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【摘 要】东濮地区前第三系地质条件复杂，中生界属低压裂缝致密砂岩油气藏，油气显示级别普遍较低，古生界属正常—偏低的压力系统，受上部高压地层的影响，钻井液密度较高，决定了钻井施工中会遇到各种工程事故，一般井漏事故最多，其次为卡钻、落井及井涌等，针对不同的地质条件和钻井现场实际开展钻井液技术对策，可有效地防止钻井事故的发生。
【关键词】东濮地区；地质条件；压力系统；井漏；钻井液密度
【中图分类号】TE254 【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2017）03-0127-03
渤海湾地区中生界时期气候干旱、炎热，大部分地区为干旱气候下的河流相红色碎屑沉积建造，局部地区有暗色泥岩沉积。东濮凹陷中生界为三叠系红色砂泥组合沉积，是勘探开发的主力地层，上古生界只有石炭系和二叠系地层，以海陆交互的含煤碎屑岩沉积组成，具有较大勘探潜力的层系，下古生界仅有奥陶系和寒武系地层，主要为石灰岩、白云岩、硬石膏及泥岩或页岩，岩性比较复杂。复杂的地质情况和压力系统给安全施工带来一定的难度和风险。
1 地层特征与钻井出现的复杂情况
在钻井施工过程中，由于地层压力的复杂性，会直接破坏井筒内原有压力平衡关系，导致发生井漏、井涌或卡钻，同时也会导致油气资源的极大浪费，破坏生态环境。中生界地层砂岩的刚性较强，易形成裂缝，钻井作业中井漏事故频繁发生，上古生界储层孔隙发育，同时含有煤系地层，地层稳定性差，多发生渗透性漏失，下古生界碳酸盐地层，受地层压力的影响，裂缝性漏失居多。
2 中生界地层裂缝性漏失严重
东濮凹陷中生界地层主要分布在中北部地区，即文明寨地垒带、西部斜坡带、文-户-卫地垒带和濮城构造带，南部大部分地层已遭剥蚀，仅孟岗集洼陷带和高平集斜坡带存在且以“高阻红”砂泥岩沉积为特点。
中生界砂岩储层具有低孔、致密的特征，次生孔隙不发育，碳酸盐含量较高，砂岩刚性较强，易形成裂缝。在东濮中北部文明寨、衛城和户部寨等地区的裂缝发育有规律可循，裂缝发育是导致井漏的一个原因。户部寨地区部1-14、部1-24、部1-27、部1-28等井多次发生井漏，预计地层压力系数为0.90～0.95，当时采用的钻井液密度均为1.20 g/cm3，原始地层压力低，是造成井漏的另一个原因。
2.1 可循环泡沫钻井液钻井技术要求
可循环泡沫钻井液是一种新型低密度钻井液体系，配制工艺简单，对现场钻井设备无特殊要求，设计密度为0.85～1.00 g/cm3，可任意调整。具有可变形的颗粒，在地层孔隙或微裂缝中具有架桥封堵能力，能有效防止硬脆岩石被压裂或闭合裂缝张开，起到防漏作用。通过性能优良的特殊化学处理剂，抵制压缩和膨胀，具有可循环的能力，可用于低压、低渗地层进行钻井。
钻井井段技术要求，地层压力系数为0.90～0.95，钻井液密度设计为0.85～1.00 g/cm3。要求进入该地层前储备密度为1.25 g/cm3、体积为80 m3的压井液，钻井过程中如果遇钻井液密度降低，则用青石粉加重，保证钻井液密度符合设计要求，如果井口压力过大，直接使用储备压井液压井。
2.2 可循环泡沫钻井液应用效果分析
对户部寨地区部17、部17-2和部1-23井采用抗高温可循环泡沫钻井液实施欠平衡钻井，现场密度控制在0.85 g/cm3以上，部17-2井未发生井漏，其余井有少量漏失。其中，部17-1井漏失较严重，分析认为该井地层压力系数仅为0.56，可循环泡沫钻井液能有效地减少压力系数在0.85以上地层的井漏事故。文卫地区明471井以后钻遇8口新井，均采用了1.14～1.15 g/cm3的钻井液密度，中生界地层压力系数为0.964，部分井能保证近平衡钻进，个别井由于井下情况复杂，加上上部高压油气层的影响，钻井液密度最大达到了1.44 g/cm3，造成地层发生井漏。
3 上古生界地层渗透性漏失居多
东濮地区上古生界地层，下部为一套含煤碎屑岩沉积，上部由紫红色砂泥岩地层组成。目前，钻遇井主要分布在中央隆起带南部唐庄以南到爪营地区、兰聊断裂带和西部斜坡带，中央隆起带北部文留以北到范县西部地区均有钻遇。北部地区上古生界沉积厚度大，近洼陷地区，砂岩发育但物性差，靠近大断层及斜坡带，构造活动强烈，大部分地层已断失。南部局部地区三叠系及二叠系上部的石千峰组、上石盒子组顶部地层遭受剥蚀。
上古生界储层单层厚度大，成岩作用强，物性普遍较差，不同井区、不同层位之间差别也较大，中央隆起带北部和兰聊断层上升盘储层物性普遍较好。从明古1、春古1及毛6井钻进中井漏和放空现象，录井中气测异常及取心见到不同级别的油气显示，说明储层既有原始的粒间孔隙，也有次生孔隙，加上上古生界地层压力低和钻进中井漏事故，可以确定上古生界的漏失多属于渗透性漏失。
3.1 典型井井况分析
对2 000年以后钻遇的14口井进行统计分析，在该套地层中多采用聚磺聚合物钻井液实施近平衡钻井，仅有文古2井和胡古2井钻进中发生井漏，其余井钻井施工正常。
中央隆起带文留潜山构造文古2井是一口潜山预探井，采用饱和盐水钻井液钻遇上古生界，钻井中气测异常明显，地质录井见油斑及荧光级别显示，上中部为碎屑沉积，下部为一段泥岩发育剖面，底部为一套煤系地层。上古生界地层钻进中共发生16次井漏，漏失钻井液263.8 m3，接二连三发生的井漏及油气显示可以看到上古生界储层孔隙比较发育，同时上古生界含有煤层，地层稳定性差。
西部斜坡带胡状集构造胡古2井，进入上古生界采用聚磺钻井液钻井，设计地层压力系数为1.0，实用钻井液密度为1.45～1.64 g/cm3。因为钻遇中生界地层后，井壁垮塌严重，掉块增多，每次起下钻及短起下均需长时间划眼，且划眼困难，所以为预防工程事故发生，上提了钻井液密度，使得钻井液密度最大达到1.64 g/cm3，过高的钻井液密度造成液柱压力远远高于地层压力，消除了井壁垮塌带来的不安全因素，导致多次发生井漏，漏失钻井液共计35.9 m3。 3.2 井漏处理方案
由于漏层特性和引起井漏的原因各不相同，因此对不同类型的井漏采取的处理办法也不同。在储、漏同层的情况下发生井漏，预示着油气层的出现，必须选用具有保护油气层作用的堵漏剂。由地层因素引起的井漏，如钻遇天然裂缝、孔隙、溶洞发生的井漏，一般利用堵漏剂封堵漏失通道。在没有高压层存在且为轻微漏失时，应设法降低钻井液的密度，同时提高钻井注解的黏度和切力，增强作用的造壁性能，从而降低钻井液的滤失量。
4 下古生界地层一般为裂缝性漏失
东濮地区下古生界以碳酸盐为主，主要为石灰岩、白云岩、硬石膏和泥岩或页岩，岩性比较复杂。龙古3井钻遇了奥陶系和寒武系的全部地层，并钻达太古界前震旦系地层，为东濮凹陷目前钻遇最老的地层的井。文古2井的裂缝发育程度最好，奥陶系解释裂缝Ⅰ级9层49.2 m，Ⅱ级7层25.4 m，Ⅲ级7层24.3 m。庆古1井峰峰组取心见油斑及荧光级别显示，裂缝相对发育。
受原始沉积环境和后期成岩作用、构造运动等影响，储层纵向分布不均衡，奥陶系优于寒武系，奥陶系峰峰组下段、上亮甲山组-冶里组是下古生界主要的储集层段。平面上兰聊断层上升盘孔洞型储层较发育，北部大部分地区古风化壳储层不发育，裂缝储层为主要储层，南部地区古风化壳储层为主要储层。
4.1 钻遇井井况分析
对东濮地区2 000年之前钻遇下古生界的井进行统计，大部分在该套地层中使用清水钻井液，多数在钻进中发生井漏、井涌等事故，当时钻井液技术不够成熟。自2 000年后文古2、前12、文古4井和胡古2井钻遇下古生界地层，分别采用了不同类型的钻井液。
中央隆起带文留潜山构造文古2井，钻遇下古生界地层时首次使用水包油欠平衡钻井液，钻进中润滑性能好，抗污染能力强，携砂效果良好，起下钻畅通无阻，钻井液密度始终低于地层孔隙压力，井下施工安全，实现了欠平衡钻井。
兰聊断层上升盘浅层曹庄地层超覆构造前12井，使用水基钻井液钻遇下古生界地层，该套地层由上第三系馆陶组直接断至下古生界奥陶系，设计中大部分地层断失，因钻井液使用未及时调整，导致发生井漏。
文卫潜山构造西部文古4井，采用欠饱和盐水钻井液钻进，设计地层压力系数为1.0，实际使用钻井液密度为1.15～1.21 g/cm3，比设计偏高，钻进中及时调整钻井液性能，携砂性能良好，未发生钻井复杂事故。
胡状集低位潜山构造胡古2井，钻遇奥陶系地层时使用聚璜聚合物钻井液，密度控制在1.53～1.55 g/cm3，共发生13次井漏，漏失钻井液395.4 m3，设计地层压力系数为1.0，实际较设计偏大，对油气层造成了一定的伤害。全井钻遇8个断层，下石盒子组以下煤系地层及奥陶系顶部风化壳地层全部断失，断距大约760 m。下古生界电测解释裂缝层厚度占地层厚度的53.3%，岩心裂缝及孔洞发育，垂直、斜、水平裂缝杂乱交错，裂缝导致漏失严重。
4.2 水包油钻井液应用特点
水包油钻井液在华北油田潜山地层欠平衡钻井中进行了广泛应用，效果证实，通过采用降低钻井液的密度和合理控制欠平衡井口压力值的方法，明显起到防漏的效果。1992年第一次利用水包油钻井液钻遇任平1井，针对碳酸盐裂缝性低压油藏钻井设计。任平1井邻井采用密度为1.03 g/cm3左右的水基钻井液，都发生了不同程度的井漏，严重时有进无出，改用清水强钻完井。任平1井钻进中全井钻井液润滑性能良好，基本做到了不漏、少溢而不喷，为低压裂缝性碳酸盐岩地层的防漏创出了一条新路，随后所钻遇的潜山欠平衡井均未发生钻井液漏失。
水包油钻井液体系，将一定量的油分散在淡水或不同矿化度的盐水中，形成一种以水为连续相、油为分散相的水包油乳状液，體系性能稳定，抗温能力强，流动性好，漏失量低，润滑作用好，稳定井壁能力较强，密度低于普通钻井液体系，在地层压力低、井漏严重的储层中得到了很好的应用。
5 适用于东濮地区的钻井液体系
5.1 可循环泡沫钻井液
中生界地层压力系数较低，采用常规钻井液钻进易导致井漏及压差卡钻，为了平衡地层压力系数，采用可循环泡沫钻井液实施近平衡或欠平衡钻井，减少了钻井事故的发生。可循环泡沫钻井液具有良好的抗温性能，在应用过程中性能稳定、上水良好，保证了欠平衡钻井施工的安全顺利进行，为较好地解决中原油田中生界地层钻井过程中井漏问题提供了技术保证。
5.2 聚磺钻井液
东濮凹陷上古生界漏失多由于地层压力低且存在渗透性漏失，应该降低钻井液的密度。聚磺钻井液是聚合物和磺化钻井液结合在一起形成的抗高温钻井液体系，具有较好的抗温稳定性、性能易控制，能够减少产层损害，可有效保护油气层和很好地控制漏失，减少和避免压差卡钻等井下复杂情况的发生。
处理上古生界井漏应该坚持预防为主的原则，选用聚磺钻井液类型，采用合理的钻井液密度，实现近平衡钻井。钻前确定邻井漏失层位及漏失严重程度，准备好堵漏材料和堵漏泥浆，钻漏层前搞好短起下，保证井眼畅通，加强坐岗，及时发现漏失或溢流并及时处理。
5.3 水包油钻井液
针对奥陶系裂缝性漏失，主要原因是地层压力系数低，钻井液密度设计不合理，容易发生井漏。由于东濮地区研究资料较少，因此借鉴同一沉积盆地华北油田潜山地层研究成果，建议使用密度小于1.0 g/cm3的低密度钻井液，应用欠平衡钻井技术，采用水包油钻井液，能起到很好的防漏失作用。
6 建议
东濮地区前第三系地下地质条件复杂，针对勘探现状、油气显示及油气层特征，对钻井工程提出技术要求，针对不同层系、不同钻井要制定相应的录井技术系列，利用录井新技术、新方法，保证安全施工的情况下准确、有效地发现油气层。
参 考 文 献
[1]杨风杰.川东北海相地层特征与钻井井控[J].江汉石油职工大学学报，2012（7）.
[2]苏惠.东濮凹陷北部中生界砂岩裂缝型油气藏分布规律研究[J].中国地质大学，2009（5）.
[3]李玉光.潜山储层损害因素分析及钻井液技术对策[J].中国海上油气，2005（12）.
[4]游莉.古潜山深井钻井综合配套技术[J].江汉石油科技，2007（3）.
[5]肖涛.欠平衡技术在文古3井华北潜山地层的应用[J].内蒙古化工，2012（7）.
[责任编辑：陈泽琦]
【关键词】东濮地区；地质条件；压力系统；井漏；钻井液密度
【中图分类号】TE254 【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2017）03-0127-03
渤海湾地区中生界时期气候干旱、炎热，大部分地区为干旱气候下的河流相红色碎屑沉积建造，局部地区有暗色泥岩沉积。东濮凹陷中生界为三叠系红色砂泥组合沉积，是勘探开发的主力地层，上古生界只有石炭系和二叠系地层，以海陆交互的含煤碎屑岩沉积组成，具有较大勘探潜力的层系，下古生界仅有奥陶系和寒武系地层，主要为石灰岩、白云岩、硬石膏及泥岩或页岩，岩性比较复杂。复杂的地质情况和压力系统给安全施工带来一定的难度和风险。
1 地层特征与钻井出现的复杂情况
在钻井施工过程中，由于地层压力的复杂性，会直接破坏井筒内原有压力平衡关系，导致发生井漏、井涌或卡钻，同时也会导致油气资源的极大浪费，破坏生态环境。中生界地层砂岩的刚性较强，易形成裂缝，钻井作业中井漏事故频繁发生，上古生界储层孔隙发育，同时含有煤系地层，地层稳定性差，多发生渗透性漏失，下古生界碳酸盐地层，受地层压力的影响，裂缝性漏失居多。
2 中生界地层裂缝性漏失严重
东濮凹陷中生界地层主要分布在中北部地区，即文明寨地垒带、西部斜坡带、文-户-卫地垒带和濮城构造带，南部大部分地层已遭剥蚀，仅孟岗集洼陷带和高平集斜坡带存在且以“高阻红”砂泥岩沉积为特点。
中生界砂岩储层具有低孔、致密的特征，次生孔隙不发育，碳酸盐含量较高，砂岩刚性较强，易形成裂缝。在东濮中北部文明寨、衛城和户部寨等地区的裂缝发育有规律可循，裂缝发育是导致井漏的一个原因。户部寨地区部1-14、部1-24、部1-27、部1-28等井多次发生井漏，预计地层压力系数为0.90～0.95，当时采用的钻井液密度均为1.20 g/cm3，原始地层压力低，是造成井漏的另一个原因。
2.1 可循环泡沫钻井液钻井技术要求
可循环泡沫钻井液是一种新型低密度钻井液体系，配制工艺简单，对现场钻井设备无特殊要求，设计密度为0.85～1.00 g/cm3，可任意调整。具有可变形的颗粒，在地层孔隙或微裂缝中具有架桥封堵能力，能有效防止硬脆岩石被压裂或闭合裂缝张开，起到防漏作用。通过性能优良的特殊化学处理剂，抵制压缩和膨胀，具有可循环的能力，可用于低压、低渗地层进行钻井。
钻井井段技术要求，地层压力系数为0.90～0.95，钻井液密度设计为0.85～1.00 g/cm3。要求进入该地层前储备密度为1.25 g/cm3、体积为80 m3的压井液，钻井过程中如果遇钻井液密度降低，则用青石粉加重，保证钻井液密度符合设计要求，如果井口压力过大，直接使用储备压井液压井。
2.2 可循环泡沫钻井液应用效果分析
对户部寨地区部17、部17-2和部1-23井采用抗高温可循环泡沫钻井液实施欠平衡钻井，现场密度控制在0.85 g/cm3以上，部17-2井未发生井漏，其余井有少量漏失。其中，部17-1井漏失较严重，分析认为该井地层压力系数仅为0.56，可循环泡沫钻井液能有效地减少压力系数在0.85以上地层的井漏事故。文卫地区明471井以后钻遇8口新井，均采用了1.14～1.15 g/cm3的钻井液密度，中生界地层压力系数为0.964，部分井能保证近平衡钻进，个别井由于井下情况复杂，加上上部高压油气层的影响，钻井液密度最大达到了1.44 g/cm3，造成地层发生井漏。
3 上古生界地层渗透性漏失居多
东濮地区上古生界地层，下部为一套含煤碎屑岩沉积，上部由紫红色砂泥岩地层组成。目前，钻遇井主要分布在中央隆起带南部唐庄以南到爪营地区、兰聊断裂带和西部斜坡带，中央隆起带北部文留以北到范县西部地区均有钻遇。北部地区上古生界沉积厚度大，近洼陷地区，砂岩发育但物性差，靠近大断层及斜坡带，构造活动强烈，大部分地层已断失。南部局部地区三叠系及二叠系上部的石千峰组、上石盒子组顶部地层遭受剥蚀。
上古生界储层单层厚度大，成岩作用强，物性普遍较差，不同井区、不同层位之间差别也较大，中央隆起带北部和兰聊断层上升盘储层物性普遍较好。从明古1、春古1及毛6井钻进中井漏和放空现象，录井中气测异常及取心见到不同级别的油气显示，说明储层既有原始的粒间孔隙，也有次生孔隙，加上上古生界地层压力低和钻进中井漏事故，可以确定上古生界的漏失多属于渗透性漏失。
3.1 典型井井况分析
对2 000年以后钻遇的14口井进行统计分析，在该套地层中多采用聚磺聚合物钻井液实施近平衡钻井，仅有文古2井和胡古2井钻进中发生井漏，其余井钻井施工正常。
中央隆起带文留潜山构造文古2井是一口潜山预探井，采用饱和盐水钻井液钻遇上古生界，钻井中气测异常明显，地质录井见油斑及荧光级别显示，上中部为碎屑沉积，下部为一段泥岩发育剖面，底部为一套煤系地层。上古生界地层钻进中共发生16次井漏，漏失钻井液263.8 m3，接二连三发生的井漏及油气显示可以看到上古生界储层孔隙比较发育，同时上古生界含有煤层，地层稳定性差。
西部斜坡带胡状集构造胡古2井，进入上古生界采用聚磺钻井液钻井，设计地层压力系数为1.0，实用钻井液密度为1.45～1.64 g/cm3。因为钻遇中生界地层后，井壁垮塌严重，掉块增多，每次起下钻及短起下均需长时间划眼，且划眼困难，所以为预防工程事故发生，上提了钻井液密度，使得钻井液密度最大达到1.64 g/cm3，过高的钻井液密度造成液柱压力远远高于地层压力，消除了井壁垮塌带来的不安全因素，导致多次发生井漏，漏失钻井液共计35.9 m3。 3.2 井漏处理方案
由于漏层特性和引起井漏的原因各不相同，因此对不同类型的井漏采取的处理办法也不同。在储、漏同层的情况下发生井漏，预示着油气层的出现，必须选用具有保护油气层作用的堵漏剂。由地层因素引起的井漏，如钻遇天然裂缝、孔隙、溶洞发生的井漏，一般利用堵漏剂封堵漏失通道。在没有高压层存在且为轻微漏失时，应设法降低钻井液的密度，同时提高钻井注解的黏度和切力，增强作用的造壁性能，从而降低钻井液的滤失量。
4 下古生界地层一般为裂缝性漏失
东濮地区下古生界以碳酸盐为主，主要为石灰岩、白云岩、硬石膏和泥岩或页岩，岩性比较复杂。龙古3井钻遇了奥陶系和寒武系的全部地层，并钻达太古界前震旦系地层，为东濮凹陷目前钻遇最老的地层的井。文古2井的裂缝发育程度最好，奥陶系解释裂缝Ⅰ级9层49.2 m，Ⅱ级7层25.4 m，Ⅲ级7层24.3 m。庆古1井峰峰组取心见油斑及荧光级别显示，裂缝相对发育。
受原始沉积环境和后期成岩作用、构造运动等影响，储层纵向分布不均衡，奥陶系优于寒武系，奥陶系峰峰组下段、上亮甲山组-冶里组是下古生界主要的储集层段。平面上兰聊断层上升盘孔洞型储层较发育，北部大部分地区古风化壳储层不发育，裂缝储层为主要储层，南部地区古风化壳储层为主要储层。
4.1 钻遇井井况分析
对东濮地区2 000年之前钻遇下古生界的井进行统计，大部分在该套地层中使用清水钻井液，多数在钻进中发生井漏、井涌等事故，当时钻井液技术不够成熟。自2 000年后文古2、前12、文古4井和胡古2井钻遇下古生界地层，分别采用了不同类型的钻井液。
中央隆起带文留潜山构造文古2井，钻遇下古生界地层时首次使用水包油欠平衡钻井液，钻进中润滑性能好，抗污染能力强，携砂效果良好，起下钻畅通无阻，钻井液密度始终低于地层孔隙压力，井下施工安全，实现了欠平衡钻井。
兰聊断层上升盘浅层曹庄地层超覆构造前12井，使用水基钻井液钻遇下古生界地层，该套地层由上第三系馆陶组直接断至下古生界奥陶系，设计中大部分地层断失，因钻井液使用未及时调整，导致发生井漏。
文卫潜山构造西部文古4井，采用欠饱和盐水钻井液钻进，设计地层压力系数为1.0，实际使用钻井液密度为1.15～1.21 g/cm3，比设计偏高，钻进中及时调整钻井液性能，携砂性能良好，未发生钻井复杂事故。
胡状集低位潜山构造胡古2井，钻遇奥陶系地层时使用聚璜聚合物钻井液，密度控制在1.53～1.55 g/cm3，共发生13次井漏，漏失钻井液395.4 m3，设计地层压力系数为1.0，实际较设计偏大，对油气层造成了一定的伤害。全井钻遇8个断层，下石盒子组以下煤系地层及奥陶系顶部风化壳地层全部断失，断距大约760 m。下古生界电测解释裂缝层厚度占地层厚度的53.3%，岩心裂缝及孔洞发育，垂直、斜、水平裂缝杂乱交错，裂缝导致漏失严重。
4.2 水包油钻井液应用特点
水包油钻井液在华北油田潜山地层欠平衡钻井中进行了广泛应用，效果证实，通过采用降低钻井液的密度和合理控制欠平衡井口压力值的方法，明显起到防漏的效果。1992年第一次利用水包油钻井液钻遇任平1井，针对碳酸盐裂缝性低压油藏钻井设计。任平1井邻井采用密度为1.03 g/cm3左右的水基钻井液，都发生了不同程度的井漏，严重时有进无出，改用清水强钻完井。任平1井钻进中全井钻井液润滑性能良好，基本做到了不漏、少溢而不喷，为低压裂缝性碳酸盐岩地层的防漏创出了一条新路，随后所钻遇的潜山欠平衡井均未发生钻井液漏失。
水包油钻井液体系，将一定量的油分散在淡水或不同矿化度的盐水中，形成一种以水为连续相、油为分散相的水包油乳状液，體系性能稳定，抗温能力强，流动性好，漏失量低，润滑作用好，稳定井壁能力较强，密度低于普通钻井液体系，在地层压力低、井漏严重的储层中得到了很好的应用。
5 适用于东濮地区的钻井液体系
5.1 可循环泡沫钻井液
中生界地层压力系数较低，采用常规钻井液钻进易导致井漏及压差卡钻，为了平衡地层压力系数，采用可循环泡沫钻井液实施近平衡或欠平衡钻井，减少了钻井事故的发生。可循环泡沫钻井液具有良好的抗温性能，在应用过程中性能稳定、上水良好，保证了欠平衡钻井施工的安全顺利进行，为较好地解决中原油田中生界地层钻井过程中井漏问题提供了技术保证。
5.2 聚磺钻井液
东濮凹陷上古生界漏失多由于地层压力低且存在渗透性漏失，应该降低钻井液的密度。聚磺钻井液是聚合物和磺化钻井液结合在一起形成的抗高温钻井液体系，具有较好的抗温稳定性、性能易控制，能够减少产层损害，可有效保护油气层和很好地控制漏失，减少和避免压差卡钻等井下复杂情况的发生。
处理上古生界井漏应该坚持预防为主的原则，选用聚磺钻井液类型，采用合理的钻井液密度，实现近平衡钻井。钻前确定邻井漏失层位及漏失严重程度，准备好堵漏材料和堵漏泥浆，钻漏层前搞好短起下，保证井眼畅通，加强坐岗，及时发现漏失或溢流并及时处理。
5.3 水包油钻井液
针对奥陶系裂缝性漏失，主要原因是地层压力系数低，钻井液密度设计不合理，容易发生井漏。由于东濮地区研究资料较少，因此借鉴同一沉积盆地华北油田潜山地层研究成果，建议使用密度小于1.0 g/cm3的低密度钻井液，应用欠平衡钻井技术，采用水包油钻井液，能起到很好的防漏失作用。
6 建议
东濮地区前第三系地下地质条件复杂，针对勘探现状、油气显示及油气层特征，对钻井工程提出技术要求，针对不同层系、不同钻井要制定相应的录井技术系列，利用录井新技术、新方法，保证安全施工的情况下准确、有效地发现油气层。
参 考 文 献
[1]杨风杰.川东北海相地层特征与钻井井控[J].江汉石油职工大学学报，2012（7）.
[2]苏惠.东濮凹陷北部中生界砂岩裂缝型油气藏分布规律研究[J].中国地质大学，2009（5）.
[3]李玉光.潜山储层损害因素分析及钻井液技术对策[J].中国海上油气，2005（12）.
[4]游莉.古潜山深井钻井综合配套技术[J].江汉石油科技，2007（3）.
[5]肖涛.欠平衡技术在文古3井华北潜山地层的应用[J].内蒙古化工，2012（7）.
[责任编辑：陈泽琦]