苏里格气井水平井钻井液技术方案设计
苏里格气田水平井S77-5-8钻井液技术
２２ 钻 井 液体 系的选 择 ． 对水平好 ． 岩 悬岩 能力 强 ． 变 性可 调 ． 携 流 润滑 性 满 足
（） １ 润滑 问题 。水 平 井 段钻 具 整 体躺 在 下井 壁 上 ． 具与 井壁 的轴 向摩 擦 和径 向摩 擦加 大 了起 下 钻
￥ ７ ５８ ７ — ＿ 井位于 内蒙古 自治区乌 审召 巴音陶勒盖 ． ￥ ７ － 井西北方 向 ５ ． 地面海拔 １ ９ ｍ属于鄂尔多 ７－ ８ ３ ５ ｍ． ７ １， ２ 斯盆地伊盟隆起南缘 的一 口开发水平井 。设计井深 为
４３ ０ 导眼井深为 ３ ０ ｍ， ０ ｍ， ０ 造斜点井深为 ２ ７ ｍ， ３ ０ 主要 ６
第 ｌ ４卷 第 ４期
重庆 科技 学 院学报 （ 自然科 学 版 ）
２１ ０ ２年 ８月
苏里格气 田水 平井 Ｓ ７ ５ ８钻 井液技术 ７——
严 利 咏 １ 贾 标 党 战锋 陈 建 １ 骆 旋２
（． １西部 钻探 定 向 井技 术服务 公 司 ，乌 鲁木 齐 ８ ０ ２ ； ３ ０ ６ ２辽 河 油 田井下 作业公 司， ． 盘锦 １ ４ ０ ） ２ １ ７
（ ） 护油气 层 问题 水平井 钻井的基本 目的是 ５保 安全快速完井 ．并通过保护储集层获得最大 的气井产 能， 水平井段钻 速慢 、 油气 层段长 ， 井液 与气 层接触 钻
时 间 长 、 触 面积 大 。 层 污 染 的 可 能 性 增 大 接 气
喷、 防漏 、 防塌 。
２ 施 工技 术 难 点 及 钻 井 液体 系选 择
（ ） 漏 问 题 。 ￥ ７ ５ ８井 刘 家 沟 组 地 层 压 力 ４井 ７— —
塌 、 卡 措施 ： 叠 系石 盒 子 组 泥 岩 应 防 止钻 头 泥 防 二
[实用参考]苏里格水平气井钻井液方案
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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/
苏里格二开气井水平井快速钻井配套技术
1 技术难点（1）裸眼段长，钻具摩阻扭矩大，滑动造斜效率低下。
苏59-13-41H斜井段滑动机械钻速仅为1.25m/h。
（2）PDC难以满足斜井段一趟钻施工。
（3）完井下入管外封隔器，对轨迹曲率要求严格。
（4）目的层为变化大，入窗着陆难度大。
苏59-13-41AH井钻至井深3615m时，因地层发生变化，靶点垂深上调3m，后钻至井深3634m时，靶点垂深再次上调5m，使后期增斜率由15°/100m提高为21°/100m，增加了着陆入窗难度。
（5）刘家沟组承压能力低，易漏失。
（6）二开水平井裸眼段长，施工周期长，地层稳定性差。
2 技术措施2.1 优化轨迹设计，优选造斜工具，提高滑动效率2.1.1 优化轨迹设计斜井段造斜采用先急后缓的原则，第一造斜段设计增斜率相对较高，产生一定的初始井斜角，30~50°井斜段滑动相对困难，待钻轨迹设计增斜率应相对较低，减少滑动进尺，提高施工效率，50°井段后设计增斜率高于复合增斜率1~2°/100m，主要由复合钻进满足增斜率要求。
2.1.2 优选造斜工具（1）通过螺杆的改进，提高滑动增斜率，降低滑动摩阻。
为了降低滑动粘托，提高滑动增斜率，减少滑动进尺，斜井段选用了Ф165LZ×1.5°单弯螺杆，扶正器外径改为210mm。
斜井段总进尺698m，其中滑动进尺162m，所占比例为23.2%。
（2）使用水力震荡器与复合钻头，有效降低摩阻，提高了滑动效率。
苏59-13-41AH井井深3413m下入轴向+径向水力震荡器，配合复合钻头造斜，大幅提高了造斜效率，滑动机械钻速明显提高。
2.2 优化轨迹剖面设计及滑动段长，降低井眼曲率2.2.1 优化剖面设计该井完井方式为管外封隔器固井完井，由于管外封隔器刚性强、外径大，对于井眼曲率要求较为严格，斜井段曲率不超过6°/30m，水平段曲率不超过3°/30m。
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用
苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。
本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。
并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。
关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。
目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。
苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用Φ311.1mm钻头（Φ244.5mm表层套管）+Φ215.9mm钻头（Φ139.7mm油层套管）的井身结构。
但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题[1]。
为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。
二、苏25-38-16C井概况苏25-38-16C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻，老井套管结构为：Ф244.5 mm套管×488.91 m+Ф139.7 mm套管×3330.69 m，新井在原井139.7 mm气层套管2903 m位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m），侧钻井段长838 m。
本井目的层为盒8上2，选择在2903 m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°，最大水平位移为718.97m。
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案GE GROUP system office room 【GEIHUA16H-GEIHUA GEIHUA8Q8-苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是苏5区块漏失最为频繁。
2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案3.1表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施
苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施苏里格气田位于中国内蒙古自治区东北部，是中国最大的陆上天然气田之一、钻井液是一种在钻井过程中使用的特殊液体，它起到冷却、润滑、压裂和悬浮钻屑等作用。
由于苏里格气田南部地层复杂，存在高温高压、有毒有害气体等环境条件，所以钻井液的选择和使用要经过特殊技术措施，以确保钻井作业安全和有效。
首先，钻井液的挑选应考虑到地层性质和钻井目标。
南部地层属于古近系，岩性多样，有砂岩、泥岩、炭质岩等。
采用石油基钻井液更适合这种复杂地层，因为石油基钻井液比水基钻井液具有更好的稳定性和润滑性，能够减少地层破裂和井眼塌陷的风险。
其次，为应对高温环境，钻井液要具备耐高温特性。
在苏里格气田南部的钻井作业中，井底温度可能高达200℃，因此需要使用高温稳定的钻井液。
这种钻井液通常采用高温稳定剂和增稠剂来增加液体的稠度，并且添加耐高温的抑制剂和增黏剂来维持钻井液的性能。
除了高温，苏里格气田南部也存在有毒有害气体，比如硫化氢和二氧化碳。
这些气体对人体和设备都有致命的危害，所以钻井液还需要具备处理有毒有害气体的能力。
钻井液中可以加入吸附剂和气体抑制剂来吸附和中和有害气体，从而保护作业人员的安全。
此外，苏里格气田南部地层含有高渗透油层，因此需要使用低损失钻井液来避免对地层的破坏。
低损失钻井液具有更高的粘度和更好的胶粘性，能够尽量减少对地层的侵入，降低井壁稳定性的风险。
最后，在钻井液的循环系统中，还需要加入抗腐蚀剂和防封剂等化学品，以延长钻井液的使用寿命，并保护钻具和设备的完整性。
综上所述，苏里格气田南部的钻井液技术措施应该包括：选择适应地层性质和钻井目标的钻井液；加入耐高温特性剂和抑制剂，以应对高温和有害气体的挑战；使用低损失钻井液，避免对地层的破坏；加入抗腐蚀剂和防封剂，保护钻具和设备。
这些技术措施将有助于确保苏里格气田南部钻井作业的安全和效率。
苏里格快速钻井钻井液技术
2017年05月苏里格快速钻井钻井液技术王成鑫孙志强刘永刚（川庆钻探工程公司长庆钻井总公司,陕西西安710018）摘要：本文指出苏里格区块实行清洁化生产以来，钻井液技术方面存在的不足，钻井中出现流沙层坍塌、二开钻井液密度上升快、淸罐劳动强度大、直罗垮塌、双石层泥包、完井液固液分离时间长等因素，制约该区块钻井速度的提高。
因此,有必要进一步完善该区块钻井液技术措施,制定钻井液方面的技术对策，通过对原有钻井液体系的进一步优化，取得了明显的技术经济指标，降低井下复杂，提高钻井速度。
关键词：流沙层防塌;二开密度控制;防塌;钻井速度1苏里格钻井钻井液技术难点（1）苏里格区块流沙层易垮塌；（2）钻井施工二开钻时快，密度上升快；（3）中下部地层易垮塌造成井下复杂；（4）“双石层”造浆造成钻头泥包。
2提高苏里格区块钻井速度的钻井液技术对策2.1流沙层防塌防卡钻井液技术对策施工中循环罐加满清水，加0.1%烧碱，PH 达到8-9，加3~4%白土水化2小时。
钻井液性能：密度1.03~1.05g/cm 3，粘度38~40s,钻进期间钻井液性能要求：密度＜1.05g/cm 3，粘度38~40s,用加焊后外径≥480mm 的钻头钻穿流沙层3~4米，循环一周后起钻并连续灌浆,确保液面不降,防止流沙层坍塌,导管焊直,至少下入3根，下到井底并校正,用水泥车固导管。
2.2控制二开密度技术对策将装有离心机的3号循环罐完全隔离，单独利用清理循环罐。
探得不落地沉砂罐有30~40cm 不实沉砂。
将所需要清理的沉砂罐隔离，再利用强力泵（15KW ）将（以1号沉砂罐为例）沉砂罐沉砂打入3#循环罐，利用离心机处理过后，清液进入上水罐。
二开密度＞1.05g/cm 3，粘度＞34s ，起钻清罐。
2.3预防中下部地层垮塌钻井液措施井下正常情况下，刘家沟顶界转化成低土相体系，性能控制在:密度1.03~1.05g/cm 3,粘度35~38s ，失水<10ml ，PH ：8-9。
苏里格气田水平井钻井技术研究
苏里格气田水平井钻井技术研究摘要：苏里格气田是我国目前最大的整装性气田，随着我国天然气占比逐渐增加，人们对天然气的需求量也不断增加，常规直井已经不能满足产能需求，水平井钻井技术的引入使得天然气开发勘探进入一个全新的高产时代。
本文通过对水平井钻井技术的工艺原理简介，结合苏里格气田的地质构造条件，分析水平井钻井的适用性。
并且针对水平井钻井过程中难度较大长水平段控制难度进行探讨，从而为水平井钻井开发提供重要的技术支持。
关键词：苏里格气田水平井水平段钻井苏里格气田是典型的低压、低渗透、低丰度的“三低”气田。
苏里格气田地质结构复杂，单井产能较低，且中小型边际油气田多。
在天然气开发开采过程中，为了提高产能降低投入成本成为现在发展的主要目标。
进行水平井钻井施工在某种程度上是可以大幅提升单井产能的，水平井钻井技术具有高产、高能及高效的显著特点水平井开发作为一种提高单井产量和油气田综合开发效益的有效手段，越来越受到人们的重视1 苏里格气田地质情况苏里格气田气田上古生界含气层段山西组、下石盒子组，以曲流河、辫状河三角洲沉积，由东北向西南方向倾斜的单斜构造，发育多排小幅度鼻状隆起，砂体较厚，为多层薄段叠加，呈南北方向展布。
苏里格气田气田下古奥陶系马家沟组主要发育白云岩气藏，构造上整体为西倾单斜，发育低幅度鼻状隆起，储层主要发育晶间孔及晶间溶孔，孔隙结构为小孔细喉，储层厚度大，气层发育，具有较强的储集能力和产气能力，但非均质性较强，开发难度大。
2 水平井钻井技术水平井是指油层中井眼延伸至一段距离且井斜角达到85°以上的井，水平井的主要特点是井眼在油层中较长的延伸距离。
水平井的开发一般多用于裂缝性油气藏或者薄油气层的油气井。
水平井按照技术类型可以分为分支水平井、水平井、套管侧钻水平井等。
按照生产用途可分为生产水平井、横向勘探水平井及注入水平井等。
2.1 套管钻井技术套管钻井技术就是利用套管替代钻杆对钻头施加扭矩和钻压，从而在钻井过程中不再使用钻杆钻铤套管钻井技术是提高钻井安全施工的一种技术手段。
苏里格水平气井钻井液方案共34页
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71、既然我已经踏上这条道路，那么，任何东西都不应妨碍我沿着这条路走下去。——康德 72、家庭成为快乐的种子在外也不致成为障碍物但在旅行之际却是夜间的伴侣。——西塞罗 73、坚持意志伟大的事业需要始终不渝的精神。——伏尔泰 74、路漫漫其修道远，吾将上下而求索。——屈原 75、内外相应，言行相称。——韩非
苏里格水平气井钻井液方案
26、机遇对于有准备的头脑有特别的 亲和力 。 27、自信是人格的核心。
28、目标的坚定是性格中最必要的力 量泉源 之一， 也是成 功的利 器之一 。没有 它，天 才也会 在矛盾 无定的 迷径中 ，徒劳 无功。- -查士 ห้องสมุดไป่ตู้斐尔 爵士。 29、困难就是机遇。--温斯顿．丘吉 尔。 30、我奋斗，所以我快乐。--格林斯 潘。
苏里格气田T2-4-7H水平井钻井技术
苏里格气田T2-4-7H水平井钻井技术
游开远
【期刊名称】《西部探矿工程》
【年(卷),期】2012(024)007
【摘要】针对苏里格气田水平井直井段长、目的层较薄、水平段长,以往钻井时轨迹控制难度大、滑动拖压严重、泥岩地层易坍塌、携砂洗井困难、水平位移长摩阻大、气层埋藏较深井温高、盐水侵、承压能力低、施工周期长及气层保护等特点,优化轨迹控制措施,直井段用低固相钻井液、斜井段用无粘土相防塌润滑耐温聚磺钻井液、水平段用无粘土相暂堵气层保护钻井液,满足了T2-4-7H水平井的钻井施工需要.
【总页数】3页(P94-96)
【作者】游开远
【作者单位】江苏油田安徽石油勘探开发公司,安徽天长 239300
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
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1.苏里格气田东区水平井快速钻井技术 [J], 陆川;秦小虎;王旭;夏阳;常森;韩炜;崔海标;吕杨;张秀峰
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3.苏里格气田超长水平段水平井钻井技术 [J], 王可仁;宁金生;杨碧学
4.浅析苏里格气田水平井钻井技术 [J], 李靖
5.苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术 [J], 史配铭;薛让平;王学枫;王万庆;石崇东;杨勇
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苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施
南部天然气井钻井技术措施根据油田公司部署2002年预计在气田南部钻探探然气井口。
由于南部上部黄土层厚（90－150米）、完钻的井较深（3700---4200米）和钻穿的地层复杂等原因，钻井过程中极易出现表层黄土层、延长组和刘家沟组的漏失、直罗组、延长组和“双石”层的垮塌，因而，给钻井生产造成了极大的影响，为克服复杂，维护井壁稳定，提高钻井速度，我们根剧南部钻井和地层特性制定如下的技术措施：一、表层钻进防塌防漏技术措施：南部表层是一胶结疏散、欠压实、极易发生漏失的地层。
统计1999－2001年南部表层的漏失资料发现，其漏失井深大多在30－70米之间，表层一旦出现漏失，很难建立循环，因此，南部表层钻进中的防漏工作应根据黄土层的厚度采取下426mm 封固和以预防为主的技术措施：1、冲鼠洞及一开钻进必须配制预水化搬土浆，同时按要求加入堵漏剂，严禁用清水开钻；2、控制“四低一适当”既低密度（1.03---1.05）、低排量（15－20l/s）、低泵压（2----5Mpa）、低机械钻速（1单根/30---40分钟）和适当的泥浆粘度（40－50S）的性能和参数钻进，以确保钻进中泥浆密度稳定，达到稳定泥浆当量比重和液柱压力以预防压漏地层；3、接单根采取迟停泵，早开泵的办法，严禁猛提猛放和开泵过猛的违章操作；表层钻进中漏失往往发生在浅井段30---50米之内,因此要求前50米钻进中每根单根钻速控制在30min以上,以便形成泥饼和稳定泥浆密度,预防压漏地层;4、接好单根后,将单根放入转盘面,转动钻具破坏泥浆切力后,边上提钻具边缓慢开泵;钻头不得装喷嘴;严禁猛提猛放钻具,防止环空压力激动;5、发现漏失后立即停钻，采取相应的堵漏措施，严禁清水抢钻，以防使漏失程度扩大化，为以后堵漏增加困难；6、确定漏层深度，并采取稠浆静止堵漏和高浓度综合堵漏剂泥浆堵漏等措施；7、如果堵漏成功，钻进中仍维护上述性能和参数，当钻穿黄土层30－50米后可逐步提高排量泵压达到正常参数钻进；8、如果堵漏失败，而黄土层即将钻穿，可采取抢钻，抢钻时钻头装喷嘴,泵压控制在8----10Mpa,钻压0----5T,转速50---70rpm,黄土层段排量10---15l/s,测斜前可适当循环5min;抢钻过程中必须排专人观察井口及基础情况,有异常情况立即停钻,根据具体情况在做决定;黄土层钻穿后下入426mm导管封固黄土层，然后聚合物泥浆钻进表层；9、如果黄土层较厚，而确认漏失层位在上部50米之内，可采取下入426mm导管封固漏失层；10、候凝时间要足够，再开钻时仍配制白土+CMC泥浆，控制1.03---1.05g/cm3,40---45s,10－15ml,PH=9---10的性能钻进,如果钻进100---150米井段不漏可逐步将泥浆转为聚合物泥浆。
苏里格定向井钻井液技术
四、现场应用效果
2008年该钻井液体系在苏里格定向井中成功应用 了3口井，取得了显著的技术经济指标。表2
钻井液 体系
配
方
完井 口数
井径扩大 率 (%)
机械 钻速 (m/h)
电测 成功 率(%)
常规体系
K-PAM+ PAM+ ZNP-1 +CMP
9
双抑制无
CWD-1+K-
固相 PAM+ZNP-1+XL007
三磺钻井液处理措施： 一是彻底转化：钻至石盒子开始转化泥浆，
转化时三磺总量≥5吨,白土加量10-13吨；严 格遵循如下加药顺序400KgCMC+500kg烧碱+ 2500KgFT-342+2000kgSF/SMP-1+ 500kgXK01+ 500kgOSAM-K；转化后性能达到密度： 1.04-1.06g/cm3,粘度：45-50s,FL：≤6.0ml, 泥饼 光滑、致密、坚韧;PH=10，泥饼摩阻系 数Kf：≤0.10。
三是完钻前10米开始处理完钻钻井液，按循环 周加入石灰石、白土、FT-342及OSAM-K(完井处理泥 浆前先配40方 比重≥1.20 g/cm3，滴流稠泥浆清扫 井筒，若返出砂子多，再配一罐稠浆清扫井筒后再 处理完井液,)，调整完钻钻井液性能至： 密度 1.12g/cm3， 粘度120-150秒左右； 失水≤5.0ml； 泥饼坚韧光滑、致密； PH=10-11.0；静切2/5Pa， 终切力5/9Pa; PV 8-14mPa.S；YP 8-15Pa.s；MBT值 控制在45-50g/l的范。起到井深1300米打入38-40方 稠浆封600-1300米。,起钻时灌满泥浆，防止上部地 层出水破坏完井泥浆性能，影响电测成功率。
苏里格气井水平井钻井液技术方案完整版
苏里格气井水平井钻井液技术方案HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是苏5区块漏失最为频繁。
“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC 钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，%CMC+5-6%白土，密度:1.05gcm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为%CMP +%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.02gcm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：-1.05gcm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
苏里格气田苏77井区水平井钻井液技术探讨
灰色 、 灰 白色 含砾 粗 油 田公 司 砂 岩 、 不 等 粒 砂 岩 与 绿 灰色 、 紫 红 色 泥岩 不 等 厚互 层 ， 与 上覆 盒 ７段 地 层 和
下 伏 山 ２段 地层 均呈 整合 接触 。 其开 发 目的是 利用 水 平 井提 高单 井产 能 ，提高 盒 ８和 山ｉ小层 的储 量 动用
李跃 明 夏会 平
西部 钻 探 公 司钻 井工 程技 术技 术 院
摘
要 介 绍 了苏里格 气田 苏 ７ ７井区钻 水平井过 程 中出现的 井壁垮塌 、 划眼等复杂情 况， 分析 了石 盒子组和 山西组 地层 不稳定
的原 因 ， 提 出 了通 过 采 取 先 期 承 压 堵 漏提 高钻 井 液安 全 密度 窗 口 、 合 理 控 制 钻 井液 密度 支撑 井 壁 、 提 高钻 井液 的 封 堵 防 塌 能 力延 长 井眼 稳 定 周 期 、 混 油提 高钻 井 液 的 润 滑 性 等 措 施 来 保 证 该 地 区水 平 井 安 全 快速 钻进 的技 术 思 路 ， 同 时 强 调 了工 程 、 钻 井液、 轨 迹 控
效后 注灰 堵漏 后测 钻 。
苏７ ７ — ４ — １ ０ Ｈ井二 开钻至 ２ ５ ６ １ ． ７ ｍ，因 钻 速 变 慢。 决定起钻 ， 起 出钻 铤 时发 现 钻 具 断 裂 ， 落 鱼 长 度 ２ ２ ． ８ ４ ｍ， 打捞 ３次 失败 ， 决定 回填侧 钻 。 苏７ ７ — ５ — ８ Ｈ井三开水平段钻进 至 ３ ６ １ ７ ｍ 钻 遇 图 １ 苏 里格气 田苏 ７ ７井 区水平 井井 身结构 示 意 图
周 围地势 平坦 ， 地 表起 伏 较小 。钻 井 揭露 的地 层 自上 而下 为 新 生界 第 四系 ， 白垩 系 洛河 组 ， 中生 界侏 罗 系
苏里格气田T2—4—7H水平井钻井技术
地层 ， 又发生漏失， 反复堵漏无效 ， 降低钻井 液密度到 １３ ｇ ｃ 以下 ， 下 恢 复正 常 。邻井 Ｔ —４ ．０ ／ｍ。 井 ２ —８井 钻 达气层 后上 部泥 岩坍塌 ， 整拖 重钻 。实钻 井 深地质 简况
３０ｍ 难 度较 大 ，７４ 直井 段 防斜保直 难 度大 。 ６２ ２７ｍ
（） ２ 目的层 的不确 定 性 ： 井 周 围井 资 料 显示 在 目 本
的层里 面有 厚薄 大小不 等 的泥岩 夹层 ， 且 目的层 有一 并 定 的倾 角 ， 加 了水平 段 的施 工难 度 。 目的层 上部 元 明 增 显标 志层 ， 加 了地 质专 家 判 断 目的层 的难 度 ， 以保 增 难
本井 成功 的关键 。 （ ） 层 复杂 ， 出现 井下 复杂情 况 ： 区块延 安 组 ４地 易 本 和延 长组 地层 中上部 有大 段 的砂 泥岩 混层 ， 易发 生泥 页 岩 吸水膨胀 ， 成缩 径 ， 致 起 钻 困难 ， 阻 遇 卡 。“ 造 导 遇 双 石层 ” 坍塌 严重 ， 壁稳 定 问 题 突 出 。水 平 段 泥 页 岩夹 井 层也 存在 井 壁 稳 定 问题 。延 长组 、 家 沟 组 承 压 能力 刘
见表 １ 。
表 １ 地 质 简 况
１ ２ 工 程简况 ．
Ｔ２— ４— ７ 井 一 开 ， 头 ３ ９ ７ Ｈ 钻 ４ ． ｍｍ， 深 井
６６５ 表层套 管 』 ２ ３ ０．ｍ， ２ ７ｍｍ， 深 ６ ５ ７ｍ。二 开 ， 『 下 ０． ６ 钻 头 ２ １ ３ ４ ． ｍｍ，钻 深 ２ ７ ． ６ ｍ，定 向 段 钻 头 ７４ ８
苏里格53区块水平井钻井技术
90内蒙古石油化工2014年第3期苏里格53区块水平井钻井技术段建明(中石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦124010)摘要：本文介绍了苏53区块水平井钻井的施工难点，分析和总结了钻井施工过程中采取的一系列综合提速技术措施，如优化井身结构、优化钻具组合、优选钻头、优选钻井液体系等，得出了一些结论和建议，对该区块开发提供了施工经验借鉴。
关键词：苏里格气田；水平井钻井；钻头优选；钻井液中图分类号：TE243+．1文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03一0090—03l地质概况苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏1l区块。
苏53区块钻井揭露的地层自下而上为下古生界奥陶系马家沟组；上古生界石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组、石盒子组、石千峰组；中生界三叠系刘家沟组、和尚沟组、纸坊组、延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系洛河组和新生界第四系。
其中山1段～盒8段为开发目的层，地层总沉积厚度约100m，岩性主要为灰白色砂砾岩、含砾砂岩、不等粒砂岩与绿灰色、紫红色泥岩不等厚互层。
本区储层孔隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶间孔、杂基溶孔及收缩孔等。
其中以岩屑溶孔为主，次为粒间孔、晶问孔及杂基溶孔等，部分样品微裂缝发育。
储集层山1段孔隙度一般为5．0％～12．0％，平均值为8．o％，渗透率为0．1×10_3～1．0×10_3pm2，平均值为0．503×10-3肛m2。
盒8段孔隙度一般为5％～14．o％，平均值为8．9％，渗透率为0．1×10．3～1．0×10_3胛2，平均值为0．782×10_3弘m2，属低孔、低渗储层。
2施工难点及技术措施2．1施工难点由于该区块属于低渗低压气藏，采用常规井开发技术，采收率较低，开发成本居高不下，因此2010年长城钻探公司开始在苏53区块实施水平井大规模开发，但由于该区设计造斜点在石千峰组，造斜点深比较深(一般在2700～3000m)、水平井段长(一般在800～1200m)、气层深度不确定，完井工艺复杂，在施工过程中，刘家沟组井漏严重，可钻性差，石千峰、石盒子组地层坍塌、掉块，施工速度慢，延长了施工周期，严重影响了水平井开发速度。
苏里格气田苏59区块二开结构水平井钻井液技术
181本文针对原天然高分子强封堵强抑制CQSP-4钻井液体系在钻遇深井水平井时抗温能力不足，出现高温增稠现象，且钻遇泥岩后封堵能力不足，引起井壁失稳等问题，以提高现有体系抗温能力为重点，通过优选抗温材料，发挥处理剂协同增效作用，并复配封堵材料，形成了苏里格气田苏59区块二开结构水平井抗高温深井钻井液技术，解决了该区块深井水平井抗温性能差以及长裸眼段钻遇泥页岩井壁失稳问题，满足了二开结构水平井安全钻井要求，取得了良好的应用效果。
1 工程地质概况苏里格气田苏 59 区块位于该气田西缘地带，气田开发主要以石盒子盒8段、山西组山1段储层为主，其岩性主要为含砾中粗粒石英砂岩、岩屑砂 岩，属低压、低渗气藏。
除此之外，储层段砂泥岩互层，泥岩夹层主要为灰色、深灰色、灰黑色泥岩。
通过岩性分析，此类泥岩主要以伊利石和伊蒙混层为主，属于硬脆性泥岩，其可塑性差，硬脆性较好。
该区块刘家沟、石千峰承压能力较好，不易发生井漏，地层承压试验符合要求。
依据钻采工艺方案，以二开结构水平井为主。
井身结构大致为：表层Φ346mm钻头×1130m/273.1mm套管×1130m；二开Φ222.2mm钻头×3000m+215.9mm 钻头×5200m/139.7mm套管×5195m。
由于二开井段需钻遇多个易塌层，且斜井段和水平段处于同一裸眼段，对钻井液性能提出更高要求[1] 。
2 钻井液技术难点1）泥页岩垮塌。
由于石盒子盒8和山西组山1段气层上部覆盖有硬脆性泥岩，其微观结构微裂缝均发育，前期由于钻井液封堵性能不足，在毛细管力作用下，钻井液滤液进入泥岩裂缝后导致裂缝扩展，井壁出现剥落、坍塌。
2022年施工的苏59区块施工9口二开水平井井中有3口井在钻遇石盒子组、山西组泥岩时发生坍塌，划眼困难，耗时长达半月之久，最终被迫填井侧钻。
2）井底温度高，钻井液性能不易控制。
该区块属于异常高温区块，且斜井段入窗垂深较其他区块深500~600m，应用随钻测量仪器测出井底温度在123~130℃，由于目前所用处理剂抗温在100℃左右，该井温已为处理剂发挥作用极限温度，加之钻进过程中钻井液中土相较多，出现黏土高温增稠和处理剂高温降解现象，导致钻井液性能恶化甚至丧失流动性，且滤失量也难于控制[2] 。
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段:继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
22.12.2苏52.32.42.533.13.1.1导管度度若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP+0.2%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
3.2二开直井段技术措施3.2.1二开提前预水化聚合物胶液利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300方，0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP。
3.2.2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进，根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP-1，每钻进50-70米清洗1次锥形罐，性能达到:粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3，钻进中分2-3次加入0.5吨XL-007，钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环，在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进，分2-3次加入0.5吨XL-007及其它化工，进入纸纺组100米后下罐采用大池子循环(主要针对苏里格)。
3.2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑，判断井下情况，及时作出处理，3.2.4补充新浆配方0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP，缓慢、分次混入，做好泵压变化记录，防止3.2.53.33.3.13.3.1.13.3.1.2GD-K、JT-1、3.3.1.3有机盐3.3.1.45-10Pa 3.3.1.56-8GD-K、3.3.1.6和易漏层承压能力是技术的关键。
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是苏5区块漏失最为频繁。
2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC 钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案3.1表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
苏里格气井水平井快速钻井配套技术
苏里格气井水平井快速钻井配套技术摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。
由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。
结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。
关键词: 钻井提速预防措施轨迹控制钻井液随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。
但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。
因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。
2. 制约提速因素2.1. 地质因素的影响2.1.1 地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。
2.1.2 气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。
2.1.3 地层的特殊性，地层缺失。
2.1.4 地层倾角的影响，方位漂移。
2.1.5 地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。
2.2 钻井因素的影响2.2.1 水力作用的影响排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。
2.2.2 钻井参数的影响钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。
通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。
2.2.3 摩阻和扭矩的影响由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。
2.2.4 钻井液的影响钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。
钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。
严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。
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里格气井水平井钻井液技术案里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点2.1 里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
2.2 里格区块家沟组与盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是5区块漏失最为频繁。
2.3“双层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
2.4如优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
2.5 如通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术案3.1表层技术案3.1.1表层钻井液配表层及导管钻进格按《里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
3.2二开直井段技术措施3.2.1二开提前预水化聚合物胶液利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300，0.1%K-PAM +0.2%ZNP-1 +0.2%CMP。
3.2.2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进，根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP-1，每钻进50-70米清洗1次锥形罐，性能达到:粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3，钻进中分2-3次加入0.5吨XL-007，钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环，在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进，分2-3次加入0.5吨XL-007及其它化工，进入纸纺组100米后下罐采用大池子循环(主要针对里格)。
3.2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑，判断井下情况，及时作出处理，3.2.4补充新浆配0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP，缓慢、分次混入，做好泵压变化记录，防止误判断井下、钻具故障。
3.2.5每天或起钻前稠浆、大排量清扫。
3.3斜井段技术措施3.3.1斜井段钻井液配及维护3.3.1.1直井段钻完后根据井下情况，可用稠浆清扫，保证井筒清洁，有利于滑动定向。
3.3.1.2掌握转化时机。
井斜达到15°左右转化钻井液体系（根据井下情况和井队加药品快慢），转化时加入抗盐、抗高温处理剂，禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂，转化主处理剂为：GD-K、JT-1、PAC（CMC）、SFT-1、SMP-2、ZDS、WT-1及工业盐等。
3.3.1.3钻井液体系转化配：原浆+0.2-0.3%PAC +2-3% GD-K +0.2-0.3%JT-1 +1.5-2%SFT-1+3-4%ZDS +0.1%NaOH +5-10%工业盐+3-4%有机盐3.3.1.4控制性能：密度：1.08-1.10g/cm3，粘度：38-42s ，FL：6-4ml，PH：8-9，动切：5-10 Pa3.3.1.5加药顺序：按上述配以循环先后交替加入PAC 、GD-K、JT-1、SFT-1、ZDS，打钻6-8小时再加入NaOH，WT-1及工业盐。
在井斜30°的时加入2-3吨SMP-2（加入SMP-2，可适当减少GD-K、JT-1等降失水剂的含量）。
3.3.1.65井区和桃7井区家沟钻穿必须做承压试验。
由于延长、家沟组易漏地层与“双层”等易塌地层处在同一裸眼井段，解决好易塌层垮塌和易漏层承压能力是技术的关键。
为提高地层承压能力，做地层承压试验，做承压试验要求：（1）钻穿家沟组50-100米；（2）转化为强抑制无土相复合盐钻井液体系；（3）井斜达到15°左右，钻井液密度大于1.10g/cm3以上；（4）钻井液当量密度大于1.25g/cm3；（5）配量：封家沟井段+10 m3；（6）加量：5-8%DF-A（适用5、桃7区块，其它区块暂不做要求。
）3.3.1.7斜井段根据井斜提高钻井液密度：（1）在井斜30°时密度达到1.15-1.18 g/cm3。
（2）在井斜45°时将密度达到1.25-1.28 g/cm3，（5及47、48等易漏的区块,，钻井液密度走下线，加入SFT-1及目数更小的超细碳酸钙提高封堵性能，同时加入5-7%KCL、0.2-0.3%CWD-1、0.1%K-PAM，增加该体系的防塌抑制能力）。
在斜井段不加入原油的情况下可加入XCS-3增加体系的防塌润滑性。
（3）在井斜达60°以上时将密度达到1.28 g/cm3以上，（5及47、48等易漏的区块，钻井液密度走下线）；穿越下古煤层时要将钻井液密度提高到1.30 g/cm3以上。
（4）井斜小于30°时尽可能采用工业盐、有机盐等提密度，以提高滑动增斜效率。
3.3.1.8钻头泥包的原因分析及对策（1）PDC钻头泥包分析钻井液性能：性能差，如抑制性、润滑性能差、失水大、滤饼厚、黏土含量高等。
地质因素：泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层，易形成泥包。
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：选用中心流道较小的PDC 钻头，导致钻屑滞留在底部。
（2）预防PDC钻头泥包的技术对策预防PDC钻头泥包的钻井液维护的核心是：一是通过无机盐、有机盐等强抑制剂的含量，提高钻井液的抑制性，抑制泥岩地层分散、造浆。
二是保持无土相、低活性固相含量。
（3）复合盐钻井液防PDC泥包的维护。
首先确保体系中有足够的抑制剂含量，主要通过观测钻屑和钻井液的性能来掌握。
具体的：一是泥岩段的砂样成型好，不粘筛布。
二是钻井液的性能在泥岩段钻进变化不大，密度、粘度、固含不升，性能稳定。
其次加强固控设备的使用，保持钻井液中低固相。
再次工程措施：一是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。
要求环空上返速度达到1.00m/s；二是钻压合理，送钻均匀，速度太快时要适当控制钻压；三是尽量避免长时间、长井段的滑动钻进，四是下钻分段循环。
3.3.1.9防煤层垮塌的钻井液措施（1）泥浆措施：由于煤层遇水极易分散，防煤层垮塌的泥浆技术措施应从提高泥浆密度和控制泥浆API 及HTHP失水入手。
进入组煤层前用密度为1.30-1.35 g/cm3。
采用GD-K、JT-1、超细目碳酸钙粉等处理剂，使泥浆API失水控制在4ml以下，HTHP 失水控制在15ml以下，并且可形成薄而韧、渗透率低的泥饼。
采用高粘度钻井液、粘度控制在60s以上，防止水力对煤层的冲刷、工程在满足携砂的前提下采用较低的排量钻进。
（2）工程技术措施在煤层钻进中，禁止采用滑动钻进式，禁止在煤层段强增斜扭位作业。
煤层段禁长时间循环，井下要出现遇阻要避开煤层循环。
3.3.2斜井段完钻电测及下套管前的钻井液处理3.3.2.1完钻后配稠浆清扫，再大排量充分循环钻井液2-3，确保洗井彻底。
3.3.2.2短程起下钻至造斜点附近，确保井眼畅通后把预配置25封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段。
起钻过程中连续灌浆，确保井筒液柱压力足够。
3.3.2.3电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。
3.3.2.4电测完按设计钻具组合、双扶正器通井，到底后大排量充分循环钻井液2-3，确保洗井彻底；若下钻遇阻，及时接钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，直到上提下无遇阻，短起下无遇阻后打入预配的20-25封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段可起钻下套管。
起钻过程中连续灌浆，确保井筒液柱压力足够。
3.4水平段技术案3.4.1水平段钻井液配及维护3.4.1.1钻塞时用大池子泥浆循环。
其他循环罐预配钻井液，利用斜井段泥浆最多不超过60（下完套管后利用离心机降低斜井段钻井液密度，配置水平段钻井液时可加入30左右，钻进过程中分多次加入30），以免使用过多影响钻井液性能，造成钻头泥包和钻进中托压。
3.4.1. 2转化过程中控制泥浆总量在200左右，具体加量为：3-4%GD-K+ 4-5%ZDS +0.1% P AC （CMC）+0.1%烧碱+甲醛适量(0.1%左右)+工业盐15吨+15吨甲酸钠（保证体系的抑制性），循环2后测初始性能：密度1.15-1.18g/cm3，漏斗粘度38-42S，失水6-4ml，PH=8-9。
必须勤观察振动筛砂样返出情况及时维护，钻进一定进尺可适量补充K-PAM、XCS-3、原油增强体系的抑制能力和润滑性。
3.4.1.3砂岩地层钻进，钻时较快，每钻进400-500米进尺进行短起下钻，气层显示很好（气测值出现高于50万ppm），可将密度提高到1.25 g/cm3以上，长时间滑动钻进后，复合钻进时可适当提高转盘转速，破坏岩屑床，滑动钻进时，如长时间没有进尺，必须上提活动钻具，防止发生粘卡。
3.4.1.4出现泥岩时的要求（1）出现泥岩时要及时给技术办进行汇报，并以甲酸钠、NaCL为主，BaSO4（灰）为辅提高密度；（2）若伽玛值大于180（此值作为参考，当伽玛值大于120时，要勤观察振动筛上返出砂子以否为泥岩），钻遇泥岩到30m时，必须将密度提至1.25 g/cm3以上(若密度未达到要求,必须循环加重)；KCL含量达到5-7%；（3）若伽玛值大于180，钻遇泥岩达50m时，密度必须提至1.30g/cm3 (若密度未达到要求,必须循环加重) 以上；提密度出现渗漏时继续加入KCL，总含量达到7-9%，CWD-1（或KPAM）达到0.3-0.4%；（4）若伽玛值大于180，钻遇泥岩段到80m时，密度必须提至1.35g/cm3(若密度未达到要求,必须循环加重),同时CWD-1（或K-PAM）总量达到0.4-0.5%等。
若伽玛值大于180，钻遇泥岩段到150m时，密度必须提至1.40g/cm3 (若密度未达到要求,必须循环加重) 。