Key Drilling Techniques for Horizontal Wells with Ultra-Long Horizontal Sectionin the Shale Oil Reservoir in Jimusar, Xinjiang
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摘要: 为解决新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的问题，满足3 000～3 500 m长水平段安全快速钻井需求，进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究，并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液，研究形成了新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术。该技术在现场试验3口井，水平段机械钻速达到10.9 m/h，缩短了钻井周期，3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成，钻井完井过程中未发生井下故障，并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明，该技术可以满足新疆页吉木萨尔页岩油示范区超长水平段水平井安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求，值得推广应用。Abstract: Borehole instability and excessive friction were encountered during drilling the ultra-long horizontal section of horizontal wells in the shale oil reservoir in Jimusaer, Xinjiang. For safe and fast drilling of horizontal sections of 3 000–3 500 m, a friction reduction study was performed, such as optimization of the casing program, design of a dual two-dimensional trajectory, and determination of drilling parameters based on wellbore cleaning condition, etc. Moreover, an oil base drilling fluid formula with excellent performance in inhibition, stability and lubricity was identified in the laboratory. Finally, the key drilling techniques were developed for the horizontal wells with ultra-long horizontal section in the shale oil reservoir in Jimusaer, Xinjiang. The techniques were applied in three wells with a penetration rate of 10.9 m/h in the horizontal section and greatly reduced drilling time. The drifting process, electric logging and casing running in those wells were all successful in one run, without any occurrence of downhole complex situations during drilling and completion. It set the longest horizontal section record of unconventional oil and gas reservoirs in China. Research and application results show that the techniques can meet the technical requirements for safe and efficient drilling of the horizontal wells with ultra-long horizontal section in shale oil demonstration area in Jimusaer, Xinjiang and further improve the extension capacity of the horizontal section, and it is worthy of popularization and application.
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新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区建立后，新疆油田对页岩油的勘探和开发力度持续加大，水平井水平段的长度由初期的1 000～1 500 m逐渐增长到2 000 m左右。其中，部署在吉木萨尔页岩油示范区东南部的JHW00421井、JHW00422井和JHW00423井是水平井，设计水平段长度达到了3 000～3 500 m。根据前期钻井实践，水平井的水平段长度超过2 000 m后，井眼失稳和摩阻过大问题凸显，钻井难度大幅增加，原有技术已无法保障水平井钻井安全。水平段长度超过3 000 m，钻井难度进一步增大。为此，进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究，并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液，研究形成了新疆页岩油超长水平段水平井钻井关键技术，现场应用后效果良好，水平段延伸能力强，满足优快钻井完井需求，具有推广应用价值。
1. 超长水平段水平井钻井技术难点
JHW00421井、JHW00422井和JHW00423井的设计井深超过5 800 m，水平段长度超过3 000 m，目的层为芦草沟组，属于强塑性薄层理状泥页岩地层，可钻性差，井眼失稳严重，且微裂缝发育，导致井漏频发，给钻井带来很大安全风险。分析认为，在超3 000 m水平段钻井主要存在以下技术难点。
1.1 水平段摩阻大，延伸能力有限
水平段摩阻过大会造成钻具托压，甚至发生屈曲。为避免卡钻风险，钻进中需频繁通井划眼，并改善钻井液性能以提高润滑能力。但这些技术措施降摩效果有限，如J10016H井频繁通井后形成了台阶面，无法处理而提前完钻；J10028H井也因相同原因导致套管剩余317 m，未下至设计井深。另外，改善钻井液性能无法完全抑制页岩水化膨胀，水平段易形成“糖葫芦”井眼，给钻井安全带来威胁。结合现场实测摩阻，利用软件计算不同长度水平段的延伸能力，得到在水基钻井液条件下页岩油水平井水平段最大延伸能力为2 200 m左右（见表1），与之前新疆页岩油井区采用水基钻井液成功实施的最长水平段为2 256 m（J10057H井）相吻合。
表 1 不同摩阻系数条件下的水平段延伸能力统计结果Table 1. Statistics of horizontal section extension capacity under different friction coefficient conditions井号 通井摩阻/
kN实钻水平
段长/m摩阻
系数水平段最大
延伸能力/mJ10057H 38～42 2 256 0.37 2 200 J10028H 40～45 2 030 0.41 2 040 J179H 40～45 1 830 0.40 2 050 J10016H 50～60 1 600 0.55 1 540 1.2 页岩水化分散作用明显，水平段井眼失稳严重
分析相关文献发现，引起泥页岩井眼失稳的原因主要有以下3方面[1-4]：1）水平段发生井漏后，钻井液静液柱压力降低，难以支撑力学不稳定地层，导致井壁垮塌；2）钻井液静液柱压力高于地层孔隙压力时，驱使钻井液进入泥页岩孔隙，产生压力穿透效应，使井眼附近的泥页岩含水量增大，孔隙压力升高，泥页岩强度降低，导致井眼失稳；3）页岩遇水后产生分散作用，破坏泥岩内部结构，使其强度降低，导致井眼失稳。
吉木萨尔页岩油示范区的水平井普遍使用钾钙基聚胺有机盐钻井液，加入0.5%～0.7%MAN104、7.0%KCl、8.0%～12.0%有机盐和胺基抑制剂，以增强钻井液的包被抑制性；加入0.5%～0.7%MAN101和0.5%复配铵盐，降低钻井液的滤失量；加入阳离子乳化沥青和白沥青（天然沥青），以增强钻井液的封堵防塌能力；加入WRF-9（LS-1或聚合醇）、固体润滑剂和液体润滑剂，以增强钻井液的润滑性能；加入XC，以增强钻井液的携岩能力。由于芦草沟组微裂缝发育，钻井液密度过高或过低均可能导致井下出现复杂情况。钻井液密度和钻井参数可以人为调节，通过多次试验可以找到一个合适的值，能够实现井底压力的动态平衡，降低井漏和垮塌风险。根据多口井的试验结果得知，水平段钻井液密度为1.58～1.60 kg/L时，能最大程度地降低出现复杂情况的可能性，但无法完全避免页岩的水化分散，部分井的水平段在该密度窗口下井眼仍然失稳。为此，利用 DMA-3C衍射仪等分析目的层芦草沟组岩石的成分，发现芦草沟组岩石的主要成分为黏土、石英石和斜长石（见表2），符合泥页岩岩性特征。
表 2 芦草沟组岩石成分分析结果Table 2. Analysis results of rock composition of Lucaogou Formation序号 理化分析结果，% 黏土 石英 斜长石 方解石 沸石 铁辉石 1 17 23 53 3 4 2 20 48 32 3 20 47 33 4 10 2 79 9 由2019年吉木萨尔页岩油示范区三开水平井1 500～2 000 m水平段实钻情况统计结果（见表3）可以看出：钻进水平段过程中多次发生因井眼失稳造成垮塌导致的憋泵甚至蹩停顶驱问题；使用水基钻井液钻进水平段，发生严重坍塌导致卡钻的平均周期为21 d，无法满足3 000～3 500 m长水平段安全钻进的需求。
表 3 2019年新疆页岩油井区三开水平井水平段卡钻情况统计结果Table 3. Statistics of stuck in the third horizontal section of the horizontal wells in the shale oil well area in Xinjiang in 2019井号 卡钻发生
井深/m进入水平段
时间/d工况 钻井液密度/
（kg·L–1）卡钻情况简述 J10017H 4 885 21 钻进 1.60 钻至井深4 885 m时，立柱下单根钻完，上提下单根出转盘面5 m，顶驱扭矩由19 kN·m升至24 kN·m蹩停、卡钻，振动筛返出大量岩屑 J179H 5 260 26 划眼 1.60 通井遇阻划眼至井深5 260 m，顶驱突然蹩停，泵压由15 MPa升至19 MPa，原悬重1 300 kN，摩阻400～600 kN，上提下放（悬重700～1 900 kN）无效，钻具卡死，振动筛上可见大量岩屑 JHW051 4 138 17 钻进 1.59 钻至井深4 138 m时，钻具上提0.8 m，转盘扭矩由14 kN·m升至23 kN·m，顶驱蹩停，上提下放（悬重800～1 200 kN，原悬重1 030 kN）无效，发生卡钻 J10016H 3 988 19 钻进 1.59 钻至井深3 988 m时，钻具上提2 m，顶驱蹩停，泵压由19 MPa升至23 MPa，上提遇阻，卡钻，井口返出大量岩屑 J10019H 4 483 22 钻进 1.61 钻至井深4 483 m时，上提钻具1.5 m，钻井泵安全销打掉，倒泵后开泵循环，上提钻具遇阻，来回活动钻具无反应，发生卡钻 综合以上分析可知，吉木萨尔岩油示范区水平井长3 000～3 500 m水平段要实现安全钻进的目标，应解决钻井摩阻过大和页岩水化分散作用2个关键问题。
2. 钻井关键技术
为降低钻井摩阻、减小页岩水化分散作用，借鉴四川页岩气开发中的油基钻井液使用经验，从优化钻井液性能、设计井眼轨道、提高井眼清洁能力入手，研究了超长水平段减摩降阻技术[5-12]。同时，为缩短水平段井壁浸泡时间，通过室内试验优选了油基钻井液配方，优化了井身结构、采用了旋转导向钻井方式、优化了钻井液密度和钻井参数，以降低井底当量循环密度，形成了超长水平段水平井安全快速钻井技术。
2.1 超长水平段减摩降阻技术
2.1.1 采用润滑性更好的油基钻井液
目前采用钾钙基聚胺有机盐钻井液，因井眼光滑程度、润滑剂含量和种类不同，平均摩阻系数不尽相同，但大概在0.37～0.42，理论计算得可用最长水平段长度仅2 200 m左右，显然无法满足长度超3 000 m水平段减摩降阻的要求。
油基钻井液的主要成分是白油，白油具有很好的润滑性，能降低水平段中钻井时的摩阻。因此，考虑采用油基钻井液钻进超长水平段。而且，之前在四川长宁—威远页岩气井区已经采用油基钻井液成功钻进2 500 m长水平段，现场实测摩阻系数为0.15～0.20，水平段最大摩阻180 kN。由软件模拟计算结果可知，油基钻井液摩阻系数小于0.25时，可以满足3 500 m长水平段钻进要求。可见，采用高性能油基钻井液即能满足超长水平段钻进要求。
2.1.2 采用双二维井眼轨道
双二维水平井井眼轨道的特征是有2个相交铅垂面，第1铅垂面采用“直—增—稳—降—稳”剖面；以井斜角小于10°进入第2铅垂面后，按“增—稳—增”进入水平段[13]。由于2个铅垂面只有井斜角有明显变化，方位角变化较小，井眼轨迹控制难度比常规扭方位水平井低很多，摩阻和扭矩均较低，因而可避免钻具屈曲情况的发生。
以新疆页岩油区JHW00423井为例（见图1）进行分析，对于常规三维井眼轨道，下钻过程中2 300～3 000 m井段（扭方位井段）存在钻具屈曲可能，而双二维井眼轨道减少了大幅度扭方位作业，下钻过程中可避免钻具屈曲，能保障钻具安全。
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图 1 不同井眼轨道条件下JHW00423井的钻具屈曲分析结果Figure 1. Buckling analysis results of drilling tool under different borehole trajectory conditions2.1.3 根据井眼清洁情况确定钻井参数
在长水平段，由于钻井液的流动方向是水平的，同时岩屑受重力影响向下移动，其岩屑运移方式是以传输带方式进行的。井筒高边的高速流体起到传输带作用，将岩屑运移出井时，岩屑总是在重力作用下移动一段距离然后沉降到低边（低流速区）；岩屑沉降过程中的水平运移距离（传输带距离）受井斜角、排量、转速和钻井液流变性的影响。其中，影响井筒清洁的可控因素主要为排量、转速、钻井液流变性。
1）排量优选。水平段井底沉砂会导致摩阻大幅度增加，开展井眼清洁技术有利于降低水平段沉砂现象。理论研究与现场实践表明，井眼直径是影响井眼清洁效果的重要因素[8-12]。井径扩大率不同，对钻井参数尤其是排量的要求也不同。根据前期统计资料，吉木萨尔页岩油水平段的平均井径扩大率约为10%。以JHW00423为例，利用Landmark软件计算井眼清洁最小排量。该井设计完钻井深5 731.65 m，设计水平段长3 000 m，使用密度1.55 kg/L的钻井液，计算出ϕ215.9 mm井眼井径扩大率为10％时，满足水平段井眼清洁要求的最小排量为1.85 m3/min（见图2）。
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图 2 最小排量与井深的关系（井径扩大率10%）Figure 2. Relationship between minimum flow rate and well depth (10% hole enlargement rate)2）转速优选。软件模拟表明，转盘转速达到60 r/min后，继续增加转速，对井眼清洁效果基本无影响。
3）钻井液流变性控制。钻井液静切力保持在2～7/4～12 Pa，钻井液携岩性能强，可减弱岩屑成床的程度，为岩屑及时输送创造条件；钻井液动切力大于9 Pa时，对岩屑颗粒的拖曳作用力大，可为岩屑床面颗粒的启动和携带创造有利条件。
2.2 超长水平段水平井安全快速钻井技术
2.2.1 井身结构优化
JHW00421井、JHW00422井和JHW00423井优化设计为三开井身结构，如图3所示。表层套管下至500 m；技术套管下至入靶点，封隔八道湾组—梧桐沟组复杂地层；采用较低密度钻井液钻开油气层，实现水平段专打，缩短三开井段的钻井周期和井壁浸泡时间，提高井壁稳定性。
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图 3 原水平井井身结构和优化后的水平井井身结构Figure 3. Casing programs of original and optimized horizontal wells2.2.2 确定油基钻井液配方
井壁延迟坍塌机理分析结果表明[2]，泥页岩受流–力–化多场耦合共同作用导致了井眼失稳，钻井液保持较低的水活度、较高的黏度和较高的膜效率是解决泥页岩井眼失稳的关键。油基钻井液的主要成分是柴油或白油，束缚自由水的能力强，水活度低，能最大程度地抑制页岩的水化分散，具有水基钻井液不可比拟的优势。吉木萨尔页岩油示范区之前未使用过油基钻井液，因此，针对吉木萨尔页岩油示范区水平井超3 000 m长水平段的钻进需求，通过室内试验优选出主乳化剂Z-RHJ、辅乳化剂F-RHJ、润湿剂RHJ-1、降滤失剂JLSJ-1和有机土YJT-1，并研究确定了白油基油包水钻井液配方：白油+30.0%CaCl2水溶液+3.0%主乳化剂Z-RHJ+2.5%辅乳化剂F-RHJ+1.0%润湿剂RSJ-1+3.0%有机土YJT-1+3.0%降滤失剂JLSJ-1+1.5%氧化钙+1.0%增黏剂+3.0%天然沥青+重晶石粉，白油与30.0%CaCl2水溶液的体积比为85∶15。
采用上述配方配制密度1.56 kg/L的白油基油包水钻井液，测定其老化前后的基本性能，结果见表4。
表 4 白油基油包水钻井液的基本性能Table 4. Basic properties of white oil-based water-in-oil drilling fluid试验
条件表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa破乳电
压/V高温高压滤
失量2）/mL老化前 64 54 10 890 2.0 老化后1） 62 53 9 780 2.4 注：1）老化条件为在150 ℃温度下热滚16 h（井底温度100～120 ℃）；2）温度150 ℃，压差3.5 MPa。 由表4可知，老化前后钻井液性能变化不大，破乳电压高达780 V以上，高温高压滤失量仅2.4 mL，说明高温稳定性良好。
白油基油包水钻井液分别加入8.0%淡水、5.0%质量分数为4.0% NaCl溶液和10.0%评价土，测定其高温老化前后的性能，结果表明，白油基油包水钻井液的抗污染性能良好。测定页屑白油基油包水钻井液中的回收率，结果为一次回收率98.9%，二次回收率97.5%，远高于常规钾钙基聚合物钻井液中的回收率（取同地层岩屑，一次回收率为83.2%，二次回收率为75.6%），表明白油基油包水钻井液的抑制性能强。
上述性能评价结果表明，该白油基油包水钻井液抑制性强、高温稳定性好、抗污染能力强、高温高压滤失量低，可有效防止井壁坍塌和井眼缩径，确保水平井长水平段的安全快速钻进[3]。
2.2.3 采用旋转导向钻具提速
吉木萨尔页岩油示范区超3 000 m水平段钻遇地层属于强塑性地层。在该地层进行了螺杆钻具、螺杆钻具+水力振荡器和旋转导向钻具等工具的对比试验，发现旋转导向钻具与MDI516型钻头配合，平均机械钻速可达7.78 m/h，提速效果最佳。因此，选用旋转导向钻具作为超长水平段安全快速钻具。
2.2.4 确定合理的钻井液密度
分析吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻进中发生井漏的情况，发现钻进芦草沟组发生井漏时的当量循环密度为1.74～1.77 kg/L。前期已钻井情况显示水平段平均井径扩大率在10%左右，研究还发现，当最大排量为1.85 m3/min时，水平段井底当量循环密度小于1.77 kg/L，如图4所示。此时，既能满足井眼清洁要求，也能降低发生井漏的风险。
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图 4 排量为1.85 m3/min时井底当量循环密度的变化曲线Figure 4. Variation of bottom hole equivalent circulating density (ECD) with a flow rate of 1.85 m3/min3. 现场试验
上述超长水平段水平井钻井关键技术在吉木萨尔页岩油示范区JHW00421井、JHW00422井和JHW00423井进行了现场试验。3口试验井水平段长度均超过3 000 m（平均长度达3 200 m），其中JHW00422井水平段的实钻长度达到了3 500 m，创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。3口试验井的平均机械钻速达10.90 m/h，对比邻井水平段钻速提高23%；水平段钻进中未发生井下故障，通井、电测和下套管等作业均一次完成，水平段平均完井周期40.79 d，取得了很好的综合效果。现场试验中采取的措施及取得的认识如下：
1）3口试验井钻井中取消了长短提，起下钻和划眼用时大幅度缩短，平均短起及划眼用时仅38.5 h。与采用水基钻井液的邻井相比，采用油基钻井液的3口试验井在平均水平段长度增加90%的前提下，短起及划眼用时反而缩短了48%。
2）与采用水基钻井液的邻井相比，采用油基钻井液的3口试验井的摩阻只有其1/3，摩阻系数为0.15～0.18（见表5），解决了长水平段钻进中的钻具托压问题，并降低了通井、电测和下套管作业难度。
表 5 试验井与采用水基钻井液邻井的摩阻系数对比Table 5. Comparison between friction coefficients of the test well and its adjacent well using water-based drilling fluid井号 钻井液 水平段长度/m 实测摩阻系数 JHW00421 油基钻井液 3 100 0.18 JHW00422 油基钻井液 3 500 0.15 JHW00423 油基钻井液 3 000 0.16 JHW041 水基钻井液 1 500 0.40 JHW01022 水基钻井液 1 500 0.39 JHW051 水基钻井液 2 000 0.41 JHW151 水基钻井液 2 000 0.37 3）与采用水基钻井液的邻井对比了井径扩大率，结果如图5所示（图5中，红色线表示钻头外径）。对比发现，油基钻井液对维持井壁稳定效果很好，水平段井径均匀变化，平均井径扩大率仅7.4%，基本无缩径现象，而采用水基钻井液的邻井其平均井径扩大率达到了13.8%，部分井段的井径扩大率大于30.0%，并出现缩径现象。
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图 5 试验井与采用水基钻井液的邻井的水平段井径对比Figure 5. Comparison between borehole diameters in the horizontal sections of the test well and its adjacent well using water-based drilling fluid4）根据实钻钻井液密度1.55 kg/L和预计水平段井径扩大率小于10%的情况，确定水平段排量为31 L/s时的井底当量循环密度小于1.77 kg/L。现场试验时采用28～30 L/s的排量，同时将转速提高至90 r/min，钻进水平段过程中无托压、无井漏，取得了很好的井眼清洁和预防井漏的效果。
4. 结论与认识
1）新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井的主要钻井技术难点是水平段摩阻大，延伸能力有限；页岩水化分散作用明显，水平段井眼失稳严重。
2）通过室内试验确定了高性能油基钻井液的配方，使用该配方钻井液可大幅度降低芦草沟组水化分散引发的井眼失稳风险，满足吉木萨尔页岩油水平井超3 000 m水平段的安全钻进需求。
3）通过井身结构优化、双二维井眼轨道设计、应用旋转导向钻具和确定合理钻井液密度与钻井参数，形成了新疆页岩油超长水平段水平井钻井关键技术。现场试验表明，该技术可以缩短长裸眼井段的浸泡时间，大幅降低水平段的摩阻，保障钻井、通井、电测和下套管等施工作业顺利完成，实现钻井提速提效，值得进一步推广应用。
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图 1 不同井眼轨道条件下JHW00423井的钻具屈曲分析结果
Figure 1. Buckling analysis results of drilling tool under different borehole trajectory conditions
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图 2 最小排量与井深的关系（井径扩大率10%）
Figure 2. Relationship between minimum flow rate and well depth (10% hole enlargement rate)
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图 3 原水平井井身结构和优化后的水平井井身结构
Figure 3. Casing programs of original and optimized horizontal wells
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图 4 排量为1.85 m3/min时井底当量循环密度的变化曲线
Figure 4. Variation of bottom hole equivalent circulating density (ECD) with a flow rate of 1.85 m3/min
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图 5 试验井与采用水基钻井液的邻井的水平段井径对比
Figure 5. Comparison between borehole diameters in the horizontal sections of the test well and its adjacent well using water-based drilling fluid
表 1 不同摩阻系数条件下的水平段延伸能力统计结果
Table 1 Statistics of horizontal section extension capacity under different friction coefficient conditions
井号 通井摩阻/
kN实钻水平
段长/m摩阻
系数水平段最大
延伸能力/mJ10057H 38～42 2 256 0.37 2 200 J10028H 40～45 2 030 0.41 2 040 J179H 40～45 1 830 0.40 2 050 J10016H 50～60 1 600 0.55 1 540 
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表 2 芦草沟组岩石成分分析结果
Table 2 Analysis results of rock composition of Lucaogou Formation
序号 理化分析结果，% 黏土 石英 斜长石 方解石 沸石 铁辉石 1 17 23 53 3 4 2 20 48 32 3 20 47 33 4 10 2 79 9
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表 3 2019年新疆页岩油井区三开水平井水平段卡钻情况统计结果
Table 3 Statistics of stuck in the third horizontal section of the horizontal wells in the shale oil well area in Xinjiang in 2019
井号 卡钻发生
井深/m进入水平段
时间/d工况 钻井液密度/
（kg·L–1）卡钻情况简述 J10017H 4 885 21 钻进 1.60 钻至井深4 885 m时，立柱下单根钻完，上提下单根出转盘面5 m，顶驱扭矩由19 kN·m升至24 kN·m蹩停、卡钻，振动筛返出大量岩屑 J179H 5 260 26 划眼 1.60 通井遇阻划眼至井深5 260 m，顶驱突然蹩停，泵压由15 MPa升至19 MPa，原悬重1 300 kN，摩阻400～600 kN，上提下放（悬重700～1 900 kN）无效，钻具卡死，振动筛上可见大量岩屑 JHW051 4 138 17 钻进 1.59 钻至井深4 138 m时，钻具上提0.8 m，转盘扭矩由14 kN·m升至23 kN·m，顶驱蹩停，上提下放（悬重800～1 200 kN，原悬重1 030 kN）无效，发生卡钻 J10016H 3 988 19 钻进 1.59 钻至井深3 988 m时，钻具上提2 m，顶驱蹩停，泵压由19 MPa升至23 MPa，上提遇阻，卡钻，井口返出大量岩屑 J10019H 4 483 22 钻进 1.61 钻至井深4 483 m时，上提钻具1.5 m，钻井泵安全销打掉，倒泵后开泵循环，上提钻具遇阻，来回活动钻具无反应，发生卡钻
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表 4 白油基油包水钻井液的基本性能
Table 4 Basic properties of white oil-based water-in-oil drilling fluid
试验
条件表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa破乳电
压/V高温高压滤
失量2）/mL老化前 64 54 10 890 2.0 老化后1） 62 53 9 780 2.4 注：1）老化条件为在150 ℃温度下热滚16 h（井底温度100～120 ℃）；2）温度150 ℃，压差3.5 MPa。
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表 5 试验井与采用水基钻井液邻井的摩阻系数对比
Table 5 Comparison between friction coefficients of the test well and its adjacent well using water-based drilling fluid
井号 钻井液 水平段长度/m 实测摩阻系数 JHW00421 油基钻井液 3 100 0.18 JHW00422 油基钻井液 3 500 0.15 JHW00423 油基钻井液 3 000 0.16 JHW041 水基钻井液 1 500 0.40 JHW01022 水基钻井液 1 500 0.39 JHW051 水基钻井液 2 000 0.41 JHW151 水基钻井液 2 000 0.37
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