大庆油田长垣以西齐家-古龙凹陷青山口组和泉头组等地层含有丰富的致密油，岩性以裂缝/孔隙发育的泥页岩为主，资源潜力超过15×10⁸ t，是大庆油田资源接替的重要区块。近几年实钻资料显示，在钻进青山口组和泉头组地层时常发生井壁剥落、坍塌等井下故障，严重制约了致密油的高效勘探开发。为解决井壁失稳的难题，提出了各种提高钻井液封堵防塌能力的技术措施^[1]，但封堵效果并不理想，井壁失稳问题时有发生。分析认为，目前常用的高温高压滤失^[2-3]、高温高压砂床^[4-5]和渗透性封堵^[6-8]等钻井液封堵能力的评价方法，虽然操作简便、且能直接反映封堵剂性能的差异，但模拟的裂缝宽度一般为50 μm左右，无法模拟致密油储层的纳米级裂缝/孔隙，致使优选出的封堵材料无法满足致密油储层井壁稳定的要求，导致钻井过程中易发生井壁失稳问题^[9-11]。为此，笔者选用不锈钢粉末薄片作为封堵介质，模拟不同级别的裂缝，并自主研制了封堵评价装置，形成了硬脆性泥页岩微米-纳米级裂缝封堵评价新方法，可为封堵材料优选和钻井液配方优化提供可靠的试验方法。

青山口组岩心分析结果表明，青山口组二、三段(K1qn2+3) 地层岩石富含伊利石(绝对含量3.84~5.94，相对含量63%~66%)及伊蒙混层(绝对含量1.73~2.96，相对含量24%~32%)；K1qn2+3地层泥页岩脆性较高，内部发育大量裂缝和微裂缝，缝宽10~30 μm的裂缝占80%以上，还有部分缝宽为0.001~0.01 μm的裂缝；含有大量半径为5.270~9.275 nm的微孔隙(见图 1)。

图 1 青山口组二、三段地层岩心扫描电镜图片 Fig.1 SEM image of core in interval 2 and 3 of the Qingshankou Formation

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将K1qn2+3地层岩心在清水中浸泡，观察不同时间下岩心的分散情况，结果发现：岩心浸泡30 min后发生明显的分层和散裂现象，并有剥落块；浸泡12 h已经完全碎裂成小块。在钻井过程中直接表现为井壁剥落掉块，会引起遇阻、卡钻等井下故障，甚至会在“水力尖劈”作用下，导致井漏的发生。分析岩心失稳原因认为：

1) 青山口组地层黏土矿物以伊利石为主，含有少量伊蒙混层，滚动回收率都在70%以上，水化趋势较弱，属于硬脆性泥页岩。目前使用的水基钻井液以自主合成的聚胺抑制剂为主，配合使用多元醇和无机盐，抑制性完全能满足施工需求，所以钻井液抑制性不是青山口组地层易失稳的主要原因^[12-14]。

2) 由岩心分析结果可知，青山口组地层不仅发育有微米级的裂缝和孔隙，还包含纳米级的裂缝和孔隙。如果封堵材料粒径太大，与裂缝不匹配，只能封堵微米级裂缝，而无法有效封堵纳米级裂缝，致使形成的封堵层不致密，外来液相在井底压差、化学势差和毛细管压力等作用下会继续沿着纳米级裂缝侵入地层，造成近井壁孔隙压力增加，削弱液柱压力对井壁的稳定作用，并引起页岩水化作用、水化膜“楔入”作用^[15-17]，使微裂缝开裂、扩展并相互贯通，最后与主裂缝贯通，造成井壁剥落掉块，甚至会发生井漏等井下故障。

目前，人们通常采用高温高压滤失试验优选封堵材料，该方法虽然操作简便、且能直接反映钻井液封堵性能的差异，但滤纸孔径只有1~3、30~50和80~120 μm等3个级别，均属于微米级，无法模拟纳米级裂缝^[18-19]；其他评价方法模拟的裂缝一般都在50 μm左右，也属于微米级，导致优选的封堵材料在用于致密油储层钻进时效果不好。

为此，笔者选用了一种由不锈钢粉末经过特殊工艺压制而成的薄片作为封堵介质，模拟不同级别的裂缝进行封堵性能评价试验。该薄片具有以下优点：1) 不锈钢粉末薄片孔径控制在微米级和纳米级之间，模拟孔径范围10 nm~500 μm(见图 2)；2) 薄片厚度为5~10 mm，远远大于滤纸的厚度，可模拟封堵材料在裂缝内部通道的堆积和封堵情况，而不是封堵材料只在滤纸表面的堆积；3) 不锈钢粉末薄片剖面粗糙，与地层缝隙表面特征相近。

图 2 不锈钢粉末薄片 Fig.2 Thin slice of stainless steel powder

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根据高温高压滤失仪的温度和压力控制原理，自主设计加工了一套封堵评价装置(见图 3)。该装置包括可以加热的钻井液杯、气源、压力表和冷凝接收装置等设备，钻井液杯底部的不锈钢粉末薄片为过滤介质。该装置工作温度为20~300 ℃，压力3.5~5.0 MPa。具体操作步骤为：打开钻井液杯下杯盖，将不锈钢粉末薄片置于杯底；盖上下杯盖并拧紧；加入待测液体，并封好上杯盖，即可模拟井底温度条件进行待测液体封堵性能评价试验。

图 3 裂缝封堵试验评价装置的基本组成 Fig.3 Schematic diagram of evaluation devices for blocking performances

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以不锈钢粉末薄片替代滤纸作为封堵介质、结合裂缝封堵试验评价装置形成了微米-纳米级裂缝封堵评价新方法，进行封堵材料优选和钻井液封堵性能评价试验。

针对目前致密油水平井钻井常用的水基钻井液封堵性能较差的问题，通过高温高压滤失试验评价磺化沥青相关性能，分析磺化沥青无法有效封堵致密油裂缝性储层的原因，并采用裂缝封堵评价新方法对该钻井液的封堵性能进行优化，以提高钻井液的井壁稳定能力。

致密油水平井水基钻井液中常用磺化沥青的软化点测试结果表明，磺化沥青样品在252 ℃时不软化，而致密油地层温度小于100 ℃，所以磺化沥青在钻井液中不能发挥软化封堵作用，只能以颗粒级配的形式对裂缝进行封堵。将磺化沥青样品在105 ℃的干燥箱中烘干4 h后进行筛分，按称重前后质量比换算成不同粒径颗粒所占的比例。筛分结果为：粒径大于250 μm的颗粒占27.83%；粒径250~75 μm的颗粒占70.24%；粒径小于75 μm的颗粒占1.93%，其中的纳米级颗粒含量可以忽略不计。

试验采用的致密油水平井水基钻井液的配方为：4.0%膨润土浆+2.0%铵盐降滤失剂+1.5%抑制剂+3.0%多元醇+5.0%氯化钾+0.2%乳液包被剂+0.1%PAC-HV，采用高温高压滤失试验和封堵评价新方法对其封堵性能进行评价。

致密油水平井水基钻井液中分别添加1%，2%，3%和4%的磺化沥青，进行120 ℃高温高压滤失试验，试验结果见图 4。从图 4可以看出，磺化沥青加量为1%~3%时，钻井液滤失量降低幅度较大；磺化沥青加量增加到4%时，钻井液滤失量降低趋势变缓。

图 4 磺化沥青对致密油水平井水基钻井液高温高压滤失量的影响 Fig.4 Impacts of sulfonated asphalt on HTHP filtering losses of water-based drilling fluid in horizontal well for tight oil development

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将滤饼采用液氮速冻，然后抽真空，应用透射电子显微镜对其微观结构进行观测，发现磺化沥青在滤饼中分散度较差，出现团聚成块的现象；放大800倍和1 600倍后，磺化沥青团聚的现象更明显。这表明单纯增大磺化沥青加量，在滤饼中只起到简单的重复堆积作用，不能完全封堵滤失通道，最终导致钻井液滤失量无法进一步降低。

分别选用孔径为50 nm、200 nm和100 μm的不锈钢粉末薄片，使用封堵评价新装置评价不同磺化沥青加量下的致密油水平井水基钻井液对3种不锈钢粉末薄片的封堵情况，结果见图 5。

图 5 不同磺化沥青加量下的水基钻井液滤失量曲线 Fig.5 HTHP filtering losses of water-based drilling fluid under different volumes of sulfonated asphalt

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由图 4和图 5可以看出，与高温高压滤失试验结果相比，不锈钢粉末薄片封堵试验得到的钻井液滤失量更大，而且不锈钢粉末薄片的孔径越小，钻井液滤失量越大；随着磺化沥青加量增加，与孔径200 nm和100 μm不锈钢粉末薄片相比，孔径50 nm不锈钢粉末薄片封堵试验得到的钻井液滤失量降低幅度要小。

由以上试验结果可知，在磺化沥青样品及钻井液配方相同的情况下，因封堵介质不同，钻井液滤失量差异较大。磺化沥青对微米级的滤纸封堵效果较好，滤失量小；对纳米级的不锈钢薄片封堵效果较差，滤失量大。

为改善致密油水平井水基钻井液的封堵防塌能力，提高对纳米级裂缝的封堵效果，将磺化沥青与纳米材料按照质量比1:1，2:1，3:1和4:1进行复配，并加入钻井液中，加量分别为1%，2%，3%和4%，分别应用孔径50 nm、200 nm和100 μm的不锈钢粉末薄片进行封堵评价试验，结果见图 6。

图 6 磺化沥青与纳米材料在不同复配比例下的滤失量对比曲线 Fig.6 Fluid loss under different proportions of sulfonated asphalt and nano-material

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从图 6可以看出，磺化沥青与纳米材料在不同复配比例和加量条件下对不同孔径薄片的封堵效果差异较大，在磺化沥青和纳米材料质量比为3:1、总体加量2%时，钻井液滤失量下降最明显；同时，滤饼中的封堵材料颗粒级配合理，分布均匀，滤饼质量得到有效改善。综合考虑封堵效果和成本因素，选择磺化沥青与纳米材料按质量比3:1复配，总体加量2%。

以滤纸为介质，进行120 ℃的高温高压滤失试验，对不同复配比例和不同封堵材料加量下的钻井液封堵能力进行评价，结果见表 1。从表 1可以看出，在钻井液中加入纳米材料后，钻井液的高温高压滤失量大幅度下降；在加量大于2%时，滤失量趋于平稳，与不锈钢粉末薄片的评价结果一致。

表 1 封堵剂配方优化滤失量 Table 1 The filtrate of sealing agent optimization

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以上试验结果表明，以不锈钢粉末薄片为封堵介质的封堵评价方法可以替代高温高压滤失试验，对钻井液的封堵性能进行评价。最终确定改进后的强封堵型水基钻井液配方为：4.0%膨润土浆+2.0%铵盐降滤失剂+1.5%抑制剂+3.0%多元醇+5.0%氯化钾+0.2%乳液包被剂+0.1%PAC-HV+2.0%封堵材料(磺化沥青与纳米材料按质量比3:1复配)。

F38-P1井是大庆油田的一口致密油水平井，设计井深2 905.00 m，水平段长845.00 m。二开使用致密油水平井水基钻井液钻进，采用高温高压滤失试验优选出的磺化沥青作为封堵材料。二开井段的青山口组二、三段至泉头组地层有厚达346.00 m的大段泥岩层，以绿灰色、深灰色泥岩为主，含伊利石和伊蒙混层等黏土矿物，裂缝、微裂缝和孔隙发育。从同区块相邻井钻井情况来看，该泥岩段地层在钻进时经常发生井壁剥落、掉块现象，有的井甚至发生井壁坍塌。该井在钻至井深2 300.00 m时进行起下钻作业，分别在井深1 854.00，1 914.00~1 944.00，2 209.00和2 149.00 m处发生4次遇阻，在井深2 249.00 m处发生2次憋泵；并且在井深2 199.50和2 251.00 m处发生2次卡钻，振动筛上返出岩屑多为青山口组灰色粉碎性泥岩剥落片，最大直径超过5.0 cm。最后，只能将水平段封固，在井深2 111.50 m处重新侧钻。

该井侧钻时使用了由封堵评价新方法优化的强封堵型水基钻井液。侧钻前，按照配方一次加足封堵材料进行配浆；钻进过程中，每钻进150~200 m补充一定量的封堵材料，以保证钻井液中封堵材料的含量。在该井整个侧钻过程中，振动筛上返岩屑正常，未见大的岩屑块，表明青山口组地层没有发生井壁剥落和掉块等井壁失稳问题；同时，起下钻顺利，全程未发生遇阻和卡钻情况，后期下套管一次到底。

现场试验表明，优化后的强封堵型水基钻井液对致密油地层裂缝和微裂缝的封堵能力大幅度提高，解决了原钻井液在钻进中常发生的井壁剥落、掉块等问题。

1) 针对大庆油田致密油储层地质特点，以不锈钢粉末薄片替代滤纸作为封堵介质，并自主设计了裂缝封堵试验评价装置，形成了微米-纳米级裂缝封堵评价新方法。

2) 不锈钢粉末薄片能够有效模拟致密油储层的微米、纳米级裂缝，裂缝封堵试验评价装置可模拟井底温度条件下对钻井液的封堵性能进行测试，具有操作简单、评价精度高等优点，可替代高温高压滤失试验进行封堵材料优选和钻井液配方优化。

3) 采用封堵评价新方法对封堵材料进行了优化，形成了强封堵型水基钻井液配方，现场试验结果表明，该钻井液对致密油储层微裂缝和微裂隙具有更强的封堵能力，解决了青山口组地层井壁剥落、掉块引起的遇阻、卡钻等难题，具有较好的现场推广应用价值。