随着塔河油田“千万吨级大油田”目标的实施，超深井、外围勘探井不断增多，井下复杂情况也越来越多，钻井液名副其实的成为了钻井的命脉。华北石油局西部公司力求技术创新，有针对性地研究了综合配套工艺技术，探索出了适合塔河油田钻井和油气保护的钻井液技术、上部快速钻进钻井液技术、巴楚区块高密度欠饱和盐水钻井液技术、超深大位移井钻井液技术等 。在成功实施了亚洲第一深井“塔深1井”施工之后，近两年在复杂构造带的深井、超深井盐膏层、超深井优快钻井、解决异常低压高渗透地层防压差卡钻、深井水平井和侧钻井等深新难井领域取得了较好的成绩。

    盐下井承压堵漏：安全快速钻穿盐膏层

    在塔河油田钻井过程中，众多井在不同程度上都钻遇高压盐膏层。塔河油田盐膏层埋深大多在5200多米，盐层中氯化钠含量接近99%，极易缩径、溶解和井径扩大。而复合盐膏层，含有大量的氯化钠、石膏、软泥岩等，极易造成卡钻、卡套管等事故。西部公司对盐膏层上部地层进行先期承压堵漏，使之安全钻穿盐膏层，保证了在钻井和下套管过程中的安全。

    西部公司在施工S114-2井前，通过研究和实验，提出堵漏剂颗粒应“先细、后粗、再细”的新思路，在该井施工中，先憋入了一定量的堵漏材料后，及时调整堵漏浆配方，增加堵漏剂的总浓度，增大了粗颗粒堵漏材料的用量；在特殊井段加入核桃壳，增强“架桥”能力和对承压的可靠性，优质高效地完成了S114-2井任务。后来，这种承压堵漏思路得以在塔河油田多口井予以实施，都取得了较好的效果。

    科学运用承压堵漏方法：解决异常低压地层阻卡

    由西部公司70850HB井队施工的DUH2井，在井段5200多米起钻中连续发生卡钻。现场技术人员对卡钻进行了认真的分析和判断，认为压差是造成此次卡钻的主要原因。

    降低井内钻井液密度后，井内掉块明显增多，并存在垮塌的风险，于是再次将井内钻井液密度提高。现场技术人员判断可能是地层中存在一段异常低压地层，频繁卡钻就发生在该井段。由于该井段穿越了多个压力系统，不能降低钻井液密度，而其他的方法均不奏效。面对这种特殊情况，钻井液技术室突破传统思维，大胆提出用先期承压堵漏技术封堵异常低压地层岩石空隙；通过先期承压堵漏提高异常低压地层的承压能力，最大限度的减小了井筒内钻井液液柱压力与地层压力的压差。付出实施后取得了成功。这种大胆尝试，为今后施工该类复杂地层摸索出了一条有效的解决方案，并在塔河油田外围复杂井得到了大力推广。

    探索配套的钻井液：成功完成超深大位移水平井

    由西部公司70847HB井队施工的TH12513CH井是中石化西北油田分公司部署在塔河油田阿克库勒凸起的一口高开窗点的超深大位移水平井；被称为塔河油田近两年施工难度最大的井，水平位移1333.06米，是塔河油田水平位移最大的一口井；而且斜井段长（斜井段设计2663米，设计斜深7036.5米）。该井与常规开窗侧钻井不同，在目的层2000米以上开窗侧钻。施工该最大的难点是：造斜点高，钻遇地层多；地层上下存在多套压力系统；两千多米钻具贴在井壁上，极易发生压差卡钻。

    为了解决以上难点，现场钻井液技术人员加强固控设备的使用，提高钻井液泥饼的质量；加入超低渗透处理剂，有效的降低了地层空隙中的渗透性，减小了井下的压差；加入塑料小球降低钻具与井壁的摩阻及扭矩，有效的提高钻井液的润滑性；改善钻井液流型，优化钻井液的性能提高钻井液携岩能力几个方面的调整，大大降低了压差卡钻的几率，为套管顺利到位，奠定了坚实的基础，创下塔河油田工区超深大位移水平井新纪录。

    转变配浆用水观念：力求解决起下钻阻卡问题

    多年来，使用井场井水来配置胶液成为塔河油田各施工单位约定成俗的做法。井场水井的深度一般只有几十米深，有的区块井水氯离子含量超过10000mg/L，钙离子含量超过400mg/L。但大家都认为，目前的钻井液助剂抗盐、抗钙能力都应该能满足要求；现场取水方便，又不需要花钱拉水，对钻井液性能没有什么影响。所以各个钻井公司都大量采用井场水配置胶液维护处理钻井液性能。在大量使用现场水配置胶液的同时，经常出现钻井液性能不好控制、起下钻阻卡严重、钻井液费用居高不下等问题，但各施工单位都没有意识到水的问题。

    钻井液技术室主任叶荆挑战传统观念，提出更换用生活淡水进行配胶液的思路。首先在塔河油田十二区进行了实验，起到了立竿见影的效果。在更换用淡水后，钻井液性能能够得到很好的控制，在钻井液助剂消耗上也明显减少，起下钻阻卡问题也大为改观。目前，西部公司已在塔河油田十二区、托普区块推广使用淡水配制胶液，未出现旁站性能不合格、钻井液失水超标等问题，为优质高效完成深新难复杂井提供有力支撑。西部公司配胶液的做法在塔河油田十二区块和托普区块其它的钻井公司已得到全面推广。