中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

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，现场作业，油气储层保护，钻井液循环、固控和除气设备，泡沫钻井流体，井下复杂的预防和处理，钻井液废弃物处理与环境保护，钻井液原材料和处理剂的质量控制与管理，钻井液资料管理等。

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、质量和效益等因素的基础上，制定相应的钻井液技术措施。主要有：地层岩性、地层应力、地层岩石理化性能、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

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。

第五条钻井液设计内容主要包括：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、配制与维护处理；储层保护对钻井液的要求；固控设备配置与使用要求；钻井液仪器、设备配置要求；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；具有较好的储层保护效果；具有较好的经济性；低毒低腐蚀性。

第七条不同地层钻井液类型选择

1、在表层钻进时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。

2、在砂泥岩地层钻进时，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、在地层破裂压力较低的易漏地层钻进时，宜选用充气、泡沫、水包油等密度较低的钻井液；在不含硫和二氧化碳的易漏地层钻进时，也可采用气体钻井。

4、在大段含盐、膏地层钻进时，根据地层含盐量和井底温度情况，宜选用过饱和、饱和或欠饱和盐水聚合物等钻井液，也可选用油基钻井液。

5、在高温高压深井段钻进时，宜选用以磺化类抗高温处理剂为主处理剂的抗高温、固相容量大的水基钻井液，也可选用油基钻井液。

6、在储层钻进时，宜选用强抑制性聚合物

钻井液、无固相聚合物钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等，并严格控制钻井液高温高压滤失量。

第三节钻井液性能设计项目

第八条水基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。

表1 水基钻井液设计性能参数项目表项目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）√ √ √ √ √ 漏斗粘度（s）√ √ √ √ √ 塑性粘度（ mPa、s）√ √ √ √ 静切力

10s/10min （Pa）√ √ √ √ 泥饼（mm）√ √ √ √ 泥饼粘附系数√ √ √ √ 固相含量（体积%）√ √ √ √ 流性指数（n）√ √ √ √

[K+]（mg/L）（钾盐体系适用）√ √ √ √

[CL-]（mg/L）”为可选内容。

第九条油基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。

表2 油基钻井液设计性能参数项目表项目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）√ √ √ √ √ 漏斗粘度（s）√ √ √ √ √ 塑性粘度（mPa、s）√ √ √ √ 静切力

10s/10min （Pa）√ √ √ √ 石灰碱度（mL）√ √ √ √ √ 破乳电压（V）√ √ √ √ √ 水相盐浓度√ √ √ √ √ 固相含量（体积%）√ √ √ √ 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、05～0、1g/cm3或

1、5～

3、5MPa；气井附加值：

0、07～0、15g/cm3或

3、0～

5、0MPa。

2、在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度的安全附加值宜采用低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，宜采用密度附加值高限。

3、在塑性地层钻进时，依据上覆岩层压力值，确定合理的钻井液密度。

第一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，确定钻井液配方中钻井液抑制剂种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录1。

第二条流变性

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，宜选用较低的粘切值。

3、钻速快导致环空当量密度增加时，宜适当提高钻井液粘度和动切力。

4、在造斜段和水平段钻进时，宜保持钻井液较高的动切力和较高的低转速（3rpm 和6rpm）读值。

第三条滤失量

1、从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性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、易水化坍塌泥岩地层采用水基钻井液钻进时，钻井液 API 滤失量宜控制在5mL 以内。

3、在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段采用水基钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽 API 滤失量。

4、高温高压深井段施工中，在较稳定的非油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜小于25mL；在井壁不稳定井段和油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜控制在15mL 以内。