[实用参考]苏里格水平气井钻井液方案
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确保体系中有足够的抑制剂的含量，在石千峰和石盒子上部地层，保 持PAM（KPAM）0.3-0.4%，KCL 5-6%，同时，聚合物有一定的润滑性能，
进入石盒子中下部地层，降低KCL含量到3%左右，主要通过观测钻屑和钻
井液的性能来掌握。 控制失水小于5ml。
二开斜井段
PDC钻头泥包的原因分析及对策
粘度:40-45秒的白土浆钻进，钻穿流沙层之后采用低固相钻井 液体系，性能控制范围,密度:1.02-1.04 g/cm3，粘度:35-40 秒。 若流沙层已封住，采用配方为 0.2%K-PAM+0.2% PAM聚合
物体系钻进，性能：密度:1.00-1.02g/cm3 ，粘度:31-33秒 。
表层钻井液
在进入安定组前50米适当提高聚合物含量，安定、直罗组
保持较高的聚合物含量，或者钻井液上罐处理，重点预防垮塌。 每班或起钻前配制一罐聚合物稠浆（加四袋聚合物）清扫井
底，特殊情况下用白土浆清扫。
二开斜井段
KCL聚磺（混油）防塌钻井液体系
二开斜井段钻井液体系
KCL聚磺（混油）防塌钻井液体系
项目 材料名称 加量，% 备注
钻遇大段泥岩防塌，刘家沟井漏，甚至水平段井漏（如苏五区块）
等问题，同时，由于对钻井液成本的控制，成本压力较大，今 年气井水平井钻井液还需要在这些方面继续做工作，使钻井液 工作在去年的基础上有一个新的进展。
有待进一步研究的问题
泥岩防塌
斜井段防塌和水平段钻遇泥岩防塌，有的井钻井液
采用高密度，复合盐体系，（KCL，NaCL，CWD-1， NaCOOH）盐含量较高，性能调整需要处理剂量含量较高，
后将密度提高到1.18-1.20克/厘米3,若井下有不稳定的迹象 可提高到1.23克/厘米3。 如果有煤层，进煤层前逐渐将密度提高到1.20-1.25克/
钻井液成本压力大。
苏36-7-19H井，水平段钻遇泥岩，改复合盐体系， 密度1.33g/cm3, KCL(5%)18吨，NaCL64吨，甲酸钠26吨， 氧化镁2.1吨，原油(2%) 13.8吨，RT888 16吨。1200米 水平段，80万。
有待进一步研究的问题
井漏
苏5区块（苏三项目组）井漏比较严重，（三开结构，不下
打完表层后再配制密度1.03-1.05g/cm3，粘度45-50秒
白土浆用小循环清扫井底后，打入井里将裸眼井段封固，
起钻连续灌白土浆（保证流沙层井段为白土浆），确保下
表套顺利。
二开直井段清水聚合物
性能维护：
二开采用配方 0.2%K-PAM +0.2%PAM聚合物体系，性能：密
度1.00-1.01 g/cm3,粘度≥30s,PH=7.0。
4-5
1-2
选其一
轨迹不理想下套管时用
二开斜井段钻井液性能
KCL聚磺（混油）防塌钻井液体系
性能 ρ 指标
1.04—1.20 g/cm3（上古，目的层为石盒子） 1.04—1.25 g/cm3（下古，目的层为马家沟） 40～100 Sec
≤6 ml
FV
API FL
PH
YP PV YP/pv 静切力 SC Kf
打导管前配制约70方的白土浆采用小循环钻进。导管下
深尽可能将流沙层封完。
处理剂 白土 PAC-HV 烧碱 加量 4-6 % 0.1-0.2 %, 0.1-0.2 % 性能 密度 粘度 失水 PH值 参数 1.04-1.05 g/cm3 45-55 秒 10-15 ml 9-10
表层钻井液
一开钻进时若流沙层未封住，采用密度:1.03-1.05g/cm3，
苏里格水平气井钻井液方案
汇报内容
一、前言 二、有待进一步研究的问题
三、表层钻井液
四、二开直井段钻井液 五、斜井段钻井液体系性能和特点 六、水平段钻井液体系性能和特点 七、电测、下套管前的泥浆准备工作
八、结论
前 言
2010年钻液所参与和完成了气井水平井14口，取得了可 喜的成绩，但从统计资料来看，依然存在的问题有，石千峰造 浆地层PDC钻头泥包，斜井段煤层防塌，双石层防塌，水平段
8 ～9
6～15 Pa 14～30 mPa.s 0.4～0.9 2～6/5～12 Pa ≤0.3% ≤0.06(滑块式摩阻仪)
二开斜井段
PDC钻头泥包的原因分析及对策
PDC钻头泥包原因 钻井液性能：钻井液性能差，如失水大、滤饼厚、抑制性及润滑性能
差等。 地质因素：软泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层，易形
体系要同时满足长裸眼井段井壁稳定和储层保护的性能要 求，目前应用的体系，还有待进一步推广和研究。
目前，苏里格水平井储层段需要压裂和改造，现在使
用的体系虽然能满足储层保护的需要，但由于成本压力和 泥岩防塌性能的需要，还需要对目前使用的体系有待进一 步研究和性能优化。
气井水平井钻井液方案
表层钻井液
工程措施：
PDC 钻头钻速快、钻屑多，必须要有足够的排量，避免钻屑重复
切削会形成淤泥而泥包钻头。要求环空返速度达到1.00-1.20米/秒。
钻压合理，送钻均匀，速度太快时要适当控制钻压.
尽量避免长时间、长井段的滑动钻进。
大斜度井段
防 “双石层”、煤层垮塌的钻井液措施
尽量提高钻井液密度，用重晶石粉。双石层在井斜40度
碱度调节
提粘剂
NaOH
PAC-HV ASV-2 PAC-LV
0.1-0.2
0.1-0.2 0.1-0.2 0.3-0.5 ？
降失水剂
FT-342
SMP-1
1-2
1-2
抑制剂
KCL
PAM (KPAM)
3-6
0.3-0.4 具有一定润滑性
原油（配RHJ ）
润滑剂 加重剂 RT-888 DR-1 重晶石粉
成泥包。 钻井参数：钻进中排量较小，未能将钻屑及时带离井底，造成重复切
削。钻进中钻压不均匀，钻时变慢后，盲目加大钻压。 钻头选型：选用中心孔流道较小的PDC 钻头，导致钻屑滞留在底部。
二开斜井段
PDC钻头泥包的原因分析及对策
斜井段开始定向前，或者下第一个PDC钻头前，彻底转化钻家沟），不但刘家沟漏，而且水平段也漏，并且
堵漏难度大，有的井因堵不住而改变井身结构或提前完井。 苏5-16-15H井，刘家沟井漏，进行三次挤堵和两次打
水泥，有的井的挤堵次数达十次以上，该井入窗时钻井液 成本近160万，成本压力大。
有待进一步研究的问题
特殊工艺井，斜井段和水平段同处裸眼井段，钻井液
进入石盒子中下部地层，降低KCL含量到3%左右，主要通过观测钻屑和钻
井液的性能来掌握。 控制失水小于5ml。
二开斜井段
PDC钻头泥包的原因分析及对策
粘度:40-45秒的白土浆钻进，钻穿流沙层之后采用低固相钻井 液体系，性能控制范围,密度:1.02-1.04 g/cm3，粘度:35-40 秒。 若流沙层已封住，采用配方为 0.2%K-PAM+0.2% PAM聚合
物体系钻进，性能：密度:1.00-1.02g/cm3 ，粘度:31-33秒 。
表层钻井液
在进入安定组前50米适当提高聚合物含量，安定、直罗组
保持较高的聚合物含量，或者钻井液上罐处理，重点预防垮塌。 每班或起钻前配制一罐聚合物稠浆（加四袋聚合物）清扫井
底，特殊情况下用白土浆清扫。
二开斜井段
KCL聚磺（混油）防塌钻井液体系
二开斜井段钻井液体系
KCL聚磺（混油）防塌钻井液体系
项目 材料名称 加量，% 备注
钻遇大段泥岩防塌，刘家沟井漏，甚至水平段井漏（如苏五区块）
等问题，同时，由于对钻井液成本的控制，成本压力较大，今 年气井水平井钻井液还需要在这些方面继续做工作，使钻井液 工作在去年的基础上有一个新的进展。
有待进一步研究的问题
泥岩防塌
斜井段防塌和水平段钻遇泥岩防塌，有的井钻井液
采用高密度，复合盐体系，（KCL，NaCL，CWD-1， NaCOOH）盐含量较高，性能调整需要处理剂量含量较高，
后将密度提高到1.18-1.20克/厘米3,若井下有不稳定的迹象 可提高到1.23克/厘米3。 如果有煤层，进煤层前逐渐将密度提高到1.20-1.25克/
钻井液成本压力大。
苏36-7-19H井，水平段钻遇泥岩，改复合盐体系， 密度1.33g/cm3, KCL(5%)18吨，NaCL64吨，甲酸钠26吨， 氧化镁2.1吨，原油(2%) 13.8吨，RT888 16吨。1200米 水平段，80万。
有待进一步研究的问题
井漏
苏5区块（苏三项目组）井漏比较严重，（三开结构，不下
打完表层后再配制密度1.03-1.05g/cm3，粘度45-50秒
白土浆用小循环清扫井底后，打入井里将裸眼井段封固，
起钻连续灌白土浆（保证流沙层井段为白土浆），确保下
表套顺利。
二开直井段清水聚合物
性能维护：
二开采用配方 0.2%K-PAM +0.2%PAM聚合物体系，性能：密
度1.00-1.01 g/cm3,粘度≥30s,PH=7.0。
4-5
1-2
选其一
轨迹不理想下套管时用
二开斜井段钻井液性能
KCL聚磺（混油）防塌钻井液体系
性能 ρ 指标
1.04—1.20 g/cm3（上古，目的层为石盒子） 1.04—1.25 g/cm3（下古，目的层为马家沟） 40～100 Sec
≤6 ml
FV
API FL
PH
YP PV YP/pv 静切力 SC Kf
打导管前配制约70方的白土浆采用小循环钻进。导管下
深尽可能将流沙层封完。
处理剂 白土 PAC-HV 烧碱 加量 4-6 % 0.1-0.2 %, 0.1-0.2 % 性能 密度 粘度 失水 PH值 参数 1.04-1.05 g/cm3 45-55 秒 10-15 ml 9-10
表层钻井液
一开钻进时若流沙层未封住，采用密度:1.03-1.05g/cm3，
苏里格水平气井钻井液方案
汇报内容
一、前言 二、有待进一步研究的问题
三、表层钻井液
四、二开直井段钻井液 五、斜井段钻井液体系性能和特点 六、水平段钻井液体系性能和特点 七、电测、下套管前的泥浆准备工作
八、结论
前 言
2010年钻液所参与和完成了气井水平井14口，取得了可 喜的成绩，但从统计资料来看，依然存在的问题有，石千峰造 浆地层PDC钻头泥包，斜井段煤层防塌，双石层防塌，水平段
8 ～9
6～15 Pa 14～30 mPa.s 0.4～0.9 2～6/5～12 Pa ≤0.3% ≤0.06(滑块式摩阻仪)
二开斜井段
PDC钻头泥包的原因分析及对策
PDC钻头泥包原因 钻井液性能：钻井液性能差，如失水大、滤饼厚、抑制性及润滑性能
差等。 地质因素：软泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层，易形
体系要同时满足长裸眼井段井壁稳定和储层保护的性能要 求，目前应用的体系，还有待进一步推广和研究。
目前，苏里格水平井储层段需要压裂和改造，现在使
用的体系虽然能满足储层保护的需要，但由于成本压力和 泥岩防塌性能的需要，还需要对目前使用的体系有待进一 步研究和性能优化。
气井水平井钻井液方案
表层钻井液
工程措施：
PDC 钻头钻速快、钻屑多，必须要有足够的排量，避免钻屑重复
切削会形成淤泥而泥包钻头。要求环空返速度达到1.00-1.20米/秒。
钻压合理，送钻均匀，速度太快时要适当控制钻压.
尽量避免长时间、长井段的滑动钻进。
大斜度井段
防 “双石层”、煤层垮塌的钻井液措施
尽量提高钻井液密度，用重晶石粉。双石层在井斜40度
碱度调节
提粘剂
NaOH
PAC-HV ASV-2 PAC-LV
0.1-0.2
0.1-0.2 0.1-0.2 0.3-0.5 ？
降失水剂
FT-342
SMP-1
1-2
1-2
抑制剂
KCL
PAM (KPAM)
3-6
0.3-0.4 具有一定润滑性
原油（配RHJ ）
润滑剂 加重剂 RT-888 DR-1 重晶石粉
成泥包。 钻井参数：钻进中排量较小，未能将钻屑及时带离井底，造成重复切
削。钻进中钻压不均匀，钻时变慢后，盲目加大钻压。 钻头选型：选用中心孔流道较小的PDC 钻头，导致钻屑滞留在底部。
二开斜井段
PDC钻头泥包的原因分析及对策
斜井段开始定向前，或者下第一个PDC钻头前，彻底转化钻家沟），不但刘家沟漏，而且水平段也漏，并且
堵漏难度大，有的井因堵不住而改变井身结构或提前完井。 苏5-16-15H井，刘家沟井漏，进行三次挤堵和两次打
水泥，有的井的挤堵次数达十次以上，该井入窗时钻井液 成本近160万，成本压力大。
有待进一步研究的问题
特殊工艺井，斜井段和水平段同处裸眼井段，钻井液