郭永賓， 管 申， 劉智勤， 彭 巍， 曹 峰

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

潿洲12-1油田位于南海北部灣盆地北部拗陷潿西南凹陷中西部，相繼經(jīng)歷了張裂、斷陷和坳陷3大發(fā)育階段，并且受正斷層控制，其目的層為潿洲組潿三段和潿四段。潿三段為中、細(xì)砂巖與泥巖不等厚互層，粉砂巖夾雜色泥巖；潿四段為中、細(xì)砂巖與泥巖不等厚互層，上部為雜色泥巖，下部為灰色泥巖。該油田水平井的水平段相對較長(800～1 000 m)，井眼清潔難度大，且儲層段非均質(zhì)性強(qiáng)，給儲層保護(hù)造成了困難。該油田采用無固相有機(jī)鹽鉆井液鉆進(jìn)水平段,配方為0.3%燒堿+2.0%PF-FLOTROL(流性調(diào)節(jié)劑)+2.0%PF-GBL(白瀝青)+1.5%PF-LPFH(封堵劑)+3.0%CaCO3(封堵劑)+PF-CONA(加重劑)+PF-HCOOK(抑制劑)。該鉆井液是一種新型的快速弱凝膠鉆井液，利用物質(zhì)之間的協(xié)同效應(yīng)形成凝膠，不需要加交聯(lián)劑，對成膠溫度和成膠時(shí)間要求低，表觀黏度低，耐低速剪切，對環(huán)境適應(yīng)能力較強(qiáng)。但該鉆井液動(dòng)塑比小，低剪切速率下的黏度無法滿足長裸眼水平段攜砂要求，易造成起下鉆遇阻、倒劃眼憋泵等井下故障；同時(shí)該鉆井液沒有針對非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲層優(yōu)化暫堵材料的粒徑分布，導(dǎo)致儲層保護(hù)效果欠佳[1-5]，油井表皮系數(shù)常高達(dá)20以上，油井實(shí)際產(chǎn)油量低于配產(chǎn)。因此，筆者通過優(yōu)化增黏劑的加量和暫堵劑的粒徑分布，提高無固相有機(jī)鹽鉆井液的流變性能和儲層保護(hù)性能，形成了適用于該油田長裸眼水平段的無固相有機(jī)鹽鉆井液，現(xiàn)場應(yīng)用表明，該鉆井液能滿足潿洲12-1油田長裸眼水平段井眼清潔和儲層保護(hù)的要求。

1 無固相有機(jī)鹽鉆井液配方優(yōu)化

針對潿洲12-1油田現(xiàn)用無固相有機(jī)鹽鉆井液井眼清潔和儲層保護(hù)效果差的問題，通過優(yōu)化增黏劑加量改善其流變性，優(yōu)化暫堵劑粒徑提高鉆井液的儲層保護(hù)性能，使之滿足鉆井要求。

1.1 流變性優(yōu)化

低剪切速率黏度是衡量鉆井液攜巖能力的重要參數(shù)，可以通過提高低剪切速率改善鉆井液的攜巖能力，而增黏劑加量恰好與低剪切速率呈正相關(guān)關(guān)系。增黏劑PF-VIS成本低廉，適應(yīng)性較強(qiáng)，是鉆井液常用增黏劑。因此，筆者以潿洲12-1油田現(xiàn)用無固相有機(jī)鹽鉆井液為基礎(chǔ)，通過測試鉆井液在增黏劑PF-VIS不同加量下的低剪切速率黏度，以確定增黏劑PF-VIS的加量，測試結(jié)果見表1。

表1 增黏劑加量對無固相有機(jī)鹽鉆井液性能的影響Table 1 Impacts of volumes of thickener on properties of solid-free organic salt drilling fluid

注：①加入了2.0%PF-GJC抑制劑;②老化條件為在120 ℃下滾動(dòng)16 h，下同。

由表1可知，隨著增黏劑PF-VIS加量增大，鉆井液的表觀黏度、塑性黏度及切力等都在提高，尤其低剪切速率黏度升高明顯，當(dāng)增黏劑PF-VIS加量達(dá)到0.7%時(shí)，其低剪切速率黏度大于30 000 mPa·s，表明其攜巖能力達(dá)到了水平段鉆進(jìn)要求，再加入2.0%PF-GJC(抑制劑)，其潤滑系數(shù)降至0.11，低剪切速率黏度大于40 000 mPa·s，其流變性得到進(jìn)一步提高。因此，確定增黏劑PF-VIS加量為0.7%，并加入2.0%抑制劑PF-GJC。

1.2 儲層保護(hù)性能優(yōu)化

1.2.1 暫堵劑粒徑優(yōu)化原則

儲層保護(hù)的關(guān)鍵在于防止濾液和固相顆粒侵入。根據(jù)D90規(guī)則，當(dāng)暫堵劑顆粒粒徑累積分布曲線上的D90與儲層最大孔喉直徑相等時(shí)，鉆井液內(nèi)的固相顆粒就會在井壁上通過橋堵形成滲透率極低的濾餅，就可取得理想的暫堵效果[6-8]。因此，根據(jù)D90規(guī)則優(yōu)化暫堵劑粒徑分布。

1.2.2 暫堵劑粒徑分布優(yōu)化

要優(yōu)化暫堵劑的粒徑分布，首先要分析得到儲層的孔喉最大孔徑。筆者選取WZX-1井潿三段和WZX-2井潿四段的巖心制作巖心鑄體薄片，分析其孔喉粒徑分布，結(jié)果見表2。由表2可知，儲層孔喉最大孔徑平均為121.63 μm。

表2WZX-1井和WZX-2井潿三段和潿四段巖心孔喉粒徑分布

Table2PorethroatsizesdistributioninEw3andEw4intervalsintheWellWZX-1andtheWellWZX-2

巖心編號井號井深/m層段平均孔喉比平均孔徑/μm最大孔徑/μm最小孔徑/μm27WZX-12479.50潿三段6.0124.85124.361.5416WZX-12685.90潿三段4.9822.35125.471.9923WZX-23175.00潿四段6.0919.30115.362.1232WZX-23299.80潿四段5.6720.89121.321.23

酸溶性暫堵劑超細(xì)碳酸鈣粒徑分布較廣，價(jià)格便宜，易酸化解堵，與儲層的配伍性好[9-12]。因此選擇碳酸鈣作為暫堵劑。根據(jù)潿三段、潿四段儲層巖心孔喉最大孔徑的平均值，應(yīng)用復(fù)雜結(jié)構(gòu)井儲層損害評價(jià)及保護(hù)技術(shù)系統(tǒng)優(yōu)化暫堵劑碳酸鈣顆粒粒徑分布，結(jié)果如圖1所示。由圖1可知，當(dāng)800目碳酸鈣與400目碳酸鈣的質(zhì)量比為4.01∶1時(shí)，其D90與地層巖心孔喉最大孔徑的平均值相等。因此，選用800目和400目的碳酸鈣，其質(zhì)量比為4.01∶1。

圖1 碳酸鈣粒徑分布優(yōu)化結(jié)果Fig.1 Optimization of calcium carbonate particle size distribution

通過優(yōu)化現(xiàn)用的無固相有機(jī)鹽鉆井液的流變性能和儲層保護(hù)性能，形成了新的無固相有機(jī)鹽鉆井液配方:0.3%燒堿+2.0%PF-FLOTROL(流性調(diào)節(jié)劑)+20.%PF-GBL(白瀝青)+1.5%PF-LPFH(封堵劑)+PF-CONA(加重劑)+PF-HCOOK(抑制劑)+0.7% PF-VIS+2.0%PF-GJC(聚合醇)+3.0%CaCO3。其中，CaCO3由800目和400目碳酸鈣混配而成，質(zhì)量比為4.01∶1。

2 性能評價(jià)

2.1 抑制性

采用泥頁巖線性膨脹率試驗(yàn)和巖屑回收率試驗(yàn)評價(jià)鉆井液的抑制性[13-20]。選用WZX-1井和WZX-2井的泥頁巖進(jìn)行泥頁巖線性膨脹試驗(yàn)，結(jié)果見表3。由表3可知，WZX-1井泥頁巖在無固相有機(jī)鹽鉆井液(優(yōu)化前后)中的線性膨脹率均在10%左右，表明無固相有機(jī)鹽鉆井液優(yōu)化前后抑制泥頁巖吸水膨脹的能力都很強(qiáng)。

選用WZX-1井和WZX-2井不同深度的巖屑進(jìn)行滾動(dòng)回收率試驗(yàn)，結(jié)果見表4。由表4可知，巖屑在無固相有機(jī)鹽鉆井液(優(yōu)化前后)中的滾動(dòng)回收率在95%左右，說明無固相有機(jī)鹽鉆井液優(yōu)化前后都具有較強(qiáng)的抑制泥頁巖水化分散能力。

表3泥頁巖在無固相有機(jī)鹽鉆井液(優(yōu)化前后)中的線性膨脹率

Table3Linearexpansionratesofmudshalebefore/afteroptimizationofsolid-freeorganicsaltdrillingfluid

井名井深/m條件線性膨脹率,%WZX-1井2686.00優(yōu)化前10.20優(yōu)化后11.80WZX-2井2436.00優(yōu)化前9.50優(yōu)化后9.11

表4巖屑在無固相有機(jī)鹽鉆井液(優(yōu)化前后)中的滾動(dòng)回收率

Table4Rollingrecyclingratesofcuttingsbefore/afteroptimizationofsolid-freeorganicsaltdrillingfluid

井號井深/m條件回收率,%WZX-1井2436.00優(yōu)化前95.11優(yōu)化后96.48WZX-2井3175.103266.40優(yōu)化前91.25優(yōu)化后92.27優(yōu)化前93.91優(yōu)化后94.66

2.2 抗污染性

潿洲12-1油田鉆井要求鉆井液具有抗鉆屑、海水和氯化鈉污染的性能，因此對優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的抗污染性能進(jìn)行試驗(yàn)評價(jià)。

2.2.1 抗鉆屑侵污

測試優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液在加入100目潿三段鉆屑前后的基本性能，結(jié)果見表5。由表5可知，隨著鉆屑加量增大，優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的黏度有所升高，API濾失量有所降低，其性能較為穩(wěn)定，說明該鉆井液有很好的抗鉆屑污染性能。

表5 優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液抗鉆屑污染試驗(yàn)結(jié)果Table 5 Anti-pollution capability of solid-free organic salt against cuttings after optimization

2.2.2 抗海水侵污

測試優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液在海水侵入前后的基本性能，結(jié)果見表6。由表6可知，隨著海

水侵入量的增加，優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的表觀黏度和塑性黏度逐漸降低，濾失量增大，但變化幅度不大，仍能滿足鉆井要求，說明優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液具有較好的抗海水侵污性能。

表6 優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液抗海水污染試驗(yàn)結(jié)果Table 6 Anti-pollution capability of solid-free organic salt against sea water after optimization

2.2.3 抗氯化鈉侵污

測試優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液在加入氯化鈉前后的基本性能，結(jié)果見表7。由表7可以看出，

隨著氯化鈉加量增大，優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的表觀黏度和塑性黏度逐漸升高，濾失量增大，但變化幅度不大，仍能滿足鉆井要求，說明優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液具有較好的抗氯化鈉侵入性能。

表7 優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液抗氯化鈉污染試驗(yàn)結(jié)果Table 7 Anti-pollution capability of solid-free organic salt against sodium chloride after optimization

2.3 儲層保護(hù)性能

選用潿洲12-1油田WZX-1井垂深2 660.00 m處的泥頁巖巖心，利用ZDY50-180型巖心動(dòng)態(tài)損害儀評價(jià)無固相有機(jī)鹽鉆井液(優(yōu)化前后)的儲層保護(hù)性能。首先測試飽和地層水巖心的油相滲透率，再反向用無固相有機(jī)鹽鉆井液在120 ℃、3.5 MPa條件下污染巖心2 h，接著取出無固相有機(jī)鹽鉆井液，用破膠液在120 ℃、0.7 MPa條件下破膠2 h，再接著用完井液替出破膠液，最后再正向測試巖心的油相滲透率，然后根據(jù)上述2次巖心滲透率測試結(jié)果，計(jì)算出滲透率恢復(fù)率，結(jié)果見表8。

表8無固相有機(jī)鹽鉆井液優(yōu)化前后的巖心污染試驗(yàn)結(jié)果

Table8Corecontaminationtestsforsolid-freeorganicsaltdrillingfluidbeforeandafteroptimization

巖心編號鉆井液氣測滲透率/mD油相滲透率/mD污染前污染后滲透率恢復(fù)率,%2122優(yōu)化前1.440.5940.51286.122.401.0020.83383.13112優(yōu)化后8.991.4471.34592.973.690.7330.66991.30

由表8可知，巖心被優(yōu)化前的無固相有機(jī)鹽鉆井液污染后其滲透率恢復(fù)率在85%左右，被優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液污染后其滲透率恢復(fù)率大于90%，表明優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的儲層保護(hù)性能得到大幅提高。

2.4 封堵性能

選用氣測滲透率為14.5 mD的巖心，利用JLX-2型動(dòng)態(tài)堵漏試驗(yàn)儀評價(jià)了密度為1.4 kg/L的無固相有機(jī)鹽鉆井液優(yōu)化前后的封堵能力。優(yōu)化前后的無固相有機(jī)鹽鉆井液在巖心上形成的濾餅厚度分別為3.0和1.0 mm，侵入巖心的深度分別為4.1和1.5 cm。在120 ℃、13 MPa條件下，優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的濾失量僅為4.2 mL，表明優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液的封堵性能較強(qiáng)，可以滿足鉆井對其封堵性能的要求。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

潿洲12-1油田在4口水平井的水平段應(yīng)用了優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液。該油田在應(yīng)用優(yōu)化前無固相有機(jī)鹽鉆井液鉆進(jìn)井水平段時(shí)，由于井眼清潔效果差，容易形成巖屑床，造成起下鉆頻繁遇阻，平均每口井起下鉆遇阻10次，且倒劃眼起鉆期間憋泵蹩鉆達(dá)22次，導(dǎo)致實(shí)際鉆井周期比設(shè)計(jì)周期長2～3 d；且由于優(yōu)化前無固相有機(jī)鹽鉆井液暫堵劑的粒徑未針對儲層進(jìn)行優(yōu)化，儲層保護(hù)性能差，造成表皮系數(shù)通常達(dá)到20.0以上。優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液由于改善了流變性，井眼清潔較好，起下鉆沒有出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象，實(shí)際鉆井周期比設(shè)計(jì)鉆井周期縮短了8 d；且優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液暫堵劑的粒徑針對儲層進(jìn)行了優(yōu)化，儲層保護(hù)性能好，4口應(yīng)用井的表皮系數(shù)平均為-3.0，產(chǎn)油量為油藏配產(chǎn)的2倍。下面以潿洲12-1-H1井為例介紹優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液的應(yīng)用情況。

潿洲12-1-H1井為側(cè)鉆水平井，一開在老井φ339.7 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆φ311.1 mm井眼，依次鉆遇望樓崗組、燈樓角組、角尾組、下洋組和潿一段地層，φ244.5 mm套管下至潿一段硬質(zhì)雜色泥巖地層，為二開采用油基鉆井液鉆進(jìn)提供較高的承壓能力；二開采用φ215.9 mm鉆頭鉆至潿四段地層，下入φ177.8 mm套管封固潿二段易垮塌的灰色泥巖地層及潿三段地層；三開采用φ151.8 mm鉆頭鉆進(jìn)潿四段儲層，下入鉆孔篩管支撐井壁。三開采用了優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液，為確保鉆井液的性能滿足水平段鉆進(jìn)的需求，采取了以下維護(hù)處理措施：

1) 振動(dòng)篩采用200目篩布，充分利用固控設(shè)備控制鉆井液中的固相含量，使鉆井液固相含量盡可能低，以達(dá)到優(yōu)快鉆井、清潔井眼等目的。

2) 利用PF-FLO(淀粉)改善鉆井液的流變性，將鉆井液濾失量嚴(yán)格控制在4 mL以內(nèi)，使其在井壁上形成薄而韌的濾餅。

3) 適當(dāng)提高鉆井液密度和黏度，以防止?jié)?段地層泥巖坍塌，提高鉆井液的攜巖能力。

該井在水平段鉆進(jìn)過程中沒有出現(xiàn)起下鉆遇阻的情況，且振動(dòng)篩出砂界面清晰，表明水平裸眼段巖屑返出情況良好，井眼清潔程度高。該井投產(chǎn)后測試表皮系數(shù)為-3.0，而采用優(yōu)化前無固相有機(jī)鹽鉆井液鄰井的表皮系數(shù)大于20.0。這表明優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液的攜巖性能和儲層保護(hù)性能與優(yōu)化前相比得到大幅提高。

4 結(jié)論與建議

1) 通過優(yōu)化增黏劑的加量和暫堵劑的粒徑分布，對無固相有機(jī)鹽鉆井液的配方進(jìn)行了優(yōu)化。室內(nèi)性能評價(jià)結(jié)果表明，優(yōu)化后無固相有機(jī)鹽鉆井液的抑制性、抗污染性、封堵性和儲層保護(hù)性能均達(dá)到了潿洲12-1油田水平井段對鉆井液性能的要求。

2) 現(xiàn)場應(yīng)用表明，應(yīng)用優(yōu)化后的無固相有機(jī)鹽鉆井液可以解決潿洲12-1油田水平段井眼清潔效果差和儲層污染嚴(yán)重的問題。

3) 為提高無固相有機(jī)鹽鉆井液的儲層保護(hù)性能，應(yīng)對潿洲12-1油田儲層段的孔喉進(jìn)行詳細(xì)描述，并據(jù)此對暫堵劑的粒徑進(jìn)行優(yōu)化。

References

[1] 張丹陽，耿曉光，周大宇，等.無固相鉆井液的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[J].鉆井液與完井液，2009，26(3)：38-40.

ZHANG Danyang,GENG Xiaoguang,ZHOU Dayu,et al.Laboratory study on solids-free drilling fluids[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2009,26(3):38-40.

[2] 李瑞豐，李東進(jìn).吉林油田甲酸鹽無固相欠平衡鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2012，29(6)：24-27.

LI Ruifeng,LI Dongjin.Solid-free formate drilling fluid technology used in under balanced drilling of deep wells in Jilin Oilfield[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2012,29(6):24-27.

[3] 許輝，肖聰，許瀟，等.PRD弱凝膠鉆井液性能評價(jià)[J].石油化工應(yīng)用，2012，31(9)：30-32,36.

XU Hui,XIAO Cong,XU Xiao,et al.The PRD weak gel drilling fluid performance evaluation[J].Petrochemical Industry Application,2012,31(9):30-32,36.

[4] 謝克姜，胡文軍，方滿宗.PRD儲層鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油鉆采工藝，2007，29(6)：99-101.

XIE Kejiang,HU Wenjun,FANG Manzong.Research and application of drilling-in fluid in reservoir[J].Oil Drilling & Production Technology,2007,29(6):99-101.

[5] 吳樂，徐同臺，韓斅，等.黃原膠高溫穩(wěn)定性的影響因素[J].鉆井液與完井液，2011,28(6)：77-80.

WU Le,XU Tongtai,HAN Xiao,et al.Research on high temperature stability effects of xanthan gum[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2011,28(6):77-80.

[6] 劉建軍，劉曉棟，馬學(xué)勤，等.抗高溫耐鹽增黏劑及其無固相鉆井液體系研究[J].鉆井液與完井液，2016，33(2)：5-11.

LIU Jianjun，LIU Xiaodong，MA Xueqin，et al.Study on high temperature salt-resistant viscosifier and the formulated solids-free drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2016，33(2)：5-11.

[7] 崔應(yīng)中，徐一龍，黃凱文，等.東方1-1氣田水基鉆井液技術(shù)優(yōu)化[J].鉆井液與完井液，2016，33(4)：65-68.

CUI Yingzhong， XU Yilong， HUANG Kaiwen， et al.Optimization of water based drilling fluid technology for Dongfang1-1 Gas Field[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2016，33(4)：65-68.

[8] 劉祥，呂偉，李謙定.交聯(lián)-羧甲基復(fù)合變性淀粉的流變與降失水性能[J].應(yīng)用化學(xué)，2007，24(3)：357-360.

LIU Xiang,LYU Wei,LI Qianding.Rheological and water-loss control properties of crosslinking and carboxymethylation composite modified starch[J].Chinese Journal of Applied Chemistry,2007,24(3):357-360.

[9] KAGESON-LOE N M,SANDERS,M W,GROWCOCK,F,et al.Particulate-based loss-prevention material-the secrets of fracture sealing revealed[J].SPE Drilling & Completion,2009,24(4):581-589.

[10] 鄢捷年，王建華，張金波.優(yōu)選鉆井液中暫堵劑顆粒尺寸的理想充填新方法[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2007，29(4)：129-135.

YAN Jienian,WANG Jianhua,ZHANG Jinbo.New method for optimizing particle size of bridging agents in drilling fluids[J].Journal of Oil and Gas Technology,2007,29(4):129-135.

[11] 邱正松，鐘漢毅，黃維安.新型聚胺頁巖抑制劑特性及作用機(jī)理[J].石油學(xué)報(bào)，2011，32(4)：678-682.

QIU Zhengsong,ZHONG Hanyi,HUANG Weian.Properties and mechanism of a new polyamine shale inhibitor[J].Acta Petrolei Sinica,2011,32(4):678-682.

[12] BANG V S S,POPE G A,SHARMA M M.Development of a successful chemical treatment for gas wells with liquid blocking[R].SPE 124977,2009.

[13] 蒲曉林，梁大川，王平全，等.抑制鉆屑形成泥球的鉆井液研究[J].西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2002，24(2)：46-49.

PU Xiaolin,LIANG Dachuan,WANG Pingquan,et al.Study on drilling fluids of inhibiting formation of mud balls by rock cuttings[J].Journal of Southwest Petroleum Institute,2002,24(2):46-49.

[14] 劉海水，王超，魏子路，等.鉆井過程中泥球形成的影響因素探討[J].化學(xué)與生物工程，2011，28(8)：70-73.

LIU Haishui,WANG Chao,WEI Zilu,et al.Study on influential factors of gumbo ball formation during drilling process[J].Chemistry & Bioengineering,2011,28(8):70-73.

[15] 張巖，向興金，鄢捷年，等.快速鉆井中泥球形成的影響因素與控制措施[J].中國海上油氣，2011，23(5)：335-339.

ZHANG Yan,XIANG Xingjin,YAN Jienian,et al.Influence factors and controlling measures on formation of gumbo balls during fast drilling[J].China Offshore Oil and Gas,2011,23(5):335-339.

[16] TRAUGOTT D A，SWEATMAN R E，VINCENT R A. WPCI treatments in a deep HP/HT production hole increase LOT pressure to drill ahead to TD in a gulf of Mexico shelf well[R].SPE 96420,2005.

[17] WHITFILL D L,WANG Hong.Making economic decisions to mitigate lost circulation[R].SPE 95561,2005.

[18] SHTAM S K,KACHAR J.Use of KCl- polymer clouding out polyol drilling fluid in combating high pressure in deep exploratory wells of Assam Field:a case study[R].SPE 128849,2010.

[19] van OORT E,FRIEDHEIM J,PIERCE T,et al.Avoiding losses in depleted and weak zones by constantly strengthening wellbores[J].SPE Drilling & Completion,2011,26(4):519-530.

[20] FRIEDHEIM J E,ARIAS-PRADA J E,SANDERS M W,et al.Innovative fiber solution for wellbore strengthening[R].SPE 151473,2012.