东巴油田位于伊拉克首都巴格达东部，美索不达米亚前渊拗陷构造上，已探明石油储量约10.96×10⁸ t（80亿桶）。该油田主要包括South-1区块和South-2区块，其中South-2区块地质条件比较复杂，上部地层的Upper Fars组以褐色泥岩为主，Lower Fars组为盐岩、石膏和绿泥石互层，Jeribe组为白云岩；中部地层依次为Bajawan组、Tarjil组、Jaddala组和Aaliji组，主要岩性为石灰岩；下部地层依次为Shiranish组、Hartha组、Sadi组、Tanuma组和Khasib组，主要岩性为灰岩，其中Tanuma组底部泥页岩厚度约35 m。Khasib组是South-2区块最重要的待开发储层，在油气富集带的厚度约30 m。South-2区块第一批油井有18口，包括14口以Khasib组为目的层的水平井。2019年2月，该区块第一口以Khasib组为目的层的水平井EBSK-8-2H井开钻，设计为直导眼侧钻水平井，设计完钻井深3 499 m，采用四开井身结构。该井三开定向钻至井深2 497 m时发生卡钻，解卡失败后回填井眼重新侧钻，但钻至井深2 562 m时再次发生卡钻，解卡失败而导致井眼报废。分析认为，卡钻原因是Tanuma组底部的泥页岩层发生坍塌。因此，有效解决Tanuma组泥页岩坍塌问题，是实现South-2区块Khasib组储层有效开发的关键。

针对Tanuma组泥页岩坍塌难题，通过分析泥页岩矿物结构、孔缝发育情况以及水化特性，确定了泥页岩坍塌机理，优选了封堵剂N-Seal和抑制剂U-HIB等关键处理剂，对原氯化钾聚磺钻井液配方进行了优化，形成了泥页岩高效防塌钻井液，并在3口水平井进行了现场试验，均顺利钻穿Tanuma组泥页岩层，无明显井壁剥落掉块现象，且完钻后起下钻正常，顺利下入套管并完成固井。

1.   Tanuma组泥页岩坍塌原因分析

泥页岩层井壁坍塌是钻井作业的常见问题，不同区块泥页岩坍塌机理不尽相同，但主要原因是钻井液静液柱压力低于泥页岩层坍塌压力，或钻井液侵入地层导致泥页岩水化分散，引起岩石强度降低，一般二者兼而有之^[1-4]。为此，对东巴油田Tanuma组泥页岩的矿物组成、水化特性以及孔缝发育情况进行了分析研究，以确定其井壁坍塌机理。

1.1   矿物组成分析

应用X射线衍射仪对Tanuma组泥页岩矿物组成及黏土矿物含量进行了测试^[5]，结果见表1。

表  1  Tanuma组泥页岩矿物组成分析结果

Table  1.  Mineral composition analysis of Tanuma shale

井深/m	矿物含量，%
	石英	方解石	黄铁矿	铁白云石	黏土
2 388	1.19	11.49	10.64	40.08	36.60
2 389	6.57	10.26	10.33	21.31	51.53
2 390	5.83	11.66	12.92	27.93	41.66

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从表1可以看出，Tanuma组泥页岩黏土矿物含量较高，最低也达到36.60%。

应用X射线衍射仪对岩样中黏土矿物的组成进行了测试，结果发现主要以伊/蒙混层、高岭石为主，其中伊/蒙混层含量最大。伊/蒙混层为蒙脱石和伊利石的混合晶层，层间分子作用力弱，水分子容易进入晶层之间，引起晶格膨胀，从而导致钻井过程中易出现井眼失稳现象^[6-11]。

1.2   岩样孔缝发育

应用扫描电子显微镜观察Tanuma组泥页岩岩样的孔隙/裂缝特征、类型和产状，并测量孔缝尺寸^[12-17]。结果发现，岩样具有明显的层理，且裂缝发育度较高，尺度基本为微米级和纳米级，如图1所示。其中，缝宽500 nm以内的微孔缝约占总孔缝的40%，缝宽0.5～10 μm的孔缝约占总孔缝的50%。分析认为，由于Tanuma组泥页岩层裂缝发育，在钻井过程中，钻井液可通过层理或孔缝侵入地层，导致泥页岩内部应力结构发生变化，造成井壁坍塌^[18-20]。因此，Tanuma组泥页岩层中普遍发育的微裂缝是井眼失稳的主要原因。

图  1  Tanuma组泥页岩岩样孔缝发育情况

Figure  1.  Pore and fracture development in samples of Tanuma shale

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1.3   水化膨胀特性试验

采用文献[21]中的方法，将Tanuma组泥页岩岩屑颗粒，放入装有350 mL蒸馏水的老化罐中，在高温滚子炉中老化（80 ℃温度下热滚16 h）后，测得岩屑回收率为62.4%，说明Tanuma组泥页岩具有较强的水化分散性。同时，使用页岩膨胀仪对其水化膨胀特性进行测试，结果见图2。

图  2  Tanuma组泥页岩水化膨胀试验结果

Figure  2.  Hydration swelling test of Tanuma shale

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从图2可以看出，在钻井液滤液侵入岩样后，会导致泥页岩快速膨胀，在短时间内岩样的线性膨胀率增至12%以上。

上述室内试验及测试结果表明，Tanuma组泥页岩具有黏土矿物含量高、水敏性较强、宏观层理发育明显、微观孔缝发育度高和水化膨胀速率快的特点，在钻井过程中，钻井液滤液通过孔缝侵入地层后，使黏土矿物迅速水化膨胀，导致泥页岩井段井壁坍塌，引起卡钻等井下故障。

2.   高效防塌钻井液配方优选及性能试验

根据Tanuma组泥页岩坍塌机理，确定了加强物理封堵和化学抑制的防塌思路，通过优选高效封堵剂和强抑制剂，对该油田原来应用的氯化钾聚磺钻井液配方进行了优化，形成了Tanuma组泥页岩高效防塌钻井液。

2.1   关键处理剂优选

高效封堵剂及强抑制剂是研制高效防塌钻井液的关键，为此，通过纳米滤膜封堵试验及页岩膨胀试验，进行了封堵剂及抑制剂优选。

2.1.1   高效封堵剂优选

改善滤饼质量和提高钻井液封堵性能是保持泥页岩地层井壁稳定的重要手段^[22-27]，针对Tanuma组泥页岩层微纳米级孔缝发育的特点，选择FT-1、NSI、N-JC、N-CaCO₃、N-Seal和N-Polymer等6种封堵剂，进行了其封堵性能评价试验。取200 mL清水，加入2%封堵剂，采用超声分散30 min；另取8%膨润土基浆200 mL，混合并高速搅拌20 min后放入老化罐中，在120 ℃温度下热滚16 h，然后测试其微孔滤膜30 min累计滤失量。由于滤失量与滤失时间的平方根成正比关系，记录下1和30 min的滤失量，可绘制出滤失量和滤失时间平方根的关系曲线，曲线与纵坐标轴的交点即为瞬时滤失量，试验结果见表2。

表  2  6种封堵剂的性能评价试验结果

Table  2.  Performance evaluation of six plugging agents

试验流体配方	瞬时滤失量/ mL	静滤失速率/ （mL·min−0.5）	累计滤失量/ mL
基浆	2.69	18.10	35.2
基浆+2%FT-1	0.23	8.69	21.3
基浆+2%NSI	0.30	16.36	26.6
基浆+2%N-JC	0.45	15.37	29.1
基浆+2%N-CaCO3	0.12	7.33	13.2
基浆+2%N-Seal	0.13	6.01	10.2
基浆+2%N-Polymer	0.19	8.33	17.6

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从表2可以看出，基浆加入6种封堵剂后的瞬时滤失量和累计滤失量均在减少，静滤失速率均在降低。其中，基浆加入封堵剂N-Seal后，瞬时滤失量下降明显，静滤失速率最低，累计滤失量最低，表明其对纳米级孔缝封堵效果更好。因此，选择封堵剂N-Seal用于配制高效防塌钻井液。

2.1.2   抑制剂优选

EBSK-8-2H井在应用氯化钾聚磺钻井液钻进Tanuma组泥页岩层时井壁发生坍塌，说明该钻井液的泥页岩抑制性能达不到要求。室内试验也发现， Tanuma组泥页岩的水化膨胀速率快，因此除了增强钻井液封堵性，还需优选抑制性能更强的抑制剂，以提高钻井液抑制性。选择ECSOW、HIB、HIB-INH和U-HIB等4种抑制剂，采用文献[21]中的方法，测试现场回收岩屑在清水、4%膨润土基浆、4%膨润土基浆+1%抑制剂中的滚动回收率和线性膨胀率，结果见图3和图4。

图  3  Tanuma组岩屑滚动回收试验结果

Figure  3.  Rolling recovery rate test of rock debris in Tanuma Formation

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图  4  Tanuma组岩屑线性膨胀评价试验结果

Figure  4.  Linear expansion test of rock debris in Tanuma Formation

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从图3和图4可以看出，基浆在加入抑制剂后，岩屑的滚动回收率均达到96%以上，线性膨胀率均有明显降低。其中，基浆加入抑制剂U-HIB后，岩屑的线性膨胀率最低、滚动回收率最高，表明抑制剂U-HIB具有更强的抑制能力。因此，选择抑制剂U-HIB配制高效防塌钻井液。

2.2   高效防塌钻井液配方及性能评价

以EBSK-8-2H井应用的氯化钾聚磺钻井液（配方为2.0%膨润土+0.4%增黏剂CMC-LV+0.4%增黏剂PAC-LV+5.0%抑制剂KCl+1.0%降滤失剂SPNH+1.0%降滤失剂SMP+1.0%抑制剂AP-1+2.0%抑制剂Glycol+2.0%封堵剂SOLTEX+0.3%流性调节剂PHPA+3.0%超细碳酸钙+0.1%增黏剂XC）为基础，用抑制剂U-HIB替换抑制剂AP-1，并加入封堵剂N-seal配合超细碳酸钙，以增强钻井液的封堵能力。通过室内复配试验，最终确定了高效防塌钻井液的配方：2.0%膨润土+0.4%增黏剂CMC-LV+0.4%增黏剂PAC-LV+5.0%抑制剂KCl+1.0%降滤失剂SPNH+1.0%降滤失剂SMP+1.0%抑制剂U-HIB+2.0%抑制剂Glycol+2.0%封堵剂SOLTEX+0.3%流性调节剂PHPA+2.0%封堵剂N-seal+3.0%超细碳酸钙+0.1%增黏剂XC。

为了确保高效防塌钻井液满足Tanuma组泥页岩安全钻进的需要，通过室内试验评价了其流变性、封堵性和抑制性，并与氯化钾聚磺钻井液进行了对比。

2.2.1   流变性试验

前期的钻井实践及室内研究发现，钻井液密度为1.50～1.65 kg/L时可以保证Tanuma组泥页岩井段井壁稳定，为此，分别配制了密度为1.55，1.60和1.65 kg/L（加重剂为重晶石粉）的高效防塌钻井液和氯化钾聚磺钻井液，采用六速旋转黏度计，对其流变性进行了测试，结果见表3。从表3可以看出，随着密度增大，高效防塌钻井液的流变性保持良好，与氯化钾聚磺钻井液相当，且API滤失量低于氯化钾聚磺钻井液，表明高效防塌钻井液更有利于保持井壁稳定，能更好地满足Tanuma组泥页岩安全钻进的需求。

表  3  高效防塌钻井液和氯化钾聚磺钻井液流变性试验结果

Table  3.  Rheology test of high-efficiency anti-sloughing drilling fluid and KCl/polysulfonate drilling fluid

密度/ （kg·L−1）	钻井液	六速旋转黏度计读数						静切力/Pa	塑性黏度/ （mPa·s）	动切力/Pa	API滤失量/mL
		ϕ600	ϕ300	ϕ200	ϕ100	ϕ6	ϕ3
1.55	氯化钾聚磺	82	54	40	25	5	4	2.0/5.5	28	13.0	2.6
	高效防塌	85	55	42	26	5	4	2.5/5.0	30	12.5	2.4
1.60	氯化钾聚磺	83	53	40	25	5	4	2.0/4.5	30	11.5	2.6
	高效防塌	88	56	44	27	5	4	2.0/4.5	32	12.0	2.0
1.65	氯化钾聚磺	86	56	40	25	5	4	2.0/4.5	30	13.0	2.4
	高效防塌	90	57	41	25	5	4	2.0/4.5	33	12.0	2.2

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2.2.2   封堵性试验

配制密度为1.40 kg/L的氯化钾聚磺钻井液和高效防塌钻井液，选用现场Tanuma组泥页岩岩样，采用钻井液封堵性能评价仪进行封堵性能试验^[28]，试验压力为3.5 MPa。试验结果发现，氯化钾聚磺钻井液和高效防塌钻井液的瞬时滤失量分别为3.1和1.3 mL，30 min滤失量分别为17.6和11.2 mL。这表明与氯化钾聚磺钻井液相比，高效防塌钻井液的封堵性能有了明显改善，能够实现Tanuma组泥页岩的有效封堵。

使用钻井液封堵性能评价仪，测试高效防塌钻井液对200 μm模拟裂缝的封堵承压能力。初始压力为0.5 MPa，维持压力不变，3 min后测量滤失量；然后压力增大0.5 MPa至1.0 MPa，维持压力不变，3 min后测量滤失量；依照此方法，每次增加0.5 MPa，直至压力达到6.0 MPa。试验结果发现，2.0和2.5 MPa压力下的滤失量分别为1.5和2.0 mL，其他压力条件下的滤失量均为0。可见，高效防塌钻井液具有良好的封堵承压能力。

2.2.3   抑制性试验

根据泥页岩理化性能试验方法^[21,29]，对Tanuma组泥页岩岩屑在清水、氯化钾聚磺钻井液和高效防塌钻井液中的滚动回收率进行了测试。结果发现，岩屑在清水、氯化钾聚磺钻井液和高效防塌钻井液中的滚动回收率分别为66.4%、92.4%和96.6%，表明高效防塌钻井液的抑制性最强。

将Tanuma组泥页岩岩屑粉碎后压制成岩心柱，应用页岩膨胀仪测试其在清水、氯化钾聚磺钻井液和高效防塌钻井液中的线性膨胀率，结果见图5。

图  5  高效防塌钻井液的抑制性评价试验结果

Figure  5.  Inhibition evaluation test of high-efficiency anti-sloughing drilling fluid

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从图5可以看出，岩心柱在氯化钾聚磺钻井液和高效防塌钻井液中的线性膨胀率明显低于在清水中的线性膨胀率，其16 h泥页岩膨胀率分别为7.98%和4.87%。其中，岩心柱在高效防塌钻井液中的线性膨胀率最低，说明与氯化钾聚磺钻井液相比，高效防塌钻井液对Tanuma组泥页岩的抑制性更强。

3.   现场试验

高效防塌钻井液在东巴油田EBSK-5-5H井、EBSK-2-2H井和EBSK-3-3H井进行了试验，均成功钻穿Tanuma组泥页岩层段，取得了良好的井眼稳定效果，顺利钻至设计井深，试验效果见表4。

表  4  高效防塌钻井液在3口水平井中的试验效果

Table  4.  Field test of high-efficiency anti-sloughing drilling fluid in three horizontal wells

井号	泥页岩 井段/m	纯钻进 时间/h	平均机械 钻速/（m·h−1）	起钻复杂 时间/h
EBSK-5-5H	2 510～2 625	51.76	2.22	6.2
EBSK-2-2H	2 492～2 608	61.00	1.90	3.2
EBSK-3-3H	2 540～2 653	62.18	1.82	6.8

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现以EBSK-5-5H井为例，介绍高效防塌钻井液的现场试验情况。

EBSK-5-5H井为水平井，目的层为Khasib组，设计完钻井深3 806 m，采用四开井身结构：一开采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深250 m，ϕ339.7 mm套管下深250 m；二开采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深1 921 m，ϕ244.5 mm套管下深1 920 m；三开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深2 642 m，ϕ177.8 mm尾管下深2 640 m；四开采用ϕ152.4 mm钻头钻至井深3 806 m，裸眼完井。

该井Tanuma组泥页岩井段为2 508～2 625 m，设计井斜角71.6°～75.5°，应用高效防塌钻井液钻进，配方为2.0%膨润土+0.4%增黏剂CMC-LV+0.4%增黏剂PAC-LV+5.0%抑制剂KCl+1.0%降滤失剂SPNH+1.0%降滤失剂SMP+1.0%抑制剂U-HIB+2.0%抑制剂Glycol+2.0%封堵剂SOLTEX+0.3%流性调节剂PHPA+2.0%封堵剂N-seal+0.1%增黏剂XC，加重材料选用重晶石粉。钻井液基本性能为：密度1.60 kg/L，漏斗黏度72 s，API滤失量1.4 mL。

该井钻至井深2 510 m时钻遇Tanuma组泥页岩，在钻井液中补充2.0%～4.0% N-Seal和1.0%～1.5% U-HIB，以强化钻井液的封堵性能和抑制性能，确保泥页岩井段井壁稳定。该井段钻进后期，在钻井液中加入了8%～10%的原油，以提高钻井液的润滑性能，解决定向钻进过程中摩阻/扭矩大和托压问题。该井钻至井深2 625 m后顺利钻穿Tanuma组泥页岩层，钻进期间返出岩屑形状规则，大小均匀，粒径3～8 mm岩屑占85%以上，未出现井壁坍塌掉块等井眼失稳现象。

该井应用高效防塌钻井液钻至井深2 642 m时三开井段完钻，起钻至井深2 545 m时遇阻，开泵循环清洗井眼，泵入16 m³稠浆，井口收集到粒径2～3 cm的泥页岩掉块约0.35 m³。井眼清洗干净后再次起钻，遇阻现象消除，随后泵入高含油比的稠浆，防止井壁再次发生剥落掉块，顺利起钻至井口，下入ϕ177.8 mm尾管固井。

4.   结论及认识

1）东巴油田South-2区块Tanuma组泥页岩具有黏土矿物含量高、水敏性较强、宏观层理发育明显、微观孔缝发育度高和水化膨胀速率快等特点，钻井过程中极易发生坍塌卡钻等井下故障。

2）针对氯化钾聚磺钻井液防塌能力较弱的问题，优选了抑制剂U-HIB和封堵剂N-seal，形成了高效防塌钻井液，其泥页岩滚动回收率高于96.0%，线性膨胀率低于5.0%，能够实现Tanuma组泥页岩微纳米级孔缝有效封堵，且能有效抑制泥页岩中黏土矿物的水化分散。

3）东巴油田South-2区块3口水平井的现场试验表明，高效防塌钻井液能有效解决Tanuma组泥页岩井段井壁失稳的问题，实现该区块Khasib组储层的有效开发。

4）高效防塌钻井液在现场试验时仍见到少量剥落掉块，表明该防塌钻井液的泥页岩抑制防塌性能还需进一步提升。