塔河油田老井侧钻中因受避开水层、垂深限制，造斜井段在巴楚组和桑塔木组地层，已完钻的21口井井壁坍塌严重，有的井平均井径扩大率达29.6%，造成了极大的经济损失^{[1, 2, 3, 4, 5, 6]}。井壁失稳主要受地质、泥页岩与钻井液相互作用以及钻井工艺等因素的影响^{[7, 8, 9]}。井壁失稳机理研究先后经历了力学、化学和力学-化学耦合3个研究阶段^{[10, 11]}：雷宗明等人^{[12, 13]}提出了高陡构造钻井液密度设计方法；黄荣樽等人^{[14, 15]}认为井壁岩石的破坏和失稳都是岩石应力和化学应力共同作用的结果。邱正松等人^{[16, 17]}提出“多元协同”防塌理论，并指出泥页岩的表面水化不容忽视，对于深部地层水化较弱的页岩地层，表面水化甚至是造成井壁失稳的主要原因^[18]。表面水化是由黏土晶体表面直接吸附水分子和通过所吸附的可交换阳离子间接吸附水分子而导致的水化^[19]。为此，针对塔河油田巴楚组、桑塔木组泥页岩地层井壁失稳问题，通过组构、理化性能分析探究井壁失稳机理，注重泥页岩表面水化抑制，构建强抑制、高润滑钻井液，以降低深侧钻井在钻井、测井和完井中的井下故障发生概率。

利用D/max-ⅢA型X-射线衍射仪，测定塔河油田巴楚组和桑塔木组地层岩样全岩矿物及黏土矿物相对含量，结果为：桑塔木组岩样中黏土矿物质量分数为8%～20%，平均12.5%，其他矿物方解石质量分数最高(平均33%)；巴楚组岩样黏土矿物质量分数平均15.5%，其他矿物石英质量分数最高(平均29.5%)。桑塔木组地层黏土矿物以伊蒙混层为主(平均42.5%)，其次为伊利石(38.5%)和绿泥石(19.0%)，间层比为20%，属中硬—硬脆性泥岩^[20]；巴楚组地层黏土矿物以伊利石为主(平均44.7%)，其次为伊蒙混层(29.5%)和绿泥石(22.75%)，间层比为20%，属硬脆性泥岩^[20]。

图1为不同油气井巴楚组和桑塔木组地层岩样电镜扫描结果。从图1可看出：TH10314井井深5 839.00 m处巴楚组岩样微裂缝和溶蚀孔隙发育，孔隙中填充有黏土矿物，以伊/蒙混层和伊利石为主(见图1(a))；TK665井井深5 532.00 m处巴楚组岩样构造较疏松，孔隙较发育，但层理和微裂缝不发育，黏土矿物以伊利石为主(见图1(b))；TP222井井深6 241.00 m处桑塔木组岩样构造疏松，微裂缝、孔隙较发育，黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主(见图1(c))；TH10314井井深6 000.00 m处桑塔木岩样构造疏松，微裂缝、裂缝和粒间孔隙发育(见图1(d))。

图1 巴楚组及桑塔木组地层岩样电镜扫描照片 Fig.1 SEM images of cores from Bachu and Sangtamu Formation

图选项

利用不同油气井的巴楚组和桑塔木组地层岩样进行膨胀率和滚动回收率试验，结果发现：1)巴楚组地层岩样的膨胀率为1.88%～10.56%，多数在5.00%以上，具有一定的水化膨胀性；回收率为3.14%～82.30%，多在30.00%以下，水化分散性较强。2)桑塔木组地层岩样的膨胀率为3.74%~8.68%；回收率为7.69%～95.89%，水化分散性差异大。

根据地层岩样的矿物组成和水化性质分析试验结果，可以得到塔河油田石炭系巴楚组和奥陶系桑塔木组地层井壁失稳机理为：巴楚组和桑塔木组地层均为以伊/蒙混层或伊利石为主的硬脆性泥页岩地层，微裂缝发育，微裂隙-裂缝纵横交错，地层水化分散性较强，钻井液滤液沿地层微裂隙侵入地层深部时，会引起泥页岩水化，消弱颗粒间的胶结力。同时，泥页岩水化产生的膨胀压力使井壁失去平衡，导致坍塌掉块^{[21, 22]}。

根据塔河油田巴楚组和奥陶系桑塔木组地层井壁失稳机理，提出“物化封堵-抑制表面水化-有效应力支撑”的多元防塌新对策：物化封堵作用与有效应力支撑井壁作用相结合，加强表面水化抑制性；加强封堵，阻止和减缓孔隙压力传递，提高井下液柱压力对井壁的力学支撑；建立有效应力支撑井壁，以平衡井壁坍塌压力。

依据以上多元防塌新对策，通过优选抑制剂、防塌剂、表面水化抑制剂等关键处理剂，对现场井浆进行优化，构建出适合现场的防塌钻井液配方。

目前，常用页岩抑制剂有DBF-2、PMHC、KPAM、80A51、SDJA-1、硅酸钠、聚合醇和SYP-1，采用滚动回收率试验对其抑制性能进行评价。将TK665井粒径2～5 mm的巴楚组泥页岩岩屑分别放在清水、0.5% DBF-2、0.5% PMHC、0.5% KPAM、0.5%80A51、5.0%KCl、1.5% SDJA-1、1.5% 硅酸钠、3.0%聚合醇和3.0% SYP-1中，在80 ℃下滚动16 h后测其回收率，结果分别为20.1%，24.9%，28.1%，26.0%，26.7%，24.4%，26.5%，28.0%，22.8%和21.4%。由此可看出，PMHC抑制泥页岩水化分散的性能最好。因此，页岩抑制剂选PMHC。

以“4.0%膨润土＋0.2%SD-17W＋0.6%NPAN＋3.0%SHC＋3.0%CXB-1”为基浆，分别加入3.0%的不同封堵防塌剂，测试其在老化后的流变性及滤失性，结果见表1。从表1可看出，基浆加入3.0%FDF-1后，API滤失量、120和150 ℃下的高压滤失量相对较低，说明FDF-1的封堵防塌性能相对最好。因此，封堵防塌剂选FDF-1。

基于泥页岩表面水化机制，研发了表面水化抑制剂BMYZ-3。

1) 抑制水化性能。图2为巴楚组和桑塔木组地层岩样在清水和0.3% BMYZ-3溶液中的线性膨胀率曲线。从图2可以看出，BMYZ-3能有效降低巴楚组和桑塔木组地层岩样的线性膨胀率，特别是可以抑制岩样的初始表面水化，显著降低早期膨胀速率。表2为巴楚组和桑塔木组地层岩屑在清水和0.3% BMYZ-3溶液中的回收率。由表2可以看出，BMYZ-3能提高巴楚组和桑塔木组地层岩屑的回收率，具有抑制水化分散作用。

图2 巴楚组和桑塔木组地层岩样在不同介质中的线性膨胀率 Fig.2 Linear expansion ratio of cores from the Bachu and Sangtamu formations in different media

图选项

2) 页岩稳定性。选用桑塔木组和巴楚组地层的岩屑，采用针入度法测试其吸水和吸入表面水化抑制剂BMYZ-3溶液后的稳定指数，结果为桑塔木组和巴楚组地层岩屑吸水后的稳定指数分别为59.51和69.73 mm，吸入BMYZ-3溶液后的稳定指数为74.36和85.26 mm。说明BMYZ-3能提高泥页岩吸水后的稳定性。

3) 对岩样单轴抗压强度的影响。将巴楚组地层岩样在清水和不同抑制剂溶液中浸泡33 d(巴楚组、桑塔木组地层的钻井坍塌时间约为340～728 h)，然后通过抗压试验评价抑制剂对岩石单轴抗压强度的影响^{[23, 24, 25, 26]}。测试结果表明:清水浸泡后泥页岩的单轴抗压强度下降60%；传统抑制剂与清水相比能不同程度降低抗压强度下降率，PMHC、KCl、硅酸钠溶液浸泡后，泥页岩的抗压强度分别下降52.77%，35.68%和50.14%；表面水化抑制剂BMYZ-3溶液浸泡后，泥页岩的抗压强度下降26.67%，最接近未浸泡时的抗压强度。

通过进一步优选降滤失剂、降黏剂和润滑剂并优化其配伍性，确定了防塌钻井液配方：4.0%膨润土浆＋0.5%BMYZ-3＋0.3%PMHC＋5.0%SHC+3.0%CXB-1＋2.5%FDF-1＋0.3%SP-80＋5.0%原油，用重晶石将其加重至1.2 kg/L，得到THCZ三元协同防塌钻井液，以下简称THCZ钻井液。

THCZ钻井液是在现场井浆基础上优化得到的，以提高抑制防塌性为主，以抗污染性和抗温性为验证指标，以满足现场需要。因此，主要评价防塌钻井液的抗污染性、抗温性、抑制性和封堵性。

THCZ钻井液抗污染性能评价结果见表3。由表3可以看出：加入8.0%劣土的THCZ钻井液，老化前后流变性和滤失性未发生突变，因此其抗劣土达8.0%；加入0.5% CaCl₂的THCZ钻井液，老化前后黏度稍有升高，滤失量变化不大，但将 CaCl₂加量提高至1.0%，老化前后黏度和滤失量变化较大，其抗CaCl₂能力在0.5%～1.0%之间；加入5.0% NaCl的THCZ钻井液，老化前后黏度升高，滤失量变化不大，但将NaCl加量提高至10.0%，老化前后的黏度和滤失量变化较大，其抗NaCl能力为5.0%。

塔河油田深侧钻井的地层温度预计为140～160 ℃，据此评价了THCZ钻井液抗温性，结果见表4。由表4可以看出:THCZ钻井液分别在150和170 ℃下老化16 h前后的流变性和滤失性未发生突变，说明其具有较好的抗温能力；THCZ在150 ℃下老化16和32 h前后的流变性和滤失性未发生突变，老化48 h后黏度升高、滤失量降低，但仍然能满足钻井需要。

将塔河油田巴楚组地层的岩屑分别放在THCZ钻井液、去离子水、塔河油田现用钻井液CZ-1和CZ-2中进行膨胀率和分散试验。膨胀率试验结果为：岩屑在THCZ钻井液中的膨胀率为5.05%，与去离子水相比降低了90%，也优于钻井液CZ-1(膨胀率6.69%)和CZ-2(膨胀率7.98%)。分散试验结果为：岩屑在THCZ钻井液中的回收率达91.33%，与清水相比提高了40百分点，优于钻井液CZ-1(回收率74.3%)和CZ-2(回收率78.67%)。这表明，THCZ钻井液具有强抑制性，能有效抑制巴楚组地层泥页岩吸水膨胀分散。

表5为THCZ钻井液、CZ-1钻井液和CZ-2钻井液的砂床滤失试验结果。由表5可以看出，THCZ钻井液在40～60目及60～80目砂床中的侵入深度均很小，优于CZ-1及CZ-2钻井液，说明其能封堵渗透性漏失介质。

裂缝性封堵评价结果(见表6)表明:对于缝宽200 μm的裂缝，压力达到4 MPa时也未漏失，说明THCZ钻井液可完全封住缝宽200 μm的裂缝；对于缝宽400 μm的裂缝，压力较小时漏失量很小，随着压力增大，漏失量增大，当压力达到4 MPa时，THCZ钻井液的滤失量为6 mL，低于钻井液CZ-1及CZ-2。这说明THCZ钻井液在承压4 MPa时仍具有较好的封堵裂缝的能力。

三元协同防塌钻井液已在塔河油田20余口深侧钻井中进行了应用，解决了巴楚组、桑塔木组和柯坪塔柯组地层开窗侧钻及水平段井壁失稳问题，与同区块应用其他钻井液的已完钻井相比，巴楚组、桑塔木组地层井径扩大率平均降低63.4百分点，建井周期平均缩短4.3 d。下面以TH10410CH2井为例介绍现场应用情况。

TH10410CH2井位阿克库勒凸起西部斜坡部位，设计井深6 460.00 m，在奥陶系上统桑塔木组地层(O₃s)造斜，造斜点井深5 695.00 m，目的层为奥陶系中统一间房组(O₂y_j)，其井身结构如图3所示。根据地质“近井筒避水、远距离沟通”的要求，采用在177.8 mm套管内段铣开窗侧钻方式，在下入膨胀波纹管之前，斜井段泥岩长期浸泡在钻井液中，易发生坍塌、掉块而造成起下钻遇阻、卡钻等井下故障。为了保证侧钻作业的安全，该井侧钻作业使用了THCZ钻井液。

图3 TH10410CH2井井身结构 Fig.3 Casing program of Well TH10410CH2

图选项

该井侧钻过程中采取的主要防塌措施有：

1) 采用表面水化抑制剂BMYZ-3增强钻井液的抑制性能，以抑制泥页岩的表面水化，降低水化应力，从而抑制泥页岩水化失稳。

2) 根据桑塔木组地层裂缝发育情况，优选对应的封堵颗粒组合，强化钻井液对裂缝的封堵能力，有效封堵(固)井壁，阻止和减缓孔隙压力传递和钻井液滤液侵入^[27]。

3) 确定合理的钻井液密度，以保证正常的钻井液液柱压力，在有效封堵的基础上支撑井壁。

4) 及时补充降滤失剂和超细材料，改善滤饼质量，控制API滤失量小于5 mL、高温高压滤失量小于12 mL，大、中相对分子质量的聚合物配合使用，以增强钻井液的抑制性，降低裂缝毛细管力。

5) 控制钻井液的流变性，利用好固控设备，降低无用固相。

6) 钻井过程中，加入一定量的原油，使钻井液具有良好的润滑性能。

7) 采取工程防塌措施，包括合理的钻具组合、缓慢平稳起下钻、平稳开泵、禁止定点循环等。

该井在侧钻过程中，三元协同防塌钻井液维护处理方便，维护周期较长，流变性、滤失性可调控性好，控制API滤失量小于5 mL、高温高压滤失量小于12 mL，未出现井壁剥落掉块等井下复杂情况。该井桑塔木组地层5 695.00～5 806.00 m井段的井径规则，平均井径扩大率6.83%，最大井径扩大率28.15%，而使用其他钻井液的T760CH井和TH10426CH2井，桑塔木组地层井段的平均井径扩大率分别为9.87%和29.28%，最大井径扩大率分别为102.89%和117.51%。

1) 塔河油田石炭系巴楚组和奥陶系桑塔木组均是以伊/蒙混层或伊利石为主的硬脆性泥页岩地层，微裂缝发育，部分地层水化性较强，钻井液滤液沿地层微裂隙侵入地层深部时，引起泥页岩的水化，消弱颗粒间的胶结力，使井壁失去平衡，发生掉块、坍塌等井下故障。

2) 根据“物化封堵-抑制表面水化-有效应力支撑井壁”三元协同防塌技术对策优化的防塌钻井液，能有效抑制泥页岩表面水化，最大程度降低泥页岩水化应力(短程水化膜斥力)，控制水化效应。

3) 三元协同防塌钻井液具有较强的抗污染能力，抑制防塌性强、润滑性能好，现场处理维护方便，维护周期较长，能解决塔河油田深侧钻井井壁剥落掉块等问题。