海相复杂层系钻井液技术
我国海相油气资源主要分布在塔里木盆地和四川盆地和滇黔桂地区等，与国外海相地层和国内陆相地层相比，我国海相油气资源具有如下地质特点：
1）国外海相沉积盆地主要为中新生代地层，我国海相碳酸盐岩层系主要是古生代地层，时代老、埋藏深。塔里木盆地和四川盆地的海相油气井大部分为超深井（井深大于6000m）。
2）我国古生代海相沉积盆地经历多期构造运动的改造，原有多类型的沉积盆地经隆升、剥蚀，遭受了强烈的改造，并在后期的盆地叠加作用下，发生重组与再造，造成储集类型多样。同时，后期成岩演化作用对碳酸盐岩储集体的改造强烈，造成海相碳酸盐岩储层非均质性强，储集空间类型多样，孔、洞、缝及其复合体发育，且经常伴随高温高压特性。
3）由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H2S、CO2等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。
（1）塔里木盆地
塔里木盆地具有深井、超深井钻井的共性难点。
1）地质构造、地层压力体系复杂，造成地层压力预测检测精度差、合理井身结构设计困难，也带来合理钻井液密度设计、井壁稳定、防漏防窜防卡等一系列困难。
2）深部盐岩层、复合盐膏层发育，面临着盐膏层钻井的一系列技术难点，如井身结构优化设计、套管强度设计、盐膏层钻井液技术、固井技术等。
3）巨厚泥页岩发育带来井壁稳定问题，如泥页岩坍塌掉块、垮塌，泥页岩蠕变缩径等。
4）深部高压低渗地层钻井面临着地层压力预测和油气层保护的世界性难题。
5）风化壳发育，碳酸盐岩储层钻井易发生裂缝溶洞性漏失。
6）部分地区存在H2S、CO2，存在钻井安全、高压防气窜问题。
（2）川东北地区
川东北地区海相、海陆交互相和陆相沉积总厚度逾万米，该地区地层以高陡构造为主要特点，地层破碎严重，形成多个大强度褶皱带。深部的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫，川东上部侏罗系地层岩性以泥岩、页岩为主，夹薄层砂岩，泥岩、页岩泥质含量高，下部灰岩地层压力高，富含腐蚀性气体，钻井过程中喷、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H2S）等复杂情况相对集中，主要表现有以下几个方面。
1）高陡构造、大倾角地层防斜打快技术难题。川东地区60%～80%构造属高陡构造，地下断层多，地层倾角一般为30°～65°（最大85°），自然造斜率较强（自然造斜率大于1°/100m）。
2）地层岩性坚硬、研磨性强，机械钻速低。该地区的地层岩石可钻性级别普遍较高，其中牙轮钻头地层可钻性级值在5级以上的约占80%以上，PDC钻头地层可钻性级值在4级以上的约占80%以上，导致机械钻速很低。
3）陆相地层易垮塌、全井漏失层段多，影响钻井速度。川东地区上部地层多为砂泥岩，砂泥岩中夹薄层页岩，钻进中容易发生水化膨胀，上部地层倾角普遍大，井眼容易发生力学不稳定。另一个特点是断层、裂缝、溶洞发育，井漏频繁，恶性漏失多，处理周期长，经济损失大。据统计，川东北地区80%以上的海相油气井在钻井过程中发生了井漏，其中严重井漏占20%～30%，恶性井漏占10%～20%。金鸡1井，全井漏失钻井液75000m3，处理井漏事故的时间超过6个月。
4）地层压力预测精度低且压力系统复杂。川东地区的大段井眼，存在多压力系统，通常要用提高钻井液密度的办法来抑制井壁坍塌，密度一般在1.40g/cm3以上，最高达2.40g/cm3。这样又增大了发生漏失的危险，造成钻井安全窗口狭窄，喷漏同层。目前，海相碳酸盐岩的地层压力预测仍是世界性难题，还没有形成有效的定量描述理论和方法，导致油气井设计（井身结构、钻井液密度等）缺乏针对性，钻井风险大。毛开1井，设计钻井液密度为1.35g/cm3，而实际达到2.2g/cm3；河坝1井，设计钻井液密度为1.65g/cm3，而实际高达2.35g/cm3。
5）埋藏深、高温高压，富含H2S和CO2。川东北地区目的层埋藏深一般为5000～6500m。由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H2S、CO2等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。普光气田H2S平均含量达14.96%，分压达6.89～10.46MPa；CO2含量达8.2%，分压达4.36～5.1MPa。毛坝4井，钻柱在短时间内发生氢脆破坏，导致全井钻具报废；2003年四川罗家16井，发生了震惊全国的“12.23”井喷事故，由于泄漏含H2S的天然气，对周围生命、财产和环境造成了极大破坏。
（3）滇黔桂地区
滇黔桂地区海相地层分布广泛，深井主要集中在贵州赤水、册亨和云南楚雄盆地三地区。井深多为4000～6000m，但所钻井较少，勘探程度低。其主要地质特点：
1）自浅至深发育多套含气层系。根据赤水地区天然气勘探的实践，共计15个层段发现有天然气显示。主力产气层为三叠系嘉陵江组，三叠系雷口坡、飞仙关组和二叠系上统（乐平统）、下统（阳新统）也不同程度产气。秧坝凹陷根据实钻和地表显示，重点产油气层位为二叠系下统茅口组，石炭系上统和泥盆系中统罗富组。楚雄盆地产油气层为三叠系舍资组、干海子组和普家村组等。
2）油气藏类型呈现多样化。目前，在这三个地区发现的油气藏类型有孔隙型、裂缝型、裂缝-孔隙型等，圈闭类型有背斜、断鼻、潜伏高、背斜+断层遮挡、砂岩透镜体等多种类型。
3）各探区地层孔隙压力不一，有的出现异常高压和异常低压等现象。楚雄盆地在井深1000～1400m范围内属异常低压带；之后属正常增压带，在1.00～1.60范围内。赤水凹陷在井深1800～2300m，即须家河组至嘉陵江组四段顶部压力系数为1.00～1.50，属升压过渡段；而以后则属于异常波动段，压力系数一般为1.10～2.10左右，但在官渡构造和旺南构造的阳新统，压力系数却高达2.85。
钻井施工难点：①赤水区块钻井所遇到的漏、喷、塌、卡、硬的问题非常突出，据15口井的不完全统计，井漏46次，井喷19井次，卡钻15井次。②楚雄盆地钻井施工难点主要为地层坚硬、井漏、井塌、井斜等复杂情况。③南盘江盆地钻井施工难点主要为二叠系栖霞组、石炭系、大塘组等复杂地层破碎、垮塌等。
滇黔桂地区海相地质、地理条件十分复杂，油气勘探程度较低，钻井难度高，单井投入大，建井周期长等。主要钻井技术难点是深井、高压井的井控技术，大裂缝和溶洞恶性漏失的封隔技术，海相硬地层的大斜度，大位移定向井和水平井钻井技术，高密度钻井液钻井提高钻井速度技术等。
5.2.3.1 地球物理勘探技术
中国南方和西部海相碳酸盐岩地区往往地形高差变化剧烈、低降速层厚度变化急剧、高陡岩层出露地表、地下复杂的逆掩推覆构造，使地震记录信噪比、分辨率低，形成对现有地震勘探技术严峻挑战，严重制约了勘探进程、地质认知程度和新的油气发现。而现有西方国家的地震数据采集和处理技术以及相应的装备与软件也主要是针对海洋勘探的，对于复杂的山地地质条件并不完全适用，具有很大的局限性和不适应性。这就要求我们必须通过自力更生来解决我们面临的问题，实现海相油气勘探开发的大发展。
（1）复杂地表条件下地震信号（噪声）形成机理研究
本项研究包括：
1）不同尺度和幅度起伏地形的地震波场响应特征。
2）粗糙地表地震波场的散射与时差效应。
3）近地表小尺度非均匀体的散射效应。
4）相干噪声与近地表结构的关系及应用。
5）高密度单点地震数字组合技术。
6）高密度单点地震高精度信号分析与去噪技术。
（2）灰岩裸露区地震波场传播规律及应用研究
本项研究包括：
1）碳酸盐岩岩石力学分析。
2）碳酸盐岩地层地震波吸收、衰减、散射效应。
3）灰岩裸露区近地表地震波场特征分析。
4）陡倾灰岩地层裸露模型地震波场传播规律。
5）灰岩裸露区不同频带地震波场传播规律与特征分析。
6）基于GIS和遥感资料的地震采集设计技术。
（3）复杂地表与构造对地震成像的影响规律研究
本项研究包括：
1）起伏地表对地震速度分析精度的影响分析。
2）近地表速度模型精度对地震成像的影响分析。
3）宏观速度模型精度对地震成像的影响分析。
4）不同偏移算法与处理流程成像结果的对比分析。
5）基于照明分析的储层地震响应振幅影响分析。
6）基于真地表复杂构造模型照明分析的观测系统设计。
7）海相碳酸盐岩地区标准模型研究。
（4）复杂地表复杂构造直接偏移成像技术研究
本项研究包括：
1）近地表速度反演及建模技术。
2）起伏地表条件下的地震速度分析技术。
3）复杂地表复杂构造偏移速度分析及速度建模技术。
4）近地表速度模型与宏观速度模型的融合技术。
5）复杂地表条件下基于波场延拓的地震波场校正技术。
6）起伏地表直接地震偏移成像技术。
7）保持振幅叠前偏移技术。
（5）碳酸盐岩储层地震响应特征分析与储层预测技术研究
本项研究包括：
1）碳酸盐岩岩石物理特征分析。
2）碳酸盐岩典型模型建立。
3）储层响应特征分析。
4）储层流体识别与分析。
5）地震响应的等值性/多解性分析。
6）碳酸盐岩礁滩孔隙、溶蚀裂缝储层地震预测技术研究。
7）复杂缝洞型碳酸盐岩储层地震精细描述技术研究。
8）参数优化和多参数综合聚类技术研究。
（6）其他相关技术的研究
其他相关技术的研究，例如：
1）重磁勘探技术在低信噪比地区的应用研究。
2）电磁勘探技术在近地表调查中的应用研究。
3）利用井-地电磁法圈定油藏边界的应用研究等。
5.2.3.2 中国石化海相层系钻井及相应工程技术
（1）油气井井筒关键技术
由于中国石化海相层系勘探目的层深，许多地区为高陡构造，地层可钻性较差，同时中古生界海相层系为中、新生界的覆盖，主要目的层位深度较大，因此对测试仪器及技术提出较高的要求，针对高温、高压、高含硫环境的测试仪器需进一步的改进与攻关，要求钻探工程能够克服上述难题，钻探还需继续加强攻关力度。地层压力和地应力预测的精度低，合理井身结构的优化难度大；缺乏有效的高陡构造高效防斜打快技术，复杂深井超深井上部大眼井段和深部小眼井段钻井速度比较慢；没有自主研发的高温高压环境下的井眼轨迹测量控制仪器及井下工具；井身结构复杂，长裸眼、小间隙、高密度条件下的固井技术亟待完善；地层裂缝发育，同裸眼井段存在多套地层压力系统，有效处理同时发生“喷漏”事故的技术手段缺乏；气层压力高，富含硫化氢等有毒及腐蚀性气体，对井控技术、钻井液体系和装备、工具的要求高，针对海相碳酸盐岩层系深度较大、高温、高压、高含硫环境的地质条件进行钻井、测试技术系列的攻关，形成海相超深井提高机械钻速技术、深井固井技术、不同压力系统下的油气层保护技术攻关、超深井地层压力预测检测技术、防斜打直优快钻井技术、超深井钻井工艺技术等。
（2）碳酸盐岩储层保护技术
这项技术包括：
1）海相油气藏损害的室内评价方法研究。
2）海相油气藏损害机理（如气藏水锁、裂缝性储层应力敏感等）研究。
3）海相储层裂缝宽度分布与预测研究。
4）保护海相油气藏储层钻井液体系、配方及性能参数等入井液研究。
5）保护海相油气藏的暂堵及解堵工艺措施研究。
6）现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案的确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等工艺研究。
（3）碳酸盐岩储层改造技术
1）地层参数优选评价技术，研究海相碳酸盐岩油藏的地质特征、岩石力学特征、天然裂缝发育状况和地应力分布情况。分析钻井、中途测试、录井、测井、岩石力学实验等成果资料，对储层物性参数和岩石力学参数进行定量评价和参数优选研究，同时预测酸压施工的破裂压力、酸压规模、酸液效率，最终形成一套科学、定量的海相碳酸盐岩储层分析、评价方法，并建立海相碳酸盐岩储层改造的地层参数评价标准。
2）抗高温压裂液、酸液优化研究，开发并优化形成适合于海相碳酸盐岩储层的耐高温（160～180℃）、低摩阻、低伤害压裂液体系和耐高温（160～180℃）、低摩阻、低伤害、长作用距离的低腐蚀性酸液体系，形成现场可用的高效压裂液和酸液体系。
3）储层改造工艺技术研究，通过理论分析和室内模拟试验，研究海相碳酸盐岩储层裂缝延伸机理和控制缝高方法；针对高温、高压、长井段的碳酸盐岩储层体系，优化射孔井段和射孔参数，研究长井段的分段改造工具及工艺技术，实现多级分层酸压管柱，达到一趟管柱分压三至四段的分层改造目的，能够做到在中途或完井测试完毕后可以直接进行改造并投入生产的一体化管柱技术。
4）应用油藏工程理论，采用全三维、拟三维压裂设计软件优化酸压施工设计，确定施工最优参数。研究压裂施工过程中井下压力和温度诊断、微地震、倾斜仪、试井解释等技术方法，优选适合海相碳酸盐岩酸压措施的裂缝动态监测及压后评价技术，对酸压施工过程中裂缝方位、几何参数及压后的施工效果进行及时、准确的评价和解释。
（4）测井工程技术
从原始创新、集成创新到形成适应海相碳酸盐岩层系复杂地质条件下的钻井、储层保护与改造、测井技术系列，是实现海相碳酸盐岩层系油气勘探新突破、实现资源战略接替的关键。
我国海相地层分布区域广阔，钻探难度大，主要表现是深处的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫以及高陡构造，而且地层可钻性差、井眼稳定性差。在海相地层钻探施工中遇到的主要问题是：①地层疏松、破碎、溶洞多、裂缝发育，产层多、产量高、压力系统复杂，造成井漏频繁且垮塌严重；②膏盐层的存在给钻井工作带来很大的困难；③海相地层埋藏深，高温高压给钻井液带来抗高温技术和高密度钻井液问题。
3.3.6.1 防漏堵漏技术
多年的勘探实践表明，在海相地层的钻探施工中常常钻遇漏失问题，部分井严重漏失。以四川盆地为例（为我国比较典型的海相沉积地层），钻探时整个盆地均存在不同程度的井漏，统计结果表明，中国石化川东北探区的井漏发生率为80%。从发生井漏的数量看，海相地层以嘉陵江组和飞仙关组为较多，但陆相地层和海相地层在漏失的处理上有很大区别，陆相地层以单纯漏失为主，海相地层多为喷漏同层。这也决定了川东北地区陆相和海相地层在防漏和堵漏技术上有着很大区别。
（1）海相地层漏失特点
1）覆盖型海相地层漏失。川东北地区海相地层大多覆盖有厚度为2000～5000m不等的陆相地层，这类井漏主要是小溶蚀孔洞与裂缝连通引起，一旦提高钻井液密度便会发生严重漏失，严重时失返。
2）海相地层直接暴露于地表（雷口坡组出露于地表）。这种地层一般均会发生非常严重的漏失，处理难度也极大，比较典型的如近期完成的金鸡1井和早期完成的大天8井等，这主要是由于碳酸盐岩长期受到地表水的溶蚀和风化作用，形成以溶洞和大裂缝为主的漏失通道。
3）海相灰岩沉积地层的裂缝型漏失。以飞仙关组的漏失比较典型，程度亦比较严重，而在长兴组及其以下地层，由于受套管程序限制，多为不同压力系统之间的失衡性漏失，以压裂性或诱导性漏失为主。
（2）海相地层防漏措施
根据现场实践经验，进入海相地层以后，除应在作业工艺上遵循一般的防漏规则外，还应注意做到以下几点：
1）在设计和选用钻井液密度时，应使钻井液静液柱压力低于地层破裂压力或漏失压力，但要高于地层孔隙压力，在防止井漏的同时防止井喷。对于漏失压力较低的薄弱地层，可有计划地进行人工封堵以提高其承压能力，之后谨慎提高密度恢复钻进。
2）钻进渗透性较好的海相地层时，应适当提高钻井液的黏度和切力，降低滤失量，提高泥饼质量，增强造壁和护壁能力，这样可以提高地层的漏失压力，减少漏失量。
3）堵漏或承压作业结束后加重钻井液时，应根据井下情况逐渐增加钻井液密度，使承压能力较低的井段对钻井液液柱压力有一个逐渐适应的过程。
4）石灰岩裂缝发育带、溶蚀孔洞集中带等容易发生漏失，而且这类地层大多是很好的油气储层，容易出现钻井液密度稍高则漏、稍低则涌的情况，现场堵漏困难很大，实际作业中应尽可能采用平衡压力工艺小心穿过漏层，再以人工承压方式设法提高易漏层的承压能力。
5）海相地层埋藏较深，在6000m以深的超深井井身结构中，下部井眼多以Φ149.2mm钻头完成。在这种条件下使用高密度钻井液时，在保证有效悬浮加重剂前提下，尽可能降低钻井液动切力和静切力，以降低环空流动阻力。
6）钻进海相地层时，在确保钻井液流变性能良好的前提下，应适当加入部分具有封堵、成膜、填充效应的功能性材料，如各种微细纤维、非渗透剂和具有微裂隙弥合功能的涂敷性材料等，以提高泥饼的护壁防漏能力。
（3）海相地层堵漏技术
海相地层的漏失比较普遍，以川东北地区为例，该地区几乎涉及所有类型的漏失，施工作业时也采用了各种堵漏技术，主要包括：①随钻堵漏技术；②桥浆间隙关挤复合堵漏技术；③无渗透承压封堵技术；④桥浆+MTC堵漏技术；⑤低密度中（高）强度膨胀型堵漏工艺技术；⑥投料注塞堵漏技术；⑦凝胶+MTC+水泥复合堵漏技术；⑧高膨胀吸水树脂堵漏；⑨胶凝坂土+桥浆复合堵漏技术；⑩静止堵漏技术；⑪清水强钻解除井漏技术；⑫水泥堵漏技术。综合近年来堵漏技术的应用情况，上述12种堵漏技术在海相地层全部进行过试用，也均见到了一定的效果，但没有哪一种方法能够成功的处理大部分的漏失，这主要是由于海相地层漏失情况比较复杂，而已经投入使用的各种堵漏技术均有很多局限性，每一种技术只适应部分漏失的封堵。综合已完成井的堵漏经验，认为在海相地层钻进遇到漏失时应优先选用以下堵漏方案。
1）以无渗透承压封堵剂进行堵漏。这种技术比较适合于封堵海相地层的微裂隙和溶孔性漏失地层，能够在有效保护储层的前提下封堵漏失层，并能够提高地层承压能力，川东北地区的毛坝4井、矿3井、龙17井、大田1井等均进行过实际应用。
2）高滤失量浆液堵漏。已经使用过的堵漏用高滤失量浆液的配方有如下几种：①（膨润土含量45～60kg/m3）+1.5kg/m3石灰+140kg/m3（硅藻土粉与石棉粉（粒度细于60目）的混合物，配比为2∶1）+15kg/m3云母（60目以细）+15kg/m3核桃壳（40～60目）+10kg/m3锯末（40～60目）+3kg/m3皮革屑。该配方推荐用于处理渗透性漏失；②预水化膨润土泥浆（膨润土含量30～45kg/m3）+1.5kg/m3石灰+140kg/m3硅藻土粉（石灰石粉）+25kg/m3颗粒状材料（核桃壳粉等）+10kg/m3术屑或甘蔗渣（20～40目）+3kg/m3纸屑+8kg/m3塑料片，该配方推荐用于处理部分漏失；③预水化膨润土泥浆（膨润土含量30～45kg/m3）+1.5kg/m3石灰+140kg/m3硅藻土粉（石灰石粉）+25kg/m3颗粒状材料（核桃壳粉6～12目）+8kg/m3木屑或甘蔗渣（粗—中）+3kg/m3纸屑+8kg/m3塑料片，该配方推荐用于处理完全失返性漏失。
3）低密度中—高强度膨胀型堵漏工艺技术。这种堵漏技术主要用于封堵大裂缝、大通道等漏失井段，适合于对严重漏失地层封堵后进行井壁加固，并对破碎漏失地层具有一定的胶结作用，处理后的漏失层具有一定的承压能力。金鸡1井雷口坡组306～1500m井段的大溶洞、大裂缝堵漏即使用了该技术，实践证明效果较好。
4）高膨胀吸水树脂堵漏技术。高膨胀吸水树脂堵漏工艺技术应用较为广泛，可用于处理各种类型的漏失，该技术实施的关键是树脂颗粒与漏失通道的匹配是否合理，颗粒太大时无法有效进入漏失通道，颗粒太小又不能有效停留在漏失通道中，均不容易见到效果，这也是该技术实施的主要难点所在。
5）桥塞堵漏技术。桥塞堵漏是利用不同形状、尺寸的惰性材料，以合理配比混于钻井液中直接注入漏层的一种堵漏方法。其中刚性颗粒在漏失孔道中起架桥和支撑作用，不同的刚性颗粒可以在不同尺寸裂缝孔道中起到架桥和支撑作用。柔性颗粒容易变形，利于架桥和充填，因而最大粒径可以大于裂缝宽度。关键在于架桥颗粒与漏失通道的匹配以及各种颗粒配伍是否合理。
6）复合化学剂堵漏技术。比较常用的化学剂堵漏方法是聚丙烯酰胺絮凝物+交联物堵漏，该工艺以聚丙烯酰胺作为主要絮凝剂，使用时加入到钻井液或水泥浆中，可以加速固相颗粒的凝聚过程，当堵漏浆液进入漏失通道时，固相颗粒快速絮凝并将水分挤出，形成可压缩性良好的棉絮状类纤维物质，能有效填塞孔道。根据漏层性质，聚丙烯酰胺堵漏浆液的成分可以任意调整。常用配方有以下两种：①水+（10%～15%）膨润土+（0.2%～0.5%）聚丙烯酰胺（或水解聚丙烯酰胺）+（2%～3%）胶体磺化沥青+重晶石配成胶凝稠浆，挤入漏层后在孔喉或微裂缝处形成堵塞；②聚丙烯酰胺+重铬酸钾和硫代硫酸钠等配成黏弹性凝胶堵剂。该剂胶凝时间可调，无卡钻危险。
7）复合化学活性物质堵漏。比较常用的堵漏方案为清水670kg+抗盐土75kg/m3+烧碱6kg/m3+纯碱6kg/m3+聚合物6kg/m3+氯化钠340kg/m3+狄塞尔160～200kg/m3+核桃壳粉100～130kg/m3+蚌壳渣120～150kg/m3+加重剂，密度可以在1.30～2.10kg/L调节。也可以根据漏层情况加入适量中细纤维等，保持滤失量100ml，黏度80s以上，泵至漏失井段挤入漏层4～10m3，静止24h堵漏。
8）裸眼井段出现高、低压层共存情况时，如果高压层位比较明确，则在钻开高压层之前对裸眼井段进行人工承压作业，并采取相应措施提高地层承压能力；如果高压层属于突然打开，则应在确保井控安全的前提下向漏失层位注堵漏浆，可以采用平推或反挤工艺注堵漏液，尽可能提高漏失层段承压能力。
9）膨胀管堵漏技术。可针对各种大型漏失层，其应用条件是漏失层位要准确，且已确认钻穿了漏失层。
（4）应用情况
1）川东北地区黑池1井。黑池1井自下沙溪庙组到嘉陵江组均存在比较明显的漏失，其中以须家河组地层的漏失最为严重，共发生井漏60次，漏失钻井液3342m3。其中海相地层嘉陵江组发生井漏3次，漏失钻井液213.9m3，属于自然漏失量较高地层。引起漏失的主要原因有：①裂缝发育，连通性好，张开程度大小不等；②该井地处高陡构造，破碎地层较多，承压能力低；③地层岩性变化大，夹层多，交界处完整性差。该井发生漏失以后，曾采用以下几种技术手段进行处理，取得了一定的效果：
A.桥塞堵漏。配伍组合为40～120kg/m3FDL（复合堵漏剂）+40～80kg/m3SDL（随钻堵漏剂）+40～80kg/m3DF（单向压力封闭剂）+40～80kg/m3核桃壳（2～9mm）+20～60kg/m3碳酸钙（CaCO3），采用惰性材料配伍方案进行封堵以后可以达到快速止漏，但钻进时容易发生重复性漏失，效果不稳定，不利于提高施工效率。
B.利用超低渗透钻井液进行封闭堵漏承压。即不添加任何常规堵漏材料，只凭借非渗透剂的特殊物理化学特性对地层裂缝进行封堵，实践表明，这种作业技术对比较小的漏失特别是对于渗透性漏失效果特别明显，但不适合封堵大裂缝性漏失层，即便是完成了封堵过程，效果也不稳定，很容易再次漏失。
C.无渗透+桥堵复合封堵方案。将桥堵技术与无渗透技术结合，通过长时间憋压，将弹性堵漏材料挤入地层裂缝中，同时利用无渗透承压封堵漏剂在井壁形成非渗膜，最终达到堵漏目的。由于该井漏层多、分布段长，这种作业方案同样没能达到提高承压能力至1.60kg/1的要求。
D.采用低密度膨胀型堵漏材料处理井漏。主要参考配伍方案为：23kg/m3MV-1+18kg/m3SD-HV+23kg/m3SD-ST+16kg/m3SD-D+23kg/m3SD-A+11.5kg/m3SD-R+11.5kg/m3MF-1+295kg/m3MF-2+34kg/m3FDL+23kg/m3核桃壳+182kg/m3水泥，配制好以后的堵漏液其漏斗黏度330s。经过两次挤注候凝，使地层承压能力由1.50kg/L提高至1.61kg/L，取得了一定效果。
E.水泥堵漏。该井三开上部井段进行了5次注水泥承压施工，将地层承压能力由1.40kg/1提高至1.70kg/L，效果较为明显，但现场情况表明，以该方案进一步提高承压能力显然不现实。
2）塔深1井。塔深1井为布于我国西部塔河油田的一口特深井，正常钻至井深6237.4m发生井漏，至6800m（四开中完）采取多种堵漏方法进行堵漏施工14次，效果不明显，期间共计漏失钻井液5624.5m3。后采用低强度膨胀型堵漏技术、中强度膨胀型堵漏技术分别对6633.1～6130m、6317～6130m井段进行封堵承压，最终使漏失井段由原来的不能承压到承压7.4MPa，并顺利固井。施工时采用的低强度和中强度膨胀型堵漏配方如下：
A.低稠化度堵漏浆配方。以现场的高矿化度水与井浆以2∶1混合，按照下列配方配制堵漏液：5～20kg/m3SD-D（密度调节剂）+20～30kg/m3SD-A（低密度油层保护剂）+10～20kg/m3SD-R（流型调节剂）+10～20kg/m3低密度提黏剂+20～30kg/m3SD-V（高效提黏剂）+20～30kg/m3SD-HV（填充加固剂MF-1）+50～60kg/m3MF-2（填充加固剂）+200～300kg/m3SF-1（悬浮稳定剂）+20～30kg/m3棉子皮+10～20kg/m3锯末+20～30kg/m3云母（可根据现场搅拌情况灵活掌握）。
B.中稠化度堵漏浆配方。以现场高矿化度水与井浆以5∶1混合，按照下列配方配制堵漏液：5～20kg/m3SD-D（密度调节剂）+20～30kg/m3SD-A（低密度油层保护剂）+10～20kg/m3SD-R（流型调节剂）+10～20kg/m3SD-V（低密度提黏剂）+10～20kg/m3SD-HV（高效提黏剂）+10～20kg/m3MF-1（填充加固剂）+50～60kg/m3MF-2（填充加固剂）+600～800kg/m3SF-1（悬浮稳定剂）+10～20kg/m3棉子皮+20～30kg/m3锯末+30～40kg/m3云母。
实践证明，该项技术具有低密度膨胀型堵漏技术很强封堵能力和填充加固能力，能够有效的提高地层堵漏承压能力，适合于高温超深井裂缝、溶洞地层的堵漏施工，作业时安全性较好，成功率较高。
3.3.6.2 高密度钻井液技术
在川东北、滇黔桂等地区的钻探施工作业中，进入海相地层以后多遇到高压天然气层，为了平衡地层压力，在揭开气层前必须提高钻井液密度，以控制井口，保证安全钻进。使用较高密度的钻井液，不仅严重影响机械钻速，而且更困难的是高密度体系的维护。
（1）高密度钻井液技术的难点
1）高温高密度下钻井液流变性控制困难。但当密度高于2.00kg/L以后流变性能的维护开始变得复杂，如赤水区块官渡、旺隆构造二叠系阳新统存在压力系数为2.85的超高压地层，需使用2.92～3.00kg/L的超高密度钻井液，此时钻井液流变性与沉降稳定性之间的矛盾将难以调和，显然，解决好高密度钻井液的流变性和沉降稳定性之间的矛盾是超高密度钻井液研究成功的技术关键。
2）摩阻大。海相地层井径扩大率相对较小，个别高渗井段还会因厚泥饼而形成假缩径效应，这些现象将使井眼环空水力状况趋于恶化。高密度体系循环阻力大，排量难以提高，操作难度很大。
3）流型调节剂的选择困难。随着密度的不断提高，处理剂的作用效果会明显降低，比较突出的问题是现场难于选择比较合理的稀释剂。通常情况下，稀释剂的稀释剂效果会随着钻井液体系固相含量的升高而降低，由于高密度体系固相体积分数一般均高于30%，常规稀释剂效果很差，必须使用高效稀释剂。
4）固控难度大。密度越高，固控设备的使用越受到限制。通常情况下，当钻井液密度高于1.50kg/L以后即基本停用离心机，很多时候除泥器的使用效率也很低，这种情况对于密度不高于1.80kg/L的中等密度钻井液体系尚不至于造成太大的影响，但当密度高于2.00kg/L以后，由于劣质固相不能得到及时清除，会使体系性能很快变坏。
5）高密度体系合理固相容量的确定比较困难。一般来说，高密度体系中固相成分以加重材料为主，同时混杂有部分低密度固相（劣质固相），但加重材料和低密度固相二者的比例保持在何种水平最经济，是一个较难合理确定的问题。这主要是由于高密度条件下固控设备分离效率大大降低，并且使用离心机（一般仅配一台）会损失大量的加重材料，使钻井液成本和维护工作量大大增加，而且易造成钻井液性能波动。
（2）高密度钻井液体系的维护
组成高密度体系的固相组分概括起来有如下几种：①膨润土；②化学处理剂；③重晶石；④钻屑；⑤可溶性盐；⑥砂粒。其中膨润土、化学处理剂和重晶石称为有用固相，而钻屑和砂粒为无用固相。各种固相成分的数学分析方法如下：
1）非加重钻井液固相含量分析：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：Sl为非加重钻井液总固相分数，%；ρm为非加重钻井液密度，kg/L。
2）不含有可溶性盐的加重钻井液固相分析：
不含有可溶性盐时的低密度固相含量：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：Sm为体系总固相分数，%；ρh为高密度固相（加重剂）密度，g/cm3；
ρg为低密度固相（劣质固相、坂土）密度，g/cm3，一般取2.6g/cm3。
不含有可溶性盐时的高密度固相含量：
中国海相油气勘探理论技术与实践
中国海相油气勘探理论技术与实践
3）含有可溶性盐的加重钻井液固相分析：
含有可溶性盐的液相密度（修正数值）：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：ρsw为含有可溶性盐的液相密度，kg/L；ρw为纯水密度，一般取1.000kg/L；CC1为液相中的Cl含量，mg/L。
含有可溶性盐的液相含量（修正数值）：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：Vsl为含有可溶性盐的液相分数，%；Vsw为以蒸馏方式测定出的液相（水）分数，%；
Vo为蒸馏液相中油的体积分数，%。
中国海相油气勘探理论技术与实践
含有可溶盐体系中低密度固相分数：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：ρm为钻井液密度，kg/L；ρo为油密度，一般取0.84kg/L；Sm为体系总固相分数，%。
含有可溶盐体系中高密度固相分数：
中国海相油气勘探理论技术与实践
4）钻井液体系中含有多种无机盐时固相含量的精确计算。
对非加重体系其总固相分数为：
中国海相油气勘探理论技术与实践
对于加重体系其低密度固相分数为：
中国海相油气勘探理论技术与实践
体系中高密度固相分数为：
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：Cf为校正系数，可表示为
中国海相油气勘探理论技术与实践
符号说明：ρa为含有多种无机盐时的水相密度，可由实验或相关手册查得，kg/L；Ww为含盐滤液中纯水的重量分数，%；fw为体系中纯水的体积分数，%；fo为体系中油的体积分数，%；fg为体系中低密度固相的体积分数，%；ρh为加重材料的密度，kg/L；ρo为体系中油（一般按柴油计）的密度，kg/L；ρm为钻井液体系的密度，kg/L；fh为体系中加重剂的体积分数，%。
5）膨润土含量的校正。
钻井液中低密度固相的平均CEC值（毫克当量/100g）
中国海相油气勘探理论技术与实践
式中：SB校正为校正后膨润土体积分数，%；Ck为与MBT采用单位有关的系数，当采用法定计量单位时，Ck=0.3505；MBT为钻井液亚甲基蓝坂土含量，g/L；其余符号同上。
这时可以精确的计算出体系中的钻屑含量（体积分数）为Sd=Ssg-SB校正。
一般来说，水基高密度钻井液中低密度固相体积分数不超过不应高于6%，其中的膨润土应占到2%～3%，钻屑约占3%～4%，这样基本可以使钻井液具有较好的流变性和稳定性。
当搞清楚了高密度钻井液体系中各种固相的相对含量以后，即可制订合理的维护处理方案，这可以遵循以下原则：
A.根据体系中钻屑含量决定是否使用离心机，当钻屑体积分数高于5%时，必须要开动离心机，除非以置换方式进行钻井液的维护时其经济性好于机械清除方式，否则应立即使用离心机。建议配置双离心机（所谓双离心机应用是指第一台是重晶石回收离心机，第二台是高速离心机，其转速为2500～3300r/min；第一台排出的固相（重晶石）回到循环系统中，液相进入高速离心机分离低密度固相，液相回收到系统中再利用）。
B.如果高密度体系流变性能变差，应检查膨润土含量是否合理，当膨润土含量高于低密度固相含量的30%时，应考虑使用离心机或采取部分置换方式维护钻井液。
C.视膨润土体积分数决定是否使用聚合物降滤失剂胶液，在钻井液总固相体积分数中，如果膨润土体积分数高于0.5%时，建议停止使用聚合物降滤失剂胶液，以免增大液相黏度，增加流动阻力。
D.根据低密度固相分数决定是否使用润滑剂，当低密度固相分数高于8%时，应当首先降低含量，之后再加入润滑材料，以使润滑剂获得最佳效果，并尽量减小界面阻力。
E根据低密度固相分析结果确定胶液维护量和胶液配伍方案，并根据低密度固相分数的变化合理调节维护量和各种助剂的配伍量，以收到尽可能好的处理效果。
（3）应用情况
1）官3井：该井位于四川盆地赤水凹陷官渡构造，使用密度为2.30kg/L钻井液钻至井深3800m发生井涌，关井求压测得地层压力系数2.85，需使用密度为2.92～3.00kg/L的钻井液施工。现场施工过程如下：配制密度2.92kg/L的钻井液，替出井眼中密度为2.60kg/L的钻井液准备钻进，循环时发现井下发生漏失，漏失速度10～12m3/h。分析认为井下漏失是由于钻井液密度太大，加之循环压力很高使泥页岩地层压裂所致，但停泵后由于循环压力消失，钻井液发生回吐，后将密度调整至2.80kg/L漏失停止。为减少井下漏失，现场决定采用密度2.70～2.80kg/L的钻井液钻进，但钻进中发现当密度小于2.75kg/L时，无法平衡东平组二段高压盐水层，出现井下复杂情况。因此，钻进至井深3871.5m后将密度调至2.80～2.85kg/L钻进，至井深3973m完钻，顺利钻进164m。
2）河坝1井：该井在钻至嘉陵江组2段（4481.88～4523.86m）遇异常高压气层，以密度2.14kg/L钻井液方可压稳，测试地层压力93.64MPa，作业时密度最高达到2.40kg/L。针对高密度体系的技术难点，现场采用能够满足设计要求的聚硅醇抗钙防塌钻井液体系，该体系具有一定的封堵能力，可在一定程度上降低漏喷同存技术困难。提高密度以后，现场主要采取了以下技术措施保持体系的稳定：①严格控制体系中的MBT含量和低密度固相含量，钻进时保持坂土含量10～20g/L；②提高钻井液抗温、抗污染能力，深井阶段选用抗高温抗饱和盐水的降失水剂SD-102、FT-1、SPNH、SPC-Ⅱ、SD-202提高体系的抗高温抗污染能力；③改善高温高压泥饼质量，提高滤液黏度，降低滤失量和稳定悬浮能力；④加足润滑剂，防止高密度情况下的压差卡钻。
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