义185井二开长裸眼井壁稳定钻井液技术

石油地质与工程2021年11月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第6期文章编号：1673–8217（2021）06–0081–05川西气田二开长裸眼固井质量保障工艺杨洁1，2，董波2，郑义2，杨大春2，严仕现1，陈瑶棋3（1．中国石化西南石油工程有限公司钻井一分公司，四川新都610500；2．中国石化西南油气分公司彭州气田（海相）开发项目部，四川彭州611930；3．中国石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000）摘要：川西气田在二开固井过程中存在环空憋堵、易发生井漏、顶替效率低下等情况，首轮开发井前期6口井二开固井质量不佳，直接影响着气井长期安全生产。

结合近年来超深长裸眼大斜度井固井实践，通过开展强化井筒准备、优选固井工具、设计防漏失固井工艺、优化固井液设计等研究，成功解决了固井施工难题并在现场成功实践。

固井质量优良率提高了50.29%，为川西气田二开固井质量的提升提供了有力保障。

关键词：川西气田；尾管固井；尾管悬挂器；大温差中图分类号：TE256.9 文献标识码：ACementing quality assurance technology of long open hole in the second spud of westernSichuan gas fieldYANG Jie1,2, DONG Bo2, ZHENG Yi2, YANG Dachun2, YAN Shixian1, CHEN Yaoqi3(1. The First Drilling Branch of Southwest Petroleum Engineering Co., Ltd., SINOPEC, Xindu, Sichuan 610500, China;2. Pengzhou Gas Field (Marine) Department of Southwest Oil & Gas Company, SINOPEC, Pengzhou, Sichuan 611930, China;3. Drilling Engineering Research Institute of Southwest Petroleum Engineering Co., Ltd., SINOPEC,Deyang, Sichuan 618000, China)Abstract:During the cementing process of the second spud in western Sichuan gas field, there are some problems, such as annular blockage, easy well leakage and low displacement efficiency. The cementing quality of the second spud in 6 wells in the early stage of the first round of development wells is poor, which directly affects the long-term safe production of gas wells. Combined with the cementing practice of ultra-deep and long open hole highly deviated wells in recent years, through the research on strengthening wellbore preparation, optimizing cementing tools, designing leak proof cementing technology and optimizing cementing fluid design, the cementing construction problems have been successfully solved and successfully practiced on site. The excellent cementing quality rate was increased by 50.29%, which provided a strong guarantee for the improvement of cementing quality of the second spud in western Sichuan gas field.Key words: western Sichuan gas field; liner cementing; liner hanger; large temperature difference川西气田海相雷口坡组气藏位于四川盆地川西坳陷龙门山构造带中段，PZ1井、YS1井等多口井获得工业气流，表明雷口坡组气藏具有良好的勘探开发前景[1–3]。

三开结构井二开长裸眼段下套管技术措施针对塔河工区新三级结构井井位普遍增多，尤其在托普台区块，二开长裸眼段一直是钻井工程的施工重点和难点。

施工井段较长，地层跨度较大，自新进系库车组一直到奥陶系恰尔巴克组，地层复杂多变，地层压力系数相差很大，不仅仅在钻进期间有很大的施工难度，同时二开长裸眼段下套管的施工难度和风险也是相当大的。

一、井眼准备1、用牙轮通井，做好通井工作，对缩径井段、狗腿度大的井段进行反复划眼，大排量洗井，将井内彻底循环干净，为顺利下套管创造良好的井眼条件；2、通井到底，循环一周，短起至上层套管内，再回下，循环3周，在泥浆中加入润滑材料，提高润滑性能；调整好泥浆性能，通过监督旁站合格后再起钻；3、选择合理的钻具组合，钻具组合的刚性不能低于正常钻进的钻具组合刚性要求。

常规的通井钻具组合为：Φ250.88mm牙轮钻头+630*410+无磁钻铤×1根+Φ177.8mm钻铤×1根+（246-248mm)STB+Φ177.8mm钻铤×5根+Φ158.8mm钻铤×12根+Φ127mm加重钻杆×6根+411*520+Φ139.7mm钻杆4、起下钻时司钻、井口人员、二层台人员三点要配合好，保证施工的连续性；起下钻时，上提遇卡时，上提吨位不能大于原悬重100KN（除正常摩阻外），下压遇阻时，下压吨位不能小于原悬重150KN （除正常摩阻外）；二层台人员手势动作幅度要大，确保司钻能看清楚，以免误操作，井口人员要按钻具立柱顺序编号，整理井口工具，防止井下落物；5、井口人员刮好泥浆，认真检查钻具是否完好，发现钻具刺漏或丝扣未上紧，要立即汇报；按要求上卸钻具丝扣，必须进行二次确认，保证上扣扭矩符合要求，并检查丝扣和台阶面，若发现问题，要及时汇报；6、起钻时，定时定量灌浆，保证井筒液柱压力大于地层压力，确保井下安全；在专用计量罐坐岗，填写每15min起下钻的柱数，液面变化，校核计量数与起下钻具体体积是否相符，发现异常要及时汇报并加密测量；7、起钻在裸眼段，用一档低速，起钻至套管内，可以用二档低速，起钻至悬重达1000KN以内，可以用一档高速；扶钻人员上提下放不得超过自己权限，遇阻卡现象，经反复上提下放无效后，立即接方钻杆循环划眼，待井眼顺畅后，再继续起下钻。

低渗透气田水平井钻井（完井）液技术
黎金明;杨斌;金祥哲
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2010(033)B06
【摘要】针对低渗透气田平井钻井过程中的井壁稳定、钻头泥包、及保护储层技术难题，室内研发了用于斜井段的双钾盐聚合物钻井液体系和用于长水平段配合裸眼完井工艺特点的无粘土低伤害暂堵钻井（完井）液体系，并在长北气田20余口分支水平井成功应用。

结果表明，斜井段易塌层平均井径扩大率低于20％，
244mm技术套管均安全顺利下达窗口，这种尺寸套管及其下深在长庆油田尚属首次。

水平段安全顺利钻过2245m水平段分支，裸眼完井并直接气举投产，获得无阻流量超过200×104m3／D的单井高产，创造了长庆气田新纪录，保护储层效果明显。

【总页数】7页(P15-21)
【作者】黎金明;杨斌;金祥哲
【作者单位】川庆钻探工程公司工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE254
【相关文献】
1.长岭气田深层火山岩欠平衡水平井钻井完井技术 [J], 谭有志
2.长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术 [J], 陈在君;陈恩让;崔贵涛;
黎金明;李宝军;谢新刚
3.东海地区低孔低渗透气田完井液优化技术 [J], 贾虎;杨宪民;蒲万芬;赵金洲;付豪;郭士生;刘鹏超;王琼
4.低渗透气田水平井钻井(完井)液技术 [J], 黎金明;杨斌;金祥哲
5.保德煤层气田黄河压覆区长水平段水平井钻井完井技术 [J], 邓钧耀;刘奕杉;乔磊;王开龙;胡凯
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塔河油田主体区块钻井液技术总结陈 志（中石化华东石油钻井工程有限公司六普钻井分公司，江苏 镇江 212003） 摘要：钻井液技术作为钻井服务的一种技术工艺，必须既保证钻井施工的井下安全，又要控制一定的成本，针对塔河油田主体区块的钻井施工中所钻遇的各种复杂情况，结合近期在新近系、古近系、侏罗系、三叠系、二叠系以及石炭系等地层中裸眼钻井的钻井液技术，对二开快速钻进、长裸眼段阻卡、侏罗系、三叠系及二叠系的井壁稳定等关键技术措施的进一步优化。

实钻效果表现良好。

关键词：塔河油田；井壁稳定；技术优化；成本控制随着塔河油田主体区块的勘探和开发的节奏不断加快，钻井设计周期越来越短，钻井液服务及材料成本的逐年下降。

在这种新形势下，必须既保证井下安全，又要满足快速钻进的要求。

因此钻井液技术在总结以前施工经验的基础上进行优化及成本控制。

1 钻井液技术难点塔河主体区块在钻井施工过程中，主要存在一下几点难点：（1）上第三系、下第三系地层砂岩和泥岩厚，频繁互层，地层压力系数 1.07-1.15 ，地层欠压实，微裂缝发育，渗漏严重，砂泥岩段易缩径，可钻性好机械钻速比较高，井眼净化问题是关键。

（2）白垩系、侏罗系和三叠系地层岩性主要是微粒砂岩、中粒砂岩与泥岩不等厚互层夹粉砂质泥岩、粉砂岩，砂泥岩频繁互层，砂岩段微裂缝发育良好，渗漏严重，易形成较厚滤饼并因此而卡钻 （3）石炭系地层泥岩和砂岩频繁互层，易吸水而膨胀，泥岩的膨胀易使附近的薄层砂岩不稳定 ，造成垮塌 ，形成“糖葫芦”大井眼。

（4）二开裸眼井段长相对较长，且穿过白垩系、侏罗系和三叠系、二叠系及石炭系等地层，长裸眼井段的井壁稳定不易控制。

2 钻井液体系优选根据地层特点 ，所选钻井液体系应具有以下特点：（1）良好的抑制性。

（2）一定的抗盐膏侵能力。

（3）良好的润滑防卡能力，以减少长裸眼所造成的缩径和粘附卡钻。

（4）良好的造壁性和封堵能力 ，减少渗漏。

（5）良好的抗温性能 ( 井底温度最高可达150℃)。

GYx地热井钻井液技术李砚智;张长茂【摘要】高阳地热田GYx地热井,钻遇新近系及古近系地层较齐全,完钻井深3920 m,是一口三开井,目的层为蓟县系雾迷山组,施工中存在卡钻、漏失、掉块、坍塌及油气的风险.二开施工是钻井液的重点和难点,钻井液采用以大分子包被剂为主的聚合物泥浆及抗高温硅基防塌泥浆,使用耐高温的钻井液材料,按照地层压力控制钻井液密度,使用页岩抑制剂抑制页岩的水化膨胀,严格控制钻井液的失水量,使用润滑剂提高泥浆润滑性;采用四级钻井液固控设备并合理使用;所用钻井液性能良好,解决了施工中存在的风险问题,同时取得了较高的机械钻速.【期刊名称】《探矿工程-岩土钻掘工程》【年(卷),期】2019(046)001【总页数】6页(P61-66)【关键词】地热井;钻井液;聚合物;防塌;失水量;固控【作者】李砚智;张长茂【作者单位】河北省地矿局第三水文工程地质大队,河北衡水 053000;河北省地矿局第三水文工程地质大队,河北衡水 053000【正文语种】中文【中图分类】P634.61 概述GYx地热井位于高阳地热田，是一口地热勘查井，钻遇覆盖层地层较齐全，钻穿蓟县系雾迷山组完钻，设计井深及完钻井深均是3920 m。

该井地质构造部位处于中朝准地台(Ⅰ级)中的华北断坳(Ⅱ级)，冀中台陷(Ⅲ级)高阳台凸(Ⅳ级)的东部；勘探孔北侧为牛南断裂，西部为高阳断裂。

地质情况和工程设计情况如下。

1.1 地质情况1.1.1 地层(1)第四系(Q)。

预测地层厚度500 m，岩性由灰黄、棕黄、黄棕、棕红色粉土、粉质粘土、粘土和灰黄、灰白色砂层组成。

与下伏新近系明化镇组地层呈不整合接触。

(2)新近系(N)。

明化镇组(Nm)：预测地层厚度880 m，岩性为黄褐、棕褐、棕紫色泥岩、砂质泥岩、粉砂质泥岩和灰绿、浅灰、深灰色细砂岩、粉细砂岩、粉砂岩、中细砂岩不等厚互层，结构松散-疏松。

与下伏新近系馆陶组整合接触。

馆陶组(Ng)：预测地层厚度220 m，岩性为由棕红、浅棕红、紫红、浅紫红色泥岩、砂质泥岩、粉砂质泥岩和棕黄、灰白、灰绿、灰色细砂岩、粉砂岩、中砂岩、细砾岩，结构较疏松-半固结。

高密度钻井液的维护及处理措施元坝16井二开井段地层复杂易掉块，引起阻卡和井塌等复杂情况，且掉块尺寸大钻头难破碎，极易发生卡钻事故。

针对这一施工难题，研究了一种正电胶钻井液体系，室内对正电胶的防塌封堵率及抑制性进行了评价，并在元坝16井二开井段进行了应用。

室内实验及现场施工应用证明：该钻井液体系抑制性能好、封堵防塌、悬浮携带、润滑防卡能力强，解决了该区块易发生掉快、井塌难题，避免了卡钻等事故，克服了大井径、长裸眼携砂难等问题，满足了元坝16井二开高密度井段的施工要求。

标签：高密度钻井液；难点；对策；维护TB1 元坝16井二开井段的情况元坝16井二开井段裸眼段长，井眼尺寸大，大井眼钻进裸眼段长，环空大，返速低。

井筒极易发生沉砂或砂桥阻卡。

雷四段以灰岩为主夹硬石膏，注意膏、盐侵及塑性缩径；自流井组、须家河组为目的层之一，防污染储层，主要问题是注意防塌、防漏、防盐膏侵。

该井段井塌主要类型有高陡地层井塌、易水化性地层井塌、地应力引起的井塌等三大类。

从实钻资料看，该地区地层倾角大，砂泥岩互层薄而多，软硬交界面多，岩性变化大，砂岩胶结性好、强度高，泥岩胶结性差、强度低，中间填充物富含伊利石，易水化膨胀，产生掉块。

二开中后期地层压力系数大，使钻井液密度1.14g/cm3一度达到2.26g/cm3，高密度、高固相给钻井液性能的维护与处理带来很大困难。

2 解决问题的措施（1）本井段采用正电胶聚合醇钻井液体系：本井段从井深3030m用311.2mm 钻头钻进至井深5176m，层位：雷口坡组第三段中完。

下入273.1mm套管至井深5176m。

本井段钻进过程中钻遇多个显示层段，泥浆密度由 1.14g/cm3升至2.27g/cm3，本井段地层压力不等，气层压力变化大，在平衡气层压力安全钻进的基础上，最大限度的保护了气层。

（2）正点胶聚合醇钻井液体系有很强的抑制性，正电胶润湿反转原理能使井壁亲水性变成亲油性特点，提高钻井液的抑制能力，减少泥页岩地层因吸水膨胀产生水敏缩径、垮塌的情况，加速保护井壁的滤饼形成；正电胶能提高钻井液的携沙和悬浮能力，具有良好的剪切稀释性；能在安全钻进的基础上提高钻速。

长裸眼侧钻井技术难点与实例优化对策作者：黄凯来源：《科学与财富》2019年第02期摘要：运用侧钻井技术来对区块剩余油进行开发是当前提高油田储量动用程度的有效手段之一。

紧紧围绕油藏地质特征、油藏开采动静态资料，通过剩余油潜力分析，筛选出侧钻井目标区块和开采目的层，进而选出侧钻目标井。

A井是一口二级结构开发井，其前期井眼尺寸大、裸眼段长，此种井型既要保证井下安全，同时又要准确控制井眼轨迹，因此施工难度较大，本井在施工过程中借鉴邻井侧钻经验，正确钻头选型，制定行之有效的技术措施，顺利的完成了施工任务，为本区块今后相同类型井的施工提供了借鉴。

关键词：侧钻井技术；井眼轨迹；钻头选型；直螺杆配合弯接头近年来，随着油田开发进入中后期，老油田均面临后备储量不足，采收率低下，钻井成本增加等一系列问题。

为实现稳产增效，侧钻水平井作为一种快捷有效的修井工艺，越来越受到重视。

A井位于井区三叠系下油组构造较高部位的一口二级结构开发井。

本井自2015年08月14日13：00开钻，于2015年10月08日12：00完钻，完钻井深5043m。

（1）本井裸眼段长，在侧钻施工阶段只有800m的表层套管；（2）本井上部裸眼井眼尺寸为250.88mm，而下部侧钻井眼尺寸为215.9mm，此种井型难点即在侧钻井施工阶段，本论文重点探究侧钻施工阶段的经验。

1侧钻施工情况通常情况下靶区是具有圆形或矩形横截面的柱状靶，并且要求井眼轨迹在所要求的目的层内穿行。

从另一角度看，也可以把这个柱状靶理解为由无数的法平面构成的。

所以，对于中靶，它有着和普通定向井所不一样的新的定义，其主要体现在以下几个方面：1）实钻的轨迹线要求在设计的靶框范围内，并且需要点的矢量方向与设计保持一致；2）矢量中靶，即中靶所包含的要素：方位角、井斜角、垂深以及位移等必须在设计所要求的区间里，且各要素在轨迹控制中的每一点都必须在要求范围内；3）中靶时进入的靶区是一个柱状体而不是一个简单平面。

塔里木长裸眼定向优快钻井技术研究及应用发布时间：2021-08-16T10:19:28.381Z 来源：《科技新时代》2021年5期作者：范荣贵张宏信方洋马俊海[导读] 造成长裸眼定向钻进有效钻进时间少，平均机械钻速。

以上因素都给塔里木长裸眼定向提速带来了挑战。

（川庆钻探工程有限公司新疆分公司新疆库尔勒市 841000）摘要：塔里木油田钻井施工中二开定向井裸眼井段段长大都超过3000米，定向钻进受裸眼段长、托压严重及易发生粘卡等多种因素制约，机械钻速低。

本文通过系统分析长裸眼定向施工缓慢主要制约因素：直井段井眼轨迹质量、定向钻头的稳定性和攻击性、定向钻具组合及钻井液性能等，创造性提出应用刚性粒子钻井液防托压方法、混合钻头优选技术、钻柱扭摆工艺、水力震荡器等方式对塔里木钻井施工中的长裸眼定向钻井提出优快方案。

开展现场试验，试验井数8口，试验井平均裸眼段长平均4518米，平均机械钻速2.88米/小时，该工艺技术为塔里木定向长裸眼钻井提速提供技术支撑。

关键词：长裸眼定向混合钻头优快钻井技术塔里木油田台盆区长裸眼定向，裸眼段长度大多超过3000米，二开长裸眼段钻进需要穿越多套层序、不同压力系数的地层，容易发生井壁失稳、井眼垮塌、粘附卡钻等技术难题，保证泥饼润滑性困难。

上部长裸眼井段井眼轨迹差，易造成定向滑动钻进过程中发生粘卡，使用牙轮钻头定向，平均机械钻速低，且牙轮使用时间有限，往往需要多趟钻才能实现工程、地质目的，使用PDC钻头定向，由于扭矩大，造成频繁蹩钻，需要频繁上提活动钻具摆方位，损耗时间多，有效纯钻时间少，不利于安全、快速钻进，造成长裸眼定向钻进有效钻进时间少，平均机械钻速。

以上因素都给塔里木长裸眼定向提速带来了挑战。

一、提速制约因素目前塔里木长裸眼井普遍采用三开井身结构：一开406. 4 mm井眼钻至井深 1200m（或1500m），封固上部疏松地层，穿越层位古近系;二开241.3mm井眼钻至奥陶系良里塔格组，进入良里塔格组10m左右中完，穿越层位古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系（可能缺失）、志留系和奥陶系良里塔格组，定向点井深5800米左右; 三开171.45mm（或152.4mm）井眼目的层定向钻进。

比较裸眼洞穴和套管水力压裂完井技术在新墨西哥州圣胡安盆地的应用摘要自从19世纪50年代圣胡安盆地第一口煤层气井钻井以来，完井技术有了大幅度的提升。

最初的井都使用裸眼完井，然而除了分隔不同煤层外，井壁稳定性是另一个重要问题。

套管完井后又进行了射孔和水力压裂措施。

圣胡安地区大多采用煤层裸眼洞穴完井，但是最近裸眼完井重新在该地区应用起来。

之后将裸眼段和未固井的预射孔套管连通。

在圣胡安盆地由Blackwood&Nichol公司管理的布兰科东北部地区，套管压裂完井技术和裸眼洞穴完井技术都在使用。

这为比较并最终决定采用哪项技提供了难得的机会。

简介圣胡安盆地Fruitland层煤层气储量预计为50万亿立方英尺。

开发这样的大气藏的前提条件是定位富集区的可靠技术和开采煤层的创新技术。

煤储层是非均质的，即使同一区域的气藏地质条件也可能不同。

储层参数如渗透率、压力、含水饱和度、含气量，地质参数如煤阶、厚度和天然裂缝决定了气藏的生产潜力。

完井和采气技术影响气藏的产能和有效采收率。

并列比较不同完井技术效果时，储层和地质参数的影响较完井技术本身要更大。

圣胡安盆地产出油气的历史已有65年之久，主要层位是Fruitland层以深的多个砂岩层。

由于Fruitland浅层超压煤层可能引发井喷，造成在这些地区深部层位钻井有风险。

讽刺的是，现在开发的大多煤层气藏正是以往打井时要避开的超压层。

圣胡安盆地Fruitland层最早的煤层气井于37年前投入开发，即1952年。

自那之后采用了多种多样的完井技术，然而还从未确定过某种技术为“最好的”。

1988年Blackwood&Nichol公司开展了一项关于煤层气井钻井的合作研究，具体层位位于新墨西哥州圣胡安盆地布兰科东北部地区的Fruitland层，本文报告正是基于上述研究作出的。

该研究由能源公司承担，由天然气研究所通过西部白垩纪煤层气藏项目赞助。

目前在布兰科东北部地区，由Blackwood&Nichol公司负责实施套管压裂和裸眼洞穴完井，因此提供了一个难得的机会比较这两项技术。

大位移井油基钻井液的优化王磊;崔应中;邹阿七;罗勇;陈伟宁;刘胜;苗海龙;王荐;向兴金【摘要】为解决大位移井钻井作业中的井壁稳定、井眼清洁和润滑问题,对常用的HMO油基钻井液的封堵性能和流变性能进行了优化,并对优化后的油基钻井液的性能进行了评价.结果表明,最佳的封堵方案为“3％MOHCP+1％MOLPF+ 1％MOLSF”,最佳提切剂HSV-4的加量为0.5％～0.8％;优化后的油基钻井液基本性能良好,且具有良好的抗污染性能和储层保护性能.【期刊名称】《化学与生物工程》【年(卷),期】2016(033)003【总页数】3页(P56-58)【关键词】大位移井;油基钻井液;封堵;井眼清洁【作者】王磊;崔应中;邹阿七;罗勇;陈伟宁;刘胜;苗海龙;王荐;向兴金【作者单位】中海油上海分公司,上海200030;湖北汉科新技术股份有限公司荆州市汉科新技术研究所,湖北荆州434000;中海油上海分公司,上海200030;中海油上海分公司,上海200030;中海油上海分公司,上海200030;中海油田服务股份有限公司油田化学研究所,河北廊坊101149;中海油田服务股份有限公司油田化学研究所,河北廊坊101149;湖北汉科新技术股份有限公司荆州市汉科新技术研究所,湖北荆州434000;湖北汉科新技术股份有限公司荆州市汉科新技术研究所,湖北荆州434000;长江大学,湖北荆州434023【正文语种】中文【中图分类】TE254.6目前国内多数大位移井钻井作业面临井壁稳定、润滑防卡和井眼清洁等问题。

大位移井作业中，钻井液液相侵入地层引起地层岩石物理化学特征发生变化进而导致井壁失稳。

水基钻井液的滤液主要为水，钻井液与井壁岩石接触，滤液侵入地层引起岩石水化膨胀，破坏了原始地层的力学稳定性，从而使得地层岩石在外部机械冲击振动、泥浆冲刷等因素作用下加剧失稳，最终发生井壁岩石膨胀缩径、坍塌掉块甚至垮塌，严重的会导致卡钻和埋钻等事故。

永和45-7-3H井二开防漏钻井液技术应用刘怀勇张晓勇王玉海彭家瑞侯东军李国保发布时间：2021-11-03T03:20:56.489Z 来源：基层建设2021年第23期作者：刘怀勇张晓勇王玉海彭家瑞侯东军李国保[导读] 永和45-7-3H井位于山西省永和县打石腰乡奇奇里村中原石油工程有限公司钻井一公司河南濮阳 457331摘要：永和45-7-3H井位于山西省永和县打石腰乡奇奇里村。

是中海沃邦能源投资有限公司部署在石楼西合作项目的一口三开制水平井。

同平台井45-7-1H井二开钻进至1701m、1858m、1925m、1978m、2247m、2320m、2331m、2377m、2397m、2405m、2450m以及固井期间发生漏失，造成钻井周期的延长和钻井液成本的提高。

针对上述情况，不断收集资料，研究其它兄弟单位在本区块的施工井的堵漏方法、钻井液性能，再通过小型试验，完善钻井液配方，总结出了一套适合本平台防漏堵漏与防塌的钻井液体系，在永和45-7-3H井首次实验采用强抑制防塌钻井体系，未采用KCl防塌钻井液体系，只漏失30 m3钻井液，漏失3次，钻井周期较45-7-1H井节约钻井周期15天，这与钻井液的抑制性提高、封堵能力加强起到了很大的关系。

关键词：永和地区；井壁稳定；防漏；堵漏；水平井前言永和45-7-3H井属于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带。

该井区地处山西黄土梁峁区，地表侵蚀切割强烈，沟壑梁峁纵横，地形起伏较大。

本井为三开制水平井，井身结构如下：一开井眼尺寸Φ346mm，下入Φ2273.1mm表层套管。

二开井眼尺寸Φ222.3mm，下入Φ177.8mm技术套管。

三开井眼尺寸Φ155.6mm，下入Φ114.3mm生产套管。

1地层特征永和45-7-3H井自上而下钻遇第四系、延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组、石盒子组、山西组。

地表浅层可能有漏失层，刘家沟组和石千峰组是钻井施工中极易发生井漏的层位，发生的井漏规模大、堵漏难度大、且极易发生重复漏失。