引用本文
沈文洁, 张雨欣, 尹磊, 于春勇, 段善府, 邵慧. 歧口凹陷沙三段泥页岩井壁失稳主控因素分析及对策[J]. 录井工程, 2025,36(4): 130-137.
SHEN Wenjie, ZHANG Yuxin, YIN Lei, YU Chunyong, DUAN Shanfu, SHAO Hui. Analysis of the main controlling factors and countermeasures for wellbore instability of mud shale in the third Member of Shahejie Formation,Qikou Sag[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(4): 130-137.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.04.019  
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歧口凹陷沙三段泥页岩井壁失稳主控因素分析及对策
沈文洁①, 张雨欣①, 尹磊②, 于春勇①, 段善府①, 邵慧①
①中国石油渤海钻探第一录井公司
②中国石油大港油田公司天津储气库分公司

作者简介：沈文洁 工程师,1992年生,2019年毕业于长江大学油气田开发专业,现在中国石油渤海钻探第一录井公司从事地质综合研究和井壁稳定性研究工作。通信地址：300280 天津市大港油田团结东路第一录井公司。E-mail：1175190025@qq.com

收稿日期: 2025-09-04
摘要

针对大港油田歧口凹陷沙三段泥页岩地层钻井过程中井壁失稳频发的问题,综合运用XRF、XRD、地层压力测试及钻井液评价等技术,揭示了井壁失稳的主控因素并提出优化对策。结果表明：①低Ca（Ca含量4.2%~5.1%）、高Fe（Fe含量3.5%~4.7%）、低Al（Al含量5.7%~7.0%）的元素组合易诱发井壁失稳;②基于元素与矿物特征构建的脆性指数模型表明,掉块段脆性指数显著高于非坍塌段,高脆性是诱发井壁失稳的内在关键因素;③当碳酸盐矿物含量较低（18%~23%）、黏土矿物含量中等（23%~40%）、石英含量较高（25%~40%）时,坍塌风险升高,在此基础上,伊利石含量超过50%时,坍塌风险进一步升高;④降低井斜角并沿最小水平主应力方向钻井可提升稳定性;⑤钻井液实验显示,水基钻井液体系（BH-KSM、BH-WEI）掉块段较非坍塌段页岩膨胀率高出1.43%~3.84%,滚动回收率降低17.85%~18.30%,而油基钻井液体系（BH-OBM）对两类岩屑均展现出优异的综合性能,其在掉块段引发的最大膨胀率仅1.41%左右,回收率损失平均约2.50%,抑制作用效果较好,现场推荐优先级为BH-OBM>BH-KSM>BH-WEI。研究成果为歧口凹陷页岩油安全高效开发提供了理论依据与技术支撑。

关键词: 歧口凹陷; 泥页岩; 井壁失稳; 地层压力; 钻井液评价
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Analysis of the main controlling factors and countermeasures for wellbore instability of mud shale in the third Member of Shahejie Formation,Qikou Sag
SHEN Wenjie①, ZHANG Yuxin①, YIN Lei②, YU Chunyong①, DUAN Shanfu①, SHAO Hui①
①No.1 Mud Logging Company,BHDC,CNPC,Tianjin 300280, China
②Tianjin Gas Storage Company, PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300074, China
Abstract

To address the frequent wellbore instability issues during drilling in the mud shale formations of the third Member of Shahejie Formation in Qikou Sag,Dagang Oilfield,this study comprehensively employs techniques such as XRF,XRD,formation pressure test,and drilling fluid evaluation to reveal the main controlling factors of wellbore instability and propose optimized countermeasures. Key findings are obtained in five aspects. First, an elemental combination of low Ca content （4.2%-5.1%）,high Fe content（3.5%-4.7%）,and low Al content （5.7%-7.0%） is prone to inducing wellbore instability. Second,the brittleness index model constructed based on elemental and mineral characteristics indicates that the brittleness index of the block-falling section is significantly higher than that of the non-collapsing section. High brittleness is an intrinsic key factor inducing wellbore instability. Third,when the content of carbonate minerals is low （18%-23%）,that of clay minerals is medium（23%-40%）,that of quartz is high（25%-40%）,the risk of collapse significantly increases. On this basis, when the illite content exceeds 50%,the risk of collapse increases.Fourth,Reducing the hole deviation angle and drilling along the direction of the minimum horizontal principal stress can enhance stability. Fifth, drilling fluid experiments show that the water-base drilling fluid systems （BH-KSM、BH-WEI） has a shale expansion ratio in the block-falling that is 1.43%-3.84% higher than in the non-collapsing section, with a decrease of 17.85% to 18.30% in rolling recovery rate, while the oil-base drilling fluid system（BH-OBM） exhibits excellent overall performance for both types of rock cuttings, the maximum expansion ratio caused by it in the block-falling section is only about 1.41%, and the average recovery ratio loss is about 2.5%, indicating a good inhibitory effect. The recommended on-site priority is BH-OBM>BH-KSM>BH-WEI. The findings provide a theoretical basis and technical support for the safe and efficient development of shale oil in Qikou Sag.

Keyword: Qikou Sag; mud shale; wellbore instability; formation pressure; drilling fluid evaluation
0 引言

当前在油气开发领域, 非常规油气资源如致密油气和页岩油气备受关注。近年来, 渤海湾盆地歧口凹陷通过技术创新成功攻克勘探难题, 实现了在页岩油领域的突破[1]。然而该区钻井作业中井壁失稳问题突出, 尤其沙三段灰褐色泥页岩地层, 起下钻遇阻、卡钻、坍塌等事故频发, 事故处理时间占比高达3%~7%, 严重制约了开发效率与经济效益。对于井壁失稳, 国内外专家主要致力于纯力学研究、化学研究、力化的耦合研究以及多场耦合研究[2]。陈金霞等[3]通过室内实验对硬脆性泥页岩的理化性能展开测试, 构建井壁稳定性模型, 利用该模型预测坍塌压力来指导现场作业; 林海等[4]建立了考虑弱面和水化的新模型, 分析坍塌压力变化规律和钻井液影响, 为安全钻井提供指导; 雷家蔚等[5]针对深井结晶岩在“ 三高” 环境（尤其关注温度影响）下的井壁失稳问题, 研究温度变化对安全钻井液密度窗口和井壁应力的影响规律。上述研究针对浅层东营组页岩建立了稳定性模型, 分别探讨了温压耦合（尤其是高温）对深井结晶岩井壁的影响, 对于歧口凹陷中深部沙河街组页岩地层井壁失稳的主控因素及稳定性提升对策研究仍显不足。因此, 本文聚焦歧口凹陷中深部沙河街组页岩油安全钻进的关键难题, 基于元素、矿物（特别是黏土矿物）、地层压力及钻井液等关键资料, 深入剖析该区域泥页岩组构和地层压力发育特征, 明确井壁失稳的主控因素, 探讨不同钻井液体系对岩屑的抑制效果, 旨在制定针对性的井壁稳定性提升对策, 为实现该区域页岩油安全高效开发提供理论支撑。

1 区域地质概况

黄骅坳陷歧口凹陷位于渤海湾盆地腹部, 由1个主凹和4个次凹组成, 呈北断南超、半地堑式箕状断陷盆地结构, 是渐新世以来的沙河街组沉积凹陷, 地层自下而上分别为孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组（图1）。这些地层见证了沉积盆地从孤立小湖盆起始, 经历半封隔广湖盆、开阔广湖盆, 至裂陷晚期湖盆萎缩消亡, 最终融入后裂谷期华北冲积沉降平原的五大演化阶段[6]。沙三段沉积时期, 受北西-南东向伸展影响, 发生了显著断陷活动, 形成了北大港、南大港潜山和羊三木凸起等正向构造。这些构造与同沉积断层协同作用, 在歧北斜坡至歧北次凹地区塑造出多级沉积坡折带, 而凹陷内部次级断裂和褶皱则相对较少[7]。在此背景下, 沙三1亚段（以下称Es31亚段）以厚层暗色泥页岩为主, 夹带致密薄层粉砂岩及白云岩, 形成细粒沉积岩。该层段在歧口凹陷广泛分布, 覆盖面积5 000 km² 以上, 是页岩油研究与勘探的关键层段, 也是页岩油勘探的主力层系。

图1 黄骅坳陷歧口凹陷构造分区和小层划分对比

2 泥页岩组构特征与井壁失稳关联性分析

在对歧口凹陷沙三段泥页岩井壁失稳问题研究背景和区域地质特征分析的基础上, 采集QY 6-36-1等井Es31亚段（埋深3 800~4 500 m）泥页岩岩屑样品, 通过XRF和XRD等技术, 系统量化岩石组构特征（包括元素含量、黏土矿物含量）, 并分别基于元素和矿物特征建立脆性指数计算模型, 从微观尺度揭示泥页岩组构特征对井壁稳定性的控制机制, 为井壁失稳主控因素解析提供地质依据。

2.1 元素特征

2.1.1 元素含量分析

基于XRF分析, Es31亚段泥页岩段主量元素以Na、Mg、Si、K、Ca、Fe、Al为主。为明确井壁掉块段与非坍塌段岩屑的地球化学差异, 通过统计学方法筛选出Ca、Fe、Al三个敏感性元素（其他元素如Na、Mg、Si、K在两组间无显著差异, P> 0.05）, 其含量变化与井壁稳定性强相关（表1）。

表1 掉块段与非坍塌段元素含量统计 %

Ca元素：非坍塌段含量为5.0%~7.1%, 掉块段降至4.2%~5.1%, 过渡区间为5.0%~5.1%。

Fe元素：非坍塌段含量为2.8%~3.6%, 掉块段升至3.5%~4.7%, 过渡区间为3.5%~3.6%。

Al元素：非坍塌段含量为6.9%~7.9%, 掉块段降至5.7%~7.0%, 过渡区间为6.9%~7.0%。

Ca含量降低可能削弱碳酸盐胶结作用, 导致岩石强度下降; Fe含量升高反映黄铁矿富集, 加剧水岩反应导致的层理弱化; 高Al促进高岭石形成（稳定）, 低Al增加伊蒙混层比例（不稳定）。低Ca（Ca含量4.2%~5.1%）、高Fe（Fe含量3.5%~4.7%）、低Al（Al含量5.7%~7.0%）的元素组合易诱发井壁失稳。

2.1.2 基于元素特征的脆性指数

基于元素特征求取脆性指数, 以便进一步判断该区泥页岩在掉块段与非坍塌段岩屑的脆性特征。采用两种方法：一种为直接利用元素含量求解脆性指数BI1; 另一种为利用元素计算的云灰质、砂质、泥质含量求解脆性指数BI2。

BI1=CCa+CMg+CNa+CK+CSiCCa+CMg+CNa+CK+CSi+CAl+CFe×100%（1）

BI2=CCO3+CSandCCO3+CSand+CMud×100%（2）

式中：CCa、CMg、CNa、CK、CSi、CAl、CFe分别为Ca、Mg、Na、K、Si、Al、Fe元素含量, %; CCO3为云灰质含量, %; CSand为砂质含量, %; CMud为泥质含量, %。

利用公式（1）和公式（2）分别计算掉块段与非坍塌段脆性指数, 结果见图2。

图2 基于元素特征的脆性指数

井壁掉块段与非坍塌段的脆性指数呈现显著差异。基于公式（1）计算的脆性指数掉块段为77%~79%, 较非坍塌段（74%~78%）高1%~5%; 基于公式（2）计算的结果差异更为显著, 掉块段脆性指数（53%~64%）较非坍塌段（30%~45%）高出19%~23%。这表明从掉块段到非坍塌段, 岩石脆性特征呈现明显降低趋势, 其中公式（2）计算的脆性指数响应灵敏度更高。

2.2 矿物特征

2.2.1 矿物含量分析

基于XRD分析, Es31亚段泥页岩的长英质矿物含量为20%~43%（平均35.3%）, 碳酸盐矿物含量为24%~49%（平均39%）, 黏土矿物含量为19%~50%。根据矿物含量组成三角图分析, 该层段岩性属于混合质页岩。通过建立石英、黏土矿物及碳酸盐矿物含量三维模型（图3）, 发现井壁掉块段与非坍塌段的矿物组成存在显著差异：当碳酸盐矿物含量较低（18%~23%）、黏土矿物含量中等（23%~40%）、石英含量较高（25%~40%）时, 井壁坍塌风险显著增加。

图3 石英-黏土矿物-碳酸盐矿物三维模型

在此基础上, 对黏土矿物组成进行了定量分析, 确定了伊利石、蒙脱石、绿泥石及伊蒙混层等矿物的含量百分比。结果表明, 该区域黏土矿物以伊利石为主（平均占比约53%）, 绿泥石次之。为明确影响井壁稳定性的矿物因素, 通过直方图统计对比掉块段与非坍塌段中5类黏土矿物的含量差异（图4）。数据显示, 伊利石含量超过50%极易引发井壁失稳。

图4 掉块段与非坍塌段黏土矿物含量差异分析

2.2.2 基于矿物特征的脆性指数

基于矿物组分与脆性的相关性, 采用以下两种常用方法估算脆性指数：一种为石英、长石、碳酸盐等矿物与总矿物比值求解脆性指数BI3; 另一种为石英单矿物法计算脆性指数BI4。

BI3=CQu+CFs+CCarCQu+CFs+CCar+CClay×100%（3）

BI4=CQuCQu+CFs+CCar+CClay×100%（4）

式中：CQu为石英矿物含量, %; CFs为长石矿物含量, %; CCar为碳酸盐矿物含量, %; CClay为黏土矿物含量, %。

通过计算可知, 井壁掉块段的脆性指数普遍高于非坍塌段（图5）。公式（3）计算掉块段脆性指数为25%~35%, 较非坍塌段（15%~26.8%）高1%~5%; 公式（4）计算掉块段脆性指数为55%~65%, 较非坍塌段（38%~58%）高7%~10%。

图5 基于矿物特征的脆性指数

2.3 小结

实验表明：低Ca、高Fe、低Al元素组合易导致井壁失稳; 当碳酸盐矿物含量较低（18%~23%）、黏土矿物含量中等（23%~40%）、石英含量较高（25%~40%）时, 井壁坍塌风险升高, 在此基础上, 伊利石含量超过50%时, 坍塌风险进一步升高。本文提出的基于元素与矿物特征的脆性指数方法均可区分掉块段与非坍塌段, 其中基于元素计算的脆性指数（BI₂）响应更显著, 能更清晰地表征变化特征, 在本研究区表现出良好的适用性。在实际钻井中, 基于元素计算的脆性指数（BI₂）可实时应用于随钻岩屑分析, 当检测到脆性指数显著升高（如BI₂> 50%）且出现低Ca、高Fe、低Al元素特征时, 应提前预警井壁失稳风险。此时, 除采用静-动耦合钻井技术优化破岩效率外, 更需针对性采取以下措施：①优化钻井参数, 在脆性发育井段降低钻压和转速, 减少对井壁的机械扰动; ②强化钻井液性能, 提高封堵剂和抑制剂浓度, 增强对微裂缝的物理封堵与化学抑制; ③调整井眼轨迹, 在轨迹设计阶段利用脆性指数剖面预判井壁失稳高风险层段的深度和厚度, 指导轨迹优化, 确保钻具能够平稳、可控地穿过该层段, 安全抵达地质靶点, 保障钻井作业安全。

3 地层压力对井壁稳定性的影响
3.1 地层压力特征分析

本次研究通过平衡深度法进行地层压力评价, 并利用钻杆测试和试油静压获得的实测压力数据进行压力校正, 明确歧口凹陷地层流体压力的剖面分布特征。

通过研究可知, 歧口凹陷在纵向上存在两个超压系统：上部超压系统和下部超压系统。这两个超压系统在横向上受深大断裂和盆地边缘控制, 上部超压系统发育于静水压力系统之下, 包括东营组超压体和沙一段超压体, 下部超压系统仅包括沙三段一个超压体, 并且横向连续性好（图6）; 下部超压系统主要分布于主凹区和次凹区, 侧向上终止于盆地斜坡, 而上部超压系统平面分布范围更广, 能延伸至高斜坡区。因此, 从歧口主凹往歧北斜坡方向, 两个超压系统逐渐过渡为一个超压系统, 并最终在隆起区变为静水常压系统, 静水压力系统主要位于盆地的浅层。

图6 流体压力剖面分布特征

3.2 基于压力评价的井壁稳定性分析

从岩石力学的角度上讲, 井壁破坏有剪切破坏和拉伸破坏两种类型, 有很多常用于判断井壁剪切破坏的力学强度准则, 例如Mogi-Coulomb准则、Mohr-Coulomb 准则等, 通过比较围岩抗拉强度与井周拉应力可判断井壁是否会发生剪切破坏或者拉伸破坏[8]。如果井内液柱压力太低则会导致井壁发生剪切破坏, 使得周围岩石所受应力超过岩石抗剪强度, 导致发生井壁坍塌, 此时, 脆性地层会发生井径扩大、掉块和卡钻等现象, 而塑性地层则会产生缩径。井壁发生拉伸破坏是因为井内液柱压力过高, 使得拉伸应力超过岩石抗拉强度而发生井漏[9]。因此, 钻井液密度的合理设计是维持井壁稳定的关键环节。本研究基于歧口凹陷地层压力评价结果, 系统分析压力参数对井壁稳定性的影响。

3.2.1 三压力剖面与钻井液密度匹配性验证

本文选取QY 5-36-1井400~3 800 m非坍塌段开展地层三压力评价, 计算结果（图7）表明, 全井段孔隙压力系数范围为1.00~1.33 g/cm3, 坍塌压力系数范围为1.02~1.48 g/cm3, 破裂压力系数范围为1.53~1.86 g/cm3, 现场出口钻井液密度范围为1.20~1.68 g/cm3。如图7所示, 出口钻井液密度始终高于坍塌压力系数（仅在浅部接近, 深部安全余量充足）, 且低于破裂压力系数。这一对比明确表明, 钻井液所提供的液柱压力足以平衡地层压力, 钻井液密度合理。

图7 QY 5-36-1井三压力剖面图

3.2.2 掉块段主控因素甄别

以QY 5-36-1井3 815 m以深典型掉块段为例, 通过综合对比分析, 明确了其失稳的主控因素。该段坍塌压力系数计算值为1.45~1.46 g/cm³ , 而现场应用的钻井液密度（1.65 g/cm³ ）显著高于此值且循环稳定。这表明, 地层异常高压（超压）并非本次坍塌的触发因素。同时, 尽管该段井斜角增大（> 76° ）会导致井周应力恶化（这一影响已体现于前述升高的坍塌压力中）, 但实钻液柱压力足以平衡此风险, 因此井斜角增大不是导致井壁失稳的根本原因。

在排除上述常规工程主因后, 失稳的根本原因指向地层的内在属性。该段岩屑的元素与矿物分析揭示了其独特的“ 低Ca、高Fe、低Al” 地球化学特征, 以及高伊利石（> 50%）、高石英含量的矿物组构。这一特定组合直接导致了岩石的高脆性与低力学强度, 使其在钻井扰动下极易发生破裂与剥落。

鉴于失稳由内在岩性主导, 工程对策的核心在于通过优化外部条件以最小化对脆弱井壁的扰动。地应力场是控制井周应力分布与钻井扰动形态的关键外部因素。因此, 本文对研究区的地应力特征及其对井壁稳定性的控制规律进行系统研究。

通过10口井压力数据分析可知, 歧口凹陷泥页岩地层力学性质较差, 强度较低, 沙河街组坍塌压力系数范围为1.27~1.59 g/cm3, 安全钻井液密度窗口范围为1.40~1.85 g/cm3。

室内声发射凯塞尔效应实验表明, 歧口凹陷沙河街组最大水平主应力（SH）方向为N40E（北偏东40° , 图8中SH箭头所指）。地应力大小规律为上覆岩层压力（Sv）> 最大水平主应力（SH）> 最小水平主应力（Sh）。其坍塌压力随井斜角与方位角的变化规律如图8所示, 坍塌压力沿着最小水平主应力方向（Sh）最小, 沿着最大水平主应力方向（SH）最大。通过井壁稳定性分析可知：降低井斜角对井壁稳定有利, 沿着最小水平主应力方向钻井有利于井壁稳定性。

图8 沙河街组坍塌压力系数玫瑰图

4 钻井液优选

在实际钻井过程中, 地层压力与岩性的非均质性（如沙三段泥页岩的易塌层段）对井壁稳定性构成显著挑战, 钻井液需通过抑制岩屑分散（回收率）和降低黏土水化膨胀（线性膨胀率）来维持井壁完整。本研究以QY 6-36-1、QY 5-36-1井的Es31亚段泥页岩为对象, 对比分析水基钻井液体系（BH-KSM、BH-WEI）与油基钻井液体系（BH-OBM）下岩屑的线性膨胀率与滚动回收率, 明确其防膨特性与抑制性, 为地层适配性钻井液优选提供依据。

4.1 膨胀性实验

随着测试液与黏土样品接触时间的增加, 黏土膨胀导致高度增加, 由容栅传感器感应获得试样轴向的位移信号, 通过计算机系统将膨胀量随时间的关系曲线记录下来, 显示在屏幕上。当黏土矿物的膨胀量基本稳定时, 最大的膨胀量与黏土样品的初始高度之比为最大膨胀率, 6组岩屑样品（其中, A 1、A 2、A 3为掉块段岩屑样品, B 1、B 2、B 3为非坍塌段岩屑样品）分析结果如图9所示。

图9 膨胀率与时间关系

膨胀性实验表明, 相比非坍塌井段, 掉块段的岩屑在水基钻井液体系（BH-KSM、BH-WEI）中的页岩膨胀率高出1.43%~3.84%, 膨胀速度更快、更容易水化。

相比之下, 油基钻井液体系（BH-OBM）对两类岩屑均表现出优异的抑制水化能力, 其引起的页岩膨胀率极低, 掉块段为0.36%~1.41%, 非坍塌段为0.07%~0.78%, 最大值仅约1.41%。

4.2 回收率测试

室内采用滚动回收率的实验方法, 来对比BH-KSM、BH-WEI、BH-OBM钻井液体系下对沙三段泥页岩的抑制性能。分别在油基和水基钻井液中加入20 g沙三段岩屑, 经过100 ℃烘干后, 取出5~10 g, 记录实际称重值（M0）, 再经过130 ℃× 16 h热滚, 40目筛出, 烘至恒重（M1）后计算一次滚动回收率M1/M0。该泥页岩在油基和水基钻井液中的回收率大不相同, 结果如图10所示。

图10 岩屑滚动回收率

基于滚动回收率实验结果, 不同钻井液体系对歧口凹陷沙三段泥页岩的抑制性能呈现显著差异。对于水基钻井液体系（BH-KSM、BH-WEI）, 其对不同稳定性地层的抑制作用存在明显选择性：掉块段岩屑的回收率范围为51.10%~58.35%（平均52.3%）, 显著低于非坍塌段岩屑的68.95%~76.65%, 差值达17.85%~18.30%。这一结果表明, 水基钻井液体系对已失稳地层的抑制与固结能力不足。

油基钻井液体系（BH-OBM）表现出优异且均衡的抑制性能。其对于高风险的掉块段岩屑, 回收率仍能维持在83.00%~96.96%, 与非坍塌段岩屑的回收率（92.55%~97.50%）平均值仅相差约2.50%。这一微小差距揭示, 油基钻井液几乎无差别地有效抑制了不同稳定性地层的水化分散, 展现了较好的物理封堵与化学惰性优势。

综上所述, 油基钻井液BH-OBM在不同地层的膨胀率最大为1.41%左右, 掉块段滚动回收率损失与非坍塌段相比也仅约2.50%, 说明油基钻井液的物理封堵与低活性抑制效果较好, 对井壁失稳抑制作用效果最好。在现场实际钻进过程中, 优先选择BH-OBM、其次BH-KSM、最后BH-WEI, 可有效降低井壁失稳的风险, 可以推广到其他具有类似地质特征（如深部、硬脆性泥页岩）的区块。

5 结论

（1）低Ca（Ca含量4.2%~5.1%）、高Fe（Fe含量3.5%~4.7%）、低Al（Al含量5.7%~7.0%）的元素组合易诱发井壁失稳。基于元素与矿物特征构建的脆性指数模型表明, 掉块段脆性指数显著高于非坍塌段, 高脆性是诱发井壁失稳的内在关键因素。

（2）当碳酸盐矿物含量较低（18%~23%）、黏土矿物含量中等（23%~40%）、石英含量较高（25%~40%）时, 井壁坍塌风险升高, 在此基础上, 伊利石含量超过50%时, 坍塌风险进一步升高。

（3）歧口凹陷泥页岩地层力学性质较差, 强度较低, 沙河街组坍塌压力系数范围为1.27~1.59 g/cm3, 安全钻井液密度窗口范围为1.40~1.85 g/cm3; 降低井斜角并沿着最小水平主应力方向钻井有利于井壁稳定性。

（4）水基钻井液体系（BH-KSM和BH-WEI）对掉块段岩屑作用明显, 其膨胀率较非坍塌段高出1.43%~3.84%, 回收率低17.85%~18.30%; 油基钻井液体系（BH-OBM）性能优异且稳定, 在掉块段的最大膨胀率仅1.41%左右, 回收率损失仅约2.50%, 对井壁失稳抑制作用效果最好。在现场实际钻进过程中, 优先级依次为BH-OBM、BH-KSM、BH-WEI。

（编辑 陈娟）

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