H101井是准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜的一口勘探直井，井身结构为：一开，φ660.4 mm钻头×150.00 m，φ508.0 mm表层套管×150.00 m；二开，φ444.5 mm钻头×1 986.00 m，φ508.0 mm技术套管×1 986.00 m；三开，φ311.1 mm钻头×2 898.00 m，φ244.5 mm技术套管×2 898.00 m；四开，φ215.9 mm钻头×3 250.00 m，φ139.7 mm尾管×(2 600.00～3 250.00) m。该井自上而下钻遇独山子组、塔西河组、沙湾组、安集海河组、紫泥泉子组和东沟组地层，主要目的层为紫泥泉子组。其中，安集海河组以上地层以砾岩、砂质泥岩及砂泥岩互层为主，以下地层以泥质粉砂岩及砂泥岩为主。安集海河组地层以泥岩为主，泥岩黏土矿物含量高，水敏性强，断裂带发育，地层压力高(压力系数最高达2.55)。在钻进该地层时，存在泥岩分散造浆、高密度钻井液性能难以控制及易垮塌掉块等技术难点。H10井、H001井和H002井等3口邻井在钻进该地层时分别应用了钾聚磺PRT钻井液、钾钙基PRT钻井液和有机盐钻井液，均出现多次卡钻、井漏及频繁的阻卡现象。为此，H101井在钻进安集海河组地层时设计应用了抑制性好、封堵性强的高密度油基钻井液，以确保井下安全，提高机械钻速。

1) 安集海河组地层易水化膨胀。安集海河组地层主要以泥岩为主，黏土矿物含量高，水敏性强，易发生因泥岩吸水水化膨胀、分散造浆而导致的钻井液流变性难于控制、水敏性缩径、井壁垮塌和钻头泥包等问题^{[1, 2, 3]}；

2) 安集海河组地层压力高。安集海河组以上地层为正常压力系统，进入安集海河组地层顶部后压力骤然升高，最高压力系数达2.55，必须使用高密度钻井液钻进该地层，而高密度钻井液的流变性和稳定性难以调控^{[4, 5, 6, 7]}。

3) 霍尔果斯背斜属山前构造，地层高陡，且安集海河组地层断裂带发育。安集海河组地层的孔隙压力、坍塌压力和破裂压力十分接近，井壁极易失稳，易发生掉块或垮塌造成的起下钻阻卡等井下故障，因此钻井液必须有较强的抑制性和封堵性,以保证井眼稳定。

针对安集海河组地层断裂带发育且地层泥岩水敏性强、压力高等地质特征并结合邻井钻井资料，H101井设计采用抑制性好、封堵性强的高密度油基钻井液钻进安集海河组地层，利用油基钻井液的强抑制、强封堵的特点^{[8, 9, 10, 11, 12, 13]}，防止或减小安集海河组地层钻井过程中井下故障的发生。H101井要求高密度油基钻井液满足以下性能：密度2.30~2.50 kg/L；漏斗黏度70～160 s；API滤失量小于1.0 mL；初切力4～10 Pa，终切力7～25 Pa；塑性黏度小于120 mPa·s；动切力6～25 Pa；油水比90/10；破乳电压大于400 V。

根据其他油田和地区油基钻井液的应用实践^{[14, 15, 16, 17]}，初步确定H101井三开井段所用油基钻井液配方为：54.0% 0^#柴油+7.0%主乳化剂TYODF-301+4.0%辅乳化剂TYODF-401+5.0%润湿剂TYODF-501+2.0%增黏剂TYODF-601+10.0%降滤失剂TYODF-201+4.0%封堵剂YX(600目)+4.0%封堵剂YX(800目以上)+4.8%水+1.8%氯化钙+4.0%石灰TYODF-801+重晶石。

根据安集海河组地层温度及压力情况，模拟地层温度(50 ℃左右)和压力条件，对高密度油基钻井液的流变性和稳定性进行测试，结果见表 1和表 2。

由表 1可见，高密度油基钻井液在30和50 ℃下静切力基本没有变化，说明油基钻井液的流变性受温度的影响很小；在50 ℃下破乳电压大于 1 600 V，说明油基钻井液在该温度条件下稳定性好。

由表 2可看出，高密度油基钻井液用铁矿粉加重老化后虽然初切力升高幅度较大，但终切力升高幅度较小，说明其在加重老化后仍具有较好的流变性能。

根据安集海河组地层实际情况，在高密度油基钻井液中分别加入2%和5%的石灰，测试其主要性能，结果见表 3。

由表 3可知，当高密度油基钻井液受到石灰污染时，其切力变化不大，在允许范围内，加入5%石灰时其破乳电压为1 036 V，说明其乳化稳定性仍然很好，总体性能可以满足钻井需要，说明该油基钻井液抗石灰污染能力可达5%，能够在钻井过程中保证其性能稳定。

H101井三开在钻进前，将井内钻井液转换为高密度油基钻井液，顺利钻至井深2 068.00 m，因钻速快，在钻至井深2 200.00 m左右时，将钻井液密度提高至2.42 kg/L，顺利通过该地层断裂点。钻进过程中返出砂样正常，无掉块。钻至井深2 610.00 m时，将钻井液密度提高至2.44 kg/L，同时增大封堵剂和降滤失剂的加量，以强化钻井液的封堵防塌性能，保持井眼稳定。该井在钻进安集海河组中下部地层过程中有阻卡情况发生，分析原因可能是下部褐色泥岩较上部绿灰色泥岩更软，更易缩径所致。因此在钻至井深2 850.00 m时将钻井液密度提高至2.46 kg/L，后续钻进过程中阻卡现象明显减少，且返出砂样代表性非常好，振动筛上没有发现掉块。表 4为H101井高密度油基钻井液的主要性能。

H101井三开钻进过程中，根据钻进过程中遇到的实际情况和钻遇地层的情况，为了保证能够顺利进行钻进，对高密度油基钻井液进行了2次维护处理。

1)第一次维护处理。三开开钻后，在2 050.00~2 200.00 m井段使用密度2.38 kg/L的油基钻井液钻进，因钻速快，将钻井液密度提高至2.42 kg/L，又由于振动筛使用120目筛布(筛布较粗)等原因，钻井液终切力升高较快，在5 h内由8.0 Pa升至12.5 Pa，钻井液固相含量由50%增至52%。为了保证钻进过程中高密度油基钻井液性能稳定，按柴油+30%主乳化剂TYODF-301+20%辅乳化剂TYODF-401+60%润湿剂TYODF-501的配方配制液体对油基钻井液进行了维护处理。油基钻井液维护处理前后的主要性能见表 5。

2) 第二次维护处理。由于安集海河组地层内部断裂带发育，在钻遇安集海河组地层断裂带过程中(设计中存在2个断点，实钻中只钻遇一个断点)，为了保证井眼稳定，需增强钻井液的封堵性能，按柴油+8%主乳化剂TYODF-301+5%辅乳化剂TYODF-401+10%润湿剂TYODF-501+40%封堵剂的配方配制液体对油基钻井液进行了强化处理，同时将钻井液密度提高至2.45 kg/L。维护处理前后油基钻井液的主要性能见表 6。

1) 井下故障减少。H10井、H001井和H002井是H101井的3口邻井。H10井和H001井在钻进安集海河组地层时分别使用了钾聚磺PRT钻井液和钾钙基PRT钻井液，因地层吸水水化膨胀、分散严重，H10井发生9次卡钻、3次井漏，且频繁出现阻卡；H001井发生4次卡钻事故，也是频繁出现阻卡。H002井在钻进安集海河组地层时使用了有机盐钻井液(有机盐加量达40%～50%)，但仍无法解决水敏性地层造成的地层水化膨胀、水化分散的问题，发生1次卡钻事故，并频繁出现阻卡。这3口井在钻进安集海河组地层时，因处理井下故障分别耗时104，90和12 d，大大延长了钻井周期。H101井三开在钻进安集海河组地层时使用高密度油基钻井液，有效保证了钻进过程中的井眼稳定，除出现几次阻卡现象外，未发生其他井下故障，实现了三开一趟钻完成，大大缩短了钻井周期。

2) 机械钻速大幅提高。H101井三开仅用时6.9 d完钻，进尺872 m，平均机械钻速高达11.65 m/h，三开工期为18.0 d。而H10井、H001井和H002井等3口邻井三开的平均机械钻速分别为1.61，1.35和0.87 m/h，三开工期分别为204.0，193.4和159.1 d。与3口邻井相比，H101井三开平均机械钻速提高6倍以上，钻井周期缩短100.0 d以上。

1) 室内试验和现场应用表明，高密度油基钻井液能够满足准噶尔盆地南缘安集海河组强水敏性地层钻进的需要，可以在准噶尔盆地南缘安集海河组地层进一步推广使用。

2) 虽然油基钻井液对泥岩水化、分散具有良好的抑制作用，但为有效解决井壁失稳问题，需根据地层孔隙压力和坍塌压力确定钻井液密度，并根据钻井过程中的实际情况不断调整钻井液密度。

3) 与水基钻井液相比，油基钻井液的使用成本更高，且对环境有一定的影响，因此必须在降低成本和绿色环保方面进行深入研究。