Hardening Properties and Enhancement Mechanisms of Modified Alumina Cement at Minus Temperature
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摘要: 针对负温环境下固井水泥浆水化反应减缓甚至停滞，导致固井施工难以进行的问题，开展了改性高铝水泥浆的硬化特性优化和早期强度的增强机制研究。在0，–10和–18 ℃温度下，进行了改性高铝水泥浆的凝结时间、流动度及抗压强度等性能对比试验，研究了负温环境下水泥浆关键性能的变化规律及与凝结时间调节剂SCEG之间的关系；在分析水化产物物相组成和微观结构的基础上，研究了水泥浆负温硬化机制，并通过添加石膏促进AFt生成来提高水泥石的抗压强度。试验表明：–18～0 ℃温度下，改性高铝水泥浆中添加占水泥质量0～3%的SCEG，该水泥浆可在0.3～6.0 h内硬化；该水泥浆24 h抗压强度达9.7～11.2 MPa，添加占水泥质量10%～15%的石膏后，水泥石抗压强度可提高30%左右。XRD测试发现，负温环境下水泥水化矿物主要为铝酸盐熟料而非硅酸盐熟料，产物主要为Ca2Al(Al,Si)2O7、AFm、AFt及少量硅酸盐水化产物C–S–H，且AFt含量越高，水泥石抗压强度越高。研究表明，改性高铝水泥具有良好的负温硬化能力，添加适量的石膏可提高水泥水化产物中AFt的含量，有助于提高水泥石的抗压强度。Abstract: Because the hydration reaction of cement is unable to proceed below the freezing point and hinders cementing, a research on the hardening properties optimization and enhancement mechanism for early strength of modified alumina cement was conducted. Changes in setting time, fluidity and compressive strength of cement at different temperatures of 0, −10, and −18 °C were compared, and the relationship between these changes at different temperatures and the setting time modifier SCEG was studied. Based on the analysis of phase compositions and microstructures of hydration products, the mechanism of hardening of cement at minus temperature was studied, and gypsum was added to promote the formation of AFt so as to enhance the compressive strength of hardened cement paste. The experiment demonstrated that the cement can be hardened within 0.3–6.0 hour when SCEG about 0–3% cement mass is added to the modified alumina cement from 0 °C to −18 °C. In that case, its compressive strength can reach 9.7–11.2 MPa within 24 hours and even rise 30% after gypsum about 10%–15% cement mass is added. X-ray diffraction (XRD) analysis indicates that the main hydrated mineral in the cement is aluminate clinker instead of silicate clinker at minus temperature, with Ca2Al(Al,Si)2O7, AFm, AFt, and a few C－S－H as the main products. To be specific, a higher content of AFt can bring higher compressive strength of hardened cement paste. The results show that modified alumina cement possesses optimized hardening properties at minus temperatures, and appropriate amount of gypsum can increase the content of AFt in hydration products, improving the compressive strength of hardened cement paste.
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Keywords:
- minus temperature /
- cementing /
- modified alumina cement /
- hydration /
- ettringite /
- early strength
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大港油田在页岩油勘探开发方面实现了零的突破[1-2]，在沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙一段和沙三下亚段发现260 km2页岩油储集区，探明储量超2×109 t。大港油田页岩油采用水平井开发，但处于初级阶段，且水平段（水平段长1 500.00 m）和裸眼段长，钻遇地层存在大段泥岩、生物灰岩、砾岩、石膏层，并且断层发育，井壁失稳风险较高，采用常规盐水钻井液无法解决页岩油水平井井壁失稳、井眼清洁度低、摩阻高和易卡钻等技术难点[3-4]；采用油基钻井液可以解决上述技术难点，但油基钻井液的成本高，且存在环保问题。为此，笔者根据高矿化度抑制、纤维架桥刚柔并济封堵、固液润滑剂协同增效和科学调控流变性的思路，在大港油田现用高性能水基钻井液的基础上，通过优选关键润滑剂和封堵剂，形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。大港油田36口页岩油水平井使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进水平段，水平段井壁稳定，井眼清洁效果好，未发生阻卡事故，均顺利钻至设计井深。
1. 地质特征
1.1 页岩油储层岩性特征
大港油田南部油区是形成页岩油的有利地区，以该油区孔2段页岩油储层为研究对象，其埋深3 750.00～4 375.00 m，储层岩石岩性为泥页岩、白云岩和致密砂岩[5-6]。
1.1.1 页岩矿物组成分析
选取目标区块官108-8井孔2段的页岩岩样，分析全岩矿物组成及黏土矿物组成，分析结果表明：页岩全岩矿物组分复杂，主要有石英、长石、黏土、方解石和白云石等，石英含量最高（平均59%），其次为黏土矿物（平均23%），白云石、方解石、长石和黄铁矿的含量较少；黏土矿物中，以伊利石（平均含量52%）和伊蒙混层（平均含量25%）为主，其次是绿泥石（平均含量23%），脆性矿物平均含量高达77%，属于硬脆性泥页岩[7]。钻进时易出现掉块、井壁失稳等问题。
1.1.2 扫描电镜分析
将上述目标区块岩样进行扫描电镜分析，结果见图1。
由图1可以看出：页岩发育大量微裂缝及蜂窝状小孔洞，孔隙直径主要在0.025～0.680 μm；微裂缝宽度不一，主要在0.17～1.50 μm，且具有延伸长度长、弯曲程度高等特点。
1.1.3 页岩阳离子容量分析
采用亚甲基蓝法测定目标区块页岩的阳离子交换容量，结果见表1。由表1可知：页岩阳离子交换容量为10～25 mmol/kg，平均为17 mmol/kg；膨润土当量为14.29～35.71 g/kg，平均为24.29 g/kg；阳离子交换容量较小，岩样黏土带电量不高，属于低膨胀页岩。
表 1 页岩阳离子交换容量分析结果Table 1. Results of cation exchange capacity (CEC) in shale岩样
编号亚甲基蓝溶液
消耗量/mL阳离子交换容量/
（mmol·kg–1）膨润土当量/
（g·kg–1）1 2.5 25 35.71 2 1.5 15 21.43 3 1.0 10 14.29 4 1.5 15 21.43 5 2.0 20 28.57 1.2 储层物性特征
大港油田页岩油储层发育“小而多”的微小孔隙与裂缝，孔隙度大都低于4%，渗透率大都小于0.1 mD。根据储层储渗性能划分标准[8]，目标区块储层属于特低孔特低渗储层。孔隙半径38～524 nm，平均114 nm，喉道半径29～359 nm，平均89 nm，这些孔缝为页岩油赋存提供了重要的储集空间，但也给实现钻井液高效封堵、提高钻井液孔缝均封的广适性提出了更高的要求。
2. 技术难点及对策
2.1 技术难点
目前，国内外多采用水平井开发页岩油气藏，所用钻井液以油基钻井液为主[9-10]。为降低钻井液费用和满足环保要求，大港油田页岩油水平井采用水基钻井液，但存在以下技术难点：
1）页岩油水平井的裸眼段和水平段长，且页岩地层层理和微裂缝发育[11]，水平段和裸眼段页岩地层长时间浸泡在钻井液中，易失稳垮塌。
2）岩屑极易在大斜度井段和水平井段形成岩屑床，井眼清洁难度大。
3）水平段长，钻具与地层的接触面积大，易发生托压。同时，钻进过程中钻井液固相含量逐步升高，会导致摩阻、扭矩急剧增大。
2.2 技术对策
1）基于大港油田页岩地层的特点，结合水平井安全钻井对钻井液的要求，综合考虑环保、成本等因素，选择强抑制强封堵高性能水基钻井液。
2）根据纤维架桥、刚柔并济的封堵思路，优化封堵材料粒度级配，选择合适的纤维材料，形成广适性封堵体系，提高滤饼的致密承压封堵性，增强井壁的稳定性。
3）优化钻井液流变性，提高动塑比和低剪切速率下的黏度，增强钻井液携岩性能，提高井眼净化效果。同时提高钻井液的润滑性能，以降低摩阻扭矩，实现优快钻井。
3. 钻井液配方确定及性能评价
3.1 钻井液配方的确定
3.1.1 基础配方
在BH-KSM和BH-WEI强抑制高性能水基钻井液[12-13]的基础上，根据页岩油水平井对钻井液性能的要求，初步形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液的基础配方。
BH-KSM-Shale水基钻井液的基础配方（简称为配方1）：4.0%膨润土浆+7.0%KCl+0.3%包被剂BZ-BYJ-I+0.2%流性调节剂BZ-HXC+1.5%降滤失剂BZ-KLS-I+3.0%防塌封堵剂BZ-YFT+2.0%树脂SN+1.0%降滤失剂SD-201。
BH-WEI-Shale水基钻井液的基础配方（简称为配方2）：清水+2.0%提切剂BZ-TQJ+30.0%BZ-YJZ-I+0.5%包被剂BZ-BYJ-I+0.1%流性调节剂BZ-HXC+2.0%降滤失剂BZ-KLS-I+3.0%防塌封堵剂BZ-YFT+2.0%抑制润滑剂BZ-YRH。
3.1.2 润滑剂的优选
液体润滑剂BZ-BL分子中的极性基团可吸附在地层和钻具表面，产生润滑作用。石墨表面和层间可吸附水分子，增大了石墨层间的滑动距离，可以增强石墨的润滑作用。将2.0%液体润滑剂BZ-BL与1.0%石墨复配后分别加入BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液中，利用滤附系数测定仪测试其滤饼的摩阻系数，结果见图2。
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图 2 页岩油水平井水基钻井液润滑性评价结果Figure 2. Lubricities of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells由图2可知，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液加入由液体润滑剂BZ-BL与石墨复配的润滑剂后，滤饼摩阻系数大幅降低，降低率超过40%，说明液体润滑剂BZ-BL与石墨复配起到了协同增效作用，提高了钻井液的润滑性。因此，将2.0%液体润滑剂BZ-BL与1.0%石墨复配作为润滑剂。
3.1.3 封堵剂的优选
大港油田页岩油储层页岩基质纳微米级孔隙和微裂缝发育，毛细管力和微裂缝弱面等易造成井壁失稳。为强化对基质孔隙和微裂缝的封堵，选择可变形树脂类防塌封堵剂BZ-FFT、刚性复合碳酸钙（325目、800目和1250目碳酸钙按1∶1∶1比例复配）和纤维类材料BZ-DFT作为封堵剂。在纤维类材料BZ-DFT架桥作用下，可变形树脂类防塌封堵剂BZ-FFT、刚性复合碳酸钙可封堵不同尺寸的孔隙和裂缝。利用OFITE渗透性封堵仪评价BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液加入封堵剂后的封堵性能，结果见表2。
表 2 页岩油水平井水基钻井液封堵性能评价结果Table 2. Plugging results of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells配方 砂盘渗
透率/
mD滤失量/mL 封堵滤
失量/
mL静态滤
失速率/
(mL·min−1/2)1 min 5 min 7.5 min 15 min 25 min 30 min 3 400 0.8 4.2 6.0 8.2 11.0 11.8 23.6 4.24 20 000 1.6 5.8 6.8 9.0 11.4 12.5 25.0 4.16 4 400 0.7 4.0 6.0 8.0 10.8 11.4 22.8 3.94 20 000 1.6 5.5 6.6 9.0 11.2 12.1 24.2 4.02 5 400 0.4 2.8 4.0 5.8 7.0 7.8 15.6 2.77 20 000 0.6 3.2 4.4 6.0 7.8 8.0 16.0 2.63 6 400 0.9 4.3 6.1 8.0 10.8 11.6 23.2 4.02 20 000 1.7 5.5 7.1 9.2 11.5 12.8 25.6 4.16 7 400 0.6 3.8 5.8 7.7 10.5 11.5 23.0 4.16 20 000 1.5 5.4 6.0 8.8 11.0 11.9 23.8 4.31 8 400 0.5 2.8 4.2 5.6 7.2 8.0 16.0 2.77 20 000 1.0 3.4 4.4 6.2 7.9 8.3 16.6 2.85 注： 配方3为 配方1+3%BZ-FFT-I+3%BZ-DFT； 配方4为配方1+3%BZ-FFT-I+4%复合碳酸钙；配方5为配方1+3%BZ-FFT-I+2%BZ-DFT+4%复合碳酸钙；配方6为配方2+3%BZ-FFT-I+3%BZ-DFT；配方7为配方2+3%BZ-FFT-I+4%复合碳酸钙；配方8为配方2+3%BZ-FFT-I+2%BZ-DFT+4%复合碳酸钙。试验条件6.9 MPa，130 ℃。 由表2可以看出，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液加入由3%防塌封堵剂BZ-FFT-I、2%封堵剂BZ-DFT和4%复合碳酸钙复配的封堵剂后，其高温高压渗透性封堵滤失量约为16 mL，封堵效果达到优良，表明BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液加入封堵剂能有效封堵不同孔隙和裂缝，降低钻井液及其滤液的渗透。因此，确定将3%防塌封堵剂BZ-FFT-I、2%封堵剂BZ-DFT和4%复合碳酸钙复配作为封堵剂。
3.1.4 钻井液最终配方的确定
在以上试验基础上，最终形成BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。
BH-KSM-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液的配方为4.0%膨润土浆+7.0%KCl+0.3%包被剂BZ-BYJ-I+0.2%流性调节剂BZ-HXC+1.5%降滤失剂BZ-KLS-I+3.0%防塌封堵剂BZ-YFT+3.0%BZ-FFT-I+2.0%BZ-DFT+4.0%复合碳酸钙+2.0%树脂SN+1.0%降滤失剂SD-201+2.0%BZ-BL+1.0%石墨。
BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液的配方为清水+2.0%提切剂BZ-TQJ+30.0%BZ-YJZ-I+0.5%包被剂BZ-BYJ-I+0.1%流性调节剂BZ-HXC+2.0%降滤失剂BZ-KLS-I+3.0%防塌封堵剂BZ-YFT+3.0%BZ-FFT-I+2.0%BZ-DFT+4.0%复合碳酸钙+2.0%抑制润滑剂BZ-YRH+2.0%BZ-BL+1.0%石墨。
3.2 性能评价
3.2.1 基本性能
大港油田页岩油储层最高温度为130 ℃，因此，测定BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液在130 ℃下老化前后的基本性能，结果见表3。
表 3 页岩油水平井水基钻井液的基本性能Table 3. Basic properties of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells钻井液 测试条件 密度/
（kg·L–1）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa动塑比 静切力/
PaAPI滤失量/
mLpH值 高温高压
滤失量/mLBH-KSM-Shale 老化前 1.45 37 13.5 0.36 3.5/8.0 2.0 8.5 老化后 1.45 35 14.5 0.41 3.0/5.5 1.6 8.0 7.0 BH-WEI-Shale 老化前 1.45 39 16.0 0.41 4.0/9.0 2.2 9.0 老化后 1.45 43 15.0 0.35 2.0/3.0 1.8 8.5 8.8 注：老化条件在130 ℃下，滚动16 h，下同。 由表3可以看出：BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液的抗温能力均达到130 ℃，API滤失量均低于2.5 mL，高温高压滤失量均低于10.0 mL，具有良好的高温稳定性；2种钻井液老化前后的动塑比均大于0.35，较高的动塑比有利于水平段携岩。
3.2.2 抗岩屑污染性能
页岩地层的钻屑水化后容易破碎，造成钻井液中低密度固相累积，对水平井钻井的影响较大。用沧东官108-8井孔2段页岩地层岩心研磨后过100目筛的岩心粉模拟低密度固相，在BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液中加入10%岩心粉，测定其老化前后的性能，结果见表4。
表 4 岩油水平井水基钻井液抗岩屑污染试验结果Table 4. Resistance of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells to cutting pollution钻井液 测试
条件塑性
黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
PaAPI滤
失量/
mLpH值 高温
高压滤
失量/
mLBH-KSM-Shale 老化前 25 23.5 5.5/12.0 2.2 8.5 老化后 35 24.5 4.0/7.5 2.0 8.0 8.4 BH-WEI-Shale 老化前 27 26.0 6.0/13.0 3.0 9.0 老化后 33 22.0 5.0/7.5 1.8 8.5 8.0 由表4可以看出，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液加入10%岩心粉，经高温老化后，除黏度和切力稍有升高外，其他性能参数变化较小，表明BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液具有较高的抗岩屑污染能力。
3.3 抑制性能
将钻井液膨胀试验用膨润土在41.4 MPa压力下压制30 min，制成人造岩心，测定其在BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液中浸泡8 h的膨胀量，计算其膨胀率，结果见图3。
由图3可以看出，人造岩心在BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液中浸泡8 h的膨胀率与清水相比显著降低，降低率均达80%以上，说明BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液具有较强的抑制性。
选用目标区块6/8目的页岩岩屑，测定其在BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液中的滚动回收率，测试条件为130 ℃、滚动16 h。结果为：岩屑在BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液中的一次滚动回收率分别为98.84%、99.04%，二次滚动回收率分别为95.33%、96.46%，两次滚动回收率均在95%以上，说明BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液具有较好的抑制防塌能力。
3.4 封堵性能
根据压力传递速率可以评价钻井液的封堵性能[14]。利用SHM-3型高温高压井壁稳定性模拟装置，采用GD108-8井孔二段页岩油储层岩心进行2种强抑制强封堵高性能水基钻井液的压力传递试验，结果见图4。试验时岩心上游压力保持2.0 MPa，下游初始压力1.0 MPa（标准盐水）。
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图 4 页岩油水平井水基钻井液的压力传递试验曲线Figure 4. Pressure transfer curves of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells由图4可看出，页岩油储层岩心与BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液相互作用后，下游压力均约在5 000 s稳定；而页岩油储层岩心未与BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液相互作用时，下游压力很快与上游压力相同。这表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale水基钻井液能降低页岩渗透率，改善页岩膜效率，阻缓压力传递，实现封堵，提高井壁稳定性。
4. 现场应用
截至2020年3月，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液在GD1701H井[15]、GY2-1-2H井和QY2H井等36口水平井进行了应用，应用井平均完钻井深4 525.00 m（最深5 806.00 m），水平段平均长1 235.00 m（水平段最长2 081.58 m），平均井径扩大率6.8%，最短钻井周期与未应用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液的首口水平井相比缩短47%，未发生与钻井液有关的井下故障。钻井过程中，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液的动塑比控制在0.45以上，有利于井眼清洁；润滑系数均小于0.08，说明其润滑性能良好；所有井的封堵滤失量均低于15 mL，说明其封堵性能较好。表5为部分应用井的钻井技术指标。下面以GY1-1-9H井为例介绍强抑制强封堵高性能水基钻井液的应用情况。
表 5 部分应用井的钻井技术指标Table 5. Drilling technical indicators in partial wells applied the water-based drilling fluids序号 井号 完钻井深/m 水平段长/m 钻井液 井径扩大率，% 钻井周期/d 机械钻速/（m·h−1） 1 GD1701H 5 465.00 1 984.00 BH-KSM-shale 55.21 13.26 2 GY1-1-4H 4 650.00 1 108.93 BH-KSM-shale 92.46 13.36 3 GY2-1-1H 4 508.00 9 76.68 BH-KSM-shale 6.74 56.25 10.20 4 GY1-5-1H 5 293.00 1 934.00 BH-KSM-shale 8.31 70.32 11.48 5 GY7-3-5H 4 502.00 1 675.00 BH-WEI-shale 6.30 19.89 21.96 6 GY2-1-4H 4 526.00 1 403.00 BH-KSM-shale 7.55 25.00 16.34 7 GY10-1-1H 4 036.00 1 799.00 BH-KSM-shale 6.21 34.00 15.90 8 GY1-1-3H 4 888.00 1 402.00 BH-KSM-shale 30.96 12.19 9 GY1-1-2H 5 166.00 1 750.00 BH-KSM-shale 7.22 42.21 13.42 10 GY1-1-9H 5 806.00 1 980.13 BH-KSM-shale 6.53 61.46 13.55 GY1-1-9H井是大港油田的一口页岩油生产水平井，一开（0～502.00 m井段）使用膨润土钻井液钻进，二开（502.00～2 962.00 m）使用BH-P0M钻井液钻进。该井三开钻遇的沙一段底部有生物灰岩、油页岩，孔二段有油页岩、大段石膏层，钻进过程中存在井漏、井壁失稳、石膏侵等风险。同时，该井设计井深5 806.00 m，水平段长近2 000.00 m，对钻井液的携岩和润滑性能要求也非常高。因此使用BH-KSM-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进三开井段。
开始钻进三开井段时，在当量膨润土含量小于30 g/L的膨润土基浆中加入KCl，使KCl含量达到5%～7%，依次加入抗盐抗高温降滤失剂BZ-KLS-I、抑制防塌剂BZ-YFT和抑制润滑剂BZ-BL等，充分循环后，加入强抑制包被剂BZ-BYJ-I、提切剂BZ-HXC，形成BH-KSM-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液，控制其漏斗黏度50～55 s，API滤失量低于4 mL，当量膨润土30～40 g/L。
钻进期间实时监测KCl和润滑剂的含量，确保KCl含量在5%～7%，润滑剂含量不低于4%，并及时补充强抑制包被剂BZ-BYJ-I，以保证钻井液的抑制性和润滑性达到要求。钻至垂深3 000.00 m以深保证高温高压滤失量不高于10 mL。钻进期间排量不低于30 L/s，水平段每钻进150.00 m短起下一次。钻进及循环期间充分发挥振动筛和除砂器的作用，采用不低于160目的振动筛和不低于200目的除砂器，以清除有害固相。钻进目的层前加入复配碳酸钙，使其含量不低于4%，以改善滤饼质量，保护储层。表6为GY1-1-9H井三开井段钻井液性能。
表 6 GY1-1-9H井三开井段钻井液性能Table 6. Properties of the drilling fluids in the third spud of Well GY1-1-9H井深/m 密度/（kg·L–1） 漏斗黏度/s 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa 动塑比 静切力/Pa API滤失量/mL 高温高压滤失量/mL 摩阻系数 3 019.00 1.37 41 30 12.0 0.40 2.0/4.0 4.2 8.0 0.06 3 769.00 1.48 50 42 17.0 0.40 2.5/5.0 3.8 7.2 0.08 4 201.00 1.49 57 31 14.5 0.47 3.0/6.0 4.0 6.8 0.05 4 623.00 1.51 60 31 15.0 0.48 3.5/6.0 3.6 7.4 0.06 4 979.00 1.57 64 40 21.5 0.54 3.5/6.0 3.4 7.0 0.07 5 472.00 1.59 70 48 25.0 0.52 4.5/6.5 3.2 6.6 0.08 5 617.00 1.59 65 46 23.0 0.50 4.0/7.0 3.8 6.2 0.06 5 806.00 1.59 66 50 23.5 0.47 5.0/7.5 3.6 7.0 0.06 GY1-1-9H井三开井段使用BH-KSM-Shale钻井液，并与短起下钻等工程技术措施配合，确保了井眼清洁，降低了摩阻，保证了井壁稳定。该井三开井段摩阻系数平均不超过0.07，钻进过程中未出现阻卡托压现象，井径扩大率仅为6.53%。该井三开未发生井下故障，顺利钻至井深5 806.00。
5. 结 论
1）通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂，形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液，其动塑比均在0.35以上、滤饼摩阻系数比常规水基钻井液降低40%以上、API滤失量低于16 mL，能满足硬脆性页岩地层水平井安全钻井对钻井液的要求。
2）采用抑制水化、致密封堵、密度支撑三元协同的方法保持页岩油水平井井壁稳定，按照纤维架桥、刚柔并济的封堵思路，优选封堵剂，封堵不同尺寸的孔隙和微裂缝。
3）现场应用表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能克服大港油田页岩油水平井钻井技术难点，为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支持。
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图 1 不同温度下改性高铝水泥的抗压强度（养护24 h）
Figure 1. Compressive strength of modified alumina cement at different temperatures (24 h)
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图 2 不同石膏加量改性高铝水泥石的负温抗压强度（–18 ℃/24 h）
Figure 2. Compressive strength of modified alumina cement containing different amount of gypsum at minus temperature (–18 ℃/24 h)
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图 3 –18 ℃下改性高铝水泥水化产物XRD图谱
Figure 3. XRD of hydration products of modified alumina cement at –18 ℃
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图 4 改性高铝水泥在–18 ℃养护下水化7 d的水化产物及能谱分析结果（石膏加量15%）
Figure 4. SEM and EDX of hydration products of modified alumina cement containing 15% gypsum at –18 ℃ (7 d hydration)
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图 5 –18 ℃养护下水化7 d 的改性高铝水泥水化产物不同断面位置形貌（石膏加量15%）
Figure 5. Morphologies of different sections of hydration products of modified alumina cement containing 15% gypsum at –18 ℃ (7 d hydration)
表 1 改性高铝水泥浆负温凝结时间试验结果
Table 1 Setting time of modified alumina cement at minus temperature
试验温度/℃ SCEG加量，% 初凝时间/min 终凝时间/ min 0 0 20 35 3.0 85 204 9.0 205 258 15.0 275 453 25.0 — — –10 0 23 87 3.0 130 245 6.0 279 497 10.0 507 1400 15.0 — — –18 0 26 46 1.0 107 162 1.5 141 235 2.0 265 547 3.0 397 719 注：基浆为220 mL SCLC-1溶液+2.5 g TEL+500 g改性高铝水泥，其中SCLC-1溶液中溶质含量为20%，下同；如未特殊说明，本文所有外加剂加量均为与水泥的质量比；“—”表示未测出，即7 d未凝。 
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表 2 改性高铝水泥浆负温流动度试验结果
Table 2 Fluidity of modified alumina cement at minus temperatures
试验温度/℃ SCEG加量，% 流动度/cm 0 0 13 1.0 14 1.5 16 2.0 16 3.0 17 3.5 18 –10 0 16 1.0 16 1.5 17 2.0 17 3.0 18 3.5 18 –18 0 16 1.0 17 1.5 16 2.0 17 3.0 18 3.5 19
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表 3 石膏加量对改性高铝水泥浆性能的影响（–18 ℃）
Table 3 Influence of amount of gypsum on modified alumina cement performance (–18 ℃)
试验编号 石膏加量，% 流动度/cm 凝结时间/min 初凝 终凝 1 0 16 141 235 2 5 17 170 253 3 10 17 182 265 4 15 18 175 242 5 20 16 142 230 6 30 14 113 210
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表 4 光标处水泥水化产物能谱分析结果
Table 4 EDX analysis result on the cursor of hydration products of modified alumina cement
原子序数 元素符号 原子个数比，% 质量比，% 8 O 75.81 59.01 20 Ca 12.52 24.42 14 Si 7.90 10.80 17 Cl 2.00 3.45 13 Al 1.77 2.32
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