济阳坳陷东营凹陷东营造的第一口矿盐开发联通水平井钻井工程项目计划书

济阳坳陷东营凹陷东营造的第一口矿盐开发联通水平井钻
井工程计划书
一、钻井工程设计
1、设计基本数据：
1.1 井号：
1.2 井别：
1.3 井型：水平井
1．4 井位：
(1) 井口地理位置：
(设定)；
距离：566m；
（TC－1目标井井位坐标：
(2) 构造位置：;
(3) 井位坐标：
初选井口：
靶点A ：
靶点B ：；
1.5 设计垂深：
A靶垂深：4200m；（预定）
B靶垂深：4220m；（预定）
A～B靶间水平距离300m。

造斜率20°/100m，“A”靶前位移266m；水平井距直井对接点水平距离约566m；水平稳定推进段长约300.00m，水平段井斜角86°；
1.6 完钻层位：沙四段。

1.7 钻探目的：实现施钻水平井与TC－1井对接，水平对接连通采卤。

2、井身剖面
2.1、轨道设计要求
井间距500-550m、造斜率20-25°/100m、水平段260-300，实现水平对接连通采卤。

（1）预定数据：
首采层垂深：4170－4220m（50m）；
设计垂深：4220m（均不含补心高）；
水平段井斜角86°；
A靶垂深为：4200m；
B靶垂深为：4220m；
A～B靶间水平距离：300m；
（2）、预设按照地层倾角4°连通：
造斜率20°/100m，“A”靶前位移266米；水平井距直井对接点水平距离约566m；水平稳定推进段长约300.00m，水平段井斜角86°；
2.2、井身剖面设计：（造斜率20°/100m）
注：由于地质的不确定性，根据TC-1井（目标井）实钻资料，确定连通井设计剖面数据。

3.井身结构设计
根据本井地层特点、地层压力情况、矿盐完井工艺技术要求及矿盐开发工艺技术特点，参考石油钻井技术规和已实钻井身结构，依据矿盐开发联通水平井钻井技术规进行设计
3.1井身结构设计思路：
(1)本井为济阳坳陷东营凹陷东营构造的第一口矿盐开发联通水平井，确定井身结构时应首先考虑矿盐开发生产套管的最少管径（177.8mm）的限定条件；充分考虑地层和压力可能的变化，套管程序的选择为各开次钻井安全相对留有余地，以保证完成水平井联通之钻探目的。

(2)明化镇组至东营组岩性胶结疏松，沙河街组易垮塌。

在异常高压层前下入技术套管，以确保施工安全。

(3) 根据矿盐开发技术规，采用直径177.8mm生产尾管，水平段在联通后裸眼完井；生产尾管坐封至首采层底板以上15m（垂深），；四开用¢152mm钻头完成水平井与直井的对接。

3.2 井身结构设计
3.2.1设计系数
抽吸压力系数： Rb=0.036g/cm3
激动压力系数： Rm=0.036g/cm3
井涌条件系数： Sk=0.05 g/cm3
破裂压力当量密度安全允许值：Sf=0.03 g/cm3
正常压力段压差允许值：（12～15）MPa
异常压差允许值：（15～20）MPa
3.2.2井身结构设计(如表3-1)
表3-1 井身结构数据表：
3.3井身结构设计说明
3.3.1表层套管：
一开采用Φ444.5mm钻头钻进，下入Φ339.7mm套管400m，水泥返至地面。

3.3.2 技术套管：
二开井眼采用Φ311.2mm钻头钻至井深3152m，下入Φ244.5mm技术套管3150m；水泥返至地面。

3.3.3生产套管：
三开使用Φ215.9mm钻头钻至设计“A”靶，斜深4372m。

水平段“A”点以上采用直径Φ177.8mm的尾管，水泥封固至尾管悬挂位置。

水平段裸眼完井。

3.3.4由于钻探不可预见的因素多，根据实际情况对井眼轨道进行相应调整，以保证实现水平井和TC－1井的对接。

3.3.5各层套管的下深按设计原则，以实钻地层深度加以修正。

4.井身质量要求
4.1直井段全角变化率要求：
注：参照石油钻井井身质量标准。

4.2水平段靶框要求：靶半高1 m，靶半宽0.m。

4.3井身质量要求：按Q / SHSLJ 000
5.1-2002 标准执行。

4.5固井质量要求：按Q/SH1020 000
5.3-2003标准执行。

4.6完成井井口质量要求：按Q/SH1020 000
5.4-2010标准执行。

5.钻井主要设备
5.1设备选择要求
本井设计钻深（斜深）4515m，由于本井设计垂深4133m，水平位移558m。

依据钻机负荷的选择原则，确定选择的钻机设备负荷能力及配置能够满足钻深5000m以深的需要。

要求设备工况良好，设备防护与井控设施、安全设施齐全，动力与传动系统效率高，循环与钻井液净化、维护处理系统能够满足不同井段对排量、钻井液性能维护与钻井液储备的要求。

5.2 钻机选型及钻井主要设备
5.2.1 钻机型号：ZJ50D
5.2.2 提升系统：
游车：YC315 负荷：3500kN 大钩：DG350 负荷：3500kN
水龙头：SL450 负荷：4500kN
5.2.3 井架：
型号：JJ350/45K-K3 负荷：3500kN
井架高度：45m 井架底座高度：9m
5.2.4 转盘
型号：ZP375 负荷：4500kN 转速围：最高350r/min
5.2.5 钻井泵
1号泵型号：FB-1600 功率：1176kW 最高压力：33.4MPa
2号泵型号：FB-1600 功率：1176kW 最高压力：33.4MPa
5.2.6 柴油机
型号： D-399 台数：3台总功率：2673kW
5.2.7 压风机型号：DLG-6/1.0 台数：2台
5.2.8 井控装置
二开：2FZ35-35 FH35-35
三开：2FZ35-35 FH35-35
控制系统： FKQ8006
液气分离器
5.2.9 罐类
加重下灰罐 10m3 2个钻井液储备罐 40 m3 4个（带搅拌机）
淡水储备罐 40m3 2个
6.钻具组合设计
表6-1 送井钻具明细表：（根据工程技术要求配备）
四开后根据钻具段长增加减磨接头型号FM146；
6.1一开直井段
井段：0～402m ；
地层：平原组；
井斜角：＜15′；
6.1.1钻具组合：
F444.5mm钻头+F203mm无磁钻铤´9m+F203mm钻铤´45m+F177.8mm钻铤´72m+F127mm钻杆
6.1.2主要措施：
(1)必须采用钻井液开钻；
(2)吊打钻进，控制井斜角＜15′；
(3)口袋长度≤ 1 m；
(4)起钻测电子单、多点。

6.2二开直井段
井段：402～3152m
地层：明化镇组～沙河街组；
井斜角：0～2°
6.2.1钻具组合：
① F311mm钻头+F228.6mm钻铤´27m+F203mm无磁钻铤´9m+F203mm钻铤
´45m+F177.8mm钻铤´72m+F127mm钻杆
② F311mm钻头+F203mm无磁钻铤´9m +F203mm钻铤´72m+F177.8mm钻
铤´72m+F127mm加重钻杆´100m +F127mm钻杆
6.2.2测量技术要求：
(1)采用单点监控直井段井斜，直井段钻完后，测电子多点；
（2)单点监控每钻进200~300m测量一次。

(3)多点测量时，连续多点数据间距不超过30m。

(4)监测控制时，如发现全角变化率或水平位移有超标趋势，采取井眼轨迹控制技术或动力钻具调整。

(5)钻至设计造斜点井深后，根据电子多点测量数据修正设计剖面。

6.2.3主要措施：
采用单点和多点测斜仪跟踪检测井眼轨迹，确保上部井身质量；
6.3三开定向段、增斜段：
井段：3150～4330m
地层：沙三段～沙四段
6.3.1三开钻具组合
（1）、直井段钻具组合：
F215.9mm钻头+F158.8mm无磁钻铤´9m+F158.8mm钻铤´9m+F215mm稳定器+F158.8mm钻铤´9m+F215mm稳定器+F158.8mm钻铤´81m+F127mm加重钻杆´450m+F127mm钻杆
（2）、定向钻具组合：
①F215.9mm钻头+F172m单弯动力钻具+F158.8mm无磁钻铤´9m +F165mmWD短节+Φ158mm钻铤×3根 +Φ158mm随钻震击器×1 套+F159mm 无磁承压钻杆´9m+F127mm18°斜坡钻杆+F127mm加重钻杆´450m+F127mm钻杆
② F216mm钻头+F159mm无磁钻铤´9m+ WD +F159mm钻铤´9m+F214mm 稳定器+F159mm钻铤´9m+F216mm稳定器+F159mm钻铤´54m+F127mm加重钻杆´450m+F127mm钻杆（增斜钻具组合）；
（3）、通井钻具组合：
F216mm钻头+F214mm稳定器+F159mm无磁钻铤´9m+F159mm无磁承压钻杆´9m++F127mm18°斜坡钻杆+F127mm加重钻杆´450m+F127mm钻杆
6.3.2定向、增斜段技术要求：
(1)定向造斜采取WD无线随钻跟踪监测，测量间距不超过10m。

进入靶区A点前测电子多点，校正测量数据; 根据直井段电子多点测斜数据及时修正设计剖面，确定造斜点位置及下部实施的技术方案。

(2)设计造斜率15°/100m，应依据设计值，在计算分析钻具性能的基础上，优选造斜钻具。

同时WD跟踪监测，及时掌握井眼的井斜、方位及
造斜率,确保实钻与设计轨迹的吻合性。

(3)井队配合好定向井工程师、仪器工程师做好井口螺杆试运转及仪器
的地面测试工作，确保工具、仪器等在正常状态下入井。

(4)下钻时，应将钻具丝扣刷洗干净，按规定扭矩上紧扣，以防定向失误；控制下放速度，严禁猛刹猛放，损坏井下工具及仪器。

(5)下钻遇阻不超过100kN，上提遇卡不超过200KN，起下钻时专人记录摩阻及阻卡情况。

(6)在斜井段钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3~5min上提下放活动一次，活动距离不小于6m，接单根或起钻时，所卸接头需高于转盘面1~2m，悬重无异常后方可座吊卡。

(7)动力钻具入井，严禁划眼和悬空处理泥浆，遇阻时，活动钻具下放，若无效，起钻通井。

(8)钻进过程不得转动转盘，接单根和提钻时不得转盘卸扣，以免破坏井壁。

(9)连续造斜钻进不得超过100m，定期实施短起下作业，防止高密度钻井液条件下造斜钻具粘卡。

6.4四开水平段：
6.4.1水平段钻具组合：
① F152mm钻头+F120mm单弯螺杆+F120mm无磁钻铤´9m +F120mmMWD短节+F120mm无磁钻铤´9m+F89mm斜坡钻杆+F89mm加重钻杆´450m+F89mm 钻杆+F127mm斜坡钻杆
② F152mm钻头+F120mm短钻铤´（2-3m）+F150mm稳定器+F120mm无磁钻铤´9m +F120mm MWD短节+F120mm无磁钻铤´9m +F89mm斜坡钻杆
+F89mm加重钻杆´450m+F89mm斜坡钻杆+F127mm斜坡钻杆
6.4.2水平连通技术要求：
水平连通采用RMRS精准对接工艺，具体要求：
(1)加强水平段钻具组合的造斜性能分析，LWD及时跟踪监测，因测斜数
据滞后，必须根据测斜数据随时预测井底的井斜、方位值及钻具的造斜率。

必要时，应5m测取数据一点，以便及时调整钻井参数和钻具组合，严格控制井眼轨迹在靶体运行。

(2)采用导向马达钻水平段，根据井眼轨迹控制需要，及时调整钻进方式，确保井眼轨迹平滑，避免大幅度波动。

(3)入井钻具应考虑与井眼的相容性，同时及时进行轨迹预测，防止井身轨迹脱离对接轨道。

(4)该井段钻进，扭矩、摩阻较大，应做好每套入井钻具的摩阻、扭矩分析，简化钻具结构，降低井眼的摩阻、扭矩。

(5)泥浆要求采用低固相钻井液，具备良好的悬浮稳定性、流动特性、润滑性，防止粘附、沉砂、压差卡钻。

(6）搞好中靶预测分析和井眼轨道的控制工作，确保准确对接。

（7）做好钻柱的摩阻、扭矩计算分析，采用倒装钻具组合减少钻柱的摩阻力，确保钻压的有效传递。

（8）连通操作时，在直井中下入RMRS探管，在水平井中下入RMRS磁短节和LWD工具， (一般在距离直井100米左右起钻下入磁短节，下钻到底之前在直井中下入RMRS探管）。

(9)在连通过程中一般根据实际情况5米采集一段数据，然后进行分析计算，调整方位,确保水平连通精准对接。

7.钻具强度校核
7.1 钻柱分析数据(如表7-1所示)
表7-1 轴向力、扭矩分析数据表
注：①钻井参数：钻压50kN，钻头扭矩2698.8N.m，排量28L/s；
②套管摩阻系数0.25，裸眼段摩阻系数取0.30；③钻井液密度1.90
g/cm3。

7.2 钻柱分析数据图(如图7-1所示)
图7-1a 钻柱轴向力分析
图7-1b 钻柱扭矩分析
8.钻头选型及钻井参数设计8.1钻头设计
8.2钻井参数设计
注：①一开地层松软，可钻性强，选用钢齿钻头提高机械钻速。

①定向段采用MD3A，水平井段可选用PDC钻头，避免钻头事故。

②表中钻头型号供参考，现场可根据实钻情况选择钻头型号。

9.施工难点及技术措施
9.1 钻井重点难点提示
9.1.1本井为矿盐连通水平井，钻井施工中强化井眼轨迹控制精度，确保连通成功。

9.1.2安装好井口后进行坐标复测，并对轨道设计数据进行修正。

9.1.3本井储层为矿盐，联通水平井精度高难度大，要求钻井液技术在保障井下有效携岩、润滑的基本前提下，还需要具有较低的失水和良好的护壁性、和防止盐膏层蠕动缩径，以保证水平对接的顺利实施。

9.1.4高泥浆密度水平井，常规导向钻具滑动钻井钻压传递十分困难，井眼轨迹控制难度大，后期滑动钻井控制轨迹占用时间长。

9.1.5生产管柱的安全顺利下入需要高度平滑的井眼轨迹。

9.1.6饱和钻井液体系具有良好的防塌、润滑和防污染性能和确保盐膏层井壁稳定性。

9.1.7钻井施工过程中要注意环境保护，严防环境污染。

9.2钻前及安装工程
9.2.1钻前施工考虑井场位置的特殊性，保证道路和井场基础的质量。

9.2.2井架基础、机泵基础和罐式循环系统基础的混凝土所用水泥、砂、石子严格按照比例搅拌混合均匀，搞好养护，确保底部施工质量优质，基础平面高差小于2mm。

9.2.3严格按照地质、工程设计施工，切实做好一切技术准备工作。

9.2.4设备安装要严格安装质量，按要求做到平、正、稳、全、牢、灵、通。

校正天车、转盘、井口在同一铅垂线上，偏差小于10mm。

9.2.5电路安装按《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）要求：钻台灯、井架灯、机房灯、泵房灯、探照灯、值班房灯、宿舍灯、动力线路、警报电铃必须九路分输，集中控制于值班房。

9.2.6所有电器设备及附件必须安全防爆、性能良好、不漏电、不跳火花，发电房必须有避雷装置。

录井房、监测仪主机等必须防爆。

9.2.7井场、储备罐、池的探照灯数量足够，确保井场施工的照明要求。

9.2.8钻台、泵房下部地表及大、小鼠洞周围必须涂抹水泥，以防渗水浸泡基础，影响基础安全。

9.2.9钻台、机房、泵房下部地表高于周围地面，并有明沟排水。

井场周围有深排水沟，井场排水沟不许汇入污水池。

9.2.10井场平整，所有钻具要平稳地摆放在管排架上，严禁乱摆乱放以
免造成地面损坏而导致钻具事故。

9.2.11开钻前所有动力、机械设备，须经2h满负荷试运转正常，油水气管线必须保证密封好，闸门开关灵活，无跑、冒、滴、漏现象，经验收合格后方可开钻。

9.3阶段施工要求
9.3.1地层：平原组～东营组
主要措施：该井段钻遇地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，防坍塌卡钻，不整合面附近、疏松砂岩层防漏、防卡；钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑，防止泥岩缩径，确保安全钻进为目的。

9.3.2地层：东营组－沙三段
主要措施：由于井眼尺寸大，采取大排量定期清洗井眼等措施，消除岩屑，确保井眼畅通和稳定；
9.3.3地层：沙三、四段（斜井段）
主要措施：
自井深3914m（垂深）采用WD随钻随测监控井眼轨迹，加强随钻测斜，分析钻具组合的性能，合理调整滑动钻进与复合钻进的时机和比例，控制好井眼轨迹，保证轨迹的圆滑；
10.盐层保护要求
10.1按矿盐开发技术规施工中严格加强矿盐层保护。

10.2推广使用与储层配伍的饱和钻井液体系。

11.油气井压力控制
11.1井控设备选择
钻井井口装置组合配套按行业标准执行。

压力等级选择，按井口最高压力不小于预计地层压力的原则来选择井口装置。

表11-1 各次开钻井口装置及试压要求
注：可采用相应等级其它型号的防喷器及压井放喷节流管汇。

T 13 3/8×9 5/8×7-70 图11-1a 二开、三开井口装置示意图
图
11-2 70MPa井控管汇示意图
11.2井控主要措施
按SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》；SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》等有关井控标准；《胜利石油管理局胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则》的要求执行，认真做好井控管理十七项制度，即：井控分级管理制度，井控工作责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，井控持证上岗制度，井控设计管理制度，井控和H2S防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维修管理制度，井控装置现场安装、调试与维护制度，开钻（开工）检查验收制度，钻（射）开油气层审批（确认）制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管理制度，井喷事故管理制度。

11.3.井控培训要求
人员培训要求按胜油局发[2011]247号《胜利石油管理局胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则》规定执行，持证上岗，严禁无证上岗。

11.4下套管固井基本要求
（1）下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。

（2）下套管应确保油气上窜速度小于10m/h，固井前应确定井眼承压能力。

（3）固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力，候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。

（4）固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。

11.5 录井井控要求
（1）结合钻井队应急预案，录井队应编制防井喷应急预案，参加联合应急演练。

（2）综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示。

（3）现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。

钻开油气层后，每次起下钻均应测量油气上窜速度、进行后效录井等。

（4）录井过程中发现油气显示或硫化氢显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。

（5）钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，提供井控相关资料。

（6）若发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。

11.6测井井控要求
（1）施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。

（2）测井电缆车应配备不少于2套电缆剪断工具，以备应急使用。

测井车辆停放位置应位于井架大门前方，距离井口不少于25m。

（3）测井前，应保证井眼通畅、钻井液性能稳定并压稳油气水层。

测井作业应在井筒安全时间进行，超出安全时间应通井循环。

（4）施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满钻井液。

发生溢流，应服从钻井队指挥。

（5）测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。

（6）带压测井应使用专用电缆防喷器，压力级别应满足井口控制压力要
求。

应安装防喷管，测井仪器长度小于防喷管长度。

12、钻井液设计方案：
12.1地质特点
LS-1井主力矿盐开发层为沙四段，首采层厚度为50米；地层温度（℃）-145.1，地温梯度（℃/100m）3.45；
12.2钻井液体系及密度：
（1）、二开上部地层岩性胶结疏松，易发生坍塌，钻井液的主要作用是抑制地层粘土造浆，针对该井段地层特点和满足快速钻进的需要，设计推荐聚合物钻井液体系，二开东营组沙河街地层防坍塌掉块，推荐具有较强抑制防塌性能的强抑制润滑防塌钻井液，三开钻遇盐膏层推荐饱和盐水润滑防塌钻井液体系。

（2）、该区块沙三-四段地层为异常高压地层，邻井完钻密度1.85-～1.90 g/cm2（沙三-四段），邻井完钻密度较高，考虑到盐膏层地层蠕动和平衡地层坍塌压力需要，本井钻井液密度上限设计为1.80-1.90 g/cm3，钻井施工中钻井液密度等性能根据井下实际情况适当调整。

12.3钻井液主要施工关键技术重点：
（1）、本井垂深4220m 斜深4672m，水平位移566m，最大井斜角86°，水平段长300m，联通对接的技术难度系数高，施工中轨道调整频繁，要求钻井液具有更好的润滑防卡性能。

（2）、三开沙河街井段易坍塌掉块，由于地温梯度高，所选择的钻井液类型和处理剂必须具备抗高温的能力和防塌能力；
（3）、三开后钻遇异常高压地层，由于地层压力系数高和应对蠕变地层的需要，钻井液密度将高达1.90g/ cm3左右,要求钻井液必须具有很好的悬浮性和润滑性能
（4）、本井钻遇长段盐膏层，由于盐膏层具有蠕变性，要求钻井液必须
具备良好的抑制性，同时采用合适的液柱压力控制蠕变地层的缩径；为控制盐层的溶解和坍塌，采用饱和盐水钻井液；
（5）、在钻井液密度较高条件下，致使钻井施工过程中摩阻升高、扭矩增大；管柱的摩阻摩扭加大了定向钻井的难度系数。

要求饱和盐水钻井液具有更好的润滑性能。

12.4、钻井液设计重点：
（1）、钻井液类型:盐上地层钻进使用聚磺防塌润滑钻井液；盐层钻进使用饱和盐水钻井液。

（2）、钻井液性能：依据地层孔隙压力及坍塌压力，结合实钻情况适当调整钻井液性能，在强封固井壁的前提下，采用合理的钻井液密度提供有效应力支撑井壁防塌作用，防止盐膏层地层蠕动造成的缩径；
（3）、馆陶及以上地层成岩性差，泥岩性较软，易造浆；砂层发育防坍塌卡钻；不整合面、断层面附近、疏松砂岩层、砾岩层防漏；油气层段注意防喷、防漏；钻遇喷发岩性地层注意防漏、防坍塌。

采用“强封固—抑制-合理密度有效支撑井壁-合理匹配钻井工艺防塌措施”。

（4）、下部地层温度较高，要强化钻井液的抗温性。

（5）、沙四下钻遇膏盐地层，增强钻井液抗盐膏侵污染能力，提前实施饱和盐水钻井液体系转化。

12.5、钻井液体系选择
由于本井主要目的是开发盐层，本井钻井液的使用应有利于环境保护；有利于地质资料录取；有利于快速钻进和安全钻井；有利于除油排气；有利于复杂情况的预防和处理。

本井预计钻遇易塌、易漏、盐膏、高温地层。

因此，钻井液要具备防塌、防漏、抗盐膏污染、抗高温、防油气层污染等能力。

钻井液体系选择见下表:
12.6、钻井液主要配方
12.6.1一开井段（0～402米）
5～7%膨润土+0.1～0.2%纯碱+0.1～0.2%烧碱+0.05～0.1%HV-PAC 12.6.2 二开井段（402～3152米）
4～6%膨润土+0.3～0.5% PAM＋1～1.5%SJ-1+2～3%防塌降粘降滤失剂＋2～3%磺化沥青+5-8%原油(若为斜井段)
其它处理添加剂：烧碱、铵盐、加重剂
12.6.3三开井段（3152～3800米）
4～5%膨润土+0.3～0.5%PAM+1～1.5%抗盐抗温降滤失剂+3～5%磺化酚醛树脂-2+3～5%褐煤树脂+2～3%低荧光磺化沥青+2%纳米乳液+0.5%胺基聚醇+1%双膜承压剂+0.5%SF-4硅氟稳定剂
处理添加剂：烧碱、硅氟稀释剂、加重剂、固体润滑剂等。

到下部提高地层抗温、抗盐性，抗油气污染，因为在主力盐层之上含有薄层含膏泥岩和一些泥岩裂缝，泥岩裂缝气压力高，但大多能量不足，常造成油气污染。

需提前加入SF-4抗油气污染。

如有必要可在3700m左右转化为欠饱和泥浆。

（Cl-浓度15～16万ppm）
12.6.4三开地层（3800～4330米）
3%抗盐土+36% NaCl+0.2～0.3% PAM+0.2～0.3% PAC-141 +3～5%饱和盐水滤失剂+3～5%SMP-2+3～5%褐煤树脂+0.03～0.05%缓蚀剂+10-15%原
油+0.5%乳化剂
饱和盐水Cl-浓度大于17万ppm
其它处理添加剂：烧碱、降粘剂、润滑剂、加重剂等依需而定。

12.6.5四开地层（4330～4672米）
3%抗盐土+36% NaCl+0.2～0.3% PAM+0.2～0.3% PAC-141 +3～5%饱和盐水滤失剂+3～5%SMP-2+3～5%褐煤树脂+0.03～0.05%缓蚀剂+10-15%原油+0.5%乳化剂
饱和盐水Cl-浓度大于17万ppm
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12.7、钻井液性能
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12.8.钻井液及材料准备
12.8.1钻井液的储备
储备浆必须在历次开钻前按量配制，沉降稳定性≤0.03g/cm3。

储备的压井液要定期搅拌维护，以维持其良好沉降稳定性。

钻井液的储备
若确定在盐层段无油气，二开不储备压井液。

12.8.2材料储备
为满足井控、堵漏的需要，必须在井场按要求储备加重剂、堵漏剂。

其中，重晶石密度要求大于4.20g/cm3。

材料储备表
12、9、井队钻井液测试仪器配套要求
按科学打探井规定，现场应配备以下表为基础的测试设备，
以利于及时检测钻井液性能和现场维护处理试验的开展。

测试仪器送井前必须进行标定，所使用仪器要经常校准，以保证所测数据的准确性。

钻井液测试仪器最低配套
12、10、钻井液资料录取要求
（1 ）、每次开钻前，钻井液性能必须调节到设计要求围。

（2 ）、自地面至井底，每半小时测一次钻井液的密度、粘度；发现油气水浸时，或在主要目的层井段见快钻时，要连续测量密度、粘度，水浸时加测失水量。

钻遇油气水显示，每次下钻循环时（包括下钻中途循环），要求每10min测一次密度、粘度，记录后效反应。

（3 ）、正常钻进时每8h测量一次API全套性能（包括Cl-、Ca++、Mg++分析），见油气水显示时，每个循环周测量一次全套性能。

钻井液见水浸时加密测量。

（4 ）、固相含量、泥饼摩擦系数，每只钻头测量一次。

高温高压滤失量从井深2800m开始每只钻头测一次。

（5）、滤液分析满足地质录井要求。

(6 )、所有测试数据要求填入班报表；性能测试应满足地质录井要求。

（7）、建立下列记录∶
1）钻井液班报表；2）钻井液日报表；
3）小型试验记录；4）药品消耗记录；
5）药品库存记录；6）固控运行记录；
7）当班钻井作业简要。

（8）、钻井液处理前必须进行小型试验。

（9）、所使用的钻井液处理剂送井必须进行质检，质检不合格的产品不准入井。

（10）、每只钻头进行钻井液工作总结。

（11）、完井写出钻井液工作总结。

（12）、其它按有关行业标准执行。

13.固井设计
13.1固井主要工艺要求
13.1.1井眼准备
(1)电测以前通井、循环，保证电测工具顺利下入。

(2)电测完通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入润滑钻井液，减少下套管摩阻。

(3)井钻井液性能良好、稳定，符合固井施工要求。

在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量。

(4)下套管前通井及注水泥前，均以较大排量洗井，洗井时间不少于两个循环周。

洗井循环中，应密切注意观察振动筛返出岩屑量的变化、钻井液池液面变化。

同时，应慢速转动钻具防粘卡。

13.1.2设备准备
(1)检查、准备下套管工具：吊卡、大钳、卡瓦、气动卡盘、灌钻井液管线等。

(2)循环系统中用于顶替作业的各钻井液罐（包括储备罐）各闸门应灵活可靠。

(3)从下套管开始，整个固井施工过程中，井口装置应达到既能关闭套管与井眼环空又能关闭钻杆与井眼环空的要求。

(4)认真检查悬吊系统，井口、游车、天车一条线，下套管前应根据大钩负荷更换大绳，确保下套管安全。