龙潭组泥页岩地层纳米封堵与井壁强度研究:以川南自205井区为例

郭建华; 汪洋松; 孟鐾桥; 夏连彬; 马骋宇; 谭天一

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2501616

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (6) :2351-2361 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2501616

石油、天然气工业

龙潭组泥页岩地层纳米封堵与井壁强度研究:以川南自205井区为例

郭建华 ¹ ,
汪洋松 ¹^,^* ,
孟鐾桥 ¹ ,
夏连彬 ¹ ,
马骋宇 ² ,
谭天一 ¹

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Nano Plugging and Wellbore Strength of Drilling Fluids in Longtan Formation Mud-shale Strata: Zi 205 Area of Southern Sichuan

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摘要

川南地区龙潭组海陆过渡相泥页岩地层在钻井过程中易发生井壁失稳,泥页岩水化作用会加剧微裂缝扩展,削弱钻井液对井壁的支撑。以川南自205井区龙潭组泥页岩为研究对象,通过压力传递实验评估现有钻井液性能,并基于砂盘封堵实验优化出“壳-核”结构纳米封堵剂,系统评价其抑制和封堵效果。结果表明:龙潭组地层层理发育,部分小层破碎,井壁失稳以局部掉块和大面积垮塌为主;现有钻井液封堵指数为0.259和0.264,纳微米孔隙封堵及压力阻隔效果较差。添加纳米封堵剂后,钻井液静滤失量和高温高压滤失量分别降低9.7%和62.0%,压力传递实验36 h后下游压力为28 kPa,压力阻隔效率均在98%以上,实现了对流体压力的高效阻隔。相关认识为龙潭组泥页岩地层纳米封堵剂的实际应用提供了指导,并为该地层的开发提供了重要参考价值。

Abstract

The shale formation of the Longtan Formation in the transitional marine-continental facies in the southern Sichuan Area is prone to wellbore instability during drilling. The hydration of shale exacerbates the propagation of micro-cracks, weakening the support provided by the drilling fluid to the wellbore. The shale from the Longtan Formation in the Zi 205 well area of southern Sichuan was selected as the material for investigation. Pressure transmission tests were conducted to evaluate the performance of the existing drilling fluids, and a “shell-core” nano-plugging agent was optimized through sand pack sealing experiments to systematically assess its inhibition and plugging effects. The results indicate that the Longtan Group formation exhibits well-developed layering, with some small layers being fractured. Wellbore instability is characterized by localized block falls and large-scale collapses. The plugging indices of the existing drilling fluid are 0.259 and 0.264, showing poor performance in plugging nanometer-sized pores and pressure isolation. After the addition of the nano-plugging agent, API(American Petroleum Institute)fluid loss and HTHP (high temperature high pressure) fluid loss of the drilling fluid decreased by 9.7% and 62.0%, respectively. After 36 hours of the pressure transmission experiment, the downstream pressure was 28 kPa, and the pressure isolation efficiency exceeded 98%, achieving highly effective fluid pressure isolation. These findings provide guidance for the practical application of nano-plugging agent in shale formations of Longtan Formation and offer important reference value for the development of such formations.

Graphical abstract

关键词

龙潭组 / 纳米封堵 / 井壁稳定 / 泥页岩

Key words

Longtan Formation / nano-plugging / wellbore stability / mud-shale

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郭建华, 汪洋松, 孟鐾桥, 夏连彬, 马骋宇, 谭天一. 龙潭组泥页岩地层纳米封堵与井壁强度研究:以川南自205井区为例[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(6): 2351-2361 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501616

GUO Jian-hua, WANG Yang-song, MENG Bei-qiao, XIA Lian-bin, MA Cheng-yu, TAN Tian-yi. Nano Plugging and Wellbore Strength of Drilling Fluids in Longtan Formation Mud-shale Strata: Zi 205 Area of Southern Sichuan[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(6): 2351-2361 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501616

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中国页岩气储层根据沉积环境可分为陆相、海陆过渡相和海相3种类型^[1-4],四川盆地二叠系海陆过渡相龙潭组页岩是重要的烃源岩层系^[5]。受东吴运动影响,沉积环境变化复杂^[6-8],导致四川盆地海陆过渡相页岩具有强烈的非均质性^[9]。龙潭组泥页岩主要分布于川中和川东南地区,川中地区埋深一般在3 000~4 500 m,川东南地区埋深多在1 000~3 500 m^[5],预计资源量超过19.8×10¹² m³^[6],具有很好的勘探开发前景^[10]。但是,由于页岩抗剪强度较低、脆性较强^[11],导致井壁容易出现微裂缝^[12],从而引发井壁的局部破裂甚至垮塌,钻遇该层后易发生井壁掉块、失稳等事故^[13-14],页岩在接触钻井液后容易发生水化膨胀,岩石物性或微结构会发生变化^[15],严重制约了页岩气的安全高效开采。

在中外页岩储层力学特性研究中,学者们普遍关注矿物组分对页岩力学特性的影响,研究表明,页岩的矿物组成直接影响储层的力学性能和稳定性,进而影响井壁的稳定性^[16]。此外,针对陆相页岩油储层,局部地质条件和矿物组分变化对钻井过程中井壁的稳定性有着显著影响^[17]。随着页岩气勘探的推进,钻井液封堵技术得到了广泛研究。例如,在超深层薄互层碳酸盐岩的开发中,钻井液集成技术已显著提升了钻井效率和安全性^[18]。然而,传统钻井液在页岩地层中的应用仍面临渗漏和井壁失稳等问题,因此需要开发更加高效的封堵材料。

随着页岩气资源的加速开发,中国相关企业逐步加大了对新型封堵材料研发的投入,尤其针对复杂地层、深层及超深层页岩气资源的技术攻关,中石油在四川盆地和鄂尔多斯盆地等重要页岩气田开展了钻井液优化和新型封堵技术的现场应用,在应对页岩水化膨胀和微裂缝渗漏等方面取得了一定的突破。然而,现有钻井液材料的封堵效果在面对水化膨胀和复杂地质条件时仍显不足。

纳米材料因其极小的颗粒尺寸和较大的比表面积^[19],可以有效渗透到微小的裂缝和孔隙中,形成致密的封闭层,从而提高钻井液的封堵能力^[20],防止钻井液的渗漏,同时抑制页岩的水化膨胀^[21-22]。现有研究表明,纳米复合聚丙烯酸酯共聚物在水基钻井液中具有较好的封堵效果,能有效改善钻井液的防塌性能^[23]。二维纳米材料作为油基钻井液封堵剂^[24],能够改善钻井液的流变性,提高其黏度、抗剪切强度等特性^[25-29],确保钻井过程中流体的稳定性。硼氮化物纳米颗粒表现出较为优异性能,能够在高温下维持钻井液的性能,并减少井壁失稳的风险^[30]。此外,针对流体润湿性的调控,纳米颗粒对润湿性的微观实验观察也表明,纳米颗粒能够通过改变表面性质改善钻井液的润湿性和与页岩接触的相互作用,从而增强封堵效果^[31]。与传统的钻井液封堵材料相比,纳米材料具有更高的渗透性和更好的化学稳定性,能够有效抵抗页岩的水化膨胀,减少井下复杂事故的发生。同时,纳米材料对井壁的加固作用更为显著,能够显著提升泥页岩地层的抗剪切强度^[25,32-34],减少井壁坍塌和破裂的风险。纳米封堵技术在提高钻井效率和保障钻井安全方面具有重要应用前景。

随着页岩气开发技术的不断发展,中国企业对钻井液封堵材料的研究将更加注重材料的多功能化和智能化。将纳米技术与传统钻井液体系相结合,以提高封堵效果,是未来技术发展的方向之一。企业也逐步从传统的封堵材料向复合型、多尺度封堵体系转变,尤其是在复杂井况下,利用纳米颗粒实现更精准的封堵,可成为解决当前技术瓶颈的关键。

因此,现以川南自贡地区龙潭组地层为研究对象,将纳米技术与传统钻井液封堵材料相结合,通过改良钻井液的封堵效果,解决传统钻井液在泥页岩地层中面临的渗漏和井壁失稳问题。根据地层特征分别从纳米、微米尺度对封堵材料进行优化,改善钻井液的封堵效果。通过室内封堵实验评价现场钻井液防塌性能,提出一种基于纳米颗粒的改良钻井液,降低井壁破裂和坍塌的风险,并与现场资料进行对比验证。以期提高钻井效率,降低井壁破裂和坍塌风险,保障钻井作业的安全性。

1 地层失稳特征

川南地区龙潭组地层岩性组合极为复杂,砂岩、粉砂岩、泥页岩、铝土质泥岩,局部见煤系发育,厚度较薄^[35]。龙潭组与上伏长兴组整合接触,与下伏茅口组呈不整合接触。灰色-深灰色砂岩位于龙潭组中上部,灰色-深灰色粉砂岩、泥页岩处于中下部,煤岩以薄层状夹于泥岩中,下部发育灰色铝土质泥岩以及黑色玄武岩(图1)。

结合现场测井和录井资料,当岩性变化较小时,井径扩大的幅度相对稳定,扩径率维持在10%左右;而在岩性变化显著且存在薄互层的地层中,扩径率显著增大,可超过30%(图2)。该地层岩石强度普遍较低,采用水基钻井液钻遇泥页岩和煤层等力学性质薄弱的地层时,由于水化膨胀效应,井壁易发生失稳现象,包括局部掉块、井壁扩径以及大面积垮塌等。

2 孔隙结构分析

页岩层理、微裂缝、纳米孔隙发育^[36-38](图3),以伊利石、伊/蒙混层等非膨胀性黏土矿物^[39-41]为主。由于页岩地层易水化膨胀^[42]且储层地质复杂,为了抑制黏土水化膨胀,目前主要采用油基钻井液进行施工。然而,由于页岩储层微-纳米级孔、缝发育^[43],加之油基钻井液润滑性较好,钻井液易漏失并进入地层深部,进而诱发井壁失稳问题。在油基钻井液中加入随钻封堵剂是抑制钻井液漏失的有效手段,但常规封堵剂粒径较大,无法进入页岩储层的纳米级孔-缝实现有效封堵。

3 钻井液防塌性能评价

裂纹亚临界扩展在天然裂纹网络形成过程中的作用不容忽视,裂纹亚临界扩展不仅控制着断裂属性如裂纹形成的孔隙度、裂纹间的距离、裂纹的长度,还包括颗粒之间的连接情况,从而影响岩石的结构和性质^[44-45]。这一发现对于预测和改善岩石在自然环境和人工应用中的表现提供了重要的理论依据,有助于更好地解决井壁稳定性问题。

当泥页岩地层中发育有较多纳微米级裂缝时,由于地层渗透率极低且微孔隙普遍被地层水充填,即使仅有少量滤液侵入,仍会导致井壁围岩孔隙压力显著升高,再叠加上“压力传递”作用,导致围岩孔压提高,降低有效应力支撑作用,加剧井壁力学失稳。此外,因为纳微米裂缝发育的泥页岩的渗透率极低,达西定律已不适用,所以只能采取压力传递的方法进行检测,近年来,压力传递实验技术已成为中外评价钻井液处理剂及体系的重要手段。

3.1 基于裂缝亚临界扩展指数的钻井液抑制防塌性能评价

选取四川盆地龙潭组井下岩心,加工成薄片,利用金刚石磨砂机抛光,锯制导向槽,再沿轴线锯制切口。随着载荷的增加,裂纹从切口处开始扩展,沿着导向槽延伸。以恒定的位移速度对岩板进行加载,达到峰值的90%时,控制压头位移,随后进行载荷松弛实验。随着时间的增加,载荷松弛量逐渐减小并趋于稳定时,停止实验。记录实验过程中压头位移量y和载荷P的值,求解载荷对时间的导数(dP/dt)。根据式(1)和式(2),求解裂纹扩展过程中的裂纹扩展速度和应力强度因子。然后分别计算裂纹扩展速度和应力强度因子的对数,将计算结果绘入双对数坐标中。

(1)

$V=\frac{\mathrm{d}a}{\mathrm{d}t}=-\frac{W{d}^{3}Ey}{6{w}_{\mathrm{m}}^{2}{p}^{2}(1+\mu )}\frac{\mathrm{d}P}{\mathrm{d}t}$

(2)

${K}_{\mathrm{{\rm I}}}=p{w}_{\mathrm{m}}{\left[\frac{3(1+\mu )}{W{d}^{3}{d}_{\mathrm{n}}}\right]}^{\frac{1}{2}}$

式中:V为裂纹扩展速度,mm/min;a为裂纹长度,mm;t为时间,min;W为样品的宽度,mm;d为样品的厚度,mm;E为弹性模量,GPa;μ为泊松比,无量纲;w_m为扭臂的长度,mm;p为试样受到的载荷,N;K_I为应力强度因子,无量纲;d_n为切口厚度,mm。

进一步,采用胶结破坏指数评价不同类型工作液(钻井液)对岩样的细观损伤破坏,表1为胶结破坏指数与破坏程度之间的关系,具体定义为

(3)

${I}_{\mathrm{c}\mathrm{d}}=\frac{{N}_{\mathrm{d}\mathrm{r}\mathrm{y}}-{N}_{\mathrm{t}\mathrm{e}\mathrm{s}\mathrm{t}}}{{N}_{\mathrm{d}\mathrm{r}\mathrm{y}}}$

式(3)中:I_cd为岩石胶结破坏指数,值介于0~1,该值越大,工作液对岩石胶结的细观损伤越强,对裂缝亚临界扩展的加速作用越显著;N_dry和N_test分别为干燥状态下和工作液作用后的试件裂缝亚临界扩展指数。

将岩板亚临界扩展双扭实验的结果代入式(3)后,计算得到工作液浸泡后岩板的胶结破坏指数如图4所示。与蒸馏水对比,水基钻井液会诱发岩石裂缝的亚临界扩展,油基钻井液能够抑制岩石裂缝的亚临界扩展。

3.2 基于压力传递法的钻井液封堵防塌性能评价

将岩心放入岩心夹持器中,设定轴压、围压为5 MPa,由上下游试液入口注入适量的4%的NaCl水溶液,上游压力维持2.1 MPa,下游压力维持1 MPa,使岩心充分饱和。待岩心充分饱和后,上游流体替换为相应的测试流体,下游流体替换为与上游流体活度一致的盐水溶液,轴压、围压及上游压力均保持不变,下游初始压力调节为0~1 MPa,实时监测下游压力的变化,得出压力传递曲线。

设定上游进口端压力设置为恒定值P_in,出口端初始通常为大气压,标准测试时间为T₀。实验开始后,将出口端压力上升至进口端压力P_in的15%的压力点所对应的时间定义为压力侵入时间(T_bin),将出口端压力上升至进口端压力P_in的85%的压力点所对应的时间定义为压力突破时间(T_bth)。压力平衡后,下游腔室压力定义为P_out,P_eff = (P_in-P_out)/ P_in定义为压力阻隔效率。

建立钻井液封堵指数评价指标,根据计算出的钻井液封堵指数(M_seal)进行封堵效果评价,计算公式为

(4)

$\begin{array}{l}{M}_{\mathrm{s}\mathrm{e}\mathrm{a}\mathrm{l}}={\omega }_{1}\mathrm{e}\mathrm{x}\mathrm{p}\left(-\frac{{T}_{\mathrm{b}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{{T}_{0}}\right)+{\omega }_{2}\mathrm{e}\mathrm{x}\mathrm{p}\left(-\frac{{T}_{\mathrm{b}\mathrm{t}\mathrm{h}}}{{T}_{0}}\right)+\\ {\omega }_{3}[1-\mathrm{e}\mathrm{x}\mathrm{p}(-{P}_{\mathrm{e}\mathrm{f}\mathrm{f}}\left)\right]\end{array}$

式(4)中:ω₁+ω₂+ω₃=1。

3.3 现场应用与验证

选取四川盆地H1和H4平台龙潭组井下岩心进行亚临界扩展实验和压力传递实验,钻井液的类型为钾聚磺钻井液。结果表明:钻井液浸泡后,岩样裂缝亚临界扩展指数减低,表明体系对岩样产生了显著的细观损伤,H1和H4平台体系后岩样的损伤指数分别为0.416和0.171,实验结果如表2和图5所示,图5中的斜率即为亚临界扩展指数;压力传递实验评价H1和H4平台钻井液的封堵指数为分别为0.264和0.259,对岩样的有效封堵与压力阻隔效率偏低,实验结果如表3和图6所示。

室内评价显示的H1和H4平台三开钻井液体系封堵能力相近,但在抑制裂缝亚临界扩展和岩石细观损伤方面,H4平台钻井液的抑制效果要好于H1平台体系。实钻井H4-1井三开平均井眼扩径率为5.79%,H1-3井平均井眼扩径率为7.17%,如图7所示。实验结果与之对应,验证了实验的有效性。

4 纳米材料钻井液封堵性能优化

4.1 纳米孔隙封堵性能优化

基于无机纳米颗粒和有机聚合物的复合材料通常可将两种材料的性能优势进行融合,同时赋予封堵剂良好的分散性、抗温性能、形变能力及成膜性能。为同时满足形变能力及强度“双高”、黏附能力及油分散性4个基本要求,封堵剂的壳可通过功能性橡胶类物质进行构建,壳的结构应满足在钻井过程中的温度范围内保持在高弹态。针对页岩发育微裂缝和纳微米孔隙、油水双亲、吸液能力强等特点,研发粒径可变复合材料。柔性壳赋予了封堵剂良好的形变能力,在压差作用下封堵剂进入页岩的纳米孔隙,形变能力有利于封堵,侵入地层深处,加之刚性核支撑,封堵剂可形成致密且封堵强度好的滤饼,有效减少钻井液的漏失(图8)。

当粒径可变复合纳米封堵剂CLG-NM彼此靠近时,具有柔性长链结构的聚合物链趋于相互缠绕,形成聚集体,增加相互作用力并形成不可渗透的封堵膜。此外,由于纳米效应,粒径可变复合纳米封堵剂CLG-NM有很强的吸附在页岩表面的倾向,可以与页岩基质形成氢键,强力吸附在页岩表面。具有高弹性模量和优异力学性能的壳层可以通过弹性变形提高滤饼的承压能力,这些颗粒可以形成一层强封堵膜,从而在外部形成滤饼。纳米封堵剂CLG-NM可以通过壳的弹性变形进入页岩孔隙,刚性核颗粒阻止进一步进入孔隙,在内部形成致密的滤饼。

纳米封堵剂CLG-NM的刚性“核”赋予封堵剂强封堵能力,柔性“壳”赋予封堵剂可控粒径、成膜性及钻井液配伍性。为了验证CLG-NM的粒径优势及分布特征,实验选取了3种具有代表性的市售封堵产品作为对比组。从图9可以看出,相较于封堵剂1、封堵剂2的呈现出单峰分布及封堵剂3的微米级粒径,CLG-NM的中值粒径为225 nm,且可以根据需要在150~800 nm范围内进行粒度调节,相较于其他封堵产品,能较好适配纳米孔隙封堵。

4.2 钻井液纳米封堵降滤失性能优化

为了证明该封堵剂对纳米孔隙的封堵效果,使用标准滤膜对封堵剂进行封堵剂添加前后降滤失对比,利用对比结果实现封堵效果评价。采用两组实验配方,分别为钻井液以及钻井液+3% CLG-NM纳米封堵剂。结果显示,原钻井液配方30 min滤失量为4.3 mL,泥饼厚度为2.52 mm,添加3% CLG-NM后,30 min滤失量为2.5 mL,泥饼厚度为2.12 mm,钻井液的滤失量大幅度降低,降幅达41.9%,证明该封堵剂对纳米孔隙具有显著的封堵效果。

为避免自205井钻井液封堵防塌性能实验偶然性,通过对研究区块不同井场取样实验分析(表4和图10)。以上述相同配方,增加130 ℃高温老化实验及高温高压(high temperature high pressure, HTHP)滤失实验对比,使结果具有可靠性。实验结果显示,加3% CLG-NM后,钻井液常温及高温老化后的静滤失量(即API标准滤失量)和HTHP滤失量均有明显降低,降幅分别为9.7%和62.0%,泥饼厚度略微减薄,封堵降滤失性能提升显著。根据流变性测试结果(表5),其中,分别在静置10 s和10 min后,在3 r/min的转速下对钻井液流变性进行测试,目的是为了确定初切力与终切力。加入3% CLG-NM纳米封堵剂后,钻井液体系整体黏度略微增加(乳液正常增黏效应),体系流变性整体保持良好。

同类封堵剂产品压力传递对比实验中,测试岩样为低渗致密砂岩,孔径分布呈双峰特征,分别在43~1 500 nm和2~10 μm,发育纳微米孔隙。压力传递过程中,上游试液采用基础实验浆+1%纳米封堵剂CLG-NM,上游压力维持2.1 MPa,下游压力维持1 MPa,实验温度为180 ℃。该方案中主要测试新研制的粒径可变复合纳米封堵剂CLG-NM与中外同类产品的阻缓泥页岩压力传递的效果。压力传递实验表明(图11),添加CLG-NM钻井液压力突破更为缓慢,压力阻隔效率比对比产品提升20%以上,封堵效果最优。

4.3 微米级孔缝封堵材料优选

为更好地解决该区块在钻井过程中发生的井壁失稳问题,首先需要对地层中的微裂缝或大孔隙进行有效封堵,以阻止压力沿着裂缝或孔隙进行传递。目前,利用封堵材料来进行微裂缝的封堵是主要解决手段。但封堵裂缝或孔隙的封堵材料种类较多,不同封堵材料的作用机理不同。为了优选合适微裂缝和孔隙的有效封堵材料,对不同材料首先进行粒度测试,其中纳米封堵材料采用动态光散射仪(dynamic light scattering, DLS)进行粒径分析,微米级封堵材料采用激光粒度分析仪进行粒径分析。

根据激光粒度分析仪测试结果,得到4种不同封堵材料和钻井液的粒度数据和分布曲线如图12所示。

从微米级封堵材料的粒度测试结果,可以看出:无渗透承压封堵剂WSD的粒径分布主要在10~1 000 μm,5%以上的粒径分布在26.1~74.0 μm。柔性封堵防塌剂的粒径分布范围较广,粒径分布范围涵盖1~1 000 μm,5%以上的粒径分布范围集中在176~296 μm。钻井液用超细碳酸钙Ⅰ型的粒径主要分布在1~10 μm,其粒径分布范围较窄,粒径分布较为均匀,5%以上的粒径分布在2.3~8.25 μm。改性竹纤维的粒径主要分布在10~1 000 μm,主要颗粒(5%以上)的粒径为62.2~352 μm。

电镜扫描结果显示(图12),超细钙Ⅰ型为不规则颗粒状物质,分布较为均匀,主要作为架桥与填充颗粒;改性竹纤维以细长的棒状纤维为主,尺寸差异较大,可作为变形拉筋封堵材料,柔性防塌封堵剂和WSD是粒径分布范围较广的广谱封堵材料,可用于微裂缝和孔隙的封堵。

综上所述,超细钙Ⅰ型的粒径分布主要位于1~10 μm,改性竹纤维剂、WSD的粒度分布主要位于10~1 000 μm,柔性防塌封堵剂粒度分布主要位于1~1 000 μm。改性竹纤维、柔性封堵防塌剂、WSD适合20~100 μm大孔隙及微裂缝的封堵材料。

4.4 纳微米孔缝封堵材料复配配方优化

为了实现纳米-微米尺度的协同封堵,开展了钻井液在恒定压差下沿着岩心进行压力传递的实验研究(表6),探究不同钻井液在该区块不同介质中的压力传递快慢进程和封堵效果。

相比原始钻井液,添加CLG-NM和WSD的配方2封堵性能明显改善,有效阻止了钻井液在岩样中的压力穿透过程。为了进一步改善对岩石100 nm以下孔隙的封堵,36 h后,配方3在配方2的基础上进一步添加了乳化石蜡(D₅₀=3.68 nm),36 h下游端压力为28 kPa,压力阻隔效率均在98%以上,实现对流体压力的高效阻隔,显著提升了体系的封堵和防塌性能。

5 结论

(1)根据裂缝亚临界扩展与改进的压力传递方法对两口实钻井的钻井液的防塌性能进行了评价,岩样的损伤指数分别为0.416和0.171,封堵指数为分别为0.264和0.259,对岩样的有效封堵与压力阻隔效率偏低。

(2)对比中外同类型纳米封堵产品,纳米封堵剂CLG-NM压力阻隔效率比对比产品提升20%以上,封堵效果最优。

(3)在原钻井液中添加3%纳米封堵剂CLG-NM后,钻井液常温及高温老化后的API滤失量和HTHP滤失量均有明显降低,降幅分别为9.7%和62.0%,泥饼厚度略微减薄,封堵降滤失性能提升显著,钻井液体系整体黏度略微增加,体系流变性整体保持良好。

(4)优选出粒径范围可在150~800 nm调节的“壳-核”结构纳米封堵剂CLG-NM;WSD适用于20~100 μm尺度大孔隙及微裂缝的封堵材料。通过二者的复配得到实现纳米-微米尺度的协同封堵的纳微米孔缝封堵材料,封堵指数高达0.838,相较于原钻井液有显著升高,压力阻隔效率在98%以上,实现对流体压力的高效阻隔,显著提升了体系的封堵和防塌性能。

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