Use Oil Based Drilling Fluid to Stabilize Borehole Wall and Prevent and Control Mud Losses in Fuxing Area
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摘要: 针对复兴地区凉高山组地层漏失严重，自流井组东岳庙段溢漏同存，地层垮塌掉块，频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析，使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析，再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能，形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术，该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL，填砂管侵入深度小于2 cm；基于压裂砂堵效应，通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂，形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术，堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa，更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用，相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井，优化后钻井液体系的黏度和切力更低，润滑减阻性能更强，漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。Abstract: In shale gas drilling in the Fuxing area, downhole troubles, such as mud losses in the Lianggaoshan formation, coexistence of well kick and mud losses in the Dongyuemiao member of the Ziliujing formation as well as borehole wall collapse which resulted in frequent pump and top drive halt, have frequently been encountered. To solve these problems, rock samples of the Lianggaoshan formation taken from the well Xingye-L2HF and the well Xingye-1002HF as well as rock samples from the Dongyuemiao member of the Ziliujing formation are analyzed with XRD diffraction for their mineral composition. Using SEM, the micromorphology of these rock samples is analyzed. By studying the field operational data, the mechanisms of borehole wall collapse and mud losses are summarized. The oil-based drilling fluid previously used is improved based on the studies for its emulsion stability, friction reduction and plugging capacity. The new oil-based drilling fluid for the drilling operation in the Fuxing area has plugging PPA of less than 2 mL and invasion depth into the sand tube of less than 2 cm. Based on the sand blocking effect in fracturing job, a mud loss control slurry formulated with compound lost circulation material, inducing agent and suspending agent was developed. The pressure bearing capacity of the mud cakes formed by this mud loss control slurry is 7 MPa, making it suitable for controlling mud losses into formations with multiple fractures. Compared with the high density diesel oil-based drilling fluid used in drilling a well in the Fuxing area previously, this new oil-based drilling fluid has lower viscosity, lower gel strengths and higher lubricity, and the occurrence of the complex situations, such as mud losses and borehole wall instability, has significantly been reduced.
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0. 引言
复兴地区完成钻井20余口，前期钻井过程中三开井段钻进遇阻、憋泵、憋扭矩，目的层坍塌、掉块等井壁失稳现象以及因地层裂缝发育，安全密度窗口窄导致的恶性漏失等复杂频繁发生[1-4]。该地区陆相页岩具有纵向岩性变化大、灰岩/砂岩隔夹层发育、层理和天然裂缝发育特征差异大等特点，易造成井壁失稳和地层漏失。目前油基钻井液井壁稳定技术和防漏堵漏技术的研究主要以优化油基钻井液防漏防塌性能，封堵微观孔隙减少滤液侵入，优选油基钻井液专用封堵材料，封堵微裂缝形成致密封堵层为主。刘可成等人[5]通过分析区块不同层位岩石的特性，研究井壁失稳的主要原因，基于井壁失稳机理，合成胶结型封堵剂FD-FK和提切剂TQ-FK，提高钻井液的LSRV值与动塑比，优化油基钻井液封堵防塌性能。马少强等人[6]在油基钻井液中加入纳微米成膜封堵材料和合理级配的固相颗粒，提高体系封堵页岩微细、微纳米孔缝的性能，减少油基钻井液和滤液进入地层，从而提高裂缝性泥页岩地层的井壁稳定性。李科等人[7]在分析济阳坳陷页岩油漏失机理的基础上，研制出自适应封堵性强，具有高压缩回弹性和高变形性的耐油弹性孔网材料IWN-1，再优选核桃壳、抗高温耐油合成橡胶颗粒、矿物纤维等作为填充材料，研制了适用于油基钻井液的一袋式堵漏剂，室内评价实验和现场应用证明一带式堵漏剂该封堵效果好，能较好解决页岩油油基钻井液漏失难题。李文哲等人[8]采用经过表面改性处理，D50为0.455 μm，油基分散性、韧性较强可变形胶粒作为封堵填充；D50为1.121 μm，颗粒粒度分布范围广、刚性强度高、拉伸强度高的合成石墨作为封堵骨架，形成专项防漏堵漏技术，该钻井液体系的承压封堵能力最高可达9.57 MPa。
目前适用复兴地区页岩气井的油基钻井液处理剂和体系，以及针对复兴地区的防漏堵漏技术的研究相对较少。因此，需要强化油基钻井液封堵防塌性能和漏失封堵能力，形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术，降低井下井壁失稳及漏失风险。
1. 复兴地区页岩气井井壁失稳、地层漏失机理
复兴地区已完钻作业井目的层为凉高山组以及自流井组东岳庙段，凉高山组主要复杂是发生地层漏失，自流井组东岳庙段主要复杂是溢漏同存，地层垮塌掉块，频繁憋泵蹩顶驱。为此，共获取兴页1002HF井及兴页L2HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层砂岩岩心2块、泥岩岩心1块、页岩岩心5块。地层井壁失稳和漏失一般与岩石的矿物组成、岩石形态、岩石力学参数关系密切，因此对凉高山组以及自流井组东岳庙段的岩心开展矿物组、微观形貌实验分析。
1.1 矿物组成
利用X射线衍射仪对兴页1002HF井及兴页L2HF井自流井组东岳庙段地层进行全岩矿物分析以及黏土矿物分析，实验结果见表1和表2。可知，自流井组东岳庙段黏土矿物含量较高，达到了48%～58%，其中黏土含量以易水化分散的伊蒙间层和伊利石为主，两者占黏土矿物平均相对含量超过65%，占绝对含量约40%。
表 1 兴页1002HF井及兴页L2HF井自流井组东岳庙段地层全岩矿物分析结果样品号 矿物含量/% 石英 斜长石 方解石 白云石 方沸石 重晶石 硬石膏 黏土矿物 兴页L2HF井 33.7 5.0 4.5 3.0 5.2 48.6 兴页1002HF井 24.0 2.8 3.0 1.5 7.5 3.8 57.4 表 2 兴页1002HF井及兴页L2HF井自流井组东岳庙段地层黏土矿物分析结果样品号 黏土总量/ 黏土矿物含量/% 间层比/% 伊/蒙间层/(I/S) 伊利石/I 高岭石/K 绿泥石/C % 相对 绝对 相对 绝对 相对 绝对 相对 绝对 I/S 兴页L2HF井 48.6 25 12.2 56 27.2 19 9.2 15 兴页1002HF井 57.4 17 9.8 37 21.2 20 11.5 26 14.9 20 1.2 岩石微观形貌分析
选取兴页1002HF井及兴页L2HF井代表性岩样进行SEM扫描电镜测试，分析凉高山组和自流井组东岳庙段地层岩石在浸泡油基钻井液后的微观结构，结果见图1～图4。可知，页岩整体结构比较致密，且存在较多的微裂缝、片状黏土矿物和局部发育溶孔，还存在石英、长石等。其中东岳庙段中多数为长度5～20 μm，宽度2～10 μm裂缝，凉高山组孔缝更发育、微裂缝以及蜂窝状小孔洞更显著，孔洞等效直径相对更大，约为10～15 μm；根据浸泡后SEM电镜测试图像分析可知，东岳庙段与凉高山组中均有明显钻井液附着现象，在溶孔附近黏土矿物含量较高，且出现多个溶孔，表明黏土矿物在油基钻井液的作用下或物态变化时易发生水化膨胀和溶蚀软化，使局部页岩的孔隙度增大，结构变松，强度降低。
1.3 井壁失稳机理
通过对自流井组东岳庙段地层岩石矿物组成、微观形貌分析，结合井壁坍塌掉块形状，可知复兴地区自流井组东岳庙段的地层井壁失稳主要原因：①页岩稳定性差，钻开后易发生垮塌，钻井过程中机械碰撞、压力波动等外界因素均易形成页岩持续垮塌掉落，页岩持续垮塌掉落形成了“大肚子”井段，造成掉块不易返出以及钻具起下易发生阻卡；②该层段的泥页岩属于黏土矿物含量高达48%～58%，且以易水化分散的伊蒙间层和伊利石为主，长时间受钻井液浸泡容易发生分散、破裂和剥落掉块，导致井壁失稳等现象发生；③虽然油基钻井液浸泡岩样后裂缝数量占比变化不大，页岩“水化剥落”不明显，但是破坏了地层岩石的整体力学性能，加上电测、下套管等作业过程中激动压力较大，易产生井壁失稳。
1.4 地层漏失机理
凉高山组地层漏失主要原因是：①凉三段是细砂岩与泥岩互层的低压地层，具有一定渗透性，易出现渗透性漏失；②地层孔缝和微裂缝发育，孔洞直径约为10～15 μm，易产生裂缝性漏失；③凉二段岩石黏土含量高达60%～70%，油基钻井液浸泡易发生水化膨胀和溶蚀软化，使局部页岩的孔隙度增大，易产生诱导诱导性漏失。
自流井组东岳庙段和马鞍山段漏失主要原因：①马鞍山段微裂缝发育，裂隙主要为层间缝、粒间缝、粒沿缝，大小为（0.2～10） μm×（1～250） μm，通过测井电成像判断马鞍山顶部存在泥岩裂缝，易出现裂缝性漏失；②东岳庙段微裂缝发育，黏土矿物含量高，局部溶孔结构发育，在钻井液长期浸泡后易产生渗透性漏失；③东岳庙段东二亚和东一亚段交界处岩性转换面稳定性差、易垮塌，而且马鞍山段和东岳庙段三压力接近、安全密度窗口窄，钻井液密度小幅波动就可能导致地层发生激动压力漏失。
2. 复兴地区油基钻井液井壁稳定技术
针对复兴地区凉高山组和自流井组东岳庙段、马鞍山段地层漏失严重，影响作业时效以及东岳庙段井壁失稳、垮塌掉块、频繁憋泵憋顶驱的问题，对现场油基钻井液体系的井壁稳定技术优化研究，并对体系优化前后的性能进行对比评价。
2.1 油基钻井液体系优化
复兴地区现场使用的是高密度柴油基钻井液，该体系虽然流变性能较为稳定，抑制、润滑、封堵性能较好，但还需要进一步提高油基钻井液的乳化稳定、降摩减阻以及封堵防漏性能，来保障复兴地区钻井过程中作业安全，有效降低井下井壁失稳及漏失风险，确保油气田持续高效的开发[9-10]。
基础配方为：油水比80/20，0#柴油+3.2%主乳+0.8%辅乳+3.0%氧化钙+1.5%有机土+3.0%降滤失剂+1.0%封堵剂+60 mL盐水（25%CaCl2溶液）+重晶石。
2.1.1 乳化稳定技术
使用较低黏度和切力的高密度油基钻井液可以更好的调节钻井过程中的ECD，降低自流井组东岳庙段、马鞍山段等窄密度窗口井段的井漏和垮塌风险[11]。表3不同基油新配浆钻井液的基本性能，可以看出，柴油基钻井液通过调节有机土加量也能获得较低黏度和切力，高温高压滤失量表现优异，但3#白油基钻井液的黏度和切力相对更低。
表 3 不同基油新配浆钻井液的基本性能基油 有机土/
%状态 φ6 /
φ3AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
PaES/
VFLHTHP/
mL3#白油 1.5 滚前 4/3 33.0 28 5.0 872 滚后 4/3 32.5 29 3.5 635 2.8 2.0 滚前 6/5 39.0 32 7.0 916 滚后 6/5 39.0 32 7.0 723 2.8 2.5 滚前 7/6 46.0 38 8.0 1039 滚后 7/6 41.5 34 7.5 741 2.4 0#柴油 1.5 滚前 5/4 36.5 31 5.5 1015 滚后 5/4 35.5 30 5.5 731 2.6 2.0 滚前 7/6 41.5 34 7.5 1118 滚后 7/6 39.5 32 7.5 743 2.4 2.5 滚前 9/8 47.5 38 9.5 1200 滚后 9/8 45.0 35 10.0 758 2.0 钻井液配方：240 mL基油+3.2%主乳化剂HIEMUL+0.8%辅乳化剂HICOAT+2.0%CaO+有机土MOGEL+3.0%降滤失剂HIFLO+1.0%封堵剂+60 mL盐水（25%CaCl2溶液）+重晶石至2.00 g/cm3；实验条件：100 ℃老化16 h，65 ℃测试流变性。
白油由于规格型号和品类差异，其基础黏度对高密度油基钻井液性能影响较大。室内分别对不同运动黏度的白油在钻井液体系中的性能进行了评价，结果见表4。
表 4 不同运动黏度白油新配浆性能运动黏度/
(mm2/s 40 ℃)基础油AV/
(mPa·s 40 ℃)AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Paφ6/
φ3ES/
VFLHTHP/
mL1.63 1.0 50 40 7 5/4 965 2.0 2.02 1.0 53 44 7 6/5 872 2.2 2.58 1.5 59 52 7 7/6 891 2.4 3.01 1.5 66 60 6 8/7 934 2.4 3.62 2.0 75 68 7 11/10 964 2.8 5.04 3.0 106 98 8 14/12 988 3.0 白油品类受炼化厂生产工艺影响，一般常规3#轻质白油标准的运动黏度为一个波动范围（通常为2.6～3.6 mm2/s（40 ℃）），在这种波动范围内，如运动黏度偏高限时，对油基钻井液性能影响较大。所以，选用运动黏度小于3.0 mm2/s（40 ℃）的优质3#白油作为高密度油基钻井液基础油。
进一步评价不同基油钻井液被预污染后加入润湿剂-4的钻井液性能，结果见表5。可知，40%的总污染量造成钻井液大幅度增稠，其中白油混浆低密度固相容量限相对更高；提前加入润湿剂后，可明显提高钻井液的抗污染能力和低密度固相容量限，起到预防污染提高体系乳化稳定性能的作用。
表 5 不同基油钻井液预防污染性能评价钻井液 润湿剂-4 状态 φ600/φ300 φ6/φ3 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Pa柴油基 空白 滚前 262/151 17.0/14.0 131.0 111 20.0 滚后 258/150 18.0/14.0 129.0 108 21.0 1.0% 滚前 219/121 8.0/6.0 109.5 98 11.5 滚后 232/126 8.0/6.0 116.0 106 10.0 2.0% 滚前 202/108 5.0/4.0 101.0 94 7.0 滚后 192/103 5.0/3.0 96.0 89 7.0 3.0% 滚前 198/105 4.0/3.0 99.0 93 6.0 滚后 190/100 4.0/3.0 95.0 90 5.0 白油基 空白 滚前 246/139 15.0/12.5 123.0 107 16.0 滚后 224/130 17.0/15.0 112.0 94 18.0 1.0% 滚前 213/120 11.0/9.5 106.5 93 13.5 滚后 180/99 6.0/5.0 90.0 81 9.0 2.0% 滚前 200/112 9.0/7.0 100.0 88 12.0 滚后 165/88 44.0/3.0 82.5 77 5.5 3.0% 滚前 184/103 6.5/5.0 92.0 81 9.0 滚后 160/84 3.0/2.0 80.0 76 4.0 注：32%膨润土粉+8%高岭石粉(过筛孔为140目的筛子)。 2.1.2 降摩减阻技术
针对复兴地区作业井起下钻上提下放摩阻较大，蹩泵蹩顶驱现象频繁等问题，研发出能减低油基钻井液挤压润滑系数、泥饼黏附系数，提高抗磨性能，增强体系润滑减阻性能的高效油基润滑剂SLIP-O-NG。SLIP-O-NG主要由改性植物油，双吸附基表面活性剂以及纳米微粒等多种成分构成，其具有层状结构的饱和亲油醚类物质，吸附在黏土微粒表面上，可以降低黏土微粒流动时的滑动摩擦阻力；润滑剂中的—OH、—O—、—CONH2等极性基团，可在地层岩石和钻具表面上形成高韧性、不宜脱附的致密吸附层；润滑剂中加入的纳米可以填充摩擦表面凹槽，降低磨损，提高钻井液的抗磨和极压润滑性能[12]。在高密度白油基钻井液体系中评价几种不同润滑剂的润滑减阻性能，实验结果见表6。由表6可以看出，SLIP-O-NG能明显提高高密度白油基钻井液体系的极压润滑性能、泥饼黏附性能和抗磨性能。
表 6 不同润滑剂在高密度白油基钻井液中的润滑减阻性能润滑剂 AV/mPa·s PV/mPa·s YP/Pa φ6/φ3 ES/V EP极压润滑系数 泥饼黏附系数 抗磨性能/kg 空白 42.0 35 7.0 6/5 1174 0.096 0.105 10 2%CLUB 42.0 34 8.0 6/5 610 0.082 0.098 15 2%SLIP-O-NG 41.0 34 7.0 6/5 1128 0.048 0.051 20 2%纳米石墨 38.0 28 10.0 8/7 908 0.072 0.075 18 2%聚四氟乙烯 36.5 25 11.5 13/12 610 0.074 0.080 14 2%SM 39.0 33 6.0 7/6 700 0.066 0.072 16 2.1.3 多重封堵技术
复兴地区凉高山组和自流井组东岳庙段的黏土矿物含量高，微裂缝发育，地层易水化失稳、气侵溢流导致地层漏失严重，需要体高钻井液体系的封堵防漏性能。基于不同化学属性的颗粒材料，开发了聚合物自胶结封堵剂JHSEAL-HS和改性沥青黏接封堵剂SPNM-PA-M，该封堵剂加入到油基钻井液中，实现了油基钻井液以刚性颗粒填充，起到了协同改性沥青与纳微米聚合物封堵剂的多重封堵作用效果[13]。
针对复兴地区2～10 μm级别明显裂缝，目前使用的降滤失剂细度不够，合成了聚合物封堵剂（D50，3.33 μm，见图5）JHSEAL-HS。JHSEAL-HS粒径为纳微米球形，具备较好的弹性和收缩性，对于缝宽小于其直径的微纳米裂缝，也能够有效进入孔隙；即使颗粒直径大于地层岩石微纳米裂缝和微孔隙，在压差作业下挤压下也能进入裂缝和孔隙中，吸附到裂缝和孔隙两翼，自主黏结裂缝，起到封堵防塌提承压的作用。
针对更小级别不明显纳微米级的微裂缝，合成了改性沥青类封堵剂（D50，438.71 nm，图6）SPNM-PA-M。SPNM-PA-M同时具有多种吸附基团，能够在岩石表面进行化学吸附成膜，黏接孔隙裂缝表面，实现加固井壁的作用。
评价不同种类的封堵剂在高密度白油基钻井液中的封堵降滤失性能，实验结果见表7。可以看出，几种封堵剂均具有较好的封堵降滤失效果，其中改性沥青类黏接封堵剂SPNM-PA-M和SEM-PA的封堵降滤失效果较好，在页岩微纳米裂缝地层，能起到封堵防塌提承压的作用；HISEAL，JHSEAL-HS，JHSEAL-M是聚合物自胶结封堵剂，也能够有效封堵裂缝缝宽小于其粒径的裂缝，当缝宽小于其直径的微纳米裂缝，也能够有效进入孔隙，或在压差作业下挤压进微纳米裂缝。
表 7 不同种类封堵剂在高密度白油基钻井液封堵性能封堵剂 状态 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Paφ6/
φ3ES/
VFLHTHP/
mL空白 滚后 39 32 7 6/5 1102 3.0 2%SPNM-PA-M 滚后 42 24 8 6/5 1086 1.4 2%SEM-PA 滚后 43 34 9 7/6 1042 1.8 2%HISEAL 滚后 45 36 9 7/6 1034 2.4 JHSEAL-M 滚后 44 36 8 7/6 1063 2.2 2%JHSEAL-HS 滚后 44 35 9 7/6 982 2.0 钻井液配方：油水比80/20，3#白油+3.2%主乳HIEMUL+0.8%辅乳HICOAT+2%CaO+盐水(25%浓度CaCl2)+2%有机土MOGEL+3%降滤失剂HIFLO+重晶石至2.00 g/cm3；实验条件：100 ℃老化16 h，65 ℃测试流变性，老化温度和HTHP失水测试温度均为100 ℃。
进一步采用填砂管（20～40 目、40～60 目、60～80 目）实验和PPA封堵仪，评价油基钻井液体系的成膜封堵性能，实验结果见表8。可以看出，对于微裂缝地层，改性沥青类封堵剂SPNM-PA-M的封堵效果比聚合物封堵剂JHSEAL-HS好，在压差较大时，聚合物封堵剂JHSEAL-HS的降滤失效果更好。
表 8 高密度白油基钻井液体系成膜封堵性能评价封堵剂 实验方法 P/MPa T/℃ FL/mL 2%SPNM-
PA-M填砂管（20～40目） 0.7 室温 (侵入1.0 cm) 填砂管（40～60目） 0.7 室温 0
(侵入0.8 cm)填砂管（60～80目） 0.7 室温 0
(侵入0.5 cm)PPA 3.5 100 6.0
(泥饼1 mm)2%JHSEAL-
HS填砂管（20～40目） 0.7 100 0
(侵入3.2 cm)填砂管（40～60目） 0.7 100 0
(侵入2.8 cm)填砂管（60～80目） 0.7 100 0
(侵入2.6 cm)PPA 3.5 100 3.6
(泥饼0.8 mm)2.2 优化后白油基钻井液性能评价
2.2.1 乳化稳定性能评价
1）乳化润湿性能。测量高密度柴油基钻井液和白油基钻井液的粒径分布（见图7）、静置后破乳电压（见图8），柴油基和白油基钻井液体系的乳化润湿率分别为93.8%和95.6%。可以看出，白油基体系的乳液粒径比柴油基体系更小，乳液稳定性偏和润湿能力更强，由体系乳化润湿性能不足引发井壁失稳、起下钻阻卡等复杂的情况的发生风险更小。
2）钻屑黏聚极限浓度。在油基钻井液体系中加入不同比例的钻屑，直到钻屑黏聚成团的浓度称为钻屑黏聚极限浓度。油基钻井液的钻屑黏聚极限浓度越高，说明体系的固相容量限越高，抗污染性能和润湿性能越强，两种油基钻井液体系的钻屑黏聚极限浓度见表9和图9和图10。
表 9 钻屑在不同油基钻井液中的黏聚浓度钻井液 钻屑
组成加量/
%情况
描述柴油基 大∶中∶小=
1～2 cm∶0.5 cm∶
6目=1∶1∶1，
含水率为10%80 无岩屑松散 150 有成团，黏软 白油基 160 无岩屑松散 180 有成团，黏软 可以看出，白油基钻井液体系的钻屑黏聚极限浓度相对于柴油基体系提高了10%以上，可以有效降低钻井过程中因钻屑黏附产生的岩屑床，引发摩阻扭矩增大的风险。可以看出，体系中加入润滑剂SLIP-O-NG能明显提高极压润滑、泥饼黏附和抗磨性能，2%加量时极压润滑系数为0.052，但是加量超过3%后润滑性能提升幅度较小，且对流变性能产生一定影响。
2.2.2 降摩减阻性能评价
1）不同润滑剂加量影响。评价不同润滑剂SLIP-O-NG加量体系的润滑减阻性能，实验结果见表10和图11。
表 10 不同润滑剂加量对白油基钻井液体系的润滑性能SLIP-O-NG/
%AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Paφ6/
φ3ES/
VEP极压
润滑
系数泥饼
黏附
系数抗磨
性能/
kg0 42 34 8 6.0/5.0 1146 0.096 0.105 11 1 40 32 8 6.0/5.0 1106 0.064 0.076 18 2 40 32 8 6.5/5.0 1096 0.052 0.058 20 3 42 33 9 7.0/6.0 1046 0.048 0.056 20 4 46 36 10 8.0/7.0 998 0.046 0.055 20 2）封堵滤失性对泥饼黏附系数影响。对比评价柴油基钻井液和白油基钻井液封堵滤失性对泥饼黏附系数影响，实验结果见表11。可以看出，通过使用多重封堵技术，可以有效降低钻井液滤失量，改善泥饼质量和润滑性，泥饼黏滞系数降低率达到5%以上，可以有效降低钻具在砂泥岩地层井壁的摩阻。
表 11 不同油基钻井液体系封堵滤失性能对泥饼黏附系数的影响配方 滤纸 滤膜 泥饼
质量黏滞
系数黏滞系数
降低率/%泥饼
质量黏滞系数 黏滞系数
降低率/%柴油基 1.2 mm/略厚 0.1126 0.8 mm/略厚 0.1653 柴油基+2%SPNM-PA-M 1.0 mm/略薄光滑 0.1062 5.7 0.8 mm/略薄光滑 0.1548 6.4 柴油基+2%JHSEAL-HS 1.0 mm/略薄光滑 0.1056 6.2 0.8 mm/略薄光滑 0.1562 5.5 白油基 0.8 mm/光滑 0.1048 6.9 0.8 mm/略薄光滑 0.1526 7.7 2.2.3 封堵性能评价
进一步优化钻井液体系的封堵性能，采用填砂管（20～40 目、60～80 目）实验和PPA封堵仪，评价加入复合封堵剂后的油基钻井液体系的成膜封堵性能，结果见表12。由表12可以看出，沥青类纳微米封堵剂SPNM-PA-M和J聚合物封堵剂HSEAL-HS的复配使用，降滤失封堵效果比单独使用更好，1.5%SPNM-PA-M+1.5%JHSEAL-HS加量下体系满足封堵性PPA小于2 mL，填砂管侵入深度小于2 cm。
表 12 复合封堵剂在高密度白油基钻井液体系成膜封堵性能评价封堵剂 实验方法 P/MPa T/℃ FL/mL 1.5%SPNM-PA-M+0.5%JHSEAL-HS 填砂管（20～40目） 0.7 室温 0(侵入1.2 cm) 填砂管（20～40目） 1.0 室温 0(侵入1.6 cm) 填砂管（60～80目） 0.7 室温 0(侵入0.6 cm) 填砂管（60～80目） 1.0 室温 0(侵入1.2 cm) PPA 3.5 80 4.8 (泥饼1 mm) 0.5%SPNM-PA-M+1.5%JHSEAL-HS 填砂管（20～40目） 0.7 室温 0(侵入2.4 cm) 填砂管（20～40目） 1.0 室温 0(侵入3.4 cm) 填砂管（60～80目） 0.7 室温 0(侵入1.8 cm) 填砂管（60～80目） 1.0 室温 0(侵入2.8 cm) PPA 3.5 80 3.0 (泥饼0.8 mm) 1.5%SPNM-PA-M+1.5%JHSEAL-HS 填砂管（20～40目） 0.7 室温 0(侵入1.0 cm) 填砂管（20～40目） 1.0 室温 0(侵入1.2 cm) 填砂管（60～80目） 0.7 室温 0(侵入0.4 cm) 填砂管（60～80目） 1.0 室温 0(侵入1.0 cm) PPA 3.5 80 1.8 (泥饼1 mm) 3. 复兴地区油基钻井液堵漏技术
复兴地区在凉高山组的漏失主要原因是其地层缝隙发育、砂泥岩互层，易产生裂缝性和渗透性漏失；在自流井组马鞍山段和东岳庙段发生漏失的主要原因是地层微裂缝发育，三压力接近、安全密度窗口窄、溢漏塌同存；在沙溪庙组发生漏失的主要原因是其地层胶结较差，而且是作业井造斜段，钻井作业的压力波动较大。通过油基钻井液 程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术提高地层的承压能力，实现塌漏同治，提高井壁稳定能力，降低坍塌压力，降低低压易漏地层井漏风险。
3.1 堵漏体系作用机理
程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术是基于压裂砂堵效应，研制合适的堵漏剂使堵漏浆在漏缝中可控快速滤失形成模拟砂堵，如果模拟砂堵或不成功，就通过诱导颗粒诱导或强制形成砂堵，确保在漏缝中形成有效的固体封堵屏障。控滤失是指控制堵漏浆滤失性能，可控快速滤失的堵漏浆可以在漏失裂缝中部形成固体屏障，大幅降低井筒与地层间的压力传递，而且形成的固体屏障与地层内壁摩擦力较大，堵漏材料在抽吸压力作用下不易被返吐回井筒内。程序法是指配制多级堵漏浆，按照堵漏浆粒径由细到粗，堵漏剂浓度依次增加的程序进行堵漏施工。程序法堵漏将不同粒径大小的堵漏材料分级别泵送，能有效防止大颗粒堵漏材料出现封门的现象，而且有利于合适粒径的封堵材料有进入漏失裂缝的中深部位位置，提高了发生返吐的难度。程序化“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术是将两种作用结合起来，可以有效提高堵漏效果，降低堵漏过程中发生封门、返吐等现象，降低复漏发生的概率[14]。
3.2 程序化控滤失堵漏体系构建
3.2.1 复合堵漏剂
复合堵漏剂主要由刚性颗粒、弹性材料、片状材料及纤维构成[15]。根据复兴地区漏失地层的孔隙大小，依据屏蔽暂堵技术理论和D90原则优选10～20、20～50、50～200 目的高强度支撑材为刚性颗粒，又考虑成本问题，用碳酸钙、石英砂部分替代高强度支撑材；弹性材料选择具有足够的强度和高压状态下较好的可压缩性及回弹能力的HIFLEX150颗粒；片状材料选择可以起到镇入承压和填充加固的作用，使封堵层更致密紧凑的云母片材料，纤维材料选择封堵能力、强成本较低的聚丙烯纤维材料。最后形成复合堵漏剂（图12）配方为：10%高强度支撑颗粒（10～20目）+3%碳酸钙（10～20目）+20%高强度支撑颗粒（20～50目）+12%碳酸钙（20～50目）+12%石英砂（20～50目）+10%高强度支撑颗粒（50～200目）+5%碳酸钙（50～200目）+3%石英砂+（50～200目）+15%云母片（30～60目）+5%HIFLEX150+5%聚丙烯纤维。
3.2.2 诱导剂
室内合成的材料经过粉碎之后形成具有0.5～1 mm、1～3 mm、3～5 mm等多种粒径，不规则形状的诱导剂Guard（见图13）。诱导剂颗粒在裂缝中转向时由于粒径和形状不同，会导致堵漏浆的局部流速不同局部浓集，形成卡点和固体段塞，提高地层裂缝堵漏屏障的抗剪切效果，防止裂缝的重新开启。
3.2.3 悬浮剂
悬浮剂主要为增黏剂和物理型的悬浮剂，在快速滤失形成封堵屏障的基础上，选取可以控制堵漏浆滤失速度在一定时间内的惰性悬浮剂与合适的有机土复配形成悬浮剂Blockvis。室内评价了Blockvis加量对滤失性能的影响，实验结果见表13。可以看出，3%Blockvis加量较为合适，且密度的变化对滤失影响较小，可忽略不计。
表 13 悬浮剂加量对堵漏浆漏失速率的影响Blockvis/
%状态 API滤失时间/s HTHP滤失时间/s 稳定性 1 静置前 24.80 悬浮性较好 静置后 7.93 5.80 堵漏颗粒沉降 2 静置前 26.42 流态、悬浮性
较好静置后 15.73 13.50 流动好，少量
颗粒沉降3
（ρ=2.0 g/cm3）静置前 22.70 流态、悬浮性
较好静置后 13.93 12.77 流动好，无
颗粒沉降堵漏浆配方：基油+20%复合堵漏剂+10%Guard-1+4%Guard-2+2%Guard-3+重晶石（ρ=2.0 g/cm3）；实验条件：100 ℃、16 h静置，测全滤失时间。
3.3 程序化控滤失堵漏体系性能
3.3.1 滤失性能
控滤失堵漏体系具有可控的快速滤失能力，可以迅速将堵漏材料携带至裂缝，更快地形成封堵层。实验评价堵漏体系在不同温度下的API滤失实验，结果见表14。可以看出，堵漏浆常温时滤失速率较慢，随着温度升高，滤失速率均变快，具有快速滤失的能力。
表 14 温度对Blockseal滤失性能影响评价T/ ℃ API滤失时间/s 滤失量/g 常温 350 260 60 350 285 80 320 290 100 300 315 3.3.2 孔隙型堵漏性能
对堵漏体系进行孔隙微裂缝堵漏评价，验证堵漏体系对孔隙类型漏失的堵漏效果。针对复兴地区孔隙大小，选取10～20 目的砂床，优选合适的堵漏材料加量，确定堵漏体系的合适配方，实验结果见表15。可以看出，该高密度堵漏携带液中堵漏剂加量为3%时，钻井液即能承压7 MPa，但漏失量较大，所形成的封堵层较短易复漏；当浓度在7.5%时，堵漏材料浓度过大，易在裂缝处形成封门，砂床侵入深度过短，因此推荐加量在5%～7.5%。
表 15 不同加量复合堵漏剂砂床堵漏效果评价（10～20目）复合堵漏剂/
%承压能力/
MPaFL/
mL侵入深度/
cm高温高压
堵漏过程0 0.5 全漏失 0 加压开始漏失，加压至0.5 MPa，堵漏浆在20 s内滤完。 1.5 5.0 全漏失 0 加压开始漏失，加压至5 MPa后出现崩漏全漏失。 3.0 7.0 180 7.6 加压开始漏失，4 MPa后漏失减慢，5 MPa后不再漏失，至7 MPa，稳压30 min。 5.0 7.0 100 10.8 加压开始漏失，4 MPa后漏失减慢，5 MPa后不再漏失，至7 MPa，稳压30 min。 7.5 7.0 60 8.4 加压开始漏失，4 MPa后漏失减慢，5 MPa后不再漏失，至7 MPa，稳压30 min 堵漏浆配方：基油+1.0%Blockvis+重晶石（ρ=2.0 g/cm3）+复合堵漏剂。
3.3.3 裂缝性堵漏性能
对于裂缝性地层，一般采用复合堵漏剂配合诱导剂模拟砂堵效应，在漏缝处形成屏障的速度，防止裂缝的重新开启来封堵地层。根据复兴地区裂缝平均大小，模拟5.0 mm裂缝下体系的堵漏性能，实验结果见表16。可以看出，堵漏材料颗粒远小于裂缝时，形成的屏蔽封堵层容易被击穿；堵漏颗粒粒径与裂缝匹配时，颗粒浓度越大，漏失也逐渐减小。对于5 mm的模拟裂缝，优选堵漏配方：基油+2.0%Blockvis+重晶石（ρ=2.0 g/cm3）+15%复合堵漏剂+4%Guard-1+2%Guard-2+1% Guard-3。
表 16 在15%复合堵漏剂中加入诱导剂后裂缝配堵漏效果（5.0 mm）堵漏材料配方 承压能力/
PaFL/
mL堵漏
过程① 4%Guard-1+2%Guard-2 4.5 全漏失 加压开始漏失，逐渐加压至4.5 MPa全部漏失。 ②4%Guard-1+4%Guard-2 5.5 全漏失 加压开始漏失，逐渐加压至2 MPa，漏失90 mL；逐渐加压至5.5 MPa，全部漏失，裂缝中有部分堵漏颗粒。 ② 4%Guard-1+2%Guard-2+1%Guard-3 7.0 360 加压开始漏失，漏失较慢；逐渐加压至5 MPa，停止漏失；至7 MPa，承可压30 min，裂缝中堵漏颗粒紧密堆积。 ③ 4%Guard-1+2%Guard-2+2%Guard-3 7.0 130 加压开始漏失，漏失较慢；逐渐加压至4 MPa，停止漏失。至7 MPa，承可压30 min，裂缝中堵漏颗粒紧密堆积。 3.3.4 封堵转向性能
复兴地区凉高山组和自流井组东岳庙段的地层裂缝多为2～5 mm，使用裂缝转向封堵仪器对堵漏浆的转向能力进行评价，实验结果见表17。可以看出，堵漏浆对不同大小的裂缝均可形成较好的封堵作用，所形成的堵漏层的可承压能力可达7 MPa，更适合应用于的多裂缝地层。
表 17 堵漏浆体系裂缝封堵转向性能评价模拟漏层/mm 开始封堵压力与漏失量 全部封堵压力与漏失量 最后可承压压力/MPa 2、3 3.0 MPa，2 mm裂缝漏失240 mL 3 MPa，3 mm裂缝漏失420 mL 7 2、5 2.5 MPa，2 mm裂缝漏失320 mL 6 MPa，5 mm裂缝漏失650 mL 7 3、5 4.0 MPa，3 mm裂缝漏失360 mL 6 MPa，5 mm裂缝漏失800 mL 7 4. 现场应用情况
高密度白油基和高密度柴油基钻井液分别在兴页某-1井和兴页某-2井进行了现场应用，兴页某-1井井身结构与兴页某-2井相似。兴页某-2井使用高密度柴油基钻井液作业，作业过程中钻井液黏度和切力较高，ECD较大，自流井组东岳庙地层失稳漏失严重，浪费作业时效205 h，兴页某-1井使用改进后的高密度白油基钻井液，作业过程复杂事故明显减少，2口井的钻井液性能见表18。可知，2口井造斜段性能差别不大，兴页某-1井密度高于兴页某-2井，黏度比兴页某-2井低很多(控制在80 s以下)，黏度控制效果显著，动切力也大幅低于兴页某-2井，水平段兴页某-1井流变性优于兴页某-2井；兴页某-1井加入润滑剂后，润滑性也有明显优势。
表 18 油基钻井液现场性能参数表参数
井段ρ/
g·cm-3FV/
sAV/
mPa·sPV
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
VEP
极压润滑系数兴页某-2F 造斜段 1.60～1.91 60～78 41～50 26～42 4.5～11 2.5～4.5/4～7 1.8～2.0 500～1208 ≤0.09 水平段 1.91～1.92 78～120 50～85 39～61 11.0～24 5～10/9～24 1.8～2.8 500～1220 兴页某-1 造斜段 1.80～1.93 60～71 43～51 37～43 6.0～8 3～5/6～8 1.8～2.0 511～838 ≤0.06 水平段3396 m前 1.93 69～70 45～47 38～41 6.0～7 3～4/6～8 1.2～1.4 833～851 水平段3396 m后 1.98 72～76 47～60 39～50 8.0～12 4～5/11～13 1.2～2.0 807～866 5. 结论与认识
1.针对复兴地区凉高山组地层漏失严重，自流井组东岳庙段主溢漏同存，地层垮塌掉块，频繁憋泵蹩顶驱的问题，对高密度柴油基钻井液进行体系优化，通过优选低运动黏度白油和润湿剂，提高钻井液的乳化润湿、钻屑黏聚极限浓度和抗污染性能，降低井壁失稳、起下钻阻卡、形成岩屑床等复杂情况的发生风险；通过研制高效油基润滑剂SLIP-O-NG提高体系的极压润滑性能、泥饼黏附性能和抗磨性能性能，改善泥饼质量和润滑性，降低钻具在砂泥岩地层井壁的摩阻；通过开发聚合物自胶结封堵剂JHSEAL-HS和改性沥青黏接封堵剂SPNM-PA-M，实现油基钻井液以刚性颗粒填充后，协同改性沥青与纳微米聚合物封堵剂的多重封堵作用，复配1.5%SPNM-PA-M+1.5%JHSEAL-HS加量下体系满足封堵性PPA小于2 mL，填砂管侵入深度小于2 cm。
2.通过优选和研制复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂，基于压裂砂堵效应形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术。程序化“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术是将控制堵漏浆快速滤失和将不同粒径大小的堵漏材料分级别泵送的堵漏程序结合起来，可以有效提高堵漏效果，降低堵漏过程中发生封门、返吐等现象，降低复漏发生的概率。该堵漏体系具有良好的滤失控制和孔隙型、裂缝型堵漏性能，对不同大小的裂缝均可形成较好的封堵作用，堵漏浆所形成的堵漏层的可承压能力较高，可达7 MPa，更适合应用于的多裂缝地层。
3.优化后的高密度白油基钻井液现场应用密度高，黏度控制效果显著，动切力也大幅降低，水平段兴流变性改善明显加入润滑剂后，润滑性也有明显优势，现场应用漏失和井壁失稳阻卡等复杂情况减少。
-
表 1 兴页1002HF井及兴页L2HF井自流井组东岳庙段地层全岩矿物分析结果
样品号 矿物含量/% 石英 斜长石 方解石 白云石 方沸石 重晶石 硬石膏 黏土矿物 兴页L2HF井 33.7 5.0 4.5 3.0 5.2 48.6 兴页1002HF井 24.0 2.8 3.0 1.5 7.5 3.8 57.4 
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表 2 兴页1002HF井及兴页L2HF井自流井组东岳庙段地层黏土矿物分析结果
样品号 黏土总量/ 黏土矿物含量/% 间层比/% 伊/蒙间层/(I/S) 伊利石/I 高岭石/K 绿泥石/C % 相对 绝对 相对 绝对 相对 绝对 相对 绝对 I/S 兴页L2HF井 48.6 25 12.2 56 27.2 19 9.2 15 兴页1002HF井 57.4 17 9.8 37 21.2 20 11.5 26 14.9 20
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表 3 不同基油新配浆钻井液的基本性能
基油 有机土/
%状态 φ6 /
φ3AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
PaES/
VFLHTHP/
mL3#白油 1.5 滚前 4/3 33.0 28 5.0 872 滚后 4/3 32.5 29 3.5 635 2.8 2.0 滚前 6/5 39.0 32 7.0 916 滚后 6/5 39.0 32 7.0 723 2.8 2.5 滚前 7/6 46.0 38 8.0 1039 滚后 7/6 41.5 34 7.5 741 2.4 0#柴油 1.5 滚前 5/4 36.5 31 5.5 1015 滚后 5/4 35.5 30 5.5 731 2.6 2.0 滚前 7/6 41.5 34 7.5 1118 滚后 7/6 39.5 32 7.5 743 2.4 2.5 滚前 9/8 47.5 38 9.5 1200 滚后 9/8 45.0 35 10.0 758 2.0
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表 4 不同运动黏度白油新配浆性能
运动黏度/
(mm2/s 40 ℃)基础油AV/
(mPa·s 40 ℃)AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Paφ6/
φ3ES/
VFLHTHP/
mL1.63 1.0 50 40 7 5/4 965 2.0 2.02 1.0 53 44 7 6/5 872 2.2 2.58 1.5 59 52 7 7/6 891 2.4 3.01 1.5 66 60 6 8/7 934 2.4 3.62 2.0 75 68 7 11/10 964 2.8 5.04 3.0 106 98 8 14/12 988 3.0
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表 5 不同基油钻井液预防污染性能评价
钻井液 润湿剂-4 状态 φ600/φ300 φ6/φ3 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Pa柴油基 空白 滚前 262/151 17.0/14.0 131.0 111 20.0 滚后 258/150 18.0/14.0 129.0 108 21.0 1.0% 滚前 219/121 8.0/6.0 109.5 98 11.5 滚后 232/126 8.0/6.0 116.0 106 10.0 2.0% 滚前 202/108 5.0/4.0 101.0 94 7.0 滚后 192/103 5.0/3.0 96.0 89 7.0 3.0% 滚前 198/105 4.0/3.0 99.0 93 6.0 滚后 190/100 4.0/3.0 95.0 90 5.0 白油基 空白 滚前 246/139 15.0/12.5 123.0 107 16.0 滚后 224/130 17.0/15.0 112.0 94 18.0 1.0% 滚前 213/120 11.0/9.5 106.5 93 13.5 滚后 180/99 6.0/5.0 90.0 81 9.0 2.0% 滚前 200/112 9.0/7.0 100.0 88 12.0 滚后 165/88 44.0/3.0 82.5 77 5.5 3.0% 滚前 184/103 6.5/5.0 92.0 81 9.0 滚后 160/84 3.0/2.0 80.0 76 4.0 注：32%膨润土粉+8%高岭石粉(过筛孔为140目的筛子)。
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表 6 不同润滑剂在高密度白油基钻井液中的润滑减阻性能
润滑剂 AV/mPa·s PV/mPa·s YP/Pa φ6/φ3 ES/V EP极压润滑系数 泥饼黏附系数 抗磨性能/kg 空白 42.0 35 7.0 6/5 1174 0.096 0.105 10 2%CLUB 42.0 34 8.0 6/5 610 0.082 0.098 15 2%SLIP-O-NG 41.0 34 7.0 6/5 1128 0.048 0.051 20 2%纳米石墨 38.0 28 10.0 8/7 908 0.072 0.075 18 2%聚四氟乙烯 36.5 25 11.5 13/12 610 0.074 0.080 14 2%SM 39.0 33 6.0 7/6 700 0.066 0.072 16
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表 7 不同种类封堵剂在高密度白油基钻井液封堵性能
封堵剂 状态 AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Paφ6/
φ3ES/
VFLHTHP/
mL空白 滚后 39 32 7 6/5 1102 3.0 2%SPNM-PA-M 滚后 42 24 8 6/5 1086 1.4 2%SEM-PA 滚后 43 34 9 7/6 1042 1.8 2%HISEAL 滚后 45 36 9 7/6 1034 2.4 JHSEAL-M 滚后 44 36 8 7/6 1063 2.2 2%JHSEAL-HS 滚后 44 35 9 7/6 982 2.0
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表 8 高密度白油基钻井液体系成膜封堵性能评价
封堵剂 实验方法 P/MPa T/℃ FL/mL 2%SPNM-
PA-M填砂管（20～40目） 0.7 室温 (侵入1.0 cm) 填砂管（40～60目） 0.7 室温 0
(侵入0.8 cm)填砂管（60～80目） 0.7 室温 0
(侵入0.5 cm)PPA 3.5 100 6.0
(泥饼1 mm)2%JHSEAL-
HS填砂管（20～40目） 0.7 100 0
(侵入3.2 cm)填砂管（40～60目） 0.7 100 0
(侵入2.8 cm)填砂管（60～80目） 0.7 100 0
(侵入2.6 cm)PPA 3.5 100 3.6
(泥饼0.8 mm)
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表 9 钻屑在不同油基钻井液中的黏聚浓度
钻井液 钻屑
组成加量/
%情况
描述柴油基 大∶中∶小=
1～2 cm∶0.5 cm∶
6目=1∶1∶1，
含水率为10%80 无岩屑松散 150 有成团，黏软 白油基 160 无岩屑松散 180 有成团，黏软
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表 10 不同润滑剂加量对白油基钻井液体系的润滑性能
SLIP-O-NG/
%AV/
mPa·sPV/
mPa·sYP/
Paφ6/
φ3ES/
VEP极压
润滑
系数泥饼
黏附
系数抗磨
性能/
kg0 42 34 8 6.0/5.0 1146 0.096 0.105 11 1 40 32 8 6.0/5.0 1106 0.064 0.076 18 2 40 32 8 6.5/5.0 1096 0.052 0.058 20 3 42 33 9 7.0/6.0 1046 0.048 0.056 20 4 46 36 10 8.0/7.0 998 0.046 0.055 20
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表 11 不同油基钻井液体系封堵滤失性能对泥饼黏附系数的影响
配方 滤纸 滤膜 泥饼
质量黏滞
系数黏滞系数
降低率/%泥饼
质量黏滞系数 黏滞系数
降低率/%柴油基 1.2 mm/略厚 0.1126 0.8 mm/略厚 0.1653 柴油基+2%SPNM-PA-M 1.0 mm/略薄光滑 0.1062 5.7 0.8 mm/略薄光滑 0.1548 6.4 柴油基+2%JHSEAL-HS 1.0 mm/略薄光滑 0.1056 6.2 0.8 mm/略薄光滑 0.1562 5.5 白油基 0.8 mm/光滑 0.1048 6.9 0.8 mm/略薄光滑 0.1526 7.7
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表 12 复合封堵剂在高密度白油基钻井液体系成膜封堵性能评价
封堵剂 实验方法 P/MPa T/℃ FL/mL 1.5%SPNM-PA-M+0.5%JHSEAL-HS 填砂管（20～40目） 0.7 室温 0(侵入1.2 cm) 填砂管（20～40目） 1.0 室温 0(侵入1.6 cm) 填砂管（60～80目） 0.7 室温 0(侵入0.6 cm) 填砂管（60～80目） 1.0 室温 0(侵入1.2 cm) PPA 3.5 80 4.8 (泥饼1 mm) 0.5%SPNM-PA-M+1.5%JHSEAL-HS 填砂管（20～40目） 0.7 室温 0(侵入2.4 cm) 填砂管（20～40目） 1.0 室温 0(侵入3.4 cm) 填砂管（60～80目） 0.7 室温 0(侵入1.8 cm) 填砂管（60～80目） 1.0 室温 0(侵入2.8 cm) PPA 3.5 80 3.0 (泥饼0.8 mm) 1.5%SPNM-PA-M+1.5%JHSEAL-HS 填砂管（20～40目） 0.7 室温 0(侵入1.0 cm) 填砂管（20～40目） 1.0 室温 0(侵入1.2 cm) 填砂管（60～80目） 0.7 室温 0(侵入0.4 cm) 填砂管（60～80目） 1.0 室温 0(侵入1.0 cm) PPA 3.5 80 1.8 (泥饼1 mm)
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表 13 悬浮剂加量对堵漏浆漏失速率的影响
Blockvis/
%状态 API滤失时间/s HTHP滤失时间/s 稳定性 1 静置前 24.80 悬浮性较好 静置后 7.93 5.80 堵漏颗粒沉降 2 静置前 26.42 流态、悬浮性
较好静置后 15.73 13.50 流动好，少量
颗粒沉降3
（ρ=2.0 g/cm3）静置前 22.70 流态、悬浮性
较好静置后 13.93 12.77 流动好，无
颗粒沉降
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表 15 不同加量复合堵漏剂砂床堵漏效果评价（10～20目）
复合堵漏剂/
%承压能力/
MPaFL/
mL侵入深度/
cm高温高压
堵漏过程0 0.5 全漏失 0 加压开始漏失，加压至0.5 MPa，堵漏浆在20 s内滤完。 1.5 5.0 全漏失 0 加压开始漏失，加压至5 MPa后出现崩漏全漏失。 3.0 7.0 180 7.6 加压开始漏失，4 MPa后漏失减慢，5 MPa后不再漏失，至7 MPa，稳压30 min。 5.0 7.0 100 10.8 加压开始漏失，4 MPa后漏失减慢，5 MPa后不再漏失，至7 MPa，稳压30 min。 7.5 7.0 60 8.4 加压开始漏失，4 MPa后漏失减慢，5 MPa后不再漏失，至7 MPa，稳压30 min
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表 16 在15%复合堵漏剂中加入诱导剂后裂缝配堵漏效果（5.0 mm）
堵漏材料配方 承压能力/
PaFL/
mL堵漏
过程① 4%Guard-1+2%Guard-2 4.5 全漏失 加压开始漏失，逐渐加压至4.5 MPa全部漏失。 ②4%Guard-1+4%Guard-2 5.5 全漏失 加压开始漏失，逐渐加压至2 MPa，漏失90 mL；逐渐加压至5.5 MPa，全部漏失，裂缝中有部分堵漏颗粒。 ② 4%Guard-1+2%Guard-2+1%Guard-3 7.0 360 加压开始漏失，漏失较慢；逐渐加压至5 MPa，停止漏失；至7 MPa，承可压30 min，裂缝中堵漏颗粒紧密堆积。 ③ 4%Guard-1+2%Guard-2+2%Guard-3 7.0 130 加压开始漏失，漏失较慢；逐渐加压至4 MPa，停止漏失。至7 MPa，承可压30 min，裂缝中堵漏颗粒紧密堆积。
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表 17 堵漏浆体系裂缝封堵转向性能评价
模拟漏层/mm 开始封堵压力与漏失量 全部封堵压力与漏失量 最后可承压压力/MPa 2、3 3.0 MPa，2 mm裂缝漏失240 mL 3 MPa，3 mm裂缝漏失420 mL 7 2、5 2.5 MPa，2 mm裂缝漏失320 mL 6 MPa，5 mm裂缝漏失650 mL 7 3、5 4.0 MPa，3 mm裂缝漏失360 mL 6 MPa，5 mm裂缝漏失800 mL 7
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表 18 油基钻井液现场性能参数表
参数
井段ρ/
g·cm-3FV/
sAV/
mPa·sPV
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
VEP
极压润滑系数兴页某-2F 造斜段 1.60～1.91 60～78 41～50 26～42 4.5～11 2.5～4.5/4～7 1.8～2.0 500～1208 ≤0.09 水平段 1.91～1.92 78～120 50～85 39～61 11.0～24 5～10/9～24 1.8～2.8 500～1220 兴页某-1 造斜段 1.80～1.93 60～71 43～51 37～43 6.0～8 3～5/6～8 1.8～2.0 511～838 ≤0.06 水平段3396 m前 1.93 69～70 45～47 38～41 6.0～7 3～4/6～8 1.2～1.4 833～851 水平段3396 m后 1.98 72～76 47～60 39～50 8.0～12 4～5/11～13 1.2～2.0 807～866
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