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摘要：自2012年以来，胜利油田加大力度开展非常规钻井，开发页岩油气藏。桩129-1HF是桩西油田布置的第一口非常规水平井，开钻前，我们对桩西堤坝区域完成井的地质资料、钻井资料进行细致的调研，进行专家会商，制定了详尽的钻井液施工方案。从钻井液设计到方案实施做了大量的基础工作，使得各个钻井工序施工顺利正常。
关键词：非常规 钻井液设计 强抑制体系 复合润滑
二、施工的重点、难点及预案
本井前期加足胶液，用好全部固控设备，保持基浆密度1.12-1.13g/cm3。将MBT值控制到最理想状态。
严格控制钻井液粘切至设计数值，防止糊井眼，造成起下钻遇阻、遇卡。
进入东营组后，钻井液防塌是大位移井成功的关键。自斜深3000米（垂深2550米）开始加足抗高温降失水材料、防塌材料，转化成抗高温聚磺防塌润滑钻井液体系，至3150米（垂深2630米）降低HTHPWL<15ml（150℃）；
本井属于大位移定向井，钻井液形成优质泥饼和钻井液高效润滑是钻井安全的重要保证，按设计要求加足原油、润滑剂及其它润滑材料，降低钻井液泥饼滑块式摩擦系数小于0.02。
根据井身轨迹，在不同井段，使钻井液流型满足各井段携沙要求，配合短起下钻井工程技术，保持井眼清洁。
三开后，尽量提高钻井液抗高温性能，定期补充抗高温降失水材料、防塌材料。进入沙河街组前（4500米）降低至HTHPWL<12ml（150℃）；APIWL=3-4ml。进入水平段前（4677米）降低至HTHPWL<10ml（150℃）；APIWL=2-3ml。
进入沙河街组（4500米）调整钻井液密度至设计范围内，按设计逐渐提高钻井液密度。
三开后，原油含量达到极值后，以润滑剂为主，尽量降低钻具摩阻和扭矩在允许范围内，保证安全钻井。
桩147-平1井钻至4852米，下钻遇阻4658米，沙河街井塌所致划眼。本井4500米进沙河街，大位移（3400米）、大井斜（91°）防塌非常重要，在提高钻井液抗高温封堵防塌性能，同时要增强钻井液携砂能力。
三、分段技术措施
㈠导眼（0—51米*660mm）
⑴要求在开钻前，提前配浆充分水化好。要求密度：1.05g/cm3，粘度45秒以上。
⑵在施工中，根据实际情况，加入纯碱、烧碱、增粘剂，调整性能为密度： 1.05-1.10g/cm3；漏斗粘度：45-50S。
⑶钻完进尺后大排量循环干净后，搞好短起下钻，用增粘剂配制粘度60-70S稠浆封井，下导管。
㈡一开（51-1552米*444.5mm）
⑴小循环钻完水泥塞见进尺100米后改成清水大循环，800米改成双路循环，900米改成小循环。聚丙烯酰胺胶液混入大循环池，絮凝沉淀粘土。
⑶1100米定性处理，性能：密度1.13g/cm3、粘度35-45秒。药品量要足，使钻井液成型。1200米起钻前先搞短起下，循环干净。用增粘剂封井500m，粘度70-80秒。
⑷定向时处理2次，达到设计性能。同时混入8-10%原油，控制摩阻。
⑸表层完钻后先搞短起下，循环干净。用塑料球封井段1000-1552米，加增粘剂提粘度70-80秒，确保表层套管顺利下入。
㈢二开（1552-3802米*444.5mm）
1、1552-2700米*311.2mm（明化镇-馆陶组）
⑴二开后，开启全部固控设备；控制自然密度≤1.13g/cm3。
⑵加足聚合物，含量0.5-0.6%，满足强抑制钻井液体系要求。
⑶上部地层尽量低粘、低切，使井眼有一定的扩大率。
⑷每次混原油都要处理钻井液，利于原油乳化，原油含量升高到12-15%。
2、2700-3802米*311.2mm（馆陶组-东营组）
⑴3000米以前可以把API失水稍放开些，10-5ml即可。
⑵3000米后，进入东营组中部开始转化钻井液体系为强抑制（封堵）润滑钻井液。至3150米一次性转化完成，降低HTHPWL<15ml（150℃）；
⑶用胶液维护钻井液，控制钻井液流变性能。
⑷钻井液体系转化完成后，开始逐步提高钻井液密度，技套完钻前达到1.25 g/cm3，注意加重梯度每周0.03 g/cm3。同时要跟入胶液。
⑸二开井段，根据井下需要混入原油，含量达到12-15%，控制滑块式摩阻系数小于0.02
⑹当原油加量达到极值时，要增加润滑剂复合润滑，含量5%以上。达到降摩阻、扭矩的目的。
3、中间技套电测：
2、4500-5560米*215.9mm（沙一段-沙二段）
⑴本段加强座岗观察，按设计逐渐提高钻井液密度，上限为1.55g/cm3做好防喷工作，加重要均匀。
⑵4500米进入沙河街组前降低HTHPWL<10ml（150℃）；
⑶进入沙河街组要增强钻井液抑制性，防塌非常重要，加入抑制性强、封堵性强的钻井液材料，预防因井塌造成起下钻遇阻、划眼等复杂情况的发生。
⑷本段要逐步提高钻井液粘切，一是减少钻井液对井壁的冲蚀，二是提高钻井液悬浮携带能力。
⑸本段钻井后期，要通过短起下钻情况来判断井下是否正常，随时根据井下情况需要调整钻井液处理方案，调整钻井液流变性能、润滑性能、防塌性能。
⑹如果出现井塌，划眼时以提高钻井液粘切为主，振动筛上能出现被钻头破碎的小掉块，划眼进展较快，说明钻井液粘切已满足划眼要求。千万不能降低粘切冲刷，防止硬卡。
四、结论：
1、以上钻井液技术方案与现场实施基本相符，说明非常规钻井液设计与实际操作贴合率较高。
2、桩129-1HF钻井施工攻克了多项钻井技术难题，已临近完钻阶段，完井后还有许多经验教训需要归纳总结。
参考文献
[1] 徐同台等.21世纪初国外钻井液和完井液技术.北京：石油工业出版社，2004：16-19.
[2] 蒋希文.钻井事故与复杂问题，2004：69-76.
关键词：非常规 钻井液设计 强抑制体系 复合润滑
二、施工的重点、难点及预案
本井前期加足胶液，用好全部固控设备，保持基浆密度1.12-1.13g/cm3。将MBT值控制到最理想状态。
严格控制钻井液粘切至设计数值，防止糊井眼，造成起下钻遇阻、遇卡。
进入东营组后，钻井液防塌是大位移井成功的关键。自斜深3000米（垂深2550米）开始加足抗高温降失水材料、防塌材料，转化成抗高温聚磺防塌润滑钻井液体系，至3150米（垂深2630米）降低HTHPWL<15ml（150℃）；
本井属于大位移定向井，钻井液形成优质泥饼和钻井液高效润滑是钻井安全的重要保证，按设计要求加足原油、润滑剂及其它润滑材料，降低钻井液泥饼滑块式摩擦系数小于0.02。
根据井身轨迹，在不同井段，使钻井液流型满足各井段携沙要求，配合短起下钻井工程技术，保持井眼清洁。
三开后，尽量提高钻井液抗高温性能，定期补充抗高温降失水材料、防塌材料。进入沙河街组前（4500米）降低至HTHPWL<12ml（150℃）；APIWL=3-4ml。进入水平段前（4677米）降低至HTHPWL<10ml（150℃）；APIWL=2-3ml。
进入沙河街组（4500米）调整钻井液密度至设计范围内，按设计逐渐提高钻井液密度。
三开后，原油含量达到极值后，以润滑剂为主，尽量降低钻具摩阻和扭矩在允许范围内，保证安全钻井。
桩147-平1井钻至4852米，下钻遇阻4658米，沙河街井塌所致划眼。本井4500米进沙河街，大位移（3400米）、大井斜（91°）防塌非常重要，在提高钻井液抗高温封堵防塌性能，同时要增强钻井液携砂能力。
三、分段技术措施
㈠导眼（0—51米*660mm）
⑴要求在开钻前，提前配浆充分水化好。要求密度：1.05g/cm3，粘度45秒以上。
⑵在施工中，根据实际情况，加入纯碱、烧碱、增粘剂，调整性能为密度： 1.05-1.10g/cm3；漏斗粘度：45-50S。
⑶钻完进尺后大排量循环干净后，搞好短起下钻，用增粘剂配制粘度60-70S稠浆封井，下导管。
㈡一开（51-1552米*444.5mm）
⑴小循环钻完水泥塞见进尺100米后改成清水大循环，800米改成双路循环，900米改成小循环。聚丙烯酰胺胶液混入大循环池，絮凝沉淀粘土。
⑶1100米定性处理，性能：密度1.13g/cm3、粘度35-45秒。药品量要足，使钻井液成型。1200米起钻前先搞短起下，循环干净。用增粘剂封井500m，粘度70-80秒。
⑷定向时处理2次，达到设计性能。同时混入8-10%原油，控制摩阻。
⑸表层完钻后先搞短起下，循环干净。用塑料球封井段1000-1552米，加增粘剂提粘度70-80秒，确保表层套管顺利下入。
㈢二开（1552-3802米*444.5mm）
1、1552-2700米*311.2mm（明化镇-馆陶组）
⑴二开后，开启全部固控设备；控制自然密度≤1.13g/cm3。
⑵加足聚合物，含量0.5-0.6%，满足强抑制钻井液体系要求。
⑶上部地层尽量低粘、低切，使井眼有一定的扩大率。
⑷每次混原油都要处理钻井液，利于原油乳化，原油含量升高到12-15%。
2、2700-3802米*311.2mm（馆陶组-东营组）
⑴3000米以前可以把API失水稍放开些，10-5ml即可。
⑵3000米后，进入东营组中部开始转化钻井液体系为强抑制（封堵）润滑钻井液。至3150米一次性转化完成，降低HTHPWL<15ml（150℃）；
⑶用胶液维护钻井液，控制钻井液流变性能。
⑷钻井液体系转化完成后，开始逐步提高钻井液密度，技套完钻前达到1.25 g/cm3，注意加重梯度每周0.03 g/cm3。同时要跟入胶液。
⑸二开井段，根据井下需要混入原油，含量达到12-15%，控制滑块式摩阻系数小于0.02
⑹当原油加量达到极值时，要增加润滑剂复合润滑，含量5%以上。达到降摩阻、扭矩的目的。
3、中间技套电测：
2、4500-5560米*215.9mm（沙一段-沙二段）
⑴本段加强座岗观察，按设计逐渐提高钻井液密度，上限为1.55g/cm3做好防喷工作，加重要均匀。
⑵4500米进入沙河街组前降低HTHPWL<10ml（150℃）；
⑶进入沙河街组要增强钻井液抑制性，防塌非常重要，加入抑制性强、封堵性强的钻井液材料，预防因井塌造成起下钻遇阻、划眼等复杂情况的发生。
⑷本段要逐步提高钻井液粘切，一是减少钻井液对井壁的冲蚀，二是提高钻井液悬浮携带能力。
⑸本段钻井后期，要通过短起下钻情况来判断井下是否正常，随时根据井下情况需要调整钻井液处理方案，调整钻井液流变性能、润滑性能、防塌性能。
⑹如果出现井塌，划眼时以提高钻井液粘切为主，振动筛上能出现被钻头破碎的小掉块，划眼进展较快，说明钻井液粘切已满足划眼要求。千万不能降低粘切冲刷，防止硬卡。
四、结论：
1、以上钻井液技术方案与现场实施基本相符，说明非常规钻井液设计与实际操作贴合率较高。
2、桩129-1HF钻井施工攻克了多项钻井技术难题，已临近完钻阶段，完井后还有许多经验教训需要归纳总结。
参考文献
[1] 徐同台等.21世纪初国外钻井液和完井液技术.北京：石油工业出版社，2004：16-19.
[2] 蒋希文.钻井事故与复杂问题，2004：69-76.