钻井液技术规范

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钻井液技术规范

(试行)

中国石油天然气集团公司

二○一○年八月

目录

第一章总则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第二章钻井液设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第一节设计的主要依据和内容┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3 第二节钻井液体系选择┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄4 第三节钻井液性能设计项目┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄5 第四节水基钻井液主要性能参数设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄7 第五节油基钻井液基油选择和主要性能参数设计┄┄┄11 第六节油气层保护设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄12 第七节钻井液原材料和处理剂┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13 第八节钻井液设计的管理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13 第三章钻井液现场作业┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14第一节施工准备┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14 第二节预水化膨润土钻井液与处理剂胶液的配制┄┄┄14 第三节淡水钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15 第四节盐水钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15 第五节水包油钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16 第六节油基钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16 第七节钻井液性能检测┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄17 第八节现场检测仪器┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄18 第九节现场钻井液维护与处理的基本原则┄┄┄┄┄┄20 第十节水基钻井液性能维护与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄20

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第十一节油基钻井液性能维护与处理┄┄┄┄┄┄┄┄23 第四章油气层保护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄24 第五章循环净化系统┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25 第一节设备的配套、安装与维护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25 第二节钻井液净化设备的使用┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄27 第六章泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28 第一节一次性泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28 第二节可循环泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄29 第三节压井液和压井材料的储备┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31 第七章井下复杂事故的预防和处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31 第一节井壁失稳的预防与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31 第二节井漏的预防与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄33 第三节卡钻的预防和处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄35 第八章废弃钻井液处理与环境保护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄37 第九章钻井液原材料和处理剂的性能评价与储存┄┄┄┄37 第一节技术标准与性能评价┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄38 第二节钻井液原材料和处理剂的储存┄┄┄┄┄┄┄┄38 第十章钻井液资料收集┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39第十一章附则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39 附录┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄40

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中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

第一章总则

第一条钻井液技术是钻井技术的重要组成部分，直接关系到钻探工程的成败和效益。为提高钻井液技术和管理水平，保障钻井工程的安全和质量，满足勘探开发需要，特制定本规范。

第二条本规范主要内容包括：钻井液设计，钻井液现场作业，油气储层保护，循环净化系统，泡沫钻井流体，井下复杂事故的预防和处理，废弃钻井液处理与环境保护，钻井液原材料和处理剂的性能评价与储存，钻井液资料收集等。

第三条本规范适用于中国石油天然气集团公司所属相关单位的钻井液技术管理。

第二章钻井液设计

第一节设计的主要依据和内容

第四条钻井液设计是钻井工程设计的重要组成部分，主要依据包括但不限于以下几方面：

1. 以钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为基础，依据有关技术规范、规定和标准进行钻井液设计。

2. 钻井液设计应在分析影响钻探作业安全、质量和效益的基础上，制定相应的钻井液技术措施。设计的主要依据有：地层岩性、地层应力、地层泥页岩理化性能、地层流体、地层压力剖面（孔隙压力、坍塌压力与破裂压力）、地温梯度等信息，储层

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保护要求，本区块或相邻区块已完成井的井下复杂情况和钻井液应用情况，地质目的和钻井工程对钻井液作业的要求，适用的钻井液新技术、新工艺，国家和施工地区有关环保方面的规定和要求。

第五条钻井液设计的主要内容包括：邻井复杂情况分析与本井复杂情况预测，分段钻井液类型及主要性能参数，分段钻井液基本配方，钻井液消耗量预测，钻井液配制、维护处理，储层保护对钻井液的要求，循环净化设备配置与使用要求，钻井液测试仪器配置要求，分段钻井液材料计划及成本预测，井场应急材料和压井液储备要求，井下复杂情况的预防和处理，钻井液HSE 管理要求。

第二节钻井液体系选择

第六条钻井液体系选择应遵循以下原则：满足地质目的和钻井工程需要,具有经济性和低毒、低腐蚀性，有利于储层和环境保护。

第七条不同地层钻井液类型选择

1. 在表层钻井时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。

2. 在砂泥岩地层钻井时，宜选用低固相或无固相聚合物钻井液；在易水化膨胀坍塌的泥页岩地层钻进时，宜选用钾盐聚合物等具有较强抑制性的钻井液。

3. 在低压易漏地层钻井时，宜选用水包油、充气、泡沫、气体钻井流体等。

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4. 在大段盐、膏地层钻井时，宜选用饱和、欠饱和盐水钻井液，也可选用油基钻井液。

5. 在高温高压井段钻井时，宜选用以磺化类处理剂为主的抗高温、固相容量限大的水基钻井液；或选用油基钻井液。

6. 在储层钻井时，应选用与储层配伍性好的抑制性暂堵型钻井液、无固相钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等。

第三节钻井液性能设计项目

第八条水基钻井液性能设计应包含下表所列项目。

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表1 水基钻井液性能设计项目表

注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。带“*”项目，为有条件选项。其中：泥饼粘附系数 *，表示仅在浅井的斜井段、对泥饼润滑性有特殊要求的复杂井段和深井段为必选项；[K+]（mg/L）*，当使用钾盐钻井液体系时为必选项；[Ca2+]（mg/L）*，当使用钙处理钻井液或在易受钙、镁盐侵污井段钻井时为必选项；[CL-]（mg/L）*，当使用盐水钻井液或在易受盐侵污井段钻井时为必选项。

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第九条油基钻井液性能设计应包含下表所列项目。

表2 油基钻井液性能设计项目表

注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。

第四节水基钻井液主要性能参数设计

第十条密度

1．钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再增加一个安全附加值。油井附加值：0.05g/cm3～0.1g/cm3或 1.5MPa～3.5MPa；气井附加值：0.07g/cm3～0.15g/cm3或3.0MPa～5.0MPa。

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2．在盐膏层等易引起塑性变形的特殊复杂地层钻进时，依据上覆岩层压力值，设计合理的钻井液密度。

3．在易坍塌地层钻井时，根据坍塌压力确定合理的钻井液密度。

第十一条流变性

1．根据钻井液体系、环空返速、地层岩性以及钻速等因素，确定钻井液粘度和动切力。

2．在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘度和切力值。

3．低密度钻井液动切力与塑性粘度比值宜保持在0.36 Pa/mPa.s以上，高密度钻井液宜控制较低的粘度和切力。

4．在造斜段和水平段钻井，宜控制较高的钻井液动切力和较高的低转速（3rpm和6rpm）读值。

第十二条滤失量

1．从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性、邻井实钻井下情况以及是否为储层等因素综合考虑，合理控制钻井液的滤失量。

2．在高渗透性砂泥岩地层，水基钻井液API滤失量宜控制在8mL以内，滤饼厚度控制在1.0mm以内；在易水化坍塌泥岩地层，钻井液API滤失量宜控制在5.0mL以内，滤饼厚度控制在0.5mm以内。

3．在非油气储层的高温高压深井段钻进时，水基钻井液高温高压滤失量宜小于20mL；在井壁不稳定、易造成井下复杂的

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深井段，高温高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。

4．在储层段钻井, 水基钻井液API滤失量宜控制在5mL以内，滤饼控制在0.5mm以内；高温高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。

5. 在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段，可根据井下情况适当放宽水基钻井液API滤失量控制要求。

6．在非油气储层段采用强抑制性钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽钻井液高温高压滤失量。

第十三条固相含量

1. 应最大限度地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在4%（体积百分数）以内。

2. 非加重钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内。

第十四条膨润土含量

非加重钻井液膨润土含量宜控制在60g/L以内；密度在2.0 g/cm3以内，膨润土含量宜控制在40g/L以内；密度在2.0 g/cm3～2.3g/cm3，膨润土含量宜控制在30g/L以内；密度超过 2.3 g/cm3，膨润土含量宜控制在20g/L以内。

第十五条碱度

1. 不分散型钻井液的pH值宜控制在7.5～9；分散型钻井液的pH值宜控制在9～10；钙处理钻井液的pH值宜控制在9.5～

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12；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在11～12。

2. 在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在9.5以上，含硫化氢气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在10～11。

3. 淡水钻井液滤液碱度（P f）宜控制在1.3～1.5mL；饱和盐水钻井液滤液碱度（P f）宜控制在0.8～1.2mL；深井抗高温钻井液滤液碱度（M f）与滤液碱度之比值（M f/P f）宜控制在3以内，不宜超过5。

4. 钙处理钻井液碱度控制的适宜范围：低石灰含量钻井液的碱度（P f）宜控制在0.8mL～2.0mL；高石灰含量钻井液的碱度（P f）宜控制在

5.0mL～10.0mL；石膏钻井液碱度（P f）宜控制在0.2mL～0.70mL。

第十六条抑制性

根据地层理化特性确定钻井液类型，以钻井液抑制性室内评价结果为依据，确定钻井液配方中抑制剂的种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录A。

第十七条水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力

1. 在含盐、膏地层和存在高压盐水的地层钻进时，应根据钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。

2．在高温高压深井段钻进时，应根据钻井液抗温能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。

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3．水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力评价推荐方法详见附录A。

第五节油基钻井液基油选择和主要性能参数设计

第十八条基油的选择

1. 宜选择芳香烃含量较低、粘度适当的矿物油作基油，如柴油、白油等。

2. 选用柴油作基油时，闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上，苯胺点应在60℃以上。

第十九条油水比选择

应综合考虑钻井工程与保护储层要求、工艺技术现状及成本因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。

第二十条水相活度控制

1. 油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调节钻井液水相活度与地层水活度相当。

2. 根据钻井液水相活度控制要求、各类盐调节水活度能力以及所需盐类的供应情况等因素选择盐的类型和浓度。饱和氯化钠盐水可控制最低的水相活度为0.75；饱和氯化钙盐水可将水相活度控制在0.4以下。

第二十一条破乳电压

1. 油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考指标，破乳电压越高，乳状液越稳定。

2. 油包水乳化钻井液破乳电压应在400v以上。

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第二十二条密度

按照本规范第十条执行。

第六节油气层保护设计

第二十三条保护油气层设计的依据主要有：储层岩石矿物组成和含量；主要储集空间特征（储层岩石胶结类型、孔隙连通特性，孔喉大小、形态与分布，裂隙发育程度），孔隙度、渗透率、饱和度、储层孔隙压力、破裂压力、地应力、地层温度以及地层水分析数据，速敏、水敏、酸敏、碱敏和应力敏感性等评价数据。

第二十四条根据油气储层的不同特点和完井方式，采取合理的保护储层钻井液技术措施。

第二十五条储层保护材料和加重材料应尽可能选用可酸溶、油溶解堵或采用其它方式可解堵的材料。

第二十六条储层钻进时，应尽量降低钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量，改善泥饼质量。无粘土相钻井液的滤失量可适当放宽。

第二十七条钻井液碱度、滤液矿化度和溶解离子类型应与地层具有较好的配伍性，避免造成储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。

第二十八条按照SY/T 6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进行钻完井液储层损害室内评价，岩心渗透率恢复值应达到75%以上。

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第七节钻井液原材料和处理剂

第二十九条钻井液原材料和处理剂应具有以下文件：

1、产品质量标准和技术文件，主要内容包括：产品主要化学成分或类别、在钻井液配方中的推荐加量，规定产品理化性能检测指标、钻井液性能检测指标等；

2、安全技术文件，主要内容包括：燃点、闪点、毒性、腐蚀性、包装与防护、以及人体不慎接触或中毒后的紧急处理方法等。

第三十条钻井液原材料和处理剂应满足地质录井的特殊要求。

第三十一条作业所在国家和地区的法律法规明令禁止的有毒、有害材料不应设计使用。

第三十二条在满足作业需要前提下，应选用性价比较高的钻井液原材料和处理剂。

第八节钻井液设计的管理

第三十三条钻井液设计应由具有相应钻井工程设计资质的单位承担，设计审批应参照中油工程字【2006】274号《中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见》中的相关要求执行。

第三十四条钻井液作业应严格按设计执行。

第三十五条变更钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修改或制定补充设计。

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第三章钻井液现场作业

第一节施工准备

第三十六条钻井液现场作业负责人员应具有相应岗位资格，熟悉施工井地质设计与钻井工程设计，掌握钻井液设计，并向现场作业其它相关人员进行钻井液技术交底。

第三十七条钻井液循环净化系统应按SY/T 6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》的相关要求进行配备和安装。

第三十八条钻井液实验仪器和试剂的配置及钻井液性能检测应按照GB/T 16783《钻井液现场测试》的相关要求执行。

第三十九条钻井液原材料和处理剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，对人体有害的处理剂要作特别标识，现场储放应根据当地气候特点，满足“防雨、防潮、防晒、防冻”要求。

第四十条在配制钻井液前，应采集现场钻井液原材料和处理剂样品，进行小型室内配制实验。

第二节预水化膨润土钻井液与处理剂胶液配制

第四十一条分析作业现场钻井液用水，根据需要在配制钻井液和处理剂胶液前对钻井液用水进行预处理。

第四十二条预水化膨润土钻井液的配制

1. 在专用配浆罐中加入60%～80%（体积百分数）水。

2. 按配方要求向配浆罐中依次加入所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15min后，使用混合漏斗或剪切泵加入所需膨润土粉。

3. 配制完成后应持续搅拌水化16h以上。

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第四十三条钻井液处理剂胶液的配制

1. 在处理剂胶液配制罐中加入80%～90%（体积百分数）水。

2. 使用剪切泵均匀加入计算量的处理剂，保持搅拌直到充分水化溶解。

第三节淡水钻井液配制

第四十四条按第四十二条、第四十三条的方法，分别配好预水化膨润土钻井液和钻井液处理剂胶液，按配方比例混合并搅拌循环均匀。

第四十五条检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土钻井液和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。

第四节盐水钻井液配制

第四十六条配制方法之一

1. 按第四十二条、第四十三条的方法，准备好预水化膨润土钻井液（或在用钻井液）和钻井液处理剂胶液，将预水化膨润土钻井液（或在用钻井液）与配制的处理剂胶液按配方比例混合，搅拌均匀，保持钻井液膨润土当量在设计低限。预水化膨润土钻井液也可采用抗盐土配制。

2．经混合漏斗或剪切泵均匀加入氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可降低加入速度，保持搅拌循环，也可加入降粘剂调整钻井液粘度和切力。

3．检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土钻井液和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。

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4．采用在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化并调整钻井液膨润土当量在盐水钻井液配方设计的低限值。

第四十七条配制方法之二

1．根据钻井液的矿化度和所需钻井液的总体积，计算出所需的氯化钠或氯化钾干粉、烧碱、纯碱、膨润土粉和其它处理剂的加量。

2．按计算浓度和体积分别在不同的专用配制罐中完成所需盐水、预水化膨润土钻井液与处理剂胶液的配制。

3．将预水化膨润土钻井液缓慢均匀加入盐水中，同时按比例加入处理剂胶液，保持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环至少2h以上。

4．检测并调整钻井液性能至设计范围内。

第五节水包油钻井液配制

第四十八条水包油钻井液可使用水或处理剂胶液作为外相，也可使用预水化膨润土钻井液或其它水基钻井液作为外相。

第四十九条向外相流体中加入增粘剂、降粘剂、降滤失剂、乳化剂，搅拌循环均匀后，按照设计比例混入矿物油（柴油、原油等），并循环搅拌均匀。

第五十条检测并调整钻井液性能至设计范围内。

第六节油基钻井液的配制

第五十一条油包水钻井液配制

1. 按配方计算和准备配制钻井液所需的材料：油，水，氯—16 —

化钙（盐），乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。

2．按配方在配制罐中加入计算量的油，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入有机土、降滤失剂、主辅乳化剂；在另一配制罐中加入计算量的水，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入氯化钙（盐）、生石灰，加完后将两罐中液体在剪切条件下，缓慢混合，搅拌2h以上至均匀。

3．缓慢、均匀加重，密度达到配方要求后应继续搅拌2h，然后测定性能。

4. 检测并调整钻井液性能至设计范围内。

第五十二条全油基钻井液的配制

1. 在配制罐中加入所需的油，保持搅拌和循环，按配方依次加入有机土、乳化剂、降滤失剂、生石灰等，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。

2. 加重按第五十一条第三款执行。

3. 检测并调整钻井液性能至设计范围内。

第七节钻井液性能检测

第五十三条按照GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》和GB/T 16782《油基钻井液现场测试程序》进行钻井液性能检测。

第五十四条正常钻进时，1～2h检测一次钻井液密度和漏斗粘度，4～8h检测一次API滤失量和泥饼厚度，每12h检测一

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次钻井液全套常规性能；采用盐水钻井液钻进或在含盐较多地层钻进时，每24h检测一次钻井液滤液氯离子浓度；采用钙处理钻井液或在含较多钙、镁盐地层钻井时，每24h检测一次钻井液滤液钙、镁离子浓度；采用钾盐钻井液时，每24h检测一次钻井液滤液氯离子和钾离子浓度。特殊情况下，应根据需要加密检测。

第五十五条钻开油、气、水层，应严格按照井控相关规定，加密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。

第五十六条每24～48h检测一次钻井液高温高压滤失性能；钻井液性能稳定时，可适当延长测量间隔；特殊情况下，加密测量。地层温度根据地温梯度和钻井液循环出口温度进行测算确定，测算方法参见附录B。

第五十七条油基钻井液每12h检测一次全套性能。每次处理钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。

第五十八条定期搅拌和循环储备的加重钻井液，检测并维护钻井液性能，保持储备钻井液的良好的流动性和沉降稳定性。

第八节现场检测仪器

第五十九条现场钻井液实验检测仪器，应按以下要求进行配置。

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表3 现场钻井液检测仪器配置表

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