水基高效清洁钻井液技术在大位移水平井中的应用.docx
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水基高效清洁钻井液技术在大位移水平井中的应用
水基高效清洁钻井液技术在大位移水平井中的应用
1.立项背景
大位移水平井可以大幅提高勘探开发效果，扩大油田的有效开发面积，提高采收率，降低成本，从而带来巨大的社会和经济效益。
目前世界上许多国家利用这项技术来勘探开发海上、滨海、岛屿和地面条件恶劣地区的油气田，减少建造平台、人工岛和减少钻油气井数。
老油气田也可利用该井型加速油田勘探和开发，缩短产油周期，扩大泄油半径，提高单井产量和延长井的寿命；增加整个油田的产量和最终采收率，大幅节约上游投资。
为了满足中国日益发展的勘探和开发需要，各油田再次大力发展水平井应用技术，特别是2005年以后各油田水平井数量明显增加。
集团公司从上世纪80年代末对大位移钻井进行了积极探索，完成的指标井主要有：
2000年3月完成了埕北21-平1井，完钻井深4837.40m，水平位移达到3l67.34m，位移/垂深为1.2O/1，是当时国陆上油田完成的水平位移最大的一口井。
2008年完成了金平1井，实钻位移1636m，垂深583.9m，位移/垂深达到2.803/1，是当时胜利油田位垂比最大的一口大位移井。
但我国的大位移井技术与国外先进水平相比，仍存在相当大的差距，需要在这方面进一步展开攻关研究。
为了满足水平井钻井和完井全过程的各种需要，确保水平井的钻成并保护好油气层，工程和地质两方面都对水平井钻井液完井液提出了特殊要求，钻井液体系的选择需要综合考虑地层岩性、地层压力、储层特性、井身结构、钻井参数、设备条件、经济的合理性以及环境保护等因素。
在钻井施工过程中,钻井液还必须解决井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏、储层保护等5个技术难题。
在钻进不同地层时，这些难题有时是共存的，有时表现的严重程度不完全相同。
从钻井液类型选择上看，大体分成油基钻井液和水基钻井液。
油基钻井液主要用于最易出现井眼稳定问题的夹有裂缝性页岩的储层、易受损害的砂岩储层以及大位移或超长水平段的水平井。
水基钻井液在抑制性、润滑性、保护储层等技术方面均不及油基钻井液。
随着钻井液技术的发展，现已研制成功一些新型处理剂和新型水基钻井液体系，新体系很大程度地克服了原有水基钻井液的上述弱点，基本上能够满足水平井钻井的需要。
目前国实施的水平井与国外有较大的差距，长水平段水平井对水基钻井液是一个考验，水基钻井液在技术上应早做储备，以适应发展的需要。
2.主要容
国的大位移钻井液体系很多，有聚合物水包油乳化钻井液体系，正电胶聚合物钻井液体系，聚合醇润滑防塌钻井液体系，硅聚纳米润滑钻井液体系，低毒性油基钻井液体系等。
大位移水平井钻井液的润滑问题是钻井液成败的技术关键，如何解决钻井液体系的润滑、防塌、携岩问题是顺利实施浅层大位移水平井的关键技术，本项目从适合大位移水平井钻井液体系及工艺技术方面进行了创新研究。
2.1钻井液体系配伍性处理剂的研选
2.1.1絮凝剂的选择
由于长水平段水平井的造斜、稳斜井段、长水平段都钻遇易造浆的砂泥岩地层，钻时快，一般的钻井液钻进时，粘土会快速大量的入侵，容易造成钻井液性能变化较大；钻屑如不能包被絮凝并通过固控设备及时清除，粘土等低密度固相很快侵入钻井液中，当粘土的侵入量达到粘土的容量先后，钻井液的粘度和切力急剧升高，清洁井眼的能力急剧下降，造成粘卡等复杂情况，甚至导致卡钻事故的发生。
因此如何抑制地层水化膨胀和分散、及时清除钻屑、保持钻井液性能稳定是关键。
由此必须采用絮凝特性好的絮凝剂。
目前普遍选择PAC141、HPAM、PAM、两性离子聚合物、天然高分子絮凝剂IND30等作为钻井液的絮凝剂，通过实验结果及该井的考虑，最终选择分子量较高的PAM、IND30作为该井的钻井液絮凝剂。
2.1.2防塌降滤失剂的选择
钻井液的滤失与造壁性是钻井液的又一项重要性能。
它对于松散、破碎和遇水失稳地层（如水化膨胀性地层）的井壁稳定有着重要的影响。
水，作为水基钻井液的分散介质，在钻井液中以三种形式存在，即化学结合水、吸附水和自由水。
在压力差的作用下，钻井液的自由水向井壁岩石的裂隙或空隙中渗透，称为钻井液滤失作用。
在滤失的过程中，随着钻井液中的自由水进入岩层，钻井液中的固相颗粒便附着在井壁上形成泥饼，这便是钻井液的造壁性。
井壁上形成泥饼以后，渗透性减少，阻止或减慢了钻井液继续侵入地层。
针对长水平段水平井的特点，为防止长水平段疏松砂层具有较高的渗透能力，钻井过程中在一定液柱压差的作用下，极易形成虚厚的泥饼，有时会使井眼缩径，起下钻遇阻遇卡，甚至造成井下复杂或事故，同时，质量较差的泥饼使钻进的摩阻增加，影响滑动钻进，造成常规钻井无法进行。
保持钻井液低失水及优质的泥饼，由此对防塌剂应有特殊的要求。
目前油田普遍采用的防塌剂有：
硅甲基防塌降滤失剂SFY-0001、聚合醇防塌剂、防塌降滤失剂SD-201、防塌降滤失剂KFT、磺化酚醛树脂SMP-1、防塌降滤失剂JS-3等。
我们以现场上部地层形成的钻井液为基浆，通过下述实验结果，我们最终选择降滤失效果好、又不提粘、较为经济的磺化酚醛树脂SMP-1、SD-201作为防塌降滤失剂。
图1防塌降滤失剂优选
2.1.3流变性调整剂的选择
针对长水平段水平井的特点，不但要求钻井液具有良好的防塌能力，更应具有良好的携岩性能。
在保证钻井液合理流变性的基础上提高钻井液的护胶、造壁能力，配合高排量、工程短起下钻，以达到悬浮携带钻屑、清洁井眼的目的；通过室试验流型调节剂选择：
硅氟稀释剂SF-1、XC。
2.1.4润滑剂研选实验
大位移井的井斜大、水平位移大、增斜稳斜段长，在钻井及其它作业中，摩擦阻力升高，扭矩增大，因此钻井液必须具有良好的润滑性能，防止粘附卡钻事故的发生，确保钻井完井作业的顺利施工。
为解决这一大难题，我们对以下润滑剂进行研选。
（1）BH-1高效润滑剂的研制
经过室研究,合成了一种润滑剂BH-1,较其它常用润滑剂具有润滑效果好、配伍性强、无荧光、加量少，不提粘、提切的特性。
用膨润土浆做基浆，图2列出了BH-1不同加量条件下的润滑系数及体系的性能：
图2BH-1不同加量对体系性能及的润滑性的影响
从实验看出：
随润滑剂加量增加，润滑系数和粘附系数下降明显，当其含量超过4%时，润滑系数和粘附系数变化不明显，其最佳加量不低于4%时，其润滑效果最好。
（2）BH-1与其它润滑剂润滑性能对比
图3列出了BH-1润滑剂与其它常用润滑剂的对比情况，同等条件加量下，BH-1润滑剂起润滑系数降低率和粘附系数降低率相对较好。
图3BH-1润滑剂与其它润滑剂的对比
2.1.5抑制剂的优选
大位移井的造斜段、稳斜段甚至目的层都处在明化镇组、馆组和东营组,地层胶结疏松,蒙脱石含量高,再加上斜井段钻屑的反复研磨,引起造浆严重,钻井液中的无用固相增加。
因此，保持钻井液有强的抑制性，不但能有效地抑制钻井液中钻屑和粘土分散，保持性能稳定，同时达到稳定井壁的目的。
图4抑制剂的优选
图4为抑制剂的筛选结果。
实验结果表明：
胺基抑制剂是实验中抑制性最好的处理剂，具有很高的页岩回收率和较低的页岩膨胀率，表明其具有良好的抑制页岩膨胀作用。
2.2高效清洁钻井液体系配方的确定
在以上室处理剂研究的基础上，确定了水基高效清洁钻井液的基本配方：
现场土浆+0.3%PAM+1.5%KFT+1%SMP-1+0.5%SF-1+1.0%胺基抑制剂+3%BH-1+5%BM-1。
辅助剂:
铵盐、XC、SD201
表1钻井液性能
密度
g/cm3
AV
mPa.s
PV
mPa.s
YP
Pa
Gel
Pa/Pa
FL
mL
pH
粘附
系数
润滑
系数
岩屑回收率%
1.10
20.5
14
6.5
2/3
4.4
9.5
—
0.12
67.6
从表中的性能可以看出，该钻井液体系具有一定的动切力，而静切力也较好，说明了该体系的悬浮能力很强，对于钻屑较多的井段，其优势是很明显的；而且其滤失量低，泥饼坚韧而致密；同时该体系还具有较好的抑制防塌效果及良好的润滑效果，能满足长水平段水平井钻井的需要。
2.2.1润滑剂加量对体系性能的影响
（1）BH-1加量对体系性能的影响
图5BH-1加量对体系性能的影响
从上图的结果可以看出，随着BH-1润滑剂加量的增大，润滑系数、粘附系数均有降低，BH-1润滑剂总加量超过5%后，润滑系数、粘附系数变化不明显，合适加量应在4%以上；随着BH-1润滑剂加量的增大，表观粘度、塑性粘度、动切力变化不大，API滤失量略有减小。
（2）BM-1润滑剂加量对体系性能的影响
图6BM-1加量对体系性能的影响
从上图的结果可以看出，随着BM-1润滑剂加量的增大，润滑系数、粘附系数均有降低，BM-1润滑剂总加量超过10%后，润滑系数变化不明显，粘附系数最小，合适加量应在10%以上；随着BM-1润滑剂加量的增大，表观粘度、塑性粘度增大，API滤失量减小，合适的加量应控制在20%以，有利于流变性的控制。
2.2.2抑制剂加量对体系性能的影响
考察了胺基抑制剂对体系性能及粒度分布的影响，以便在维护过程中进行有效控制钻井液中的固相，使钻井液体系保持合理的粒度既有利于控制钻井液性能，又有利于改善钻井液性能。
图7胺基抑制剂加量对体系性能及粒度分布的影响
随着胺基抑制剂的加入，钻井液的塑性粘度、表观粘度升高，相对膨胀率降低，粒度中值增大，说明其有利于提高钻井的抑制分散能力。
2.2.3地层土对配方性能的影响
利用高101井地层土粉细后作为实验用土，考察它对体系性能的影响情况。
图8地层土含量对体系性能的影响
从上图的结果可以看出，随着钻井液中膨润土加量的增大，表观粘度、塑性粘度略有增加，API滤失量减小，在侵入土含量3%时对该体系性能影响不大；超过3%后，随其含量增加粘度上升明显。
2.2.4配方的评价实验：
1）抑制性评价
采用岩屑回收率法评价该体系与矿物油基钻井液体系的抑制性能对比，所用的岩屑上部地层的岩屑。
该岩屑的清水回收率仅为19.0%。
在80℃/16h滚动后，高效清洁钻井液体系回收率为67.6%。
用页岩膨胀仪测试对水的相对膨胀率16%。
该钻井液体系具有较好的页岩抑制性能，有利于抑制地层造浆。
表2不同钻井液体系抑制性评价
钻井液体系
相对膨胀率
%
滚动回收率/16h、80℃
%
水
100
19
矿物油基钻井液
2.7
87.6
聚合醇润滑防塌钻井液
25
53.5
高效清洁钻井液
16
67.6
2）润滑性对比
表3不同体系润滑性对比
钻井液体系
润滑系数
粘附系数
矿物油基钻井液
0.10
—不粘
高效清洁钻井液
0.12
—不粘
高效清洁钻井液具有良好的润滑性能，其润滑系数率略低于油基钻井液体系的润滑系数，该钻井液体系中保持足量的BH-1及BM-1含量，其润滑性能满足现场钻井要求。
2.3高效清洁钻井液体系的特点
1）具有强抑制作用，其相对膨胀率稍低于矿物油基钻井液
2）具有与矿物油基钻井液相当的润滑性能，有利于大位移水平井的安全钻进
3）具有良好的携岩能力，有利于大位移水平井钻屑的及时清除，从而具有清洁井眼的作用。
4）该体系较矿物油基钻井液还具有成本低、性能易于控制的特点。
3.现场应用效果
3.1在金平1井的应用
金平1井位于济阳坳陷东营凹陷金家－柳桥缓坡构造带中部，该地区下第三系地层由北向南逐渐抬升，层层遭受剥蚀，馆组地层直接覆盖其上。
本井钻遇地层从上到下依次为新生界第四系平原组，新近系明化镇组和馆组，下古近系沙河街组的沙四段。
上部地层成岩性差，造浆严重；下部沙河街地层岩层疏松含有砾石易坍塌，且含有泥岩混层，也易造浆。
3.1.1工程简况
金平1井于2008年3月29日一开钻进，井深112m。
4月1日二开钻进，造斜点330m，一趟钻钻完整个斜井段，井深774.7m，平均造斜率在20°/100m左右，套管下深774.39m。
4月11日开始三开水平段钻进，至2008年5月1日21:
30完钻，完钻井深2128m，井斜87.5°，方位177.8°，垂深592.9m，位移1636.43m，水平段长1356.55m，位垂比2.803。
该井井身结构见表4.
表4金平1井井深结构
开次
井眼直径/mm×深度/m
套管直径/mm×深度/m
一开
660.4×112
Φ508×112.00
二开
346.1×774.7.00
Φ273.1×774.39.00
三开
241.3×2128
3.1.2现场施工情况
（1）一开井段（0～112m）：
该井段平原组地层以棕黄色粘土及松散砂层为主，地层可钻性好、易坍塌。
钻井液配浆开钻，钻进期间采用低浓度聚合物溶液进行维护，保持钻井液粘度在40～45s，完钻后加入0.5%的生物聚合物，循环30分钟后将井钻井液粘度提至60s以上，顺利下入表层套管。
（2）二开井段（112m～774.7m）：
二开为造斜稳斜井段，针对地层易水化膨胀和井眼大、钻时快，钻井液性能难控制的特点，利用水基高效清洁钻井液体系的抑制和润滑性能，配合高分子聚合物包被抑制作用，增强了钻井液的抑制能力，提高了钻井液的润滑性，保证了钻井施工的顺利进行。
在具体施工过程中，将一开钻井液用1.5%的聚合物胶液冲稀，用纯碱消除水泥塞污染后，进行二开钻进。
钻井过程量跟入浓度为0.3～0.5%的聚合物胶液提高钻井液抑制能力以抑制地层造浆，利用铵盐调节钻井液流型，采用大排量、低粘切钻进。
进入造斜点后，进一步控制地层造浆，逐渐加入润滑剂，增加钻井液的润滑性；加入降滤失剂控制钻井液滤失量，改善泥饼质量，保持钻井液性能稳定。
随井深增加，井斜增大，及时补充润滑剂量。
合理地使用固控设备，减少有害固相在钻井液中的含量，最大限度地清除钻井液中的无用固相。
加强工程措施，依井下情况，定时定长进行短起下作业，避免岩屑床的形成，确保井下安全。
二开结束提高粘切，充分循环，确保套管顺利下入。
（3）三开井段（774.7m～2128.00m）：
三开为水平段，水平位移大。
随着井深增加，岩屑携带难度增加，摩阻、扭矩逐步增大，因此保持井底清洁、提高钻井液润滑能力，降低钻井过程中的摩阻和扭矩是施工的关键。
在室实验的基础上选用乳化润滑钻井液体系。
具体施工过程如下。
①774.7～1450m
调整二开钻井液，控制粘度40s左右，进行三开钻进。
钻进30m以后，逐步补充防塌剂、降失水剂，严格控制在失水5mL以。
井深钻进至1036m后开始出现大段紫红色泥岩，造浆及缩径严重，再加上进尺较快，劣质固相来不及清除，钻井液粘度、切力上升，流型差，给钻井液处理维护带来很大难度，我们加入高浓度高分子聚合物及高分子絮凝剂增强钻井液抑制性抑制地层造浆，加入铵盐调节钻井液流型对井壁进行有效冲刷，并开启四级固控设备清除固相，确保正常钻进。
②1450～2128m
随着水平段长逐渐增加，我们逐步提高乳化润滑剂BH-1含量至3%以上，进一步提高钻井液的润滑性，适当控制钻井液的粘度、切力和流变参数，使钻井液具有较强的携砂能力。
钻进时坚持做好短程起下钻，配合工程采用2柱一短起，4柱一长起的措施，清除岩屑床，保持井眼清洁。
随着水平段的进一步增加，润滑问题显得更加突出，钻井液保持润滑剂BH-1的含量达到5%，提高钻井液的润滑性能，降低摩阻和扭矩，控制极压润滑系数<0.08，保证起下钻作业摩阻在设计围，确保每一次起下钻能够顺利进行。
加强一级固控，充分使用三级固控设备，振动筛使孔径为0.154mm（100目）的筛网，保持固相在设计围。
为保证测井成功率，通过短程起下钻消除水平段岩屑床，保持井眼清洁。
顺利完成了该井的施工。
创当时陆上石油位垂比最大纪录。
3.2在高平1井的应用
高平1井是胜利油田2009年所布的一口重点预探井，该井为浅层大位移超长水平段水平预探井，该井自2009年11月29日一开至2010年3月15日完钻，历时108天，采用水基高效清洁钻井液体系，最终钻至加深井段4353米井深，创国陆上水平钻井三项指标：
1）.技术套管下深水平段最长记录：
1074.15米。
2）.水平段最长记录：
3462.07米。
3）.位垂比最大记录：
4.02
3.2.1技术难点
1）高平1井为浅层大位移水平井，水平段长、位垂比大，携岩问题是本井的难点之一；
2）润滑问题是该井的又一技术难题，如何保证钻井液体系的润滑性，保证井下安全，成为本井的技术难点；
3）流变性控制技术。
本井上部地层易于造浆，邻井资料显示，该井地层松软，极易分散，不利于钻井液流变性的控制。
要求钻井液具有良好的抑制性，有效抑制粘土的水化分散，有利于固相清除。
3.2.2现场钻井液施工情况
（1）一开
一开次钻穿的地层：
平原组。
一开钻井液主要技术措施：
一开采用混浆开钻，井深超过200m后用纯碱促使粘土水化分散，控制流型，使用好固控设备,搞好钻井液净化。
钻完一开井深，充分循环洗井，起钻前可加入0.1%的LV-CMC增粘剂提高钻井液粘切，使钻井液粘度维持在45s以上，保证了表层套管顺利下入井底。
性能：
密度1.05～1.08g/cm3，漏斗粘度：
40～50s。
（2）二开
二开次钻穿的地层有：
平原组、明化镇、馆组、中生界
二开钻井液主要技术措施：
该井段钻遇明化镇组、馆组、青山组。
地层成岩性差，泥岩较软且砂层发育，易缩径，易粘卡；钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑、润滑为主，确保安全钻进为目的。
井眼大，岩屑携带困难，容易形成岩屑床。
高平1井二开施工期间，采用高性能清洁钻井液体系，钻井液处理本着低固相、强抑制、优良润滑性、合理流变参数的原则，以小型试验为先导，以工程工况表象及所钻地层岩性为依据，在全效使用现场固控设备的前提下，确定钻井液各项性能参数，钻井液处理立足于上部30°以前井段低粘低切，中后期井段立足于低粘、适当切力及良好的润滑性，下部井段在进一步提高润滑性的基础上适当控制失水以保证井壁稳定。
施工期间钻井液处理及时、得当，注意钻井液处理剂的合理搭配，保持钻井液各种处理剂的有效含量并及时补充，钻井液各项性能均稳定，克服了长水平段携岩、润滑及井壁稳定问题，上部井段中间起下钻前采用较高浓度膨润土浆、生物聚合物XC、LV-CMC及烧碱封井提高钻井液粘切的办法以利悬浮钻屑，确保起下钻畅通。
在工程措施的配合下，克服了斜井段及以上井段缩径、键槽现象，保证了起下钻畅通，目的层中生界井段部分岩性含有硅铝酸盐及硫化氢，经过有针对性的处理，保证了钻井液优良的流变性能。
钻完进尺后，通过调整钻井液性能，适当降低钻井液粘切、提高钻井液润滑性等工作保证了中完电测的顺利，下套管前通井时调整钻井液性能，采用1%润滑剂、2%塑料大球封水平段的方法，确保大尺寸技术套管的顺利下入。
实施的具体措施为：
1）二开上部井段采用不同分子量聚合物合理搭配，保持聚丙烯酰胺、天然高分子絮凝剂、胺基聚醇及有机胺等高效抑制剂在钻井液中的有效含量，全面提高钻井液的整体抑制性及抗粘土能力，随着井深增加，适当提高钻井液中聚合物的有效含量，提高钻井液的抗污染能力及辅助润滑能力。
2）、高效使用四级固控设备，振动筛采用120到150目筛布，至二开后期采用180目筛布，配合聚合物的包被絮凝以达到严格控制钻井液固相含量的目的；二开井段所钻地层钻时快，钻屑侵入量大，中后期随着水平段的不断增长，钻屑重复研磨，增加了钻井液固相控制的困难，在现有的固控设备无法满足施工需要时，采用适当置换部分钻井液的方式保证了钻井液性能保持强抑制条件下的低粘低切。
3）二开钻井液流变性的控制立足在合理聚合物浓度、较低土相含量基础上，采用铵盐、硅氟稀释剂等处理剂使二开上部钻井液保持低粘、低切，中后期适当增加钻井液切力，配合高排量、工程短起下以达到清洁井眼、悬浮携带钻屑的目的；随着水平段的延长，钻井液注意了提高铵盐、KFT、磺化酚醛树脂等防塌降失水剂的适时加入，保持钻井液低失水及优质的泥饼，在保证钻井液合理流变性的基础上提高钻井液的护胶、造壁能力，并配合各种润滑剂以降低摩阻。
上部井段中间起下钻前采用生物聚合物XC及烧碱封井提高钻井液粘切的办法以利悬浮钻屑，确保起下钻畅通。
4）二开钻井液润滑性的控制是该井钻井液施工的重点，在施工前期调研及室实验的基础上，结合现场施工实际情况，该井段的钻井液润滑性控制立足在合理流变性基础上，以较高液相粘度、高质量泥饼配合足量高效润滑剂BM-1（加量在5%至15%）得以实现，全井段钻井液粘附系数控制在0.026左右，完全满足了该井的施工。
保证了大井眼长水平段套管的顺利下入。
（3）三开
三开钻穿的地层有：
中生界（青山组、王氏组）
三开钻井液主要技术措施：
本井三开水平井段主要位于青山组和王氏组：
为灰色、棕色、棕红色含砾砂岩、细砂岩、凝灰质砂岩与紫红色泥岩、砂质泥岩夹紫红色泥岩、紫红色泥质砂岩为主。
由于该段是水平段，要求钻井液具有良好的抑制、润滑、防塌、携岩能力。
三开于2010年1月23日开始，依据施工方案将二开钻井液逐步转化为高效清洁钻井液体系。
由于该井水平段长，摩阻大，钻屑遇水易于分散，对钻井液质量提出了较高要求，解决钻井液润滑防卡、强抑制和井壁稳定是技术关键。
现场施工采用以下钻井液技术：
一是选用高效清洁钻井液体系较好的满足了施工井段的抑制防塌性能；二是采用高效复合润滑技术有效地解决了长水平段水平井的润滑问题；三是采用钻井液与工程措施配合的短起下井眼修复技术，保证了起下钻畅通；四是钻井液粒度级配与固相控制技术，保证了遇水易分散松软地层的井壁稳定和钻井液性能稳定问题；五是室与现场有机结合的钻井液性能检测跟踪控制技术，使钻井液性能满足了水平井的钻井要求。
通过以上技术的实施，保证了该井的顺利完成。
具体现场钻井液施工措施为：
1）通过聚丙烯酰胺、胺基聚醇等不同分子量的聚合物在钻井液中的合理加量以提高钻井液的整体抑制性，保持聚胺的含量在0.3%以上，胺基聚醇含量在0.5%以上，并随着水平段的不断增加，相应聚合物浓度适当提高来提高钻井液的抑制性，减少所钻钻屑的过度分散，配合稳定的pH值，以保证钻井液的稳定性。
2）、配合固控设备将钻井液固相控制在10%以下。
钻井液密度控制在1.15g/cm3以保证钻井液性能的稳定，防止地层流体侵入钻井液，维持现场钻井液漏斗粘度在60S左右，保持较高的切力，根据现场振动筛返砂情况及摩阻变化，进一步提高钻井液的切力，以达到悬浮携带钻屑、减少岩屑床形成的目的，从而降低摩阻。
3）、在保证钻井液具有强抑制性的前提下，通过预水化膨润土浆、铵盐、硅氟稀释剂、GHM、磺化酚醛树脂等处理剂的合理使用，保证钻井液的胶体稳定性及防塌、造壁能力，调整钻井液漏斗粘度在65S以，初终切力控制在3-5/10-12Pa左右，保证钻井液悬浮携带钻屑及清洁井壁的能力。
4）、在保证钻井液具有低失水、高质量泥饼的同时，通过高效润滑剂BH-1与BM-1的协同作用以降低钻井液的润滑系数，配合高质量的泥饼及钻井液较高的液相粘度以保证钻井液优质的润滑性。
保证钻井液中各种润滑剂含量达到20%以上，配合固体润滑剂塑料大球与石墨粉以达到降低井下摩阻及扭矩的目的。
5）、保持现场固控设备全效运转，配合工程的短起下、通井等措施破坏岩屑床、键槽等井眼不利因素，保证了施工的顺利，后期有效降低了摩阻、扭矩。
通过以上措施的严格执行，高平1井三开顺利钻至4535m，期间起下钻均正常，在4014m井段，水基钻井液体系、常规定向钻具组合仍能实现滑动钻进，调整井斜、方位，足以证明三开钻井液施工的成功。
4.主要创新点
（1）研制的高效润滑剂BH-1，提高了钻井液体系的润滑性，大减少施工过程中钻井摩阻，采用的高效复合润滑技术有效地解决了该井的润滑问题，满足了大位移水平井的钻井要求。
（2）胺基聚合物有利于抑
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