Drilling Fluid Technology for Horizontal Shale Oil Wells in the Dagang Oilfield
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摘要: 针对大港油田沧东凹陷和歧口凹陷页岩油水平井水平段钻进过程中存在的井壁易失稳、井眼清洁效果差、摩阻和扭矩高等技术难点，在分析页岩油地层地质特征的基础上，制定了增强钻井液抑制性、封堵性和携岩性的技术对策，通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂，形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。性能评价结果表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液具有良好的抑制性能、携岩性能和封堵性能，能降低页岩渗透率，阻止压力传递，保证井壁稳定。大港油田36口页岩油水平井使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进水平段，平均井径扩大率6.8%，未发生与钻井液有关的井下故障。这表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能解决大港油田页岩油水平井水平段钻进过程中的技术难点，可为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支撑。Abstract: During the drilling of horizontal sections of horizontal shale oil wells in the Cangdong and Qikou sags of the Dagang Oilfield, technical difficulties such as wellbore instability, poor borehole cleaning, and high friction and torque were encountered. Based on analysis of geological characteristics of shale formation, technical countermeasures were made to enhance the inhibition, plugging, and rock-carrying properties of drilling fluids. Key treating agents including plugging agents and lubricants were optimized to form the BH-KSM-Shale and BH-WEI-Shale high-performance water base drilling fluids which possess good inhibition and plugging abilities. The performance evaluation results show that the drilling fluids have good inhibition performance, rock carrying performance and plugging performance. The developed drilling fluids can decrease the shale permeability, resist the pressure transfer, and ensure the wellbore stability. The BH-KSM-Shale and BH-WEI-Shale drilling fluids were applied to the drilling of the horizontal sections of 36 horizontal shale oil wells in the Dagang Oilfield. As a result, the average hole diameter enlargement rate of the horizontal sections was 6.8% and no downhole failure related to drilling fluids occurred. These results indicate that BH-KSM-Shale and BH-WEI-Shale drilling fluids can solve the difficulties in the drilling of horizontal sections of horizontal shale oil wells in the Dagang Oilfield, and provide technical support for the drilling of horizontal shale oil wells in the Dagang Oilfield.
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Keywords:
- shale oil /
- horizontal well /
- water base drilling fluid /
- drilling fluid property /
- Dagang Oilfield /
- Well GY1-1-9H
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克拉苏构造带博孜1区块位于南天山南麓，为巴什基奇克组巨大砂岩体沉积于湖盆环境形成的整装断背斜型构造气藏。随着对地质构造的再认识和勘探技术的不断提升，克拉苏构造带博孜1区块巴什基奇克组致密砂岩复杂油气藏勘探开发取得了突破，探明含气面积180 km2，预测地质储量1 500×108 m3，目的层埋深6 900.00～7 300.00 m，成为重要的接替资源[1-2]。2015—2017年，该区块已完钻的3口井采用了六开井身结构，平均机械钻速1.54 m/h，平均钻井周期487 d，平均完井周期520 d。该区块钻井过程中存在机械钻速慢、井漏、溢流和盐底卡层困难等技术难点，制约了安全高效钻井完井[3-5]。
为此，笔者在分析博孜1区块钻井完井技术难点的基础上，优化了井身结构，优选了系列钻井提速技术，改进了盐底卡层技术，针对不同地层优选了钻井液，制定了防漏堵漏和固井等技术措施，形成了博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术，现场试验效果良好，缩短了钻井完井周期，为加快博孜1区块勘探开发提供了技术支撑。
1. 钻井完井技术难点
博孜1区块油气藏埋深普遍超过7 000.00 m，表层西域组至吉迪克组上部的巨厚砾岩层可钻性极差，吉迪克组中下部存在高压水层，库姆格列木群发育盐膏层，多套复杂地层易漏失，给安全高效钻井完井带来了极大挑战。分析认为，该区块主要存在以下技术难点：
1）表层西域组、库车组和康村组至吉迪克组上部发育有厚度超过5 000.00 m的砾岩层，砾石粒径2～8 mm，成分为片麻岩、花岗岩和灰岩等，可钻性差。如B1井和B2井该层段的平均机械钻速仅为1.45 m/h。
2）吉迪克组中下部高压水层的压力系数达1.75，且安全密度窗口窄。已钻井有2口井发生溢流，溢流时钻井液密度1.50～1.72 kg/L；2口井发生漏失，漏失时钻井液密度1.85～1.88 kg/L；库姆格列木群发育厚达250～400 m的盐膏层，夹含泥岩、白云岩薄层，给盐底卡层带来了困难。
3）区块上部砾石层胶结差，已钻井在该层段发生8次掉块卡钻和20次井漏；盐膏层蠕变性强，钻井液密度最高达2.30 kg/L；白云岩薄弱夹层承压能力低、易漏失，有3口井在该层段发生了井漏。因井漏导致固井质量差，盐膏层以上地层固井合格率64.7%，盐膏层固井合格率43.5%。
4）目的层巴什基奇克组以致密砂岩为主，水敏性强。室温测试水敏损害率达到74.4%，130 ℃高温下测试水敏损害率为54.0%。
2. 钻井完井关键技术
2.1 井身结构优化
博孜1区块原井身结构为六开井身结构：一开套管下至井深200.00 m，封固上部疏松地层；二开套管下至井深2 500.00 m，封固未压实砾岩层；三开套管下至井深3 600.00 m，为揭开吉迪克组高压水层创造井眼条件；四开套管下至库姆格列木群盐膏层顶部，为安全钻进盐膏层奠定基础；五开套管封固盐膏层；六开储层专打。
充分考虑地层三压力剖面、高压盐水层和盐膏层的分布情况[6]，同时结合已钻井情况，对井身结构进行优化。由于井深3 000.00 m以深砾岩层压实程度好，将二开套管下至井深3 000.00 m；三开套管下至库姆格列木群盐膏层顶部，下部的盐膏层和储层仍然分别专封专打，减少了一个开次，形成了五开井身结构。
2.2 提速提效技术
2.2.1 钻井参数优化
排量、转速、钻压是最主要的钻井参数。大排量可以提高井眼清洁能力，高转速可以提高机械钻速和井眼清洁能力，大钻压可以提高机械钻速。在以提高钻头压降和比水功率为基础，避免钻具形成涡动和钻具疲劳的前提下，对排量、转速、钻压等钻井参数进行优化[7-8]。
为了提高二开ϕ365.1 mm井眼和三开ϕ333.3 mm井眼的机械钻速和携砂能力，通过模拟计算优化了钻井参数，优化后的钻井参数：二开ϕ365.1 mm井眼泵压25～30 MPa，排量47～77 L/s，钻压100～180 kN，转速80～100 r/min；三开ϕ333.3 mm井眼泵压25～30 MPa，排量39～56 L/s，钻压120～200 kN，转速80～110 r/min（见表1）。
表 1 钻井参数优化结果Table 1. Optimization results of drilling parameters开次 优化
前后泵压/
MPa排量/
（L·s–1）钻压/
kN转速/
（r·min–1）二开 优化前 20～24 40～50 60～120 60～85 优化后 25～30 47～77 100～180 80～100 三开 优化前 20～26 35～45 80～140 60～90 优化后 25～30 39～56 120～200 80～110 2.2.2 钻头优选
博孜1区块表层第四系至吉迪克组发育有巨厚砾岩层，顶部发育的砾岩成岩性差，厚度约为2 000 m；中部为准成岩过渡段，厚度约为650.00 m；下部的砾岩成岩性好，厚度2 500.00 m左右。针对不同发育特征的砾岩层，分别优选了钻头。
砾岩未成岩段和准成岩段的压实程度低，相对疏松，分析认为可选用抗冲击性强、长寿命牙轮钻头（如VM-28GDXO系列、T44系列的牙轮钻头）进行提速。在钻压和钻柱旋转的共同作用下，牙轮钻头牙齿吃入岩石的同时会产生一定的滑动，从而剪切砾岩层，将相对疏松的小砾石从井底剥离，再配合大排量将砾石携带至地面。
砾岩成岩段的上部研磨性强，采用常规PDC钻头或牙轮钻头钻进该层段，单只钻头进尺106.00 m，机械钻速仅为0.94 m/h。因此，选用孕镶金刚石钻头。该钻头胎体内部包镶着金刚石颗粒，抗研磨性超强，钻进时胎体磨损，金刚石颗粒不断出露自锐，可高效切削工作面岩石。
根据砾岩成岩段下部的特点，设计了一种抗研磨性强、减振效果更好的异形非平面切削齿，其切屑面为呈120°凸脊的3个斜面，使其与地层接触方式由平面接触变为三维非平面接触（见图1）。异形非平面切削齿PDC钻头的设计与常规平面切削齿PDC钻头基本相同，优化了布齿密度和切削齿倒角等参数，布齿时将其中一条凸脊置于切削刃位置，作为钻头切削地层的工具线[9-10]。
2.2.3 涡轮提速技术
如上所述，选用孕镶金刚石钻头钻进砾岩成岩段上部，分析认为，该钻头与涡轮钻具配合使用可获得最佳的提速效果。涡轮钻具能将钻井液的高压液能转化为钻头高效破岩的机械能，随着技术的发展，已经形成了中速至高速系列化涡轮钻具，转速在800～2 000 r/min，且适应地层的能力越来越强，稳定性、可靠性越来越好[11]。
2.3 钻井液优选
盐膏层埋藏深度一般超过6 000.00 m，层厚250.00～400.00 m，易蠕变缩径造成阻卡；且存在高压盐水层，易发生溢流[12]。选用高密度KCl-聚磺欠饱和盐水钻井液，配方为2.0%膨润土粉+0.7%烧碱+6.0%磺化酚醛树脂+6.0%磺化褐煤树脂+4.0%氯化钾+22.0%氯化钠+2.0%乳化沥青+3.0%润滑剂+重晶石；胶液配方为清水+0.5%烧碱+6.0%磺化酚醛树脂+4.0%褐煤树脂+5.0%氯化钾。钻进期间补充胶液及膨润土浆进行维护；利用四级固控设备最大限度除去钻井液中的有害固相；加足润滑剂，以确保钻井安全[13-14]。
目的层巴什基奇克组的岩性为致密砂岩，微裂缝发育，且水敏性强。因此，选用油基钻井液，配方为40.0%～55.0%0#柴油+2.0.%～4.0%增黏剂+2.0%～4.5%氯化钙水溶液+2.0%～3.0%主乳化剂+2.0%～3.0%辅乳化剂+2.0%～3.0%降滤失剂+2.0%～3.0%防塌封堵剂+2.0%～4.5%生石灰+加重剂。该钻井液能够降低水敏对储层的伤害，并具有较好的封堵防塌性。
2.4 防漏堵漏技术措施
控制漏失的主要技术思路是“立足于防、防堵结合”，钻进上部欠压实砾石层和盐膏层内白云岩段之前，适当提高钻井液的黏度和切力，并加入KGD-2+KGD-3随钻防漏材料。
一旦发生漏失，首先停止钻进，降低排量，观察漏失情况，判断漏层位置和漏速大小，为配制堵漏钻井液和选择针对性技术措施做准备。漏速为5～10 m3/h，加入2.0%粒径0.20～0.50 mm的堵漏剂+2.0%粒径0.10～0.20 mm的堵漏剂进行随钻堵漏；漏速为10～30 m3/h，则以井内钻井液为基础，加入3.0%粒径0.30～0.70 mm的堵漏剂+2.0%粒径0.10～0.30 mm的堵漏剂+2.0%粒径0.05～0.10 mm的堵漏剂，混合后进行随钻段塞堵漏；若段塞堵漏不成功，或钻遇地层漏速超过30 m3/h时，以井内钻井液为基液，添加体积分数15%～30%的BZ-STA配制堵漏钻井液，停钻堵漏。
2.5 固井技术措施
博孜1区块地层较为复杂，难以保证全井固井质量达到优良以上。因此，盐上固井应优先确保管鞋处的固井质量，盐膏层固井也要优先确保管鞋和喇叭口处的固井质量[15-18]。
2.5.1 盐上地层固井技术措施
首先进行充分循环，保证井底清洁，调整好钻井液性能，钻井液动切力小于8.0 Pa，进行水泥浆与钻井液的相容性试验，以保证两者的相容性。管鞋以上500.00 m井段2根套管加装1只套管扶正器，重合段3根套管加装1只，其余井段5根套管加装1只。隔离液及领浆过管鞋至吉迪克组时，环空返速不小于1.20 m/s，以确保顶替效率。
2.5.2 盐膏层固井技术措施
为提高固井质量，重合段1根套管加装1只套管扶正器，裸眼段2～3根套管加装1只；隔离液用量为裸眼环空体积的2～3倍，且隔离液流性指数n≥0.8，稠度系数K≤0.3 Pa·sn；替浆施工前期环空返速不小于1.0 m/s，隔离液和部分领浆过高压水层100.00 m后适当降低排量；采用逐步憋压方式候凝，前期压力不大于环空摩阻和地层承压能力两者之最小值，以保证全过程压稳。
2.6 盐底卡层技术
盐底卡层的准确性会影响下一开次钻进的安全，每年都有因卡层不准确造成的井下复杂情况，甚至井眼报废。博孜1区块库姆格列木群发育厚250.00～400.00 m的盐膏层，夹含泥岩、白云岩薄层，采用常规技术不容易卡准盐底。因此，该区块卡盐层时，要加强与邻井的地层对比，利用元素录井技术[19]，并结合小钻头试钻技术，识别出盐底标志岩性组合的准确界线，提高盐底卡层的准确率。
综上所述，针对克拉苏构造博孜1区块的地质特征，优化了井身结构，优选了系列钻井提速技术和盐膏层与目的层的钻井液，制定了防漏堵漏技术措施和固井技术措施，提出了组合式盐底卡层技术，形成了博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术。
3. 现场试验
3.1 总体试验情况
2018—2019年，复杂超深井钻井完井关键技术在克拉苏构造博孜1区块4口井进行了现场试验。砾岩未成岩段和准成岩段应用优选的三牙轮钻头进行钻进，平均机械钻速由1.78 m/h提高至2.79 m/h，同比提高了56.7%；砾岩成岩段的下部应用异形非平面齿PDC钻头进行钻进，平均机械钻速提高至2.44 m/h，提高了78.9%，平均单只钻头进尺368.00 m，提高了114.0%；涡轮钻具+孕镶金刚石钻头复合钻进，平均机械钻速2.70 m/h，提高了104.2%，平均单趟钻进尺230.40 m，提高了138.0%。现场试验的4口井全井段平均机械钻速为2.07 m/h，与2015—2017年完钻井相比提高了34.4%，平均钻井周期缩短了131 d，平均完井周期缩短了141 d（见表2）。下面以B1103井为例详细介绍试验情况。
表 2 应用新技术后的钻井完井指标统计结果Table 2. Statistical results of drilling and completion indexes after application of the new technologies井号 井深/m 钻井周期/
d完井周期/
d平均机械钻速/
（m·h–1）B1-2 7 098 365 385 1.92 B1T 6 998 359 385 2.03 B1103 7 242 345 368 2.25 B1104 7 299 355 378 2.12 平均 7 159 356 379 2.07 3.2 B1103井试验情况
B1103井采用了五开结构井身结构，井身结构如图2所示。该井区发育巨厚砾岩层、厚盐膏层和高压盐水层，砾石层上部胶结差易掉块井漏，盐膏层易蠕变缩径且夹杂的白云岩薄弱层承压能力不足，严重影响了机械钻速。为了提高机械钻速，缩短钻井周期，该井试验了克拉苏构造博孜1区块超深井钻井完井关键技术，该井最终完钻井深7 242.00 m，钻遇砾岩层厚度5 608.00 m，钻遇盐膏层厚度333.00 m，平均机械钻速2.25 m/h，钻井周期345 d，完井周期368 d。
二开钻进砾岩层未成岩段和准成岩段时采用了长寿命的VM-28GDXO牙轮钻头，机械钻速2.98 m/h，同比提高了68.2%。钻进中加入2%～3%KGD-2+1%～2%KGD-3进行防漏，出现井漏3次，通过停钻降低排量判断漏速，采取针对性的堵漏技术措施，漏失复杂时间由5 d缩短为2 d，大幅度提高了钻进效率。
三开3 007.00～4 520.00 m砾岩成岩段上部研磨性强，应用了涡轮钻具+孕镶金刚石钻头复合钻井技术，平均机械钻速2.52 m/h，同比提高了116.0%，单只钻头进尺294.00 m，同比提高了178.1%。砾岩成岩段下部4 520.00～5 608.00 m井段应用了MV516ILXU异形非平面齿PDC钻头，平均机械钻速3.00 m/h，同比提高了97.0%，单只钻头进尺429.00 m，同比增加了132.9%，创该区块单只钻头进尺最多和机械钻速最高纪录。
四开采用密度达2.30 kg/L的氯化钾聚磺欠饱和盐水钻井液钻进盐膏层，钻进期间加密测量钻井液性能，氯离子含量维持在170 000～190 000 mg/L，以保证钻井液的抑制能力；同时，加入足量的防塌剂、抗温降滤失剂，将高温高压滤失量控制在10 mL以下，利用固控设备改善滤饼质量。钻井液中加入2%～3%KGD-2+1%～2%KGD-3随钻堵漏剂进行防漏，整个开次安全平稳；固井时每3根套管加装1只套管扶正器，采用了流性指数n为0.9，稠度系数为0.25 Pa·sn的隔离液，其用量为裸眼环空体积的2.5倍，固井质量达到良好以上。
五开钻进目的层时，加强固相控制，振动筛选用100目以上的筛布，除砂器、除泥器连续高效工作，将有害固相含量降至最低。钻开油气层前，钻井液中加入3.0%复配暂堵剂，控制API滤失量小于5 mL，滤饼厚度在0.5 mm以下；高温高压滤失量小于15 mL，滤饼厚度1.0～2.0 mm，使其对储层伤害降至最低。
库姆格列木群盐膏层元素录井分析结果表明，钻至盐膏层底时钠元素含量由2.47%降至0.50%，氯元素含量由0.21%降至0.05%，铁元素含量由0.52%升至8.46%，泥岩的元素含量变化符合盐底泥岩特征。进一步采用小钻头试钻，钻进1.00 m退2.00 m循环观察，最终识别得到的盐底标志岩性组合界线可精确至0.50 m。
4. 结论与建议
1）克拉苏构造博孜1区块油气藏埋深大，地质条件复杂，地表至吉迪克组上部发育巨厚砾岩层，机械钻速低；吉迪克组中下部发育高压盐水层，安全密度窗口窄；库姆格列木群盐膏层夹含泥岩、白云岩薄层，盐底卡层困难；地层自上而下有多套薄弱层，漏失频发，导致固井质量差，给钻井完井安全带来了极大的挑战。
2）针对克拉苏构造带博孜1区块钻井完井技术难点，通过优化井身结构、优选钻井提速技术、优化盐底卡层技术、制定针对性的防漏堵漏技术措施和固井技术措施，形成了博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术。
3）现场试验表明，博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术虽然基本解决了该区块的钻井完井技术难点，但还有进一步提速提效的潜力。
4）针对钻进砾岩未成岩段和准成岩段钻具振动剧烈的问题，建议试验应用陀螺稳定钻具，降低振动对钻头的损坏；对于砾岩成岩段，建议试验混合钻头+垂直钻井工具+大扭矩螺杆复合钻井技术，进一步提高钻井效率。
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图 2 页岩油水平井水基钻井液润滑性评价结果
Figure 2. Lubricities of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells
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图 4 页岩油水平井水基钻井液的压力传递试验曲线
Figure 4. Pressure transfer curves of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells
表 1 页岩阳离子交换容量分析结果
Table 1 Results of cation exchange capacity (CEC) in shale
岩样
编号亚甲基蓝溶液
消耗量/mL阳离子交换容量/
（mmol·kg–1）膨润土当量/
（g·kg–1）1 2.5 25 35.71 2 1.5 15 21.43 3 1.0 10 14.29 4 1.5 15 21.43 5 2.0 20 28.57 
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表 2 页岩油水平井水基钻井液封堵性能评价结果
Table 2 Plugging results of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells
配方 砂盘渗
透率/
mD滤失量/mL 封堵滤
失量/
mL静态滤
失速率/
(mL·min−1/2)1 min 5 min 7.5 min 15 min 25 min 30 min 3 400 0.8 4.2 6.0 8.2 11.0 11.8 23.6 4.24 20 000 1.6 5.8 6.8 9.0 11.4 12.5 25.0 4.16 4 400 0.7 4.0 6.0 8.0 10.8 11.4 22.8 3.94 20 000 1.6 5.5 6.6 9.0 11.2 12.1 24.2 4.02 5 400 0.4 2.8 4.0 5.8 7.0 7.8 15.6 2.77 20 000 0.6 3.2 4.4 6.0 7.8 8.0 16.0 2.63 6 400 0.9 4.3 6.1 8.0 10.8 11.6 23.2 4.02 20 000 1.7 5.5 7.1 9.2 11.5 12.8 25.6 4.16 7 400 0.6 3.8 5.8 7.7 10.5 11.5 23.0 4.16 20 000 1.5 5.4 6.0 8.8 11.0 11.9 23.8 4.31 8 400 0.5 2.8 4.2 5.6 7.2 8.0 16.0 2.77 20 000 1.0 3.4 4.4 6.2 7.9 8.3 16.6 2.85 注： 配方3为 配方1+3%BZ-FFT-I+3%BZ-DFT； 配方4为配方1+3%BZ-FFT-I+4%复合碳酸钙；配方5为配方1+3%BZ-FFT-I+2%BZ-DFT+4%复合碳酸钙；配方6为配方2+3%BZ-FFT-I+3%BZ-DFT；配方7为配方2+3%BZ-FFT-I+4%复合碳酸钙；配方8为配方2+3%BZ-FFT-I+2%BZ-DFT+4%复合碳酸钙。试验条件6.9 MPa，130 ℃。
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表 3 页岩油水平井水基钻井液的基本性能
Table 3 Basic properties of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells
钻井液 测试条件 密度/
（kg·L–1）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa动塑比 静切力/
PaAPI滤失量/
mLpH值 高温高压
滤失量/mLBH-KSM-Shale 老化前 1.45 37 13.5 0.36 3.5/8.0 2.0 8.5 老化后 1.45 35 14.5 0.41 3.0/5.5 1.6 8.0 7.0 BH-WEI-Shale 老化前 1.45 39 16.0 0.41 4.0/9.0 2.2 9.0 老化后 1.45 43 15.0 0.35 2.0/3.0 1.8 8.5 8.8 注：老化条件在130 ℃下，滚动16 h，下同。
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表 4 岩油水平井水基钻井液抗岩屑污染试验结果
Table 4 Resistance of the water-based drilling fluids used in horizontal shale oil wells to cutting pollution
钻井液 测试
条件塑性
黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
PaAPI滤
失量/
mLpH值 高温
高压滤
失量/
mLBH-KSM-Shale 老化前 25 23.5 5.5/12.0 2.2 8.5 老化后 35 24.5 4.0/7.5 2.0 8.0 8.4 BH-WEI-Shale 老化前 27 26.0 6.0/13.0 3.0 9.0 老化后 33 22.0 5.0/7.5 1.8 8.5 8.0
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表 5 部分应用井的钻井技术指标
Table 5 Drilling technical indicators in partial wells applied the water-based drilling fluids
序号 井号 完钻井深/m 水平段长/m 钻井液 井径扩大率，% 钻井周期/d 机械钻速/（m·h−1） 1 GD1701H 5 465.00 1 984.00 BH-KSM-shale 55.21 13.26 2 GY1-1-4H 4 650.00 1 108.93 BH-KSM-shale 92.46 13.36 3 GY2-1-1H 4 508.00 9 76.68 BH-KSM-shale 6.74 56.25 10.20 4 GY1-5-1H 5 293.00 1 934.00 BH-KSM-shale 8.31 70.32 11.48 5 GY7-3-5H 4 502.00 1 675.00 BH-WEI-shale 6.30 19.89 21.96 6 GY2-1-4H 4 526.00 1 403.00 BH-KSM-shale 7.55 25.00 16.34 7 GY10-1-1H 4 036.00 1 799.00 BH-KSM-shale 6.21 34.00 15.90 8 GY1-1-3H 4 888.00 1 402.00 BH-KSM-shale 30.96 12.19 9 GY1-1-2H 5 166.00 1 750.00 BH-KSM-shale 7.22 42.21 13.42 10 GY1-1-9H 5 806.00 1 980.13 BH-KSM-shale 6.53 61.46 13.55
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表 6 GY1-1-9H井三开井段钻井液性能
Table 6 Properties of the drilling fluids in the third spud of Well GY1-1-9H
井深/m 密度/（kg·L–1） 漏斗黏度/s 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa 动塑比 静切力/Pa API滤失量/mL 高温高压滤失量/mL 摩阻系数 3 019.00 1.37 41 30 12.0 0.40 2.0/4.0 4.2 8.0 0.06 3 769.00 1.48 50 42 17.0 0.40 2.5/5.0 3.8 7.2 0.08 4 201.00 1.49 57 31 14.5 0.47 3.0/6.0 4.0 6.8 0.05 4 623.00 1.51 60 31 15.0 0.48 3.5/6.0 3.6 7.4 0.06 4 979.00 1.57 64 40 21.5 0.54 3.5/6.0 3.4 7.0 0.07 5 472.00 1.59 70 48 25.0 0.52 4.5/6.5 3.2 6.6 0.08 5 617.00 1.59 65 46 23.0 0.50 4.0/7.0 3.8 6.2 0.06 5 806.00 1.59 66 50 23.5 0.47 5.0/7.5 3.6 7.0 0.06
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