阿根廷圣豪尔赫湾(San Jorge)油田(简称SJ油田)位于阿根廷南部。该油田开发井以二开直井为主，典型井身结构为：一开，φ339.7 mm钻头×φ244.5 mm套管；二开，φ215.9 mm钻头×φ139.7 mm套管。一开使用BOREMAX钻井液钻进，二开使用BIOCAT钻井液钻进。该油田地层为正常压力地层，钻井液密度为1.03~1.21 kg/L。该油田所处构造在演化过程中，受挤压和推覆(断层)切割作用的影响，地层倾角大、地层破碎、微裂缝发育。地层以泥岩、凝灰岩和灰岩为主，其中蒙脱石、伊蒙混层和石英含量高。二开钻进过程中由于井壁坍塌严重，井径扩大率达到100%，全井平均井径扩大率达到30%，每年都有2～4口井因井壁坍塌严重而报废。储层段由于井径不规则导致测井仪器遇阻率达到27%，固井质量不合格率大于20%，给后续的完井和储层改造留下隐患。因此，急需解决二开井壁失稳的问题，以降低发生井下故障的概率，加快该油田的勘探开发进程。

根据行业标准SY/T 5163—2010，利用TTRⅢ型多功能X射线衍射仪对SPC-3025井和EH-3111井二开井段的岩样进行了分析，结果见表 1和表 2。

由表 1和表 2可看出，二开井段岩样中石英、长石和方解石含量较高，黏土矿物含量20.5%～38.9%；黏土矿物以强水敏矿物伊/蒙混层为主。当钻井液抑制能力不足时，二开井段地层岩石会发生水化，导致岩石强度降低及裂缝扩展，诱发井壁失稳。因此，钻井液必须具有较强的抑制性能和较低的滤失量，以尽量降低水敏性地层岩石水化程度，防止岩石水化后强度下降引起的井壁坍塌^{[1, 2, 3]}。

根据行业标准SY/T 5162—1997，利用TESCAN-VEGA-3 LMU型扫描电子显微镜对SPC3025井和EH3111井二开井段岩心进行电镜扫描，结果见图 1。

图1 EH3111井和SPC-3025井岩样电镜扫描结果 Fig.1 The electron microscope scanning results of cores in well EH3111 and SPC-3025

图选项

由图 1可以看出，二开井段岩石胶结疏松，微裂缝发育，缝间充填石英、伊利石，黏土矿物以伊蒙混层为主，以片状、粒状存在。该类岩石易水化膨胀分散，且钻井液易沿微裂缝侵入。

将EH4103井二开井段不同井深处的岩屑用球磨机碾磨，过100目筛，取10克岩粉，在42 MPa下压制成人造岩心。将人造岩心分别放在清水和SJ油田BIOCAT钻井液中测定24 h线性膨胀率，结果见表 3。SJ油田BIOCAT钻井液配方为1.5%膨润土+0.1%NaOH+0.3%MARPOL507+0.1%黄原胶+0.6% BIOCAT+0.2%高黏PAC+1.0%弹性石墨+1.0%纤维+1.0%碳酸钙+重晶石。

由表 3可以看出：二开井段岩心的24 h线性膨胀率均高于35%，因此属易膨胀地层；SJ油田二开使用的BIOCAT钻井液虽具有一定的防膨效果，但岩心仍然有较高的膨胀率，说明其无法有效防止地层岩石水化而引起的井壁坍塌^{[4, 5]}。

选取EH4103井二开不同井深处4～10目岩屑，烘干后，放在清水和BIOCAT钻井液中在90 ℃下滚动16 h，测试岩屑的回收率，结果见表 4。

由表 4可以看出，清水中岩屑的回收率为9.6%～11.7%，BIOCAT钻井液中岩屑的回收率为12.0%～14.5%，岩屑回收率提高幅度很小。

综上所述，二开钻遇地层的黏土矿物含量高，易吸水膨胀分散，且BIOCAT钻井液虽然有一定的防止黏土矿物吸水膨胀分散的能力，但无法有效防止地层吸水膨胀分散引起的井壁失稳，因此需要优选抑制性更强的防塌钻井液，以保持井壁稳定。

1) 提高钻井液封堵微裂缝的能力。在二开井段可选用SMT3、沥青、弹性石墨等材料封堵地层的微裂缝，维护破碎地层的完整性，并防止钻井液沿微裂缝侵入地层深部^[6]。

2) 增强钻井液的抑制性。由于环保的需要，SJ油田不允许使用污染环境的抑制剂(无机盐和油类抑制剂)，因此，要优选抑制性能优良的环保型抑制剂，以增强钻井液的抑制性。

3) 降低钻井液滤失量。控制钻井液API滤失量小于5 mL，以减少钻井液滤液侵入地层的量。调节钻井液流变性，将膨润土含量提高至4%～6%，以提高钻井液的黏度和切力。降低排量，减轻钻井液对井壁冲刷，维护井眼稳定^{[5, 7, 8, 9, 10, 11, 12]}。

将膨润土在42 MPa下压制成的人造岩心放在蒸馏水及21种常用抑制剂溶液中浸泡，观察24和72 h时岩心的状态，优选抑制剂。观察发现，浸泡在0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0%SRIPE-inhibitor2溶液中的岩心膨胀分散程度最低，说明0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0%SRIPE-inhibitor2的抑制性最好。因此，抑制剂选用0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0%SRIPE-inhibitor2。

测定人造岩心在0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0% SRIPE-inhibitor2和0.6%BIOCAT中的24 h线性膨胀率，结果见图 2。由图 2可以看出，岩样在0.3% SRIPE-inhibitor1+1.0%SRIPE-inhibitor2中的膨胀率(40%)远小于在0.6% BIOCAT中的膨胀率(70%)。说明0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0%SRIPE-inhibitor2的抑制性优于BIOCAT。

图2 人造岩心在不同抑制剂中的膨胀率 Fig.2 Swelling of artificial cores in different inhibitors

图选项

以0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0%SRIPE-inhibitor2代替抑制剂BIOCAT，提高钻井液的抑制性。另外添加非渗透剂SMT3，降低钻井液滤失，提高地层的承压能力。为使钻井液性能达到最佳，通过试验适当调整了其他添加剂的加量，确定了非渗透强抑制防塌钻井液(以下简称防塌钻井液)配方：0.3%SRIPE-inhibitor1＋1.0%SRIPE-inhibitor2+2.0%防塌剂SOLTEX+1.0%快钻剂+4.0%预水化膨润土浆+3.0%碳酸钙+0.6%降滤失剂PAC+1.0%弹性石墨+2.0%SMT3。其基本性能：塑性黏度17 mPa·s，动切力9 Pa，静切力4.51/6.50 Pa，API滤失量1.8 mL，pH值9.5。

取EH4103井二开不同井深处的岩屑压制成岩样，放在清水、SJ油田BIOCAT钻井液及防塌钻井液中，测试其24 h的膨胀率，结果见表 5。

从表 5可以看出，与BIOCAT钻井液相比，防塌钻井液能显著降低岩屑的膨胀率，说明其能减缓水化对岩屑造成的影响。

取EH4103井二开不同井深处的岩屑放在SJ油田BIOCAT钻井液和防塌钻井液中，在120 ℃下滚动16 h，测其回收率，结果见表 6。

由表 6可以看出，与BIOCAT钻井液相比，岩屑在防塌钻井液中的回收率提高60～70百分点，说明防塌钻井液的抑制性能更好，能较好地防止钻屑分散。

使用三轴应力仪测试了二开井段岩样经BIOCAT钻井液与防塌钻井液浸泡不同时间后的的抗压强度，结果见表 7。为模拟地层环境下的上覆岩层压力和保证试验结果的准确性，减少不确定因素，围压设定为30 MPa。

由表 7可以看出，岩心在BIOCAT钻井液中浸泡8 d后抗压强度降低了87.43 MPa，降低率为41%，而在防塌钻井液中浸泡8 d后降低了45.54 MPa，降低率为21%；在BIOCAT钻井液中浸泡14 d后抗压强度降低了113.10 MPa，降低率为52%，在防塌钻井液中浸泡14 d后降低了64.42 MPa，降低率为30%。可见防塌钻井液抑制页岩水化、维持二开井段井壁稳定的能力明显优于BIOCAT钻井液。

由于压力传递具有时间和空间效应，导致井周应力分布也具有时间和空间效应，当作用于井周围岩石上的应力大于岩石强度时，井壁就会发生破坏。对于水敏性地层，除了地层本身理化性特点外，岩石的水化作用会显著影响井壁坍塌压力，岩石的水化具有时间效应，因此井壁坍塌存在一个时间周期^{[13, 14]}。

井周围岩应力动态分布模型：

式中：σ_r,σ_θ和σ_rθ分别为径向、周向和切向应力，MPa；σ_r⁽¹⁾，σ_r⁽²⁾，σ_r⁽³⁾，σ_θ⁽¹⁾，σ_θ⁽²⁾，σ_θ⁽³⁾，σ_rθ⁽³⁾，p_p⁽²⁾和p_p⁽³⁾分别为求解过程中的分解式；θ为井周角，rad；p₀为远场平均地应力，p₀=(σ_H+σ_h)/2,MPa;S₀为远场地应力偏量，S₀=(σ_H+σ_h)/2,MPa,p_p0为无穷远处原始孔隙压力，MPa；p_p为近井地带孔隙压力，MPa。

考虑岩石力学强度随水化时间变化的弱面破坏模型为：

式中：σ₁和σ₃分别为最大、最小主应力，MPa；C_w(t)和φ_w(t)分别为岩石弱面内摩擦角和弱面内聚力随水化时间的变化关系，可通过水化作用下岩石三轴力学试验获取；β为最大主应力方向与弱面法向的夹角，rad。

将井壁围岩应力动态分布模型和考虑岩石力学强度随水化时间变化的弱面破坏模型结合，即可得到力学与化学耦合的井壁围岩动态坍塌压力模型。将井壁围岩动态坍塌压力模型编制成软件，利用SPC3033井二开1 776.00～1 800.00 m井段的岩石力学参数，计算了BIOCAT钻井液和防塌钻井液下的井壁坍塌周期，并绘制成了图版(见图 3)。

图3 SPC3033井1 776.00～1 800.00 m井段应用不同钻井液的井壁坍塌周期 Fig.3 The borehole collapsing cycle diagram in different drilling fluids (SPC3033, 1 776-1 800m)

图选项

由图 3可以看出，当钻井液密度为1.22 kg/L时，应用BIOCAT钻井液钻进时，井壁会在5 d后失稳；而应用防塌钻井液钻进时，井壁将在10 d后失稳，防塌钻井液的坍塌周期比BIOCAT钻井液延长了100%。

防塌钻井液在SJ油田的24口井进行了应用，这24口井与应用BIOCAT钻井液的50余口邻井相比，井塌现象明显减少，井径规则，平均井径扩大率由30%降至5%，二开井段井径扩大率由超过100%降至10%；单井钻井成本降低10%；钻井周期缩短15%；油层保护效果明显，产量达到了预期的目标；取消了压裂解堵作业，降低了开发成本。下面以SPC3033井为例介绍应用情况。

SPC3033井位于SJ油田的SPC区块，考虑到与该井相邻的2口井因二开1 100.00～1 300.00 m井段坍塌严重而报废，在该井二开井段钻进中使用了防塌钻井液。

SPC3033井钻井过程中采取了以下钻井液维护处理措施：

1) 将储备罐中的SRIPE-inhibitor1＋SRIPE-inhibitor2溶液缓慢补充到循环罐中，保持钻井液中抑制剂的质量浓度大于2 kg/m³，以保证钻井液具有良好的抑制性。

2) 每1 h加入一定量的SMT3、弹性石墨和不同粒径的碳酸钙，强化钻井液的封堵防塌、防漏、储层保护效果。

3) 每4 h测钻井液API滤失量，如果API滤失量大于5 mL，加入降滤失剂PAC和防塌剂SOLTEX，以降低钻井液滤失量。

4) 在钻至设计井深前，开动振动筛和离心机，控制钻井液漏斗黏度小于60 s、含砂量小于0.5%。

5) 钻至设计井深后，将钻井液密度提高至1.22 kg/L，起钻电测前按10 L/m³加入润滑剂，提高钻井液的润滑性。

SPC3033井使用非渗透强抑制防塌钻井液顺利钻至设计井深，二开井径扩大率小于3%，钻井速度664 m/d，二开钻井周期4.4 d，钻井成本168美元/m，完钻直接下测井仪器测井，然后下套管固井，未进行通井作业，油层保护效果显著，在未采取压裂解堵措施的情况下，测试产量达到预期要求。而使用BIOCAT钻井液的邻井SPC3034井，二开井段井径扩大率大于40%，钻井速度508 m/d，钻井周期6.0 d，钻井成本201美元/m，测井前划眼通井2次，测试前采取了压裂解堵措施。这表明，使用非渗透强抑制防塌钻井液可以解决SJ油田二开井段井壁失稳的问题，且可以提高钻井速度，缩短钻井周期，降低钻井成本。

1) 阿根廷SJ油田二开井段地层微裂隙发育、黏土矿物含量高，水敏性强是井壁失稳的内因；BIOCAT钻井液的抑制性和封堵防塌能力不足是井壁失稳的外因。

2) 非渗透强抑制防塌钻井液比BIOCAT钻井液具有更好的防塌抑制性，页岩膨胀率降低10百分点，岩屑回收率提高60～70百分点，井眼稳定周期延长100%，且流变性更好控制。

3) 现场应用结果表明，非渗透强抑制防塌钻井液能解决阿根廷SJ油田二开井段井壁失稳的问题，达到保护油气层、提高钻井速度和降低钻井成本的目的。