孫金聲 ，李 銳，王 韌，屈沅治，黃宏軍

1.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川 成都 610500

2.中國石油集團工程技術(shù)研究院有限公司，北京 昌平 102206

引言

新疆準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)已有幾十年勘探開發(fā)歷史，但地質(zhì)情況異常復(fù)雜，具有高溫、超高壓、強坍塌應(yīng)力等特點，井壁失穩(wěn)塌陷、卡鉆及漏失等難題一直未得到有效解決[1-5]。

近年來，隨著南緣地區(qū)勘探開發(fā)程度的加深，鉆井深度也逐步增加，這對配套鉆井液技術(shù)提出了更高的要求[6-8]。通過應(yīng)用油基鉆井液技術(shù)，在降低復(fù)雜發(fā)生率、提高機械鉆速、優(yōu)化井深結(jié)構(gòu)等方面獲得了一定的進展[9-10]。雖然油基鉆井液能夠從源頭解決黏土礦物的水化膨脹問題，且體系熱穩(wěn)定性好、潤滑性優(yōu)異[11-13]，但在實際應(yīng)用過程中，南緣地區(qū)深部破碎性地層井壁失穩(wěn)等事故仍頻繁發(fā)生，造成重大經(jīng)濟損失[14-16]。

目前，南緣地區(qū)油基鉆井液應(yīng)用下井壁失穩(wěn)機理尚不清楚，現(xiàn)場仍欠缺配套提高井壁穩(wěn)定性相關(guān)技術(shù)。為此，本文深入調(diào)研南緣地區(qū)呼探1 井鉆井過程中出現(xiàn)的井下復(fù)雜情況，分析失穩(wěn)井段巖芯和掉塊的理化性能，厘清油基鉆井液浸泡時間對巖石力學(xué)性質(zhì)及坍塌周期的影響規(guī)律，揭示井壁失穩(wěn)機理，并構(gòu)建性能優(yōu)良的強封堵油基鉆井液體系，為解決南緣深層鉆井井壁失穩(wěn)難題提供理論分析與技術(shù)支持。

1 現(xiàn)場復(fù)雜情況分析

呼探1 井位于呼圖縣境內(nèi)，是該區(qū)域的第一口探井，設(shè)計井深7 280.00 m，井身結(jié)構(gòu)為四開井。2019-09-22 下鉆至4 200.00 m 遇阻，劃眼至井深4 244.05 m，掉塊嚴(yán)重，期間返出4.0 m3巖石掉塊，如圖1 所示。

圖1 呼探1 井紫泥泉子組掉塊Fig.1 Block loss in the Ziniquanzi Formation of Well Hutan 1

使用密度為2.0 g/cm3重漿12.0 m3舉砂，舉砂洗井1 h 后泵壓由28.14 MPa 上升至32.69 MPa，扭矩由2.9 kN·m 上升至14.2 kN·m，上提至2 500 kN，下放至400 kN（原懸重1 740 kN），鉆具卡死。現(xiàn)場復(fù)雜情況顯示，呼探1 井紫泥泉子組掉塊嚴(yán)重，發(fā)生卡鉆事故。分析復(fù)雜情況及井下掉塊得出，呼探1井紫泥泉子組破碎且微裂縫發(fā)育，油基鉆井液滲入近井壁巖石孔縫，大幅降低鉆井液對井壁的支撐作用，導(dǎo)致井壁垮塌[17]。

2 失穩(wěn)井段巖樣組構(gòu)及特征分析

2.1 礦物組成分析

巖石礦物組分是影響井壁穩(wěn)定性的重要內(nèi)因[18]。塌陷井段掉塊依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X 射線衍射分析方法：SY/T 5163—2010》進行測試，呼探1 井紫泥泉子組巖樣全巖礦物組成和黏土礦物組成測試結(jié)果見表1 和表2。

表1 呼探1 井紫泥泉子組全巖組成Tab.1 Whole rock composition of the Ziniquanzi Formation in Well Hutan 1 %

表2 呼探1 井紫泥泉子組黏土組成Tab.2 Clay mineral composition of the Ziniquanzi Formation in Well Hutan 1 %

紫泥泉子組全巖礦物以石英和黏土礦物為主，其中，石英含量27.5%～31.9%，黏土含量46.9%～52.2%；黏土礦物分析結(jié)果顯示，紫泥泉子組黏土礦物以蒙脫石和伊/蒙混層為主，其中，蒙脫石含量33.2%～34.1%，伊/蒙混層含量42.6%～44.8%。巖石中脆性礦物、蒙脫石和伊/蒙混層含量較高，具有脆性強、易水化膨脹及易分散特性，在外力作用下易產(chǎn)生微裂縫，導(dǎo)致巖石力學(xué)強度下降，井壁面臨失穩(wěn)風(fēng)險[19]。

2.2 理化特征分析

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《泥頁巖理化性能測試方法：SY/T 5613—2016》對呼探1 井紫泥泉子組巖樣進行水、油兩相中分散性和膨脹性測試，進而分析巖樣理化特征。

2.2.1 分散性測試

130°C條件下，測試了呼探1 井紫泥泉子組巖樣于3#白油和清水中熱滾16 h 后的回收率，共進行3 組平行實驗，實驗結(jié)果如表3 所示。

表3 呼探1 井巖樣滾動回收率Tab.3 Rolling recovery rate of rock samples in Well Hutan 1

由表3 可知，巖樣在3# 白油中的滾動回收率95.50%～97.10%，平均滾動回收率為96.24%，熱滾前后巖屑顆粒保持較高的完整度；但在清水中的滾動回收率為0～1.30%，平均滾動回收率僅0.54%，熱滾后溶液渾濁，巖屑分散嚴(yán)重。

2.2.2 膨脹性測試

測試了呼探1 井紫泥泉子組巖樣在3#白油和清水中的線性膨脹性，結(jié)果見圖2 和圖3。3#白油作為實驗介質(zhì)時，24 h 浸泡后壓片形態(tài)保持完整，膨脹率為0；而清水作為實驗介質(zhì)時，壓片經(jīng)過24 h浸泡后，膨脹率從0 增至32.30%，壓片表面被壓裂，產(chǎn)生明顯裂紋。

圖2 呼探1 井巖樣膨脹率Fig.2 Expansion rate of the rock sample from Well Hutan 1

圖3 膨脹實驗壓片形態(tài)Fig.3 The swelling test tablet morphology

理化特性測試結(jié)果表明，呼探1 井紫泥泉子組巖石黏土礦物含量較高，導(dǎo)致水敏性較強，在清水中極易膨脹分散。油相抑制性優(yōu)異，巖樣在3#白油中不發(fā)生膨脹分散。因此，相比水基鉆井液，油基鉆井液更適合南緣地區(qū)深井開發(fā)，可以有效提高井壁穩(wěn)定性[20-23]。

2.3 有機質(zhì)分析

依據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《有機質(zhì)穩(wěn)定碳同位素測定同位素質(zhì)譜法：GB/T 18340.2—2010》對呼探1 井紫泥泉子組巖樣進行有機質(zhì)測試得出，結(jié)果見圖4，總有機碳含量為0.08%～0.31%、有機質(zhì)成熟度為0.64%～0.81%。

圖4 呼探1 井紫泥泉子組有機質(zhì)含量Fig.4 Organic matter content in the Ziniquanzi Formation of Well Hutan 1

有機質(zhì)的存在對井壁穩(wěn)定性具有重要影響。干酪根等有機質(zhì)在納微米孔隙及層理中發(fā)育，且?guī)r石表面為強親油性，油相濾液自孔隙、層理侵入巖層，易與有機質(zhì)相互作用，有機質(zhì)發(fā)生溶脹甚至溶解，引起巖石內(nèi)部應(yīng)力失衡，強度降低，從而導(dǎo)致地層沿層理、裂縫等弱面發(fā)生剝落和坍塌[24]，誘發(fā)井壁失穩(wěn)。

2.4 微觀結(jié)構(gòu)分析

已有研究表明，井壁失穩(wěn)現(xiàn)象與巖石自身的孔縫發(fā)育情況密切相關(guān)[25]。利用掃描電鏡（SEM）對呼探1 井紫泥泉子組巖樣進行觀測發(fā)現(xiàn)（圖5），巖樣微裂縫和孔隙較為發(fā)育，一方面，弱化了地層的結(jié)構(gòu)力學(xué)強度；另一方面，促進了鉆井液對地層的侵入。

圖5 呼探1 井掉塊SEM 圖Fig.5 SEM image of block drop in Well Hutan 1

采用高壓壓汞法測試呼探1 井紫泥泉子組巖樣孔徑分布見圖6，地層孔徑主要分布在0.05～3.50 μm，處于納微米級，即使采用油基鉆井液作業(yè)，在毛管力及井筒液柱壓差作用下鉆井液仍會侵入地層，增大孔隙壓力，導(dǎo)致鉆井液對井壁支撐力不足，易引發(fā)井壁塌陷[26]。

圖6 紫泥泉子組巖樣孔徑分布圖Fig.6 Distribution of rock pore size in the Ziniquanzi Formation

另外，巖石中有機質(zhì)會在滲入油相浸泡下發(fā)生溶脹，使得巖石應(yīng)力狀態(tài)改變，誘發(fā)掉塊、坍塌等復(fù)雜情況[27-28]。

2.5 潤濕性分析

分析巖樣潤濕性對井壁穩(wěn)定研究及鉆井液優(yōu)選具有重要作用，本文采用JC2000D 型接觸角測量儀，對呼探1 井紫泥泉子組巖樣進行表面潤濕性測試，測試結(jié)果如圖7 所示?？梢钥闯?，水相和油相在巖樣表面平鋪，接觸角分別為6.70°和5.12°，說明巖樣具有較強的親水親油特性[29-30]，其物理結(jié)構(gòu)特征與組分相關(guān)[31-32]。紫泥泉子組巖樣黏土礦物含量較高（表1），巖樣表面呈現(xiàn)親水特性；巖樣中有機質(zhì)含量較高（圖4），巖樣表面呈現(xiàn)親油特性。因此，巖樣表面呈現(xiàn)親水親油特性。

圖7 呼探1 井掉塊潤濕性測試Fig.7 Block drop wettability test of Well Hutan 1

2.6 堿液侵蝕作用分析

生石灰是油基鉆井液中的必要組分[33]。一方面，它與乳化劑作用提高乳化穩(wěn)定性；另一方面，能夠防止鉆井液被地層中的酸性氣體污染。加入生石灰，使油基鉆井液呈現(xiàn)堿性，而堿性對巖石結(jié)構(gòu)力學(xué)穩(wěn)定性存在一定破壞作用[34]。

呼探1 井紫泥泉子組巖樣在堿液中浸泡一周后，利用SEM 觀測其形貌特征變化情況發(fā)現(xiàn)，堿液侵蝕后巖樣表面凹凸不平，出現(xiàn)大量凹陷孔洞，巖石形貌被嚴(yán)重破壞（圖8）。分析可知，紫泥泉子組黏土礦物含量較高，黏土礦物中的石英、長石等組分易被堿液侵蝕，巖石結(jié)構(gòu)改變，不利于井壁穩(wěn)定[35]。因此，堿液侵蝕作用同樣是誘發(fā)井壁失穩(wěn)的重要因素。

圖8 堿液侵蝕示意圖Fig.8 Schematic diagram of alkaline solution erosion

3 井壁失穩(wěn)機理分析

一般而言，鉆井過程中掉塊、坍塌及卡鉆等復(fù)雜事故，是受物理因素、化學(xué)因素、力學(xué)因素、機械因素以及其耦合作用的綜合影響進而誘發(fā)的[36]。結(jié)合呼探1 井現(xiàn)場復(fù)雜工況，通過對失穩(wěn)井段巖樣特性進行綜合分析，總結(jié)采用油基鉆井液鉆井誘發(fā)井壁失穩(wěn)的因素主要包括4 個方面：（1）紫泥泉子組地層孔縫發(fā)育，鉆井過程中井壁在外力和壓差作用下容易進一步破裂，產(chǎn)生誘導(dǎo)性裂縫，為油基鉆井液進入地層提供了通道；（2）地層巖石具有親油特性，在毛細(xì)管力作用下，加劇了濾液對地層的侵入，鉆井液進入地層后，發(fā)生壓力傳遞，導(dǎo)致孔隙壓力提升，鉆井液對井壁支撐力不足，易引發(fā)井壁塌陷；（3）地層巖石中含有一定量的有機質(zhì)，油相侵入后會與有機質(zhì)發(fā)生溶脹、溶解等作用，弱化了巖石的力學(xué)強度；（4）地層巖石與油包水體系中的堿液接觸后，受堿液侵蝕作用影響，巖石出現(xiàn)大量凹陷孔洞，降低了結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性。

綜合分析上述誘發(fā)井壁失穩(wěn)的各項主要因素得出，強化鉆井液封堵能力，阻緩壓力傳遞及濾液侵入，是解決南緣深層鉆井井壁失穩(wěn)難題的關(guān)鍵。如何將常規(guī)封堵材料與納微米尺度固相顆粒（材料）相結(jié)合，通過合理的粒度級配，在近井壁形成一層致密承壓封堵層，則是南緣深層油基鉆井液體系構(gòu)建的重點。

4 油基鉆井液體系構(gòu)建

4.1 基礎(chǔ)配方構(gòu)建

鉆井液處理劑優(yōu)選后，建立了密度為1.4 g/cm3的油基鉆井液基礎(chǔ)配方：90：10（白油：30%CaCl2水溶液）+1.0%～2.0%有機土+1.5%～3.0%主乳化劑DR–EM+1.5%～3.0% 輔乳化劑DR–CO+1.5% 潤濕劑DR–WA+4.0%～5.0%降濾失劑DR–FLRA+3.0%～4.0%氧化鈣+重晶石。其中，各種處理劑加量為以油水加量為基準(zhǔn)的質(zhì)量百分?jǐn)?shù)。

4.2 封堵劑優(yōu)選

4.2.1 封堵劑級配

根據(jù)圖6 所示的紫泥泉子組巖樣孔徑累計分布曲線，確定封堵劑粒徑需要滿足D50=1.50μm 和D90=3.10 μm。本研究從材料性質(zhì)入手，優(yōu)選中國石油集團工程技術(shù)研究院有限公司鉆井液研究所研制的、一類粒徑為0.05～0.15 μm 適用于油基鉆井液的納米封堵劑DR–NS（圖9）[37]，以及與納米封堵劑形成級配的粒徑為0.10～2.00 μm 的超細(xì)碳酸鈣（廣州榮粵化工原料有限公司生產(chǎn)）、粒徑為0.20～20.00μm 的彈性石墨（青島巖海碳材料有限公司生產(chǎn)）。超細(xì)碳酸鈣作為剛性材料有利于提高井壁的承壓能力，而彈性石墨作為彈性材料可通過擠壓變形進入孔縫，起到封堵作用[38]。通過測試納米封堵劑、超細(xì)碳酸鈣、彈性石墨以不同比例混合后的D50值和D90值得出，當(dāng)三者比例為3：5：2 時，D50值為1.51μm，D90值為3.25μm，與紫泥泉子組納微米裂縫寬度匹配得當(dāng)。

圖9 納米封堵劑微觀結(jié)構(gòu)及粒徑分布圖Fig.9 Microstructure and particle size distribution diagram of nano plugging agent

4.2.2 封堵劑加量確定

為確定多級配封堵劑最優(yōu)加量，在溫度為130°C和壓差為3.5 MPa 條件下，利用平均孔徑為3.00μm 的砂盤，測試基漿中添加不同加量多級配封堵劑后的PPA 濾失量，測試結(jié)果如圖10 所示。

圖10 封堵劑加量對PPA 濾失量影響Fig.10 The influence of plugging agent addition on PPA fluid loss

分析圖中數(shù)據(jù)可知，多級配封堵劑加量為1%～4%時，PPA 濾失量顯著下降；多級配封堵劑加量為5%時，PPA 濾失量降至0.8 mL；而當(dāng)多級配封堵劑加量為6%～10%時，PPA 濾失量幾乎與加量為5%時一致。綜合考慮封堵效果及鉆井液成本，最終確定多級配封堵劑最優(yōu)加量為5%。

4.3 油基鉆井液體系構(gòu)建及性能評價

為有效解決南緣深層鉆井鉆穿紫泥泉子組易發(fā)生掉塊、坍塌及卡鉆等復(fù)雜的難題，鑒于地層孔隙分布不均的特點，本研究基于處理劑優(yōu)選，構(gòu)建出密度為1.4 g/cm3的強封堵油基鉆井液體系，體系構(gòu)成：90：10（白油：30% CaCl2水溶液）+1.0%～2.0% 有機土+1.5%～3.0% 主乳化劑DR–EM+1.5%～3.0% 輔乳化劑DR–CO+1.5% 潤濕劑DR–WA+4.0%～5.0% 降濾失劑DR–FLRA+5.0%多級配封堵劑（納米乳液DR–NS：超細(xì)碳酸鈣：彈性石墨=3：5：2）+3.0%～4.0%氧化鈣+重晶石。

4.3.1 常規(guī)性能評價

表4 為呼探1 井油基鉆井液性能評價（其中：φ3、φ6—旋轉(zhuǎn)黏度計3 轉(zhuǎn)、6 轉(zhuǎn)時的讀數(shù)）。

表4 油基鉆井液常規(guī)性能評價Tab.4 Evaluation of conventional performance of oil-based drilling fluids

分析各體系流變性可知，井漿老化后塑性黏度為41.0 mPa·s、動切力為7.0 Pa，本研究基漿老化后塑性黏度為38.5 mPa·s、動切力為9.5 Pa，含多級配封堵劑體系老化后塑性黏度為43.5 mPa·s，動切力為10.0 Pa；各體系流變性基本一致，并且封堵劑的添加對油基鉆井液流變性能影響較小，說明多級配封堵劑具有良好的配伍性。分析各體系高溫高壓濾失量可知，現(xiàn)場井漿老化后高溫高壓濾失量為5.2 mL，而強封堵油基鉆井液高溫高壓濾失量僅為1.0 mL，表明多級配封堵劑的添加可有效降低鉆井液在高溫高壓條件下的濾失量。與此同時，強封堵油基鉆井液破乳電壓明顯高于井漿，說明其體系乳化穩(wěn)定性優(yōu)于井漿。

如圖11 中所示，強封堵油基鉆井液體系固相顆粒粒徑分布范圍較寬（0.05～50.00μm），能夠與地層孔隙、裂縫較好的匹配，可有效弱化濾液進入地層，加之體系乳化穩(wěn)定性相對更強，所以更有利于井壁穩(wěn)定[39]。

圖11 強封堵油基鉆井液固相顆粒粒徑分布Fig.11 The particle size distribution of the solid phase of the strong plugging oil-based drilling fluid

4.3.2 抗溫性能評價

根據(jù)地質(zhì)設(shè)計，結(jié)合鄰井試油資料，呼探1 井所在區(qū)塊的預(yù)測地溫梯度為1.88°C/hm，該井井底（7 280 m）溫度約167°C。由于溫度超過鉆井液抵抗值后，隨著溫度持續(xù)上升，鉆井液處理劑的功能、黏土顆粒的分散狀態(tài)及鉆井液流變性等均會受到負(fù)面影響，進而增大泥餅的滲透性，導(dǎo)致濾失量增大，無法實現(xiàn)有效封堵[40]。因此，本研究測試了強封堵油基鉆井液在不同溫度條件下老化16 h 后的各項性能，結(jié)果見表5。該體系在140～180°C條件下老化后的流變性、乳化性和濾失性能均保持良好，說明強封堵油基鉆井液抗溫能力達180°C。

表5 強封堵油基鉆井液在不同溫度下的性能Tab.5 Performance of strong plugging oil-based drilling fluid at different temperatures

4.3.3 封堵性能評價

為明確強封堵油基鉆井液封堵性能，本研究利用平流泵將油基鉆井液驅(qū)替進入與地層滲透率和孔隙度相同的人造巖芯內(nèi)（圍壓和驅(qū)替壓力壓差范圍控制在3.0～3.5 MPa），直至鉆井液穿透巖芯，即獲得鉆井液的突破壓力。實驗采用5 mL/min 的流量進行驅(qū)替，結(jié)果如圖12 和圖13 所示。分析可知，基漿突破壓力為16.4 MPa，井漿突破壓力為22.0 MPa，強封堵油基鉆井液突破壓力為32.5 MPa；利用型號為JSM–6510 的掃描電鏡觀測使用油基鉆井液驅(qū)替前后的巖芯樣品發(fā)現(xiàn)，驅(qū)替前巖芯內(nèi)部存在大量的微裂縫，基漿、井漿和強封堵油基鉆井液驅(qū)替后微裂縫數(shù)量依次遞減，其中，強封堵油基鉆井液驅(qū)替后微裂縫幾乎被全部覆蓋，表明強封堵油基鉆井液起到了良好的封堵作用。

圖12 驅(qū)替壓力隨時間變化圖Fig.12 Displacement pressure change with time

圖13 驅(qū)替實驗前后巖芯掃描電鏡圖片F(xiàn)ig.13 Scanning electron micrographs of the core before and after the displacement experiment

4.3.4 巖芯抗壓強度測試

不同流體通過孔隙進入巖石內(nèi)部，與黏土礦物和可溶有機質(zhì)發(fā)生作用，巖石內(nèi)部結(jié)構(gòu)均會被破壞，從而導(dǎo)致抗壓強度降低[41]。本研究是在常溫常壓下，將與掉塊地層孔隙度、滲透率等規(guī)格參數(shù)相同的人造巖芯在清水、井漿、基漿、強封堵油基鉆井液中浸泡3 d 后，利用型號為RTR–1000（北京奧陶科技有限公司生產(chǎn)）的三軸實驗機圍壓10 MPa 條件下測試其抗壓強度，結(jié)果見圖14。

圖14 浸泡不同介質(zhì)后巖芯的力學(xué)強度Fig.14 Mechanical strength of core after soaking in different media

原巖抗壓強度為111.065 MPa，將其在清水中浸泡后抗壓強度降至45.376 MPa，在井漿中浸泡后抗壓強度降至86.154 MPa，在基漿中浸泡后巖石抗壓強度降至80.316 MPa，在強封堵油基鉆井液體系中浸泡后抗壓強度降至95.124 MPa。

分析可知，由于強封堵油基鉆井液中的固相顆粒能夠較好地封堵巖石孔縫，阻止鉆井液進入巖石內(nèi)部，所以浸泡后仍保持了較好的力學(xué)強度。

4.3.5 抗污染性能評價

為防止地層中的污染物進入井筒并與鉆井液發(fā)生作用，惡化鉆井液性能，要求鉆井液應(yīng)具有良好的抗污染性。本研究將強封堵油基鉆井液在180°C條件下熱滾16 h 后，分別加入20%復(fù)合鹽水（5%氯化鈉+15%氯化鈣）和5%硫酸鈣，然后測試鉆井液各項性能，結(jié)果見表6。污染前強封堵油基鉆井液塑性黏度為43.0 mPa·s、動切力為8.0 Pa、破乳電壓為1 399 V（表5），加入20%復(fù)合鹽水后鉆井液塑性黏度為54.0 mPa·s、動切力為7.0 Pa、破乳電壓為834 V（表6），與污染前相比，鉆井液流變性保持穩(wěn)定，破乳電壓有所降低，但仍然保持較高值。鉆井液中加入5%硫酸鈣后塑性黏度為44.0 mPa·s、動切力為8.0 Pa、破乳電壓為1 257 V，與污染前相比，鉆井液流變性和破乳電壓幾乎保持不變。因此，強封堵油基鉆井液可抗20%復(fù)合鹽水及5%硫酸鈣污染。

表6 不同污染物對油基鉆井液性能影響Tab.6 The influence of different pollutants on the performance of oil-based drilling fluids

5 結(jié)論

（1）紫泥泉子組以石英和黏土礦物為主，黏土礦物以蒙脫石和伊/蒙混層為主，層理、微裂縫發(fā)育，屬于典型的易膨脹、易分散脆性地層。油基鉆井液在壓力傳遞和毛管力作用下進入地層并與巖石組分發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)，破壞巖石結(jié)構(gòu)、降低巖石強度，易誘發(fā)井壁失穩(wěn)。

（2）以粒徑為0.05～0.15μm 的納米封堵劑、粒徑為0.10～2.00 μm 的超細(xì)碳酸鈣和粒徑為0.20～20.00μm 的彈性石墨按3：5：2 比例形成的多級配封堵劑D50=1.51μm、D90=3.25μm，能夠與紫泥泉子組納微米孔縫尺寸較好匹配，并且適用于油基鉆井液，當(dāng)其加量為5%時，封堵效果最佳。

（3）基于多級配封堵劑的優(yōu)選，構(gòu)建了密度為1.4 g/cm3、抗溫達180°C的強封堵油基鉆井液體系，180°C、高壓濾失量僅2.8 mL，PPA 濾失量0.8 mL，突破壓力較井漿提高10.5 MPa，具有良好的封堵、流變和抗污染等性能，有望解決準(zhǔn)噶爾南緣深層鉆井面臨的掉塊、坍塌及卡鉆等難題。