向雄，张立权，杨洪烈，刘喜亮，易鹏昌，彭天军

中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东 湛江 524057

为了让老油田重新焕发活力，越来越多压力衰竭区域迎来改造和调整。由于压力因数低，钻井液密度高，在高压差下钻进存在井下漏失、卡钻、卡套管、储层损害等作业风险[1-3]。张万栋等[4]针对压力衰竭储层对无固相钻井液用屏蔽暂堵技术进行了改良，强化了体系暂堵性能，提高了承压能力，成功解决了低压储层易漏失的难题。马双政等[5]针对NH油田二期调整井压力衰竭地层形成高压差带来的储层保护难题，优化了暂堵剂粒径分布和比例，提高了钻井液封堵效果，保护了低压储层。赵建等[6]针对南海莺歌海盆地崖城13-1油气田陵三段地层压力衰竭、压差较大容易产生漏失的问题，对钻井液体系封堵性能进行了优化，同时优选了合适的暂堵材料类型和粒径分布，实现了低压地层有效封堵，避免了井漏。相关技术的开发和应用为解决压力衰竭储层复杂问题提供了借鉴，但高压差储层钻井仍然存在很多问题。XX-1-B32井是位于南海北部湾海区的一口调整井，区域构造位于北部湾盆地北部拗陷涠西南凹陷中西部，目的层为涠洲组四段(以下简称涠四段)，褐灰色富含油细砂岩、油浸细砂岩、灰色油斑细砂岩、细砂岩及泥质粉砂岩与杂色泥岩不等厚互层。该井属于压力衰竭储层，最低压力因数0.43，最高压力因数1.16，最大压差高达35MPa，具有超低压、多套压力存在于一个井段的特点。……