造成井壁强度下降，基于此采用扫描电子显微镜（日本JOEL、QUAUTA）观察了各层位岩石的微观形貌。
图1为17种岩石在放大倍数为1000～3000倍下的扫描电子显微镜照片。可以看出：各岩样表面粗糙度均较高，层理发育较弱；样品2#、3#（屯河组）、样品4#（西山窑组）、样品5#（三工河组）、样品6#（八道湾组）与样品8#（烧房沟组）中均观察到大量的孔缝；样品7#（克拉玛依组）、样品12#、13#（上乌尔禾组）、样品14#、15#（芦草沟组）中仍可观察到少量的孔缝；样品1#（吐谷鲁群化）、样品13#、15#中还呈现一定的破碎性，仅样品9#（韭菜园组）、样品11#（上乌尔禾组）表面致密。
进一步，采用精密度更高的冷场发射扫描电子显微镜（日本JOEL、SU8018）对岩样进行微观形貌观察，将放大倍数提高到5000～10 000倍，如图2所示。可观察到：高黏土矿物含量岩样表面呈连续、平滑状，边缘呈白色，如样品4#、9#、11#，而低黏土含量岩屑表面粗糙、凹凸不平，如样品14#～17#；多孔缝形貌更加清晰可见，根据比例尺估算后可知孔缝尺寸分布在几十至几百微米之间，为筛选合适尺寸的封堵材料提供了依据。
1.3 井壁失稳机理浅析
结合对岩石组成、黏土矿物以及岩石微观形貌表征分析结果，可知阜康凹陷地层具有“水化分析散黏土矿物含量高、存在一定水化膨胀黏土矿物、普遍富含纳-微米孔缝”的特点。这种特点决定了钻井液接触地层诱发的井壁失稳主要来自岩石水化分散、内聚力降低而剥落，而多孔缝结构的富集使钻井液在压差作用下更容易进入到地层岩石内部，加剧了这一过程。油基钻井液抑制性超过水基钻井液，然而，F49井现场钻井液浸泡岩心实验结果表明，J1s、J1b、T2k三个层位的岩心常温下浸泡72 h后均发生泡散现象。显然，油基钻井液渗滤至岩心内部之后虽未引起“水化剥落”，但仍然破坏了岩石的整体结构、降低了岩石内部各组分之间的相互作用程度，降低了内聚力，从而引发井壁失稳。
2. F49井油基钻井液性能优化方向
为明确钻井液井壁稳定性优化方向，首先对F49井油基钻井液进行性能评价。F49井油基钻井液是阜康凹陷区块多个井中使用的最典型油基钻井液体系，其基本配方为：5#白油+20%氯化钙盐水（油水比85∶15）+1%有机土+2%主乳化剂+4%辅乳化剂+1%润湿剂+3%氧化沥青+（4%～6%）细目碳酸钙+5%氧化钙+重晶石，密度为1.69 g/cm3。表3为现场取样钻井液老化前后的基本性能。
表 3 F49井油基钻井液基本性能实验
条件PV/
mPa·sYP/
Paφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V热滚前 66 5.62 3/2 1.0/1.5 345 热滚后 68 1.02 2/1 0.5/0.5 3.6 454 注：热滚条件为150 ℃、16 h；流变性测试温度为50 ℃；FLHTHP在3.5 MPa下测定，下同 由表3可知，虽然钻井液的高温高压滤失量得到了较好的控制，但其动切力较低、低剪切速率黏度与静切力小，即钻井液的悬浮性能较差，且电稳定性不佳。
使用石英砂分别制作了不同孔径的砂盘，模拟井下不同尺寸的岩石孔缝，通过测试不同压力下油基钻井液的累计漏失量评价封堵性能，结果如表4所示。
表 4 F49井油基钻井液在不同砂盘中的承压及累计漏失量砂盘孔径/
μm不同压力（MPa）下的累计漏失量/mL 1 2 3 4 5 6 7 8 250 205.9 漏光 150 145.2 漏光 90 40.1 42.2 43.5 45.4 47.0 50.4 54.2 57.7 40 27.1 28.4 30.3 32.3 34.1 35.9 37.7 40.0 2 2.6 2.8 3.1 3.5 3.7 4.0 4.2 4.5 注：测试温度为150 ℃，下同 由表4可以看出，F49井油基钻井液不具备封堵百微米尺寸及以上级别孔缝能力，在2 μm及几十微米级别孔缝中承压虽达到8 MPa，但累计漏失量较大。考虑到钻井液中大量的重晶石（均径74 μm）本身即具有封堵作用，可见钻井液的封堵性能较差。
显然，提高切力与增加封堵能力是F49井油基钻井液的性能优化方向。从稳定井壁的角度讲，封堵是降低钻井液向地层中渗滤、阻止压力传递的必要手段，而提切不仅仅是改善钻井液携带、悬浮岩屑能力的必须，对于封堵也有重要作用。以无土相油基钻井液等凝胶型钻井液体系为例，其井下漏失量极低，原因即在于高切力使油基钻井液在近井壁弱流动区表现出显著“固体”性质，这种凝胶结构发挥了封堵功能。对于封堵剂而言，惰性封堵剂仅能通过理想的级配形成致密的封堵层，而并不能很好保证在孔缝中的滞留能力，更不具备仿生钻井液等技术的“提高岩石的胶结性并稳定井壁”的作用，因此使用具有胶结能力的封堵剂应是提高钻井液封堵性能的重要手段。
3. 关键处理剂的研发与性能评价
针对确定的2个体系优化方向，研发了两种关键处理剂——油基钻井液提切剂与胶结型封堵剂。
3.1 油基钻井液提切剂（TQ-FK）
以油酸、亚油酸为原料，以浓硫酸为催化剂，采用高温下的Diels-Alder双烯成环反应，通过将油酸、亚油酸中所含的碳碳双键加成合成了多聚脂肪酸提切剂TQ-FK。TQ-FK本身可视为一种表面活性物质，含有长脂肪链组成的疏水基团以及多羧酸基组成的亲水基团，从而可吸附在油基钻井液中油-水界面、增强油水界面膜强度并适度絮凝相邻油包水乳滴（close-packing效应）而提高钻井液整体凝胶强度[16]。在纯乳液（5#白油+20%氯化钙盐水+2%主乳化剂+4%辅乳化剂，油水比为85∶15）中、以及在纯乳液中加入1.5% Versagel有机土的含土乳液中加入不同量TQ-FK，分别测试加入前后乳液动切力及φ3、φ6读数，评价TQ-FK的提切能力，结果如图3所示。可以看出：在仅有15%水含量的纯乳液中TQ-FK即能发挥有效提切作用，而在含土乳液中提切效果更佳，说明其与有机土之间可协同增效。
3.2 油基钻井液胶结型封堵剂（FD-FK）
油基钻井液外相为强非极性的油，基于“相似相溶”原理则分散性好的封堵剂应为纯非极性颗粒，但这种结构并不能改善其胶结性，即不存在能够形成氢键、离子键等较高键能的基团从而不具有强胶结能力。基于上述考虑，油基钻井液胶结型封堵剂也应为一种两性物质[17-18]。使用亲水单体N’N-二甲基丙烯酰胺以及混合疏水单体丙烯酸酯（丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸甲酯和丙烯酸十二烷基酯），以油溶性偶氮二异丁腈为引发剂，采用本体自由基聚合法合成了两性聚丙烯酸树脂，并粉碎至平均粒径约40 μm的粉末，得到FD-FK。
FD-FK为一种可高温软化变形的粉末，能够胶结附近的固体颗粒形成尺寸较大的可变形封堵粒子，从而封堵宽尺寸范围孔缝。为准确评价FD-FK的封堵能力，排除钻井液中其余固体颗粒的封堵影响，在不加重油基钻井液中评价封堵性能，结果如图4所示。钻井液配方为：5#白油+20%氯化钙盐水+2%主乳化剂+4%辅乳化剂+1.5%有机土+4%FD-FK，油水比为80∶20。
由图4可以看出，在不含有其他封堵剂的情况下FD-FK即可封堵5～50 μm砂盘孔径，封堵性能突出。此外，使用JHYL-1型动态岩石强度评价系统，在加重钻井液中通过测试柱状天然岩心抗压强度评价了FD-FK的胶结性，结果表明，在原始钻井液中浸泡后的岩心纵向抗压强度为78.4 MPa，而在加入4%FD-FK钻井液中浸泡后的抗压强度为111.0 MPa，证明其在油基钻井液中具有胶结、提高强度的能力。
4. 封堵防塌性能优化
基于井壁失稳机理以及钻井液优化方向，使用研发的两种关键处理剂，对F49井油基钻井液进行防塌封堵性能优化。
在钻井液中加入不同量的提切剂TQ-FK，测量150 ℃热滚后的流变性能、高温高压滤失量与破乳电压，结果如表5所示。可以看出，TQ-FK的增黏效应较弱，1%加量下塑型黏度仅升高3 mPa·s，但动切力、低剪切速率黏度与静切力大幅升高，动塑比显著增加，钻井液凝胶性质增强；TQ-FK还具有提高油基钻井液稳定性的功能，加入后破乳电压提升100 V以上。TQ-FK加量超过0.5%后切力提升幅度变小，源于油-水界面膜吸附量基本饱和，因此将最优加量优选为0.5%。
表 5 TQ-FK对F49井油基钻井液基本性能的影响TQ-KF/
%PV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V0 68 1.02 0.015 2/1 1.0/1.5 3.6 454 0.2 68 6.64 0.098 4/3 2.0/3.5 3.8 642 0.5 69 7.66 0.111 7/6 4.0/6.0 4.0 661 1.0 71 7.66 0.109 8/7 4.5/8.0 4.0 650 将加入0.5%TQ-FK后的钻井液进行砂盘封堵实验，实验方法与表4的实验方法相同，结果如表6所示。
表 6 加入TQ-FK后F49井油基钻井液在不同孔径砂盘中的承压及累计漏失量砂盘孔
径/μm在不同压力（MPa）下的累计漏失量/mL 1 2 3 4 5 6 7 8 250 185.9 漏光 150 94.2 122.5 154.9 222.2 漏光 90 34.2 35.3 36.8 38.0 38.9 39.8 41.1 43.3 40 18.1 19.4 20.3 21.9 22.5 24.0 25.1 26.0 2 2.2 2.6 2.9 3.1 3.2 3.2 3.3 3.4 由表6可以看出，虽仍不能封堵150 μm及以上尺寸砂盘，但与表4中数据相比在2、40、90 μm砂盘的中漏失量显著降低。由于TQ-FK仅小幅增加了钻井液黏度，证实了提升钻井液的“凝胶性”是改善钻井液封堵性的有效手段。
进一步，在上述钻井液中加入了3%～6%的FD-FK，测试150 ℃热滚后钻井液的基本性能，发现FD-FK有一定增黏、提切作用，且通过胶结封堵进一步降低了钻井液的滤失量，如表7所示。
表 7 FD-FK对F49井油基钻井液 性能的影响（150 ℃、16 h）FD-FK/
%PV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V3 71 8.69 0.122 9/6 4.0/6.5 3.4 695 4 73 8.69 0.119 9/8 5.0/8.0 3.2 723 5 77 11.75 0.153 11/10 6.5/8.5 3.2 757 6 80 12.78 0.160 14/12 7.0/9.5 3.0 791 将滚后钻井液再次进行砂盘封堵实验，结果如图5所示。由图5可以发现，FD-FK的加量为4%时，钻井液在2～380 μm砂盘中均可以成功封堵，承压都可达到8 MPa，不出现漏光情况；随着FD-FK加量的增加，8 MPa下的累计漏失量均不断减少，在FD-FK加量位6%时，在380 μm大孔径砂盘中的钻井液漏失量仅为14.8 mL，说明钻井液的封堵防塌效果优良。
5. 现场应用
基于优化后的油基钻井液配方，在阜47井的三开井段（3700～5300 m）展开现场应用。设计要求阜47井三开钻井液密度为1.70～1.80 g/cm3、塑性黏度小于50 mPa·s、终切小于15 Pa。使用F49井油基钻井液处理剂以及研发的FD-FK、TQ-FK，通过提高油水比控制流变性至合理范围、在钻进过程中通过补加重晶石提高密度，并通过约每400 m补加2%的FD-FK保持钻井液的封堵性能，阜47井三开井段钻井液的基本性能见表8。
由表8可以看出，不同井深的钻井液流变性合适、滤失量低，且电稳定性好。三开井段完井历时51 d，未发生井塌、卡钻等事故。测井结果表明，三开井段在井深4000～4450 m平均井径扩大率为3.35%，其余井段扩径率低于2%，相比其余井在4100～4300 m井段平均38.9%的扩径率大幅度降低，防塌封堵效果优良。
表 8 阜47井三开井段钻井液的基本性能ρ/
g·cm−3井深/
mPV/
mPa·sYP/
Paφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V1.70 3702 41 13.80 11/10 5.5/9.5 3.8 638 1.74 3904 44 13.29 11/9 5.5/9.0 4.2 647 1.76 4435 46 12.26 12/10 6.0/10.0 4.2 621 1.79 4768 47 14.31 12/10 6.0/10.0 4.0 666 1.81 5289 50 13.80 14/12 7.5/11.0 4.2 702 6. 结论
1. 针对阜康凹陷钻井井壁失稳频发难题，分析了阜康凹陷2256～5314 m井深范围内的17个层位岩石样品的组成与微观形貌，发现导致失稳的原因是以高岭土为主的易水化分散矿物含量高和岩石存在大量孔缝微结构；提出了改善凝胶性与胶结封堵性的钻井液井壁稳定性优化方向。
2. 合成了多聚脂肪酸提切剂TQ-FK与胶结型封堵剂FD-FK，使用后使阜康凹陷典型油基钻井液的低剪切速率下黏度与动塑比大幅提高，可封堵的孔隙直径范围达2～380 μm，承压达8 MPa，封堵防塌性能大幅度提高。
3. 在阜47井三开井段现场应用了优化后的防塌封堵油基钻井液，复杂井段的平均扩径率仅为3.35%，应用效果优良。
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表 1 阜康凹陷地层各层位岩石全岩矿物组成
岩样 井深/m 层位 矿物含量/% 石英 钾长石 斜长石 方解石 菱铁矿 菱镁矿 石盐 黄铁矿 赤铁矿 重晶石 硬石膏 锐钛矿 片沸石 黏土矿物 1# 2256～2266 K1tg 42.3 9.4 15.5 1.8 1.7 29.3 2# 2592～2596 J2t 37.4 5.4 17.5 1.6 2.9 1.5 4.6 29.1 3# 2900～2906 J2t 56.2 5.3 14.1 0.9 23.5 4 3003～3019 J2x 38.3 2.9 6.3 5.7 4.4 42.4 5# 3240～3247 J1s 47.7 4.4 12.0 35.9 6# 3449～3454 J1b 50.3 11.0 1.1 37.6 7# 3934～3940 T2k 33.7 2.6 11.7 2.0 2.1 2.5 45.4 8# 4297～4317 T1s 27.4 3.0 11.6 4.3 2.0 9.8 10.1 31.8 9# 4460 T1j 28.6 8.0 7.4 56.0 10# 4540～4550 P3W3 27.8 8.1 6.3 3.1 3.1 11.0 40.6 11# 4580左右 P3W3 37.6 4.8 57.6 12# 4650～4660 P3W3 36.6 3.8 4.6 1.3 11.7 42.0 13# 4710～4720 P3W1 31.3 2.3 11.1 6.1 1.9 11.5 35.8 14# 4970～4980 P2l 31.1 26.5 20.1 1.8 20.5 15# 5020～5022 P2l 35.1 30.2 3.1 1.8 5.9 23.9 16# 5218～5222 P2l 28.7 3.3 24.3 6.5 0.9 3.8 4.9 6.7 20.9 17# 5307～5314 P2l 27.3 34.6 7.9 2.4 27.8 
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表 2 阜康凹陷各地层岩石黏土矿物组成
岩样 黏土矿物相对含量/% 混层比/% I/S I K C C/S I/S C/S 1# 65 15 1 1 18 20 25 2# 66 30 2 2 20 3# 31 41 28 4# 51 14 17 12 6 20 55 5# 47 19 22 12 20 6# 52 22 14 12 20 7# 57 15 16 12 20 8# 67 13 2 1 17 20 10 9# 80 12 4 4 50 10# 75 13 6 6 20 11# 82 7 5 6 40 12# 73 8 9 10 22 13# 57 33 5 5 20 14# 45 34 8 13 15 15# 65 11 11 13 15 16# 56 17 6 21 20 17# 66 15 4 10 5 20 55
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表 3 F49井油基钻井液基本性能
实验
条件PV/
mPa·sYP/
Paφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V热滚前 66 5.62 3/2 1.0/1.5 345 热滚后 68 1.02 2/1 0.5/0.5 3.6 454 注：热滚条件为150 ℃、16 h；流变性测试温度为50 ℃；FLHTHP在3.5 MPa下测定，下同
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表 4 F49井油基钻井液在不同砂盘中的承压及累计漏失量
砂盘孔径/
μm不同压力（MPa）下的累计漏失量/mL 1 2 3 4 5 6 7 8 250 205.9 漏光 150 145.2 漏光 90 40.1 42.2 43.5 45.4 47.0 50.4 54.2 57.7 40 27.1 28.4 30.3 32.3 34.1 35.9 37.7 40.0 2 2.6 2.8 3.1 3.5 3.7 4.0 4.2 4.5 注：测试温度为150 ℃，下同
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表 5 TQ-FK对F49井油基钻井液基本性能的影响
TQ-KF/
%PV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V0 68 1.02 0.015 2/1 1.0/1.5 3.6 454 0.2 68 6.64 0.098 4/3 2.0/3.5 3.8 642 0.5 69 7.66 0.111 7/6 4.0/6.0 4.0 661 1.0 71 7.66 0.109 8/7 4.5/8.0 4.0 650
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表 6 加入TQ-FK后F49井油基钻井液在不同孔径砂盘中的承压及累计漏失量
砂盘孔
径/μm在不同压力（MPa）下的累计漏失量/mL 1 2 3 4 5 6 7 8 250 185.9 漏光 150 94.2 122.5 154.9 222.2 漏光 90 34.2 35.3 36.8 38.0 38.9 39.8 41.1 43.3 40 18.1 19.4 20.3 21.9 22.5 24.0 25.1 26.0 2 2.2 2.6 2.9 3.1 3.2 3.2 3.3 3.4
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表 7 FD-FK对F49井油基钻井液 性能的影响（150 ℃、16 h）
FD-FK/
%PV/
mPa·sYP/
PaYP/PV/
Pa/mPa·sφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V3 71 8.69 0.122 9/6 4.0/6.5 3.4 695 4 73 8.69 0.119 9/8 5.0/8.0 3.2 723 5 77 11.75 0.153 11/10 6.5/8.5 3.2 757 6 80 12.78 0.160 14/12 7.0/9.5 3.0 791
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表 8 阜47井三开井段钻井液的基本性能
ρ/
g·cm−3井深/
mPV/
mPa·sYP/
Paφ6/φ3 Gel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V1.70 3702 41 13.80 11/10 5.5/9.5 3.8 638 1.74 3904 44 13.29 11/9 5.5/9.0 4.2 647 1.76 4435 46 12.26 12/10 6.0/10.0 4.2 621 1.79 4768 47 14.31 12/10 6.0/10.0 4.0 666 1.81 5289 50 13.80 14/12 7.5/11.0 4.2 702
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