厄瓜多尔SACHA区块地层属于海相环境沉积，主要采用S形定向井开发，目的层位于NAPO层下部和HOLLIN层顶部，埋深3 100.00 m，Φ215.9 mm井段主要钻遇新近系—古近系TENA层、白垩系NAPO层和HOLLIN层。TENA层泥岩段造浆性强，会破坏钻井液性能，使钻井液失去防塌抑制作用，易发生钻头泥包。NAPO层页岩段井壁易坍塌掉块，造成起下钻遇阻。NAPO层属于高孔高渗地层，且压力系数低于1.0，在钻井过程中易发生渗透性漏失，对储层造成伤害。该区块原用聚合物钻井液已不能有效解决井壁坍塌、钻头泥包、起下钻遇阻遇卡等问题^{[1, 2, 3]}，且当地环保要求高，对环境危害较大的钻井液材料(如磺化材料和盐类)使用受到限制。因此，有必要研究一种抑制防塌封堵能力强且对环境友好的钻井液。

1) 厄瓜多尔SACHA区块新近系—古近系TENA地层为极易水化的泥岩层，造浆性强，钻井液密度上升快，钻进过程中极易发生PDC钻头泥包。

2) 白垩系NAPO地层以页岩为主，中部夹杂多层灰岩，下部有多套含油砂岩。NAPO层页岩、灰岩和砂岩交替发育，且页岩裂缝发育，易松散破碎，钻进过程中易发生垮塌掉块。

3) NAPO地层温度97.4 ℃，压力系数0.953，为高孔高渗-特高渗储层，平均孔隙度在20%左右，平均渗透率大于200 mD，高的甚至超过1 000 mD，井壁上易形成虚厚滤饼，钻进过程中易造成卡钻。

根据以上技术难点，以抑制性和封堵性为突破口，优选出环保型、利于储层保护的有机抑制剂SUPHIB、半透膜剂MS和微乳液剂EX。以有机抑制剂SUPHIB为主抑制剂，SUPHIB吸附在黏土表面，通过与水分子竞争黏土的活性来降低黏土膨胀；半透膜剂MS和微乳液剂EX复配，在裸露岩石表面形成一层稳定致密的保护膜，封堵地层层理或微裂缝，阻止自由水或钻井液渗入地层中，抑制地层水化膨胀，防止井壁坍塌，保护油气层^{[4, 5, 6, 7, 8]}。以上述3种材料为基本组分，再选取对环境友好的其他钻井液处理剂，进行常温、高温条件下的一系列优选试验，最后确定了微乳液强抑制强封堵钻井液的基本配方：2.0%～3.0%降滤失剂LS＋0.3%～0.5%提切剂XC＋1.0%～2.0%有机抑制剂SUPHIB＋0.5%～1.0%半透膜剂MS＋1.0%～2.0%微乳液剂EX＋1.0%～2.0%润滑剂＋适量防腐剂。其基本性能见表1。

根据地层特征，在钻至储层前钻井液要能有效抑制地层造浆、防止页岩垮塌，还要以低密度钻井液钻开储层，尽量降低钻井液对储层的伤害。因此，在基本配方基础上，将配方优化为：3.0%降滤失剂LS＋0.5%提切剂XC＋1.5%有机抑制剂SUPHIB＋1.0%半透膜剂MS＋2.0%微乳液剂EX＋1.0%润滑剂＋适量防腐剂＋石灰石。由上述配方配制的钻井液在100 ℃温度条件下热滚16 h后，其性能为：密度1.20 kg/L，漏斗黏度54 s，表观黏度29 mPa·s，塑性黏度16 mPa·s，动切力13 Pa，API滤失量为5 mL，pH值为9，初切力与终切力之比为2∶4。

钻井液的抑制性能主要通过页岩膨胀率和岩屑回收率2个指标评价^[9]。

取TENA层岩屑碾碎、烘干，备用。用智能页岩膨胀仪测定TENA层岩屑在清水、复合盐水钻井液和微乳液强抑制强封堵钻井液中的线性膨胀率，结果见表2。

从表2可以看出，TENA层岩屑在清水中的膨胀率为10.40%，在复合盐水钻井液中的膨胀率为1.70%,在微乳液强抑制强封堵钻井液中的膨胀率只有1.32%，说明微乳液强抑制强封堵钻井液的抑制性能优于复合盐水钻井液^[10]。

将TENA层岩屑放入清水、基浆和微乳液强抑制强封堵钻井液中，在100 ℃下热滚16 h，测定岩屑回收率，结果见表3。

由表3可以看出，基浆中只含有半透膜剂MS和微乳液剂EX，岩屑的回收率就超过50%，说明其已经具有一定的抑制能力，加入1.5%有机抑制剂SUPHIB形成微乳液强抑制强封堵钻井液后，岩屑回收率达到90%以上，说明微乳液强抑制强封堵钻井液具有较强的抑制性能。

采用压力传递试验和观察岩样经钻井液处理前后电镜扫描照片评价钻井液的封堵性能。

选用NAPO层砂岩岩心(长12.5 cm，直径19.05 cm)进行压力传递试验。试验过程为：将岩心放入压力传递试验装置中，给定一个上游压力并保持不变，利用压力传感器和压差传感器实时检测岩心下端流体的动态压力，从而得到岩心上下两端的压差Δp(Δp=p_u－p_d；其中，p_u为岩心上端压力，MPa;p_d为岩心下端压力，MPa)。先进行岩心钻井液处理前的压力传递试验，再进行钻井液处理后的压力传递试验，结果见表4。

从表4可以看出，由于岩样取自高孔高渗储层，它与模拟地层水作用后压力传递很快；而岩样经过微乳液强抑制强封堵钻井液处理后，压力传递很慢，渗透率由处理前的853.6 mD降至处理后的0.023 mD，封堵率在99%以上，表明微乳液强抑制强封堵钻井液具有较强的封堵能力。

用电镜扫描用微乳液强抑制强封堵钻井液处理前后的岩心表面，结果见图1和图2。

图 1 处理前的岩心表面 Fig.1 The surface of the cores before treated with strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid

图选项

图 2 处理后的岩心表面 Fig.2 The surface of the cores after treated with strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid

图选项

对比图1和图2可看出，微乳液强抑制强封堵钻井液在岩心表面形成一层薄而致密的保护膜。该保护膜能够封堵地层中的微裂缝，减少钻井液滤液渗透到地层中的量，从而抑制泥页岩水化膨胀分散，使地层稳定性增加。

厄瓜多尔SACHA区块以S形定向井为主，其中Φ215.9 mm井段软泥岩、页岩和砂岩共存，容易出现钻头泥包、泥页岩坍塌和钻具遇阻遇卡等问题。厄瓜多尔SACHA区块采用微乳液强抑制强封堵钻井液完成了8口井，Φ215.9 mm井段起下钻非常顺利，电测一次成功，在不通井的情况下套管一次下至预定位置。其中SACHA290V井钻井周期只有11.88 d，比设计提前5.63 d，创造了该区块钻井周期最短纪录。下面以SACHA443D井为例，介绍微乳液强抑制强封堵钻井液的应用情况。

SACHA443D井为S形定向井，从井深2 427.30 m(井斜角24°)开始采用Φ215.9 mmPDC钻头钻进，钻至井深3 258.31 m完钻，完钻井斜角2°，钻遇TENA层、NAPO层和HOLLIN层。在钻井过程中，钻井液维护处理的重点是强化钻井液抑制防塌和封堵能力。抑制剂以有机抑制剂SUPHIB为主，再复配半透膜剂MS和隔离膜剂EX，提高钻井液的抑制防塌和封堵能力；同时将滤失量降至5 mL以下，降低在正压差作用下的钻井液滤失量。

该井Φ215.9 mm井段钻进安全顺利，起下钻畅通，电测及下尾管顺利，未出现PDC钻头泥包现象，也未发生垮塌掉块，井壁稳定，井径规则，井径扩大率2.5%～15.2%，平均5.0%。而邻井SACHA372D井使用聚合物钻井液掉块垮塌严重，井径极不规则，井径扩大率-2.5%～42.0%，起下钻遇阻，电测发生卡钻事故，尾管未下至预定位置。

1) 微乳液强抑制强封堵钻井液封堵能力强，可以阻止自由水及钻井液进入地层，有效防止地层水化膨胀和井壁坍塌，保护油气层。

2) 微乳液强抑制强封堵钻井液抑制能力强、防塌性能突出。

3) 微乳液强抑制强封堵钻井液成功解决了厄瓜多尔SACHA区块TENA层泥岩造浆性强和NAPO层页岩剥落性掉块坍塌带来的起下钻遇阻、测井及下尾管阻卡的问题。