近海油气开发是我国能源增产的重要方向，海油陆采丛式井组凭借集约化布井、作业效率高、综合成本低等优势，成为滩海油田主力开发模式。老168丛式井组作为中石化重点油气开发项目，平台共计设计69口井，以定向井、大位移水平井为主，主力开发层系为馆陶组。该区块远离陆地，受风暴潮影响，淡水补给困难，加之现场海水矿化度极高，再叠加地层疏松、泥岩易水化膨胀、造斜点浅、水平位移大等问题，传统淡水钻井液难以满足施工要求，井壁失稳、岩屑床堆积、粘附卡钻等风险突出，严重影响钻井进度与施工安全。
为破解现场技术难题，胜利石油工程渤海钻井总公司以老168-斜10井为试验标杆，研发应用强抑制聚合物润滑防塌海水钻井液体系。该体系直接取用现场海水配制，通过优选抗盐处理剂、优化配方与分段施工工艺，有效解决高矿化度水质适配、井壁稳定、携岩润滑、油气层保护等多项难题。整套技术在全井组69口井推广应用后，实现钻井提速、周期缩短、成本下降，同时完成旧泥浆回收复用，经济效益突出，目前已在公司海油陆采井项目全面普及，为近海复杂丛式井钻井提供了成熟可行的技术方案。
 
项目概况与地质工程特征
 
老168丛式井组采用海上平台集中布井模式，井型组合为定向井与水平井，老168-斜10井作为典型大位移井，各项施工参数具备区域代表性，是本次技术试验的核心井。该井水平位移大、井斜角度高，施工工况复杂，对钻井液综合性能要求严苛。
区块地层发育完整，自下而上钻遇中生界、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组及第四系平原组，区域内多数井钻探至馆陶组上段完钻。平原组、明化镇组上部砂岩胶结松散、易垮塌，泥岩蒙脱石含量高，遇水极易水化造浆、造成井眼缩径；明化镇组下部与馆陶组成岩性差、渗透性强，不仅井壁稳定性差，作为主力含油层系，还对储层保护提出严格要求。
老168-斜10井采用导管加三开井身结构：导管套管尺寸762mm，下入深度20m；一开井深761m，钻头444.5mm，套管339.7mm，下深760m；二开井深1592m，钻头311.1mm，套管244.5mm，下深1590m；三开完钻井深2808.45m，钻头215.9mm，套管139.7mm，下深2805m。多级井段设计进一步增加了钻井液性能分段调控难度。
 
核心施工技术难点
结合海域环境、地质条件与大位移井施工特点，现场主要存在六大技术难点，相互叠加形成多重施工阻力（图1）。
海水矿化度高，钻井液维护难度大。区域海水总矿化度达27831.04mg/L，氯离子、钾钠离子、钙镁离子含量偏高，高盐环境会破坏常规钻井液胶体结构，造成处理剂失效、性能失控，常规淡水钻井液无法正常使用。造斜点浅，易形成岩屑床与键槽。本井300m开始造斜，最大井斜角66.92°，大井斜工况下岩屑易下沉堆积形成岩屑床；加之泥岩易造浆、地层胶结疏松，造斜稳斜难度大，斜井段极易产生键槽，引发起下钻遇阻。水平位移长，岩屑携带困难。该井实际水平位移达2174m，岩屑上返路径大幅延长，若钻井液携岩能力不足，岩屑持续沉积会加剧摩阻，埋下卡钻隐患。地层疏松，防塌标准高。全域地层成岩性弱、结构松散，泥岩水化膨胀、砂岩冲蚀垮塌问题频发，必须依靠钻井液实现强封堵、强抑制，保障井壁稳定。整体摩阻偏大，润滑防卡要求高。大井斜、长水平段导致钻进拖压、钻具托举现象明显，疏松砂层易引发粘附卡钻，对钻井液润滑减阻能力提出极高要求。油气层保护任务艰巨。馆陶组为主力油层，钻井液固相颗粒与滤液侵入会造成储层损害，必须配套专用保护技术，保障油井产能。
 
技术思路与钻井液体系配方优化
针对现场难点，技术团队确立强抑制、抗高盐、低滤失、优润滑、强携岩、护油气的综合技术思路，分步完成药剂优选、配方定型与工艺设计（图2）。
整体技术思路。一是选用强抑制聚合物海水钻井液，依托高分子材料抑制泥岩膨胀，稳固井壁；二是启用四级固相净化设备，严控劣质固相含量，采用紊流洗井减少岩屑床；三是复配原油、白油构建复合润滑体系，降低摩阻扭矩；四是借助抗盐降滤失剂形成优质滤饼，强化井壁封堵；五是定时开展短起下作业，主动破坏岩屑床、清洁井眼；六是添加纳米乳液，在进入油气层前做好储层保护，兼顾润滑与封堵效果。
室内药剂优选与体系配方。技术团队利用现场海水与钠土配制基浆，对多款抗盐降滤失剂、稀释剂开展室内对比试验。试验结果显示，KFT抗盐降滤失效果优异，HQ-6封堵能力突出，GHM可有效调节钻井液粘切，最终确定配套药剂组合。
定型后的强抑制聚合物防塌润滑海水钻井液配方为：土粉4%、纯碱0.6%、烧碱0.3%\0.5%、高分子抑制剂LS-YW0.5%\0.8%、稀释剂GHM0.5%\1%、KFT1%\1.5%、HQ-61%\1.5%、白油润滑剂4%\6%、原油10%~12%。该配方以海水为基液，各类处理剂配伍性良好，可同时满足抗盐、抑制、防塌、润滑等多重需求。
 
分井段现场钻井液施工工艺
结合三段井身结构与地层差异，技术团队分段制定施工方案，精准调控钻井液各项性能，适配不同井段作业需求。
一开井段（20~761m）。本井段钻遇平原组与明化镇组上部，砂岩易垮塌、泥岩造浆能力强。施工全程使用海水开钻，开钻前将高分子抑制剂ZH-02加至0.5%\0.7%，强化抑制效果；依靠四级净化设备控制MBT值在55\60g/L，保持钻井液低粘切，配合双泵大排量保障井眼清洁。每钻进200m或井斜达30°时补充原油，提升润滑性能。完钻后加入KFT、HQ-6等材料，将API滤失量降至8ml以内，起钻前补充白油润滑剂与塑料球，保障套管顺利下入。
二开井段（761~1592m）。该井段以明化镇组为主，井斜持续增大，岩屑床、键槽、高摩阻风险集中。使用120目筛布净化固相，MBT值控制在45\50g/L，维持紊流钻进。逐步将原油含量提升至10%\12%，强化润滑效果。每钻进150~200m开展短起下作业，长短井段结合破坏岩屑床。完钻后滤失量控制在5ml以内，测井、下套管前分段补充白油与塑料球，保障作业安全。
三开井段（1592~2808.45m）。本井段涵盖明化镇组底部与馆陶组油气层，井斜、水平位移达到最大值，重点做好润滑防卡与储层保护。在原油基础上补充2%~4%白油，双重润滑材料将摩阻系数稳定控制在0.1以下。每次起钻前执行短起下作业，监测油气水上窜速度，防范井内风险。进入油气层前100m，优化钻井液性能并加入2%纳米乳液，依靠其封堵、润滑、保护储层的特性，降低储层伤害。完钻后大排量洗井，配套短起下清洁井眼，顺利完成测井与下套管作业。
全井各段钻井液性能指标管控严格：一开密度1.05\1.10g/cm³，漏斗粘度35\40s；二开密度1.08\1.15g/cm³，API失水≤8ml；三开密度1.10\1.15g/cm³，API失水＜5ml，含砂量、固含量均达标，整体性能稳定可靠。
 
应用成效、经济效益与推广价值
整套海水钻井液体系在老168平台69口井全面应用，施工全程平稳有序，未发生井壁坍塌、缩径、卡钻等复杂故障。钻井液强抑制性有效遏制泥岩水化造浆，井壁稳定、井眼规则；原油与白油复配形成稳定油膜，起下钻、定向作业顺畅；流变性能优化后携岩能力优异，彻底解决岩屑床问题；纳米乳液有效保护油气层，油井产能得到保障。同时钻井非生产时间大幅减少，单井钻井周期明显缩短，整体施工效率显著提升。
 
海洋油气开发工况复杂，近海丛式井钻井长期受水质、地质、井型等多重因素制约。胜利石油工程渤海钻井总公司研发的强抑制聚合物海水钻井液体系，立足现场实际、靶向破解难题，在老168丛式井组实现规模化成功应用，兼顾施工安全、钻井效率、经济效益与储层保护。这套技术充分发挥海水就地取材的优势，以技术创新实现降本增效，经受住了复杂工况的检验。