梁 浩，賀 剛，賀 欽，劉 政，邵 平，羅宇峰

（中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術(shù)服務(wù)公司，四川成都 610051）

威遠(yuǎn)構(gòu)造位于川中古隆平緩構(gòu)造區(qū)的威遠(yuǎn)至龍女寺構(gòu)造群。它是在樂山——龍女寺加里東古隆起上形成的一個(gè)巨大近穹隆狀的背斜構(gòu)造，呈北東東向展布。威204H47 平臺(tái)位于威204 井區(qū)的北部，在威204 井區(qū)中部的陡緩轉(zhuǎn)折部位，標(biāo)志著威遠(yuǎn)構(gòu)造向東南翼轉(zhuǎn)折至向斜的位置，中南部則逐漸向南傾斜。傾沒端構(gòu)造相對(duì)于主體構(gòu)造變得更加寬緩，褶皺幅度較低?？傮w而言，該區(qū)域內(nèi)的斷層數(shù)量較多，且斷層規(guī)模較為集中。該井目的層為龍馬溪組，針對(duì)龍馬溪地層的長水平段鉆井，主要克服的困難在于地層不穩(wěn)定性、高溫高壓環(huán)境以及鉆井液和設(shè)備的挑戰(zhàn)。

地層表現(xiàn)出頁巖脆性特點(diǎn)，龍馬溪組的平均脆性特征參數(shù)值為46，容易出現(xiàn)掉塊和破碎性垮塌[1]。與此同時(shí)，在水平段鉆進(jìn)過程中，可能鉆遇斷層、微裂縫及破碎帶，伴隨有井壁失穩(wěn)導(dǎo)致掉塊卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)。龍馬溪組最大最小水平主應(yīng)力差異大，坍塌壓力高，層理裂縫發(fā)育，鉆井液侵入裂縫，易出現(xiàn)垮塌復(fù)雜，造成嚴(yán)重鉆井事故[1]。

與此同時(shí)，威204H47-10 井水平段長3 210 m，是川渝頁巖氣地區(qū)水平段最長的水平井。長水平段高密度鉆進(jìn)過程中，鉆具與井壁接觸面增多，且長水平段攜巖困難，易形成巖屑床，造成摩阻增大[2]。進(jìn)入長水平段中后期鉆進(jìn)，上提摩阻較大且不穩(wěn)定，拉劃井眼大排量循環(huán)后，振動(dòng)篩返砂量較鉆進(jìn)時(shí)明顯增多，給鉆進(jìn)帶來很多技術(shù)難題。

威204 井區(qū)目的層為龍馬溪組，在鉆進(jìn)過程中發(fā)生多次井漏，其中威204H42-7 井發(fā)生多次惡性井漏，累計(jì)漏失鉆井液356 m3。威204H47-10 井水平段長達(dá)3 210 m，含有多條天然裂縫帶和斷層，易發(fā)生井漏，給安全生產(chǎn)帶來一定的經(jīng)濟(jì)損失。威遠(yuǎn)區(qū)塊井漏以天然微裂縫、裂縫、誘導(dǎo)裂縫漏失為主，主要表現(xiàn)為漏失點(diǎn)多、漏失段較短、漏失量不均等特點(diǎn)。導(dǎo)致常規(guī)的油基堵漏材料不能有效的對(duì)其封堵，且地層承壓能力也較為困難[3]。

1 鉆井液技術(shù)難題及技術(shù)對(duì)策

針對(duì)龍馬溪組的長水平段鉆井，鉆井液主要的技術(shù)工作難度集中在井壁穩(wěn)定、井眼清潔和井漏風(fēng)險(xiǎn)三個(gè)方面，其中鉆井液的選擇和應(yīng)用是關(guān)鍵。龍馬溪組常見軟弱地層的塌陷和漏失問題，需要采取適當(dāng)?shù)闹ёo(hù)措施和穩(wěn)定劑來維持井壁穩(wěn)定，以防止井孔塌陷和井筒損壞。同時(shí)，地層特點(diǎn)對(duì)鉆井液的性能提出了挑戰(zhàn)，因此，需要選擇合適的鉆井液來確保井眼清潔，有效地排除巖屑和維持鉆具的正常工作。此外，龍馬溪組的復(fù)雜性還增加了井漏風(fēng)險(xiǎn)，需要通過合理的鉆井液配方和優(yōu)化工藝來減少井漏的發(fā)生概率。綜上所述，龍馬溪組長水平段鉆井的技術(shù)工作難度主要體現(xiàn)在井壁穩(wěn)定、井眼清潔和井漏風(fēng)險(xiǎn)等方面，鉆井液的選擇和應(yīng)用是關(guān)鍵工作之一，需要綜合考慮地質(zhì)特征和風(fēng)險(xiǎn)管理，以確保鉆井過程的安全。

首先，本井鉆井液技術(shù)層面采用了以下3 種措施來解決井壁失穩(wěn)問題：（1）結(jié)合地層壓力系數(shù)選擇合適的鉆井液密度階梯，做到準(zhǔn)確精細(xì)地平衡地層之間的壓力；（2）通過監(jiān)測(cè)地層的活度，調(diào)節(jié)油基鉆井液體系水相中CaCl2的濃度與之平衡，達(dá)到地層流體和油基鉆井液濾液不運(yùn)移，防止因活度不平衡導(dǎo)致的井壁不穩(wěn)定。產(chǎn)生穩(wěn)定頁巖所需的滲透壓力可以有效避免在鉆進(jìn)頁巖地層時(shí)出現(xiàn)的各種復(fù)雜問題；（3）采取多元多級(jí)封堵措施，添加適量的乳化劑、潤濕劑、親油膠體、封堵劑對(duì)微裂縫、孔隙實(shí)施乳液封堵，防止濾液浸入微裂縫，控制壓力傳遞，實(shí)現(xiàn)地層與鉆井液的有效封隔。大力推廣使用“樹脂纖維+瀝青膠粒”的技術(shù)措施進(jìn)行封堵，有效改善了泥餅質(zhì)量。同時(shí)強(qiáng)化潤滑減阻防卡性能，進(jìn)一步減少鉆進(jìn)過程中的風(fēng)險(xiǎn)。

其次，本井將采用以下2 個(gè)技術(shù)措施來解決井眼清潔問題：（1）主動(dòng)降低油基鉆井液體系的液相黏度，并保持合適的動(dòng)切力，優(yōu)化流變性為工程上提供操作空間的同時(shí)，保證了油基鉆井液體系具有較好的攜砂能力；（2）工程上配合強(qiáng)化鉆進(jìn)排量，215.9 mm 井眼建議排量控制在30～35 L/s，配合500～800 m 拉劃通井的技術(shù)措施來保證攜砂[4]。

最后，本井將采用以下3 個(gè)措施來預(yù)防或解決井漏問題：（1）優(yōu)選后的封堵鉆井液體系改善了濾餅質(zhì)量，顯著降低了天然性裂縫及滲透性地層漏失的風(fēng)險(xiǎn)；（2）精細(xì)調(diào)控鉆井液實(shí)鉆密度，保證在窄密度窗口下的安全鉆進(jìn)；（3）根據(jù)不同的漏失類型和漏失速度，選擇配伍性好的油基堵漏材料及堵漏施工預(yù)案[5]。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.1 目的層及巖性特征評(píng)價(jià)

威204H47-10 井目的層為龍馬溪組，其巖性為黑色頁巖。威遠(yuǎn)構(gòu)造的龍馬溪組頂部為灰綠色頁巖，直接與下二疊統(tǒng)梁山組黑灰色泥質(zhì)灰?guī)r呈不整合接觸，缺少下志留統(tǒng)石牛欄組及志留系中上統(tǒng)沉積[6]。龍馬溪組底部發(fā)育厚度為20～40 m 黑色硅質(zhì)頁巖，與下伏上奧陶統(tǒng)五峰組觀音橋段介殼灰?guī)r呈整合接觸。利用X 射線衍射儀對(duì)頁巖樣品進(jìn)行分析，分析結(jié)果見表1。

表1 龍馬溪組頁巖分析結(jié)果

由表1 可知，該井的龍馬溪組頁巖以黏土礦物、石英、方解石和云母為主。其從礦物組分上分析，硅質(zhì)和鈣質(zhì)含量較高。因此，該區(qū)塊頁巖在力學(xué)性質(zhì)上表現(xiàn)出硬脆性，且該井龍馬溪組頁巖存在明顯的微裂縫和微孔洞。從巖石力學(xué)方面分析，微裂縫的存在會(huì)弱化巖石力學(xué)的性能，破環(huán)巖石的完整性。此外，硬脆性泥頁巖微裂縫發(fā)育對(duì)油基鉆井液體系濾液有自吸作用，會(huì)進(jìn)一步擴(kuò)大鉆井液的濾失量。因此，硬脆性頁巖中發(fā)育的微裂縫是此井導(dǎo)致井壁失穩(wěn)的重要原因[7-10]。

2.2 鉆井液配方優(yōu)選

針對(duì)威204H47-10 井的實(shí)際情況，優(yōu)選出的油基鉆井液體系應(yīng)具有穩(wěn)定井壁和凈化井眼的能力。因此，優(yōu)選油基鉆井液體系配方時(shí)，優(yōu)先考慮了鉆井液的穩(wěn)定性、封堵性、沉降穩(wěn)定性。優(yōu)選思路如下：

由于龍馬溪組頁巖水化性較強(qiáng)，在選擇鉆井液時(shí)，優(yōu)先考慮使用具有較強(qiáng)抑制性的白油基鉆井液體系。在此基礎(chǔ)上，采取多元多級(jí)封堵措施，選取合適的乳化劑（HYOZ）來保證油包水乳液的穩(wěn)定性。同時(shí)，多種親油膠體和封堵劑（HYOL、TYODF-101、HFLO）復(fù)配使用，以實(shí)施乳液封堵，防止濾液滲入微裂縫，控制壓力傳遞，有效地隔離地層與鉆井液。另外，推廣使用“樹脂纖維+瀝青膠?！钡募夹g(shù)措施進(jìn)行封堵，針對(duì)性地引入油溶微型纖維樹脂（FHXS）和乳化白油瀝青（RF-9）以改善泥餅質(zhì)量。同時(shí)，需要通過反復(fù)實(shí)驗(yàn)對(duì)比，在保證整體穩(wěn)定性的前提下，盡可能控制油水比和總體固體質(zhì)量分?jǐn)?shù)來加強(qiáng)潤滑減阻和防卡性能，以進(jìn)一步降低鉆進(jìn)過程中的風(fēng)險(xiǎn)。

最終優(yōu)選出的配方如下：白油+20%～25%鹽水（CaCl2質(zhì)量體積為20%～30%）+5%HYOZ+1%～2%HYOL+1%～2%TYODF-101+2%～3%HFLO+1%～2%FHXS+5%CaO+重晶石。

2.3 性能評(píng)價(jià)

2.3.1 基礎(chǔ)性能 威204H47-10 井龍馬溪組鉆進(jìn)的安全密度窗口在2.050～2.200 g/cm3，調(diào)配不同密度下的白油基鉆井液體系，130 ℃測(cè)試白油基鉆井液體系的基礎(chǔ)性能，結(jié)果見表2。

表2 威204H47-10 井白油基鉆井液體系基礎(chǔ)性能

由表2 可知，所有方案樣品的破乳電壓均在900 V以上，同時(shí)高溫高壓濾液在靜置24 h 后油水不分層，表明該白油基鉆井液體系乳化能力較強(qiáng)，體系穩(wěn)定。在130 ℃下，所有樣品的高溫高壓濾失量均小于2.0 mL，表明該白油基鉆井液體系具有良好的高溫穩(wěn)定性，具有極好的抑制泥頁巖水化能力。當(dāng)密度為2.15 g/cm3時(shí)，其動(dòng)塑比為0.21 Pa/（mPa·s），Φ6/Φ3 為9/7，表明該白油基鉆井液體系兼顧了低黏流變性和高切攜砂能力。所有樣品的摩阻系數(shù)均為0.06，表明該體系具有良好的潤滑性，可以減少鉆具及其他配件的磨損，延長使用壽命；同時(shí)可以防止黏附卡鉆，易于處理井下復(fù)雜。

2.3.2 沉降穩(wěn)定性 本文采用靜態(tài)沉降法和VST 沉降法測(cè)試油基鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性。靜態(tài)沉降法：將配制好的白油基鉆井液體系加入到450 mL 陳化釜中，然后放入高溫滾子爐，溫度設(shè)置120 ℃靜恒24～72 h。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 白油基鉆井液體系高溫沉降穩(wěn)定性（靜態(tài)沉降法）

VST 沉降法：將沉降鞋放置于六速杯底部，然后將配制好的白油基鉆井液體系放置于六速杯中，控制鉆井液溫度，將旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)轉(zhuǎn)速調(diào)為100 r/min，用注射器抽取杯底鉆井液樣品并測(cè)其密度；30 min 后，再次取杯底鉆井液樣品并測(cè)其密度。計(jì)算30 min 前后測(cè)量的鉆井液密度差。其中，SR代表沉降趨勢(shì)，SR≤1.000，SR為1.000 時(shí)，說明鉆井液無沉降，SR越小，說明現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，發(fā)生沉降的可能性越大[11]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 白油基鉆井液體系高溫沉降穩(wěn)定性（VST 沉降法）

一般來說，析出油體積與鉆井液體積的比值越小，鉆井液體系越穩(wěn)定。從表3 可知，白油基鉆井液體系在120 ℃下靜恒72 h 后，析出油比率僅為1.6%，析出油比率小。且陳化釜底部無沉淀，罐內(nèi)鉆井液上下密度差為0.02 g/cm3，密度差小。由表4 可知，當(dāng)鉆井液密度為2.10 g/cm3時(shí)，沉降趨勢(shì)SR為1.000，表明現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，鉆井液幾乎不發(fā)生沉降。上述兩種測(cè)試方法都表明白油基鉆井液體系具有良好的沉降穩(wěn)定性。

2.3.3 封堵性 威遠(yuǎn)龍馬溪組頁巖層理和微裂縫相當(dāng)發(fā)育，同時(shí)最大主應(yīng)力方向與層理面法線之間夾角為40°～60°[12]。故其產(chǎn)生層理間相對(duì)滑動(dòng)的可能性非常大，極易導(dǎo)致井壁失穩(wěn)[12]，因此，需提高鉆井液的防塌、封堵能力。

本文采用高溫高壓砂床濾失儀對(duì)比威204H47-10井白油基鉆井液體系與同平臺(tái)其他井漿封堵性能。實(shí)驗(yàn)砂床下部分選用粒徑0.25～0.50 mm 的鋼珠，下部分高6 cm，上部分選用粒徑0.04～0.10 mm 的小鋼珠，上部分高6 cm。分別加入450 mL 白油基鉆井液體系與同平臺(tái)其他井漿后，測(cè)試在3.0 MPa 和4.5 MPa 壓差下的120 ℃高溫高壓濾失量[13-14]，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 封堵性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表5 可知，威204H47-10 井所用白油基鉆井液體系在3.0、4.5 MPa 壓差下的高溫高壓濾失量分別為0.8、1.0 mL，均低于同平臺(tái)鄰井鉆井液體系，說明優(yōu)化配方后的油基鉆井液體系具有十分優(yōu)異的封堵性能。

2.3.4 抑制性 選用威204H47-10 井的龍馬溪組頁巖，采用線性膨脹實(shí)驗(yàn)方法和巖屑回收實(shí)驗(yàn)方法評(píng)價(jià)油基鉆井液體系的抑制性。

線性膨脹實(shí)驗(yàn)的巖樣準(zhǔn)備：用5 g 普通膨潤土壓制巖樣，加入5 mL 各鉆井液體系的API 濾液，用頁巖膨脹儀對(duì)比不同體系的膨脹位移-時(shí)間曲線。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 油基鉆井液體系的頁巖膨脹曲線

巖屑回收實(shí)驗(yàn)選用直徑2.50～4.00 mm 的頁巖顆粒，添加到裝有450 mL 白油基鉆井液體系的陳化釜中，130 ℃條件下，滾動(dòng)24 h，過直徑0.5 mm 篩布回收，用二甲苯有機(jī)溶劑清洗干凈，在105 ℃條件下，烘干稱重[15]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 油基鉆井液體系的巖屑滾動(dòng)回收率

由圖1 和表6 可知，白油基鉆井液體系對(duì)威204H47-10 井的頁巖膨脹率極低，巖屑滾動(dòng)回收率為98.7%。表明白油基鉆井液體系對(duì)該井頁巖的抑制性好，能抑制頁巖膨脹和水化分散。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

將鉆井液的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)配方成功推廣到現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，是實(shí)現(xiàn)鉆井液技術(shù)承上啟下的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)可以充分評(píng)估不同添加劑的性能、鉆井液的抑制和封堵效果等關(guān)鍵指標(biāo)。隨后，將經(jīng)過驗(yàn)證的配方應(yīng)用于實(shí)際鉆井作業(yè)中，通過持續(xù)監(jiān)測(cè)和優(yōu)化調(diào)整，確保鉆井液的穩(wěn)定性和適應(yīng)性。為此，利用具有復(fù)現(xiàn)對(duì)比優(yōu)勢(shì)的平臺(tái)井作為優(yōu)先測(cè)試平臺(tái)，以精準(zhǔn)驗(yàn)證配方優(yōu)化的有效性。

3.1 威204H47-10 井基本概況

威204H47-10 井位于四川省內(nèi)江市威遠(yuǎn)縣境內(nèi)，是一口三開井身結(jié)構(gòu)的頁巖氣開發(fā)水平井，該井主要用來龍馬溪組頁巖氣藏產(chǎn)能建設(shè)。目的層位龍馬溪組，該井設(shè)計(jì)井深6 240 m，設(shè)計(jì)水平段3 100 m，設(shè)計(jì)方位角169.16°，A 靶點(diǎn)井深3 117 m。該井實(shí)際井深6 320 m，水平段長3 210 m，打破川渝頁巖氣區(qū)塊最長水平段紀(jì)錄。

3.2 強(qiáng)封堵油基鉆井液體系現(xiàn)場(chǎng)配制

（1）膠液配制：首先在膠液罐大罐中注入20 m3白油并打開攪拌器，根據(jù)配方設(shè)計(jì)，依次加入乳化劑（5%）、降濾失劑（4%）、生石灰（4%），每種處理劑加料速度控制在50 kg/min，每種物料加完后攪拌1 h，石灰加完后攪拌2 h，然后，將預(yù)先在膠液罐小罐中配制的CaCl2水溶液，根據(jù)設(shè)計(jì)油水比注入大罐的油相中，攪拌6 h，使其充分混合。注意事項(xiàng)：保證鈣水溶液的強(qiáng)剪切混入，以保證一定的初始乳化效果（保證破乳電壓不低于100 V），防止油水膠液微界面不足導(dǎo)致乳化失敗，提前分相。

（2）鉆井液密度調(diào)控：將配制好的膠液轉(zhuǎn)入配漿罐，根據(jù)設(shè)計(jì)密度，向膠液中加入所需重晶石，配制油基鉆井液體系，加重過程需攪拌均勻。注意事項(xiàng)：加重過程中引入適量的潤濕劑，保證重晶石的潤濕反轉(zhuǎn)，保證其在油相中的初始分散效應(yīng)，避免聚結(jié)成團(tuán)影響鉆井液流變性，導(dǎo)致泵壓激動(dòng)增加地層井漏風(fēng)險(xiǎn)。

（3）封堵劑加入：在油基鉆井液鉆進(jìn)過程中，根據(jù)配方比例算好加量，向井漿中分批次加入FHXS，批次間隔控制在12 小時(shí)/次，每次加料速度控制在50 kg/循環(huán)周。注意事項(xiàng)：油溶微型纖維樹脂（FHXS）具有優(yōu)異的封堵效應(yīng)和泥餅強(qiáng)化作用，但與此同時(shí)也有一定幾率導(dǎo)致堵塞固控設(shè)備以及管線濾紙，嚴(yán)格控制加量和速率可最大程度降低風(fēng)險(xiǎn)消除此項(xiàng)隱患。

3.3 強(qiáng)封堵油基鉆井液體系現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)

（1）密度控制：根據(jù)實(shí)鉆情況，通過調(diào)入膠液量的多少，調(diào)控油基鉆井液體系密度，同時(shí)可分時(shí)間段開啟高速離心機(jī)，降低密度的同時(shí)，去除鉆井液中有害固相。

（2）乳化穩(wěn)定性調(diào)控：監(jiān)測(cè)鉆進(jìn)過程中破乳電壓情況，若破乳電壓降低，可通過向井漿中調(diào)入乳化劑、白油的方式，提高破乳電壓，保證油基鉆井液體系穩(wěn)定性。

（3）流變性調(diào)控：采用每天向油基鉆井液體系中調(diào)入膠液的手段維持鉆井液流變性；通過可視日常蒸發(fā)量和沿程損耗量來改變膠液中的油水比，更加精準(zhǔn)地調(diào)整油基鉆井液體系的流變性。

（4）堿度：若鉆井液中堿度降低，可向井漿中加入生石灰，使其堿度維持在2.3 左右，保證中和地層酸性氣體的同時(shí)維持良好的乳化劑作用。

（5）隨著水平段逐漸變長，攜砂困難，易形成巖屑床，鉆井液在滿足攜砂條件下，盡可能維持較低黏切，保證排量達(dá)到35 L/s 左右，并且可通過短起拉劃的方式破壞巖屑床。

3.4 威204H47-10 井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

威204H47-10 井三開215.9 mm 井眼段，采用川慶鉆探鉆井液技術(shù)服務(wù)公司的強(qiáng)封堵油基鉆井液體系，在井深2 613 m 轉(zhuǎn)化為白油基鉆井液體系，水平段靶區(qū)A 點(diǎn)井深3 120 m，白油基鉆井液體系使用段長3 707 m，水平段長3 210 m，完鉆井深6 320 m，刷新了川渝頁巖氣區(qū)塊最長水平段紀(jì)錄。鉆進(jìn)過程中白油基鉆井液體系的性能見表7。

表7 威204H47-10 井白油基鉆井液體系性能

由表7 可知，白油基鉆井液體系在鉆進(jìn)過程中表現(xiàn)出良好的流變性能，還具有一定的攜砂能力。在保障井眼暢通、井眼清潔的情況下，為后續(xù)的電測(cè)、通井和固井等完井作業(yè)也奠定了基礎(chǔ)。

3.5 與區(qū)塊鄰井情況對(duì)比

3.5.1 井穩(wěn)定性對(duì)比 井徑擴(kuò)大帶來的直接危害使測(cè)井曲線發(fā)生嚴(yán)重畸變，不能正確反映地層物理性質(zhì)，影響地質(zhì)解釋精度；還會(huì)降低鉆井時(shí)鉆井液的上返速度，使巖屑不易返出，引起井下復(fù)雜[16-21]；且增加固井時(shí)水泥的用量，影響固井質(zhì)量。因此，鉆井時(shí)要盡量控制井徑擴(kuò)大率（表8）。

表8 威204H47 平臺(tái)龍馬溪組井段井徑擴(kuò)大率

由表8 可以看出，采用強(qiáng)封堵油基鉆井液體系的威204H47-10 井，其平均井徑擴(kuò)大率和最大井徑擴(kuò)大率僅為3.60%、9.10%，低于該平臺(tái)其他井，說明該油基鉆井液體系具有更好的抑制性和防塌性。

3.5.2 成本對(duì)比 龍馬溪組實(shí)鉆過程中，威204H47平臺(tái)有2 口井存在不同程度的油基鉆井液體系滲漏現(xiàn)象，這無異于增加了較高的鉆井成本，浪費(fèi)了大量資源。

由表9 可以看出，采用強(qiáng)封堵油基鉆井液體系的威204H47-10 井，在整個(gè)水平段的鉆進(jìn)過程中，均未出現(xiàn)油基鉆井液體系滲漏的現(xiàn)象，未造成資源、財(cái)富的浪費(fèi)，說明采用強(qiáng)封堵油基鉆井液體系進(jìn)行水平段鉆進(jìn)能降低鉆井作業(yè)成本。

表9 威204H47 平臺(tái)龍馬溪組成本對(duì)比

4 結(jié)論

經(jīng)過配方優(yōu)化和創(chuàng)新的白油基鉆井液體系，在多元多級(jí)封堵措施的應(yīng)用方面取得了顯著突破。通過引入創(chuàng)新的“樹脂纖維+瀝青膠粒”復(fù)合措施，該液體系統(tǒng)在封堵效果方面展現(xiàn)出卓越的性能，有效阻止濾液滲入微裂縫，實(shí)現(xiàn)了地層與鉆井液的高效封隔。此外，鉆井液通過強(qiáng)化潤滑減阻和防卡性能，提升了封堵能力。在保持低黏流變性和高切攜砂能力的同時(shí)，該液體系統(tǒng)推動(dòng)了工程參數(shù)的提升，確保了井壁的穩(wěn)定和清潔?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，這一創(chuàng)新的鉆井液方案適應(yīng)了威遠(yuǎn)地區(qū)以及川渝片區(qū)水平段鉆井的特殊需求，為未來更長水平段鉆井的開展積累了獨(dú)到的經(jīng)驗(yàn)。該方案的成功推廣應(yīng)用在復(fù)雜地層鉆井領(lǐng)域展現(xiàn)了創(chuàng)新性，并為提高鉆井效率和降低風(fēng)險(xiǎn)作出了重要貢獻(xiàn)。