1.1井位
构造位置：位于阿克库勒凸起东南斜坡部 钻井性质：探井
1.2 钻井地质任务：
1) 探索阿克库勒凸起东边缘寒武系建隆性质，储层发育特征及含油气性。为进一步研究寒武系－奥陶系的地层，沉积特征及储层发育，储层的成因机制提供基础资料;
2) 取全，取准岩芯，测井，测试等基础资料，为储量计算提供准确资料；
3) 验证地震波组的地质属性，为准确标定T74之下各反射波的 地质属性提供基础资料；
4) 为进一步分析，研究油气运移，聚集规律等提供基础资料；
5) 为测试，采油提供合格的井眼条件。
1.3 设计井深： 8000m(钻台面算起)
1.4 完钻原则
1) 钻到设计井深，进入建隆体1的顶225m完钻。
2) 如寒武系钻遇好的油气显示(如井漏，井涌等油气显示井段)，强钻8－10米后，经测试获高产油气流，可提前完钻。
1.5 完钻方式： 裸眼或套管完井。
塔深1井钻遇地层预测表
| 地层系统 | 深度 （m） | 厚度 （m） | 岩 性 简 述 | 故障提示 | |||
| 系 | 统 | 组(群) | 代号 | ||||
| 第四系 | Q | 33 | 23 | 灰白色粉、细砂层夹黄灰色粘土层。 | 胶结较松散，易扩径、垮塌。 | ||
| 上 第 三 系 | 上新 统 | 库车组 | N2k | 1733 | 1700 | 上部黄夹棕色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩，下部黄灰色泥岩与浅灰、灰白色粉、细砂岩互层。 | 地层疏松、钻速快、泥岩厚易吸水膨涨，砂岩易缩径，防阻、卡。 |
| 中新 统 | 康村组 | N1k | 2523 | 790 | 上部浅灰，黄灰色粉砂岩，灰白色细砂岩夹黄灰色泥岩，下部黄灰、棕色泥岩与黄灰色粉、细砂岩互层。 | ||
| 吉迪 克组 | N1j | 3163 | 0 | 上部棕、棕褐色泥岩与黄灰、浅灰色细砂岩互层，中部绿棕、棕褐色泥岩，粉砂质泥岩与浅灰、棕色粉砂岩、细砂岩互层，下部为棕色泥岩夹棕色粉砂岩及棕色石膏薄层。 | 防膏侵、防坍塌和跳钻，防阻卡。 | ||
| 下第 三系 | 渐-古新统 | 苏维 依组 | E3 s | 3233 | 70 | 棕褐色泥岩夹浅褐色粉砂岩。 | 防止砂岩缩径和泥岩掉块垮塌，造成遇阻和卡钻。 |
| 库姆格 列木群 | E1-2km | 3263 | 30 | 棕红色细砂岩、粉砂岩、粗砂岩，局部夹棕褐色泥岩薄层。 | |||
| 白垩系 | 下统 | 巴什基奇克组 | K1bs | 3938 | 675 | 上部为棕褐色泥岩与棕色细—中砂岩不等厚互层，下部以棕褐色细—中砂岩、砾状砂岩夹泥质粉砂岩、泥岩不等厚互层。 | |
| 卡普沙 良群 | K1kp | 4328 | 390 | 上部为棕褐色泥岩与灰白、浅红棕色细砂岩、粉砂岩等厚互层，中部为棕褐色、灰绿色泥岩夹灰白色细砂岩、粉砂岩略等厚互层。底部为灰白色细粒砂岩、含砾砂岩夹棕褐色、灰绿色泥岩。 | 泥岩易吸水造成掉块、垮塌，防阻卡。 | ||
| 侏罗 | 下统 | J1 | 4386 | 58 | 棕色、浅灰色砾质细粒长石岩屑砂岩夹棕红色泥岩、粉砂质泥岩。 | 防剥落掉块、防止压差卡钻。 | |
| 三 叠 系 | 上统 | 哈拉哈 塘组 | T3h | 4518 | 132 | 上部为灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细粒长石岩屑砂岩。下部为浅灰色细粒长石岩屑砂岩、粉砂岩夹灰、深灰色泥岩。 | |
| 中统 | 阿克库 勒组 | T2a | 4732 | 214 | 自下而上为二个由粗→细的旋回组成,旋回下部为砂砾岩、含砾砂岩、细－中砂岩夹薄层深灰色泥岩,旋回上部为深灰、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩夹薄层细砂岩。 | ||
| 下统 | 柯吐尔组 | T1k | 4796 | 深灰色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。 | |||
| 石 炭 系 | 下统 | 卡拉沙 依组 | C1kl | 5366 | 570 | 灰、棕褐色泥岩与灰白色砂岩、粉砂岩呈薄互层，下部为深灰色泥岩夹灰岩、泥灰岩薄层。 | 防盐水侵，防井壁不稳定产生剥落、掉块，造成井径不规则。 |
| 巴楚组 | C1b | 5483 | 117 | 5375.0～5395.0m灰色泥晶灰岩夹泥岩即“双峰灰岩”段。 5395.0～5492.0m灰、棕褐色泥岩、粉砂质泥岩，即“下泥岩段”。 | |||
| 奥 陶 系 | 上统 | 良里塔 格组 | O3l | 5551 | 68 | 浅灰、褐灰色泥微晶灰岩、粉晶灰岩夹角砾状灰岩、云质泥岩、生物屑泥晶灰岩夹泥质灰岩。 | 防井漏、防涌、防井喷，注意深井段钻具安全。 |
| 恰尔巴 克组 | O3q | 5571 | 20 | 上部棕色泥岩、瘤状灰岩，下部为暗棕色灰质泥岩夹浅灰色泥质灰岩。 | |||
| 中统 | 一间 房组 | O2yj | 5681 | 110 | 浅灰色、灰白色泥微晶灰岩夹浅灰色灰质泥岩、泥质灰岩、生物屑灰岩，含沥青质弱白云岩化灰岩。可能发育生物礁滩灰岩。 | ||
| 中下 统 | 鹰山组 | O1-2y | 11 | 730 | 上部为浅灰、黄灰色生屑泥微晶灰岩与泥微晶灰岩、泥微晶砂屑灰岩、砂屑泥微晶灰岩略等厚互层, 该段发育斑状构造(白云化斑块)。下部以浅灰、黄灰色泥微晶灰岩、泥微晶砂屑灰岩、含云质泥微晶灰岩、砂屑灰岩为主，夹浅褐灰色白云岩、含灰质白云岩、云质灰岩薄层。该段局部发育微波状层理、微细水平层理。 | ||
| 下统 | 蓬莱坝 组 | O1p | 6787 | 376 | O1p2：20～6550m：岩性中上部为浅灰白、浅黄灰色泥微晶灰岩、泥微晶砂屑灰岩、含云质泥微晶灰岩、云质泥微晶砂屑灰岩与浅灰、浅褐灰色微―细晶白云岩、灰质微晶白云岩不等厚―略等厚互层；下部为浅灰白泥微晶灰岩与浅黄灰色泥微晶砂屑灰岩略等厚互层。 O1p1：6550～6796.0m：岩性为浅灰、浅褐灰色厚层粉―细晶白云岩夹浅灰白、浅黄灰色泥微晶砂屑灰岩薄层及硅质条带。 | ||
| 寒武 系 | 上统 | 下丘里 塔格群 | ∈3ql | 8000 | 1213 (未穿) | 下奥陶统底到建隆顶部主要为灰、深灰色厚层块状微—中晶白云岩夹硅化白云岩、鲕粒白云岩，建隆体可能是隐藻类粘结形成的叠层石、层纹石和核形石等为主组成的礁，其岩性可能为灰、深灰色厚层块状微-中晶白云岩、藻团粒、藻纹层白云岩和叠层石白云岩。 | 防井漏、防气侵、防井喷，防应力坍塌，注意深井段钻具安全。 |
目 录
1、塔河油田超深井钻井液技术难点
2、国内外高温超深井钻井液状况
3、塔深1井钻井液体系配方选择、性能要求及维护处理要点
4、风险分析
5、超深井钻井液配套工艺技术
1、塔河油田超深井钻井液技术难点
1.1 钻井液处理剂高温高压失效问题。
1.2 钻井液高温流变性的控制问题。
1.3 钻井液高温滤失造壁性的控制问题。
1.4 抗高温钻井液的护胶问题。
1.5 超深井段地层破碎，白云岩地层防塌问题。
1.6 超深井段地层破碎，防漏堵漏问题。
1.7 超深井奥陶系、寒武系地层为防塌防漏寻找一个安全钻井液密度窗口的问题。
1.8 超深井可能存在的高压问题。
1.9 超深井钻井液润滑性问题。
1.10 超深井钻井液陈化问题。
1.11 超深井膏盐层问题。
1.12 硫化氢、二氧化碳污染问题
技 术 难 点
在塔河油田,按正常地温梯度2.2-2.3℃/100m计算，井深8000m的超深井,井底温度可达170-200℃左右,井底循环温度在150-170℃左右,所用钻井液体系必须能抗200℃左右的高温.在超深井的钻进中，可采用抗高温的钻井液体系有水基、合成基、油基钻井液，最为合适的是油基类钻井液体系，当考虑到成本、维护、环保等因素，建议使用水基磺化或聚磺钻井液.在水基钻井液体系中,温度对水基钻井液的影响非常大,特别是超过150℃的高温,在这种温度下,大多数聚合物处理剂医分解或降解,出现增稠,胶凝,固化成型或减稠等流变性恶化.这种变化不随温度而可逆.因此,温度是超深井钻井液中最重要的考虑因素,钻井液解决以下问题.
1)钻井液用处理剂高温高压失效问题.
2)钻井液高温流变性的控制问题.由于高温条件下钻井液处理剂易产生高温增稠或减稠效应,钻井液的高温高压流变性控制将是超深井钻井液关键技术之一.
3)钻井液高温滤失造壁性的控制问题.解决好这个问题是有利于超深井井段地层的防塌,防漏.
4)抗高温钻井液的护胶问题,最好选用美国的聚阴离子纤维素Drispac.
5)深井超深井段地层破裂，易产生掉块，井塌，特别是白云岩地层岩屑结构松散易碎，结构裂缝多，易受溶蚀且严重，裂缝中充填物胶结性差，垮塌十分严重．在塔参１井白云岩垮塌表现特别严重，因此该井在奥陶系，寒武系地层应特别注意井塔问题．
6)深井超深井段地层破碎，漏失性质大部分属于压力敏感性漏失，高温高压条件下，防漏堵漏工艺和材料选择已成为当务之急的研究课题.
7)深井超深井奥陶系,寒武系地层寻找一个钻井液安全密度窗口来满足井下实际情况,既要防塌又要防漏十分困难,主要依靠选择合适的强有效封堵材料(包括软化点和颗粒粒径)来解决次复杂,最好是进口沥青或天然沥青.
8)超深井可能存在高压问题,高压(钻井液高密度)将使高温流变性的控制更加困难,除了更易于增稠等外,还存在加重剂的悬浮,沉降稳定性等问题.
9)超深井钻进中如何减少转盘扭矩,除工程措施和井身质量外,高温钻井液应给予最大的支持,如何钻井液的润滑性,选择何种液体和固体润滑剂也是一个难题.
10)钻井液老化问题. 此外,还可能钻遇云质膏岩,膏盐岩,而膏岩的溶蚀易造成垮塌掉块,钻井液受污染等复杂情况,以及防H２S.CO２污染等问题．
2、国内外高温超深井钻井液状况
2.1 国内外高温超深井钻井液使用状况 表1
| 序号 | 钻井液类型 | 应用地区或公司 | 井底条件 | 应用情况 |
| 1 | 水基三磺泥浆 | 四川，关基井 | 7175 m，井底温度185℃ | 在关基井7175ｍ井段使用,获得十分满意的流变性,在井底静置半月后性能基本不变,表现出良好的水基重钻井液的热稳定性。 |
| 2 | 水基聚磺泥浆 | 塔中，中4井 | 7220 m，井底温度170℃ | 性能稳定，顺利钻达完钻井深（7220 m） |
| 3 | 水基聚磺泥浆 | 塔里木，塔参1井 | 7200m， | 性能稳定，顺利钻达完钻井深（7200 m） |
| 4 | 水基Pyrodrill聚合物体系 | 南海莺琼地区，崖城21 -1 -3井 | 4688m，206°C | 性能稳定，能满足钻井作业需要 |
| 5 | 水基DURATHEM泥浆体系 | 美国德克萨斯州(Magcobar公司) | 62 m，温度243℃ | 钻进中钻遇高压二氧化碳气体时，引起屈服值和塑性粘度增加，采用37g/l石膏处理后顺利完井。(主处理剂Resinex、XP-20) |
| 序号 | 钻井液类型 | 应用地区或公司 | 井底条件 | 应用情况 |
| 6 | 水基抗高温抗污染聚磺泥浆 | 美国佛罗里达近海 | 井深22m，井温204℃ | 性能稳定，顺利钻达完钻井深 |
| 7 | 水基海泡石钻井液体系 | 加利福尼亚南部 | 温度238℃ | 具有很好的热稳定性。 |
| 8 | 水基抗高温聚合物泥浆体系 | Cooper-Eromanga盆地(Baroid公司) | 井温210℃ | 钻井液性能稳定,用这种钻井液顺利钻达设计深度 |
| 9 | 水基高温泥浆G-500S体系 | 日本，三岛井 | 6300m，225℃ | 在225℃的高温下，泥浆的性能也是稳定的。在此后的新竹野城井试钻中，也使用了这种泥浆，井内最高温度达到了205℃ |
| 10 | 油基 泥浆体系 | 松辽盆地，葡深1井 | 5500m，井底219.49℃ | 性能稳定，顺利钻达完钻井深 |
| 11 | 油基 泥浆体系 | 南海莺琼地区，LD22-1-7井 | 4568m，井底温度207°C | 抗高温能力强，性能稳定，顺利钻达完钻井深 |
| 12 | 合成基钻井液 | 南海莺琼地区，YC21-1-4井 | 5250m，210°C | 抗高温能力强，性能稳定，顺利钻达完钻井深 |
| 名 称 | 处理剂用途 | 抗温范围，℃ | 备 注 |
| 抗盐土（海泡石） | 提高粘切 | >300 | |
| 磺化酚醛树脂（SMP） | 降失水剂和热稳定剂 | >220 | SMP与 SMC复合使用抗温能力更强 |
| 磺化褐煤（SMC） | 高温稳定剂和降失水剂 | >250 | |
| 乳化沥青（YK—H）等 | 防塌剂 | >200 | |
| 腐植酸铬DS-1 | 高温稳定剂和降失水剂 | >200 | |
| 石棉 | 携砂 | >200 | |
| 重铬酸钾(K2Cr2O7) | 抗氧化热稳定剂 | >250 | 防止处理剂氧化降解 |
| 抗高温稀释剂（GMP-Ⅲ） | 高温降粘 | >180 | |
| 抗高温稀释剂（SF-260等） | 高温降粘 | >200 | |
| 磺化单宁（SMT） | 高温降粘 | >180 | |
| 斯盘—80（SP-80）等 | 表面活性剂，热稳定剂 | >180 | 防止处理剂氧化降解 |
| 高温降滤失剂（MC-1） | 高温降滤失 | >180 | |
| 磺甲基酚醛树脂（SPNP-2） | 降失水剂和热稳定剂 | >180 | 提高体系的热稳定性 |
| 褐煤树脂（CXP-2） | 降失水剂和热稳定剂 | >180 | |
| 高温降滤失剂（FST-518） | 高温降滤失 | >150 | |
| 美国聚阴离子纤维素 | 护胶降滤失 | >180 | |
| 聚阴离子纤维素（PAC-LV） | 护胶降滤失 | <140 | 与其它处理剂合用，可提高温度 |
| 高粘羧甲基纤维钠盐（CMC） | 护胶降滤失 | <149 |
3.1 各井段钻井液性能要求
表3 分井段钻井液参数设计表
| 井 段（m） | 0～300 | 300～3200 | 3000～5481 | 5481～6976 | 6976～8000 | |
| 钻井液类型 | HV-CMC膨润土 | 低固相聚合物 | 聚磺 | 屏蔽聚磺钻井液 | 高温磺化钻井液 | |
| 钻 井 液 性 能 | ρ(g/cm3) | 1.05～1.18 | 1.12～1.20 | 1.20～1.35 | 1.08～1.13 | 1.08～1.13 |
| T(s) | 80～90 | 90～50 | 40～65 | 40～60 | 40～60 | |
| API B(ml) | ≤10 | ≤6 | ≤5 | ≤5 | ||
| K(mm) | 0.5～1 | ≤0.5 | ≤0.5 | ≤0.5 | ||
| HPHT(ml) | ≤15 | ≤12 | ≤12 | |||
| PH | 8～9 | 8～9 | 8.5～10 | 9～11 | 9～11 | |
| Q10”/10’(Pa) | 2～7/5～15 | 2～8/3～15 | 2～6/5～18 | 1～4/3～9 | 1～3/4～7 | |
| PV(mPa.s) | 10～20 | 10～20 | 18～30 | 8～16 | 8～16 | |
| YP(Pa) | 10～25 | 7-15 | 6～15 | 4～8 | 4～8 | |
| MBT(Kg/m3) | 50～60 | 35-50 | 35-50 | 35～45 | 30～40 | |
| Vsd(%) | 8～12 | 10～14 | 5～8 | 5～8 | ||
| Cs(%) | ≤1.0 | ≤0.5 | ≤0.5 | ≤0.3 | ≤0.3 | |
| Kf(45min) | ≤0.12 | ≤0.10 | ≤0.10 | ≤0.10 | ||
| CL-(mg/l) | ||||||
| Ca2+(mg/l) | ≤400 | ≤400 | ≤400 | ≤400 | ≤200 | |
一至四开（0-6796m)塔河油田钻井液工艺比较成熟，这里着重讲五开、六开钻井液工艺技术。
3.2.1、五开钻井液体系配方（6796～7750m）
本井段是塔深1井的主要目的层之一，确保钻井液高温稳定，防止井眼失稳（井塌、井漏）和保护储层是关键。钻井液要充分具备抗高温、防漏、防喷、防塌、防油气层污染等能力。
目前，可抗高温钻井液体系主要有油基钻井液、合成基钻井液及水基钻井液，若配方材料选择合理，其抗温能力均可达200℃以上。
1）选用抗高温磺化钻井液体系。（抗温≥200℃）
钻井液配方：2.5～3% 般土或海泡石+ 0.3% Na2CO3 + 0.03～0.1% 抗高温包被抑制剂 +0.3～0.5%聚阴离子纤维素Drispac+ 6～8% 磺化酚醛树脂（SMP-1）+ 3～5%磺化褐煤（SMC）或DS-1+3～4%磺化丹宁(SMT)+1～2% 封堵防塌剂+1～2%润滑剂+0.2～0.4%SP-80+0.2%抗氧化剂。
经实验分析，该钻井液配方经200℃高温老化，性能稳定，说明其抗温可达200℃以上。正常情况完全满足本井抗高温要求。
该方案优点是：取材方便，成本较低，易于维护，尤其是当出现井漏时易于补充，且易于配制堵漏浆；缺点是：抗高温能力有限，对抗温材料要求较高。
2）钻井液配制及维护处理工艺技术要点：
a、配制优质般土浆，预水化24小时以上。
b 、一定要使各种处理剂充分溶解和混合均匀，处理剂胶液的配方及浓度依据井下实际情况可作相应调整。
c 、井队上配制加重漏斗2-3台，功率不低于75马力，配制罐3-4个，分别用于配制般土原浆、处理剂胶液和备用。
d 、循环系统应满足能同时进行钻井液处理和加重，并能应付特殊条件下的各种作业。
e 、既做到处理剂的优质单一，以利于维护处理，又强调它们之间的协同作用，发挥磺化处理剂复配抗温能力，尤其是要充分注重对关键处理剂的使用。
f 、为最大限度地满足钻井液性能之稳定，处理剂必须以胶液的形式按循环周进行补充、维护处理，并建议预水化般土原浆，液体润滑剂等也加到胶液中与其一道进行补充。
g、强化固相控制技术，把钻井液中的无用固相降到最低限度。这点对超深井尤为重要。使用改性石棉调整钻井液流型，协同大小阳离子的抑制，以最大限度地满足提高深井超深井段的机械钻速。
h、高温和各种条件下可能遇到的污染，并有利于对环境的保护，钻井液的MBT值应控制在下限，并充分重视对高效稀释剂的使用。
i、必要时使用抗氧化剂提高钻井液之抗温性，防止钻井液稠化或钝化。使用固体润滑剂降摩阻和扭矩值。
j、钻井液应满足各种特殊作业的需要——诸如：取芯、中测、电测、下套管固井等。
k、要全方位的考虑到深井的油气层保护问题——诸如：压差、固相颗粒、抑制性、护壁及暂堵、水敏、盐敏、储层特性及与流体接触时间、酸解堵及结垢等。
L、井场必须储备一定量的高密度钻井液（建议MW1.5—1.6×50—80方），和足量的加重材料（60—100吨）
m、井场必须储备适量的堵漏剂、解卡剂、除硫剂、除氧剂、杀菌剂等。
n、充分注重投井处理的科学性和预见性，必须以理论和现场室内试验为基准，使用好各种处理剂，避免工作中的盲目性，将钻井液的管理和处理水平提高到一个新的高度。
（3）超深井钻井液工艺特别说明的几点：
a、保证一个适中的优质预水化般土原浆浓度，以确保各种处理的高效发挥。
b、重视对SMP-1、SMC（PSC）、SMT复配的使用，以达到提高钻井液抗高温能力和土的容量限之目的。
c、重视SP-80、抗氧化剂的使用，以进一步提高钻井液的抗温能力，必要的可配合使用AS。
d、一定要有效地使用好防塌剂、润滑剂以满足钻井液的高温造壁性和润滑性，使用QS-2、沥青满足深井的油气层保护。
e 、必要时，SMT可以和生石灰配合使用，以保证钻井液分散适度，易于其流变性和防止钻井液的老化。
f、使用好高效护胶剂（聚阴离子纤维素Drispac），提高钻井液的高温稳定性。特别是在钻井液低固相磺化体系中，也能保护钻井液中的胶体粒子，易调整钻井液高温流变性，控制低的失水量。
g 、切记要使用好SM-1、达以钻井液无论在任何条件下，都能完全彻底地把井眼中的岩屑（垮塌的或非垮塌的，大的或小的）携带干净。其使用方法，关键在于必须用清水先将SM-1配制成20%左右浓度的胶液，预水化至少24小时才能使用，其次，由于加入SM-1后会使钻井液的造壁性变坏，且与其加量成正比，故建议使用时配合高温降失水剂一并使用。
h、杜绝使用任何不合格产品，药品的使用一定要单一，以便于维护。
i、要满足和控制一个适当的钻井液密度，最大限度地清除钻井液中的无用固相，尤其是粒径在2u以下的无用固相。控制游离钙不大于200PPM。
3.2.2 采用欠平衡钻井时，选用低固相磺化钻井液
如果采用正压钻井时，进入奥陶系无显示、无硫化氢，则采用负压钻井，如果有显示，有硫化氢，则又改为正压钻井。采用负压钻井时，钻井液密度控制在1.08 ～ 1.13kg/cm3 之间，调整钻井液粘切，保证携砂要求，必要时，钻进中可采用定期稠浆顶替作业，采用正压钻井时，应采用随钻堵漏钻井液钻进，同时井场应储备加重材料150 ～200吨，有备无患。
3.2.3六开钻井液体系配方(7750～8000m)
本井段是本井的目的层之一，确保钻井液高温稳定，防止井眼失稳(井塌、井漏)和保护储层是关键。钻井液要充分具备抗高温、防漏、防喷、防塌、防油气层污染等能力。
配方及维护处理要点同五开。
4、风险分析
在正常的情况下，即井底温度低于200℃，钻井液当量密度在1.50g/cm3以内，采用上述钻井液技术方案，作业风险不大，应能顺利钻达设计井深。
但如果出现以下情况，则风险大增：
4.1、出现特高温（大于200℃，尤其220℃以上）和特高压（尤其是当量密度达2.0g/cm3以上）时，高温高密度将使钻井液流变性控制非常困难，钻井液成本大幅上升，甚至难以控制。
4.2、奥陶系、寒武系白云岩严重井塌、井漏。
拟解决办法：①进口部分可抗温达220℃以上泥浆材料，如美国产特种树脂Resinex、聚阴离子纤维素Drispac、进口或天然沥青等，提高钻井液的抗温能力；②出现特殊情况后，井漏允许时，将水基泥浆转换为合成基泥浆，如配方选择方案2。
5、超深井钻井液配套工艺技术
5.1 井漏
5.1.1 井漏的预防
5.1.2 漏层的确定
5.1.3 防漏治漏预案
（1）工程上采取的措施
采用欠平衡钻进。
（2） 钻井液防漏治漏措施
a、控制钻井液良好的失水造壁性，使之形成薄而韧的滤饼；
b、尽可能控制较低的钻井液密度和小的排量、低的机械钻速，防止井漏的发生；
c、当井下发生渗漏时，应首先采用起钻静止的方法处理，让井壁上充分形成滤饼；
d、本井段为目的层，当井漏发生后应从环空反灌钻井液，防止又喷又漏的发生；
e、本井段钻进时，钻头最好不装水眼，以便及时进行堵漏作业；
f、堵漏时以安全为重，在万不得以的情况下，一般不采用水泥浆这类固化材料，堵漏以惰性材料为主。用惰性材料堵漏时，最好以PCC暂堵剂这类高失水材料为主，以便要漏失通道中形成更为坚实的堵塞滤饼，提高堵漏成功率和保护储层；
g、根据不同的井漏情况，堵漏浆液的配方如下：
| 漏速，m3/h | 堵漏浆液配方 | 施工要点 |
| ≤5 | 清水+5%PCC+3～4%SDL-1 | 1、配制堵浆20～30m3；2、起钻部或下光钻杆至漏层顶50m，小排量注入堵漏浆液，并顶出钻具； 3、当堵漏浆液出钻具时，关井小排量挤注，并注意控制套压； 4、当井口起压时，可采用多次间歇挤注的方式，并逐步提高套压，但最大不超过3Mpa； 5、堵漏成功后，应对堵漏井段通井划眼，防止卡钻。 |
| 5～15 | 清水+6%PCC+2～3%SDL-1+3%锯木 | |
| 15～30 | 清水+6%PCC+1%SDL-1+3%锯木+2%细核桃壳 | |
| 30～60 | 清水+8%PCC+2%SDL-1+4%中细核桃壳+3%锯木 | |
| ≥60 | 清水+8%PCC+2%SDL-1+5%中细核桃壳+4%锯木 |
i、若井漏严重，上述方法无效时，可用水泥浆和桥浆复合堵漏，但必须进行小型实验，以确保堵漏时井下钻具的安全。水泥浆堵漏时必须下光钻杆，并确定静液面和用平衡法计算的下钻位置。在注水泥浆前，还必须进行漏失试验，防止水泥浆出钻具时井下不漏而发生井下事故。
5.2井塌
塔参1井奥陶、寒武系地层岩屑具有以下特点：岩屑结构松散易碎，构造裂缝多；岩屑易受溶蚀，且溶蚀已很严重；裂缝中充填物胶结性差，易被钻井液滤液渗透和溶蚀。这种地层在钻井过程中极易垮塌是由这种地层的特性所决定的，为解决此问题必须采取特殊的钻井工艺措施和钻井液性能参数。
5.2.1、井塌的预防
5.2.2、井塌处理
井塌措施概括起来一句话：一撑二堵三带四润滑。
一旦发生井塌，首先应该想到的是：第一，如何把坍塌的东西从井眼中带出来，第二，如何提高井壁的稳定性和抑制住坍塌，为此必须做到：
a、想尽一切办法把坍塌物从井眼中带出来；
b、提高钻井液的粘切，进一步降低钻井液的HTHP滤失量和改善滤饼质量改变滤液特性，进一步提高钻井液的抑制性和有效封堵能力；
ｃ、在塔参1井实钻中发生了白云岩地层垮塌复杂，采用沥青合适的软化点和颗粒粒度搭配，解决了白云岩破碎地层垮塌复杂；
ｄ、在地质许可条件下，提高井壁周围的压持力，增加钻井液密度，这对于异常压力地层的硬脆性泥页岩和玄武岩最为奏效。
5.3井涌（井喷）
5.3.1井涌的预防
5.3.2压井工艺技术要点
5.4、卡钻
5.4.1 坍塌掉块，沉砂及砂桥卡钻
5.4.2 井径缩小与泥包卡钻
5.4.3 压差卡钻
5.5 钻井液抗高温抗污染工艺技术
5.6 钻井液固相控制工艺技术
5.7 钻井液流变学控制和岩屑携带工艺技术
5.8 提高钻井液的高温造壁性及防卡润滑性工艺技术
5.9 取芯钻井液工艺技术
5.10 中测、电测、下套管、固井钻井液工艺技术：
5.11 钻井液的抗腐蚀工艺技术
5.12 保护油气层的钻井液（完井液）工艺技术
5.13 钻进盐水层及复合盐层（包括石膏层、盐岩层等）的钻井液工艺技术
5.14 减轻钻具内泵功率损耗及其提高钻头比水马力的钻井液工艺技术。
5.15 CO2、H2S的防治
CO2、H2S来源：
A、CO2、H2S可能来自于地层；
B、处理剂的热分解；
处理剂的热分解温度因种类（分子结构）而异，一般在170-200℃分解的居多。处理剂一旦分解，将产生CO2，含硫化物的处理剂还将产生H2S。
CO2、H2S的存在，会污染泥浆，使泥浆性能破坏更快。特别是H2S，有可能使钻具、套管等因应力的腐蚀而受损。
因此，钻进过程中应必须做好预防工作，主要是：控制钻井液碱度，加强监测，准备好生石灰、石膏、除硫剂，及时处理。下载本文
