川东地区钻井液工艺技术.doc

川东地区钻井液工艺技术　　（朱开顺编写）
一. 地区地质情况概述
川东地区位于四川盆地川东断褶带的北段，介于大巴山推覆带前缘褶断带与川东弧形断褶带之间的过度地段。详情见表１：
表1 宣汉~达县地区地层简表
系
组
段
厚度（m）
岩性描述
岩相特征
白垩系
剑门关组

680-1100
棕红色泥岩与灰白色屑长石石英砂岩
浅湖与河流相
侏
罗
系
蓬莱镇组

600-1000
棕灰、棕红色泥岩与棕灰、紫灰色长石岩屑砂岩
浅湖与河流相
遂宁组

310-420
棕红色泥岩夹细粒岩屑砂岩
浅湖与滨湖
上沙溪庙组

1550-2300
棕紫色泥岩与灰绿色岩屑长石石英砂岩
浅湖与河流
下沙溪庙组

370-515
棕紫色泥岩夹细粒长石岩屑砂岩，顶部为黄灰、黑叶肢介页岩
湖泊与河流相
千佛崖组

270-400
绿灰色泥岩与浅灰色细-中粒岩屑砂岩夹黑色页岩
浅湖与滨湖相
自流井组

270-445
灰色灰绿色泥岩夹岩屑砂岩及黑色页岩、顶有介壳灰岩
湖相与河流相
三

叠

系
须家河组

310-1000
中上部黑色页岩夹岩屑砂岩，下部灰白色岩屑砂岩夹黑色页岩
湖相与河沼相

雷口坡组
三段
0-330
深灰色灰岩夹硬石膏灰岩
浅滩、潮间
二段
0-590
深灰色云岩与硬石膏互层
潮间
一段
30-135
硬石膏夹云岩及砂屑灰岩，底为“绿豆岩”
潮间
嘉陵江组
五段
30-120
上部硬石膏夹云岩及岩盐，下部云岩夹鲕或粒屑云岩
潮间、潮上
四段
50-290
上部硬石膏及岩盐，下部云岩夹鲕或粒屑云岩
潮间
三段
180-200
灰岩夹硬石膏及砂屑灰岩
浅海台地
二段
170-190
硬石膏与云岩及砂屑云岩互层
潮间
一段
310-420
深灰色灰岩夹紫灰色灰岩
浅海台地
飞仙关组
四段
30-60
灰紫色云岩与硬石膏
潮间
三段~一段
400-730
灰色灰岩紫灰色泥质灰岩上部夹鲕灰岩，底为灰质泥岩
浅海台地-海槽
二

叠

系
长兴组

80-120
灰色生物灰岩含燧石层，或具溶孔云岩
海槽
龙潭组

60-90
灰色燧石灰岩含燧石层，底为黑色页岩
浅海台地兼有台凹
茅口组

140-210
深灰色灰岩夹生物灰岩，顶有硅质，下部夹泥质灰岩
浅海台地
栖霞组

100-130
深灰色灰岩夹生物灰岩，含燧石结核
浅海台地
梁山组

5-15
黑色页岩夹砂岩
滨岸
石碳系
黄龙组

4-47.7
灰岩夹云岩或云岩
浅海台地兼潮间
志留系
韩家店组

77(未穿)
黄色、灰绿色、粉砂质泥、\粉砂质页岩夹生物碎屑灰岩、风暴岩
陆棚

由表１可见：须家河组以上陆相地层以各种泥岩、砂岩和页岩为主，钻井液工艺技术应以突出防塌为重点；雷口坡组以下海相地层以各种灰岩为主，并夹杂多段石膏、盐岩层，同时也是产气的主要储层，所以钻井液工艺技术应以抗各类污染为重点，保持钻井液性能稳定，保证钻井安全生产。

二. 　技术难点分析
该区属于高陡地质构造，最大地层倾角５５°，具有高压、高温、高含硫和“陡、硬、险、怪”四大特征，并且含有多套易坍塌的暗紫红色泥岩，多套煤层及碳质泥岩层，石膏层，膏盐层等复杂地层，钻进中出现了石膏浸、膏盐浸、硫化氢气浸、高压天然气浸、井漏、井涌等复杂情况，给钻井液性能维护与处理带来极大的困难。.其难点有两个方面：
１.陆相地层　（须家河组以上地层）
该井段地层为沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组.，本井段主要技术难点就是防止井塌。该井段井塌主要类型有高陡地层井塌、易水化性地层井塌、地应力引起的井塌等三大类。从实钻资料看，该地区地层倾角大，砂泥岩互层薄而多，软硬交界面多，岩性变化大，砂岩胶结性好、强度高，泥岩胶结性差、强度低，中间填充物富含伊利石，易水化膨胀，产生掉块，同时，该井段含有多段煤层、碳质泥岩层，极易发生垮塌，形成锯齿状井眼，破坏地层应力平衡，产生大的泥岩掉块，造成严重井塌。毛坝１井实钻资料统计，该井段暗紫红色泥岩159米，棕色泥岩9米，紫红色泥岩9米，主要大段泥岩分布井段如表2：

表2 主要易塌泥岩段分布情况
岩性名称
井 段
米
累计厚度 米
层位分组
岩性描述
暗紫红色泥岩
873-912
26
上沙溪庙
色较均，质较纯，局部见砂质条带，泥岩矿物成分以伊利石为主,含少量高岭石和植物碳化屑；性脆、硬
暗紫红色泥岩
940-1005
49
上沙溪庙
暗紫红色泥岩
1250-1313
36
下沙溪庙
棕色泥岩
1658-1776
9
千佛崖－自流井
色不均，质不纯，性较软，结构多为不均；成分以伊利石为主,次为高岭石、绿泥石及氧化铁质色素。
紫红色泥岩
1785-1904
9
自流井
另外该井在须家河组共钻遇煤层34层，单层最厚达3.5米，累计总长41米，碳质泥岩层32层，单层最厚达15米，累计总长83米，主要单层煤层、碳质泥岩分布情况如表3：
表3 主要煤层、碳质泥岩层分布情况
岩性名称
井 段
米
厚 度米
层位
岩 性 描 述
煤 层
2107-2109.5
3.5
须家河
色较均，质较纯，性较脆，光泽黑亮，染指，能燃，有烟。成分以碳质为主,含少量泥质。
煤 层
2296-2298
3
须家河
煤 层
2531-2533
3
须家河
碳质泥岩
2151-2165
15
须家河
色较均，质不纯，性脆，局部见黑亮光泽，染指,点火可燃,有烟。成分以泥质为主，局部富集碳质。
碳质泥岩
2299-2308
10
须家河
碳质泥岩
2578-2582
5
须家河
因此，.本井段钻井液的技术关键就是优选钻井液类型，控制泥岩和煤层的坍塌掉块，保证安全钻井。
２.海相地层　（雷口坡组以下地层）
该井段的复杂情况主要有：雷口坡、嘉陵江、飞仙关组地层有硬石膏和膏盐层，注意防膏、盐侵及塑性缩径。毛坝１井实钻资料统计：2799-4327米，均为含膏层，含膏岩层累计厚907米，其中，含石膏50%以上594米，含石膏90%以上301米，含石膏98%以上79米，共有石膏层27层，累计厚609米，主要分布情况见表4；膏盐层19层，累计厚49米，主要分布情况见表5。膏盐层溶解性好，以NaCL、CaCL2为主，钻井液滤液中氯离子浓度在10000ppm以上，最高达30530ppm，钙离子浓度在300ppm，以上，最高达484ppm。地层以灰岩为主，胶结致密，硬而脆，在地层预应力作用下，会产生大的灰岩掉块。飞仙关组是主要的目的层，为含硫高压天然气层，应该注意防喷、防漏、防卡、防HS，同时做好油气层的保护工作。本井段井温高，应提高泥浆的抗温能力。
表4 主要石膏层分布情况：
岩性名称
井段 m
厚度m
层 位
岩 性 描 述
石膏层
2914-2942
28
雷口坡组
色较均、质较纯、较致密，可见粉末状结构。矿物成分主要为结晶石膏,硬石膏占90%以上,可见少量卤化物晶体、灰质、泥质成分,泥质成分多为高岭石和有机质的混合体。色杂，以灰白色为主微带黑色斑点，性较软。
石膏层
3198-3262
64
嘉陵江组
石膏层
3270-3575
306
嘉陵江组
石膏层
3580-3707
128
嘉陵江组
石膏层
3721-3834
113
嘉陵江组
石膏层
3928-3949
21
嘉陵江组
表5 主要膏盐层分布情况：
岩性名称
井段 m
厚度m
层 位
岩 性 描 述
膏盐层
3475-3478
4
嘉陵江组
色较暗、浅灰色带暗黑、性较脆、疏松、略带玻璃光泽。矿物成分主要为石膏,占55%以上,次为岩盐。岩盐因钻井液溶解不易观察到，仅偶见白色正立方状~长柱状岩盐晶体,但可见岩屑由于岩盐的溶解而呈炉渣状。
膏盐层
3485-3488
4
嘉陵江组
膏盐层
3503-3508
6
嘉陵江组
膏盐层
3532-3538
7
嘉陵江组
膏盐层
3806-3808
3
嘉陵江组
所以该井段钻井液工艺技术关键是：除应具备的防塌能力外，还应具有较强的抗污染能力，当钻遇石膏层、岩盐层及高压气层、硫化氢时，钻井液能保持高度的稳定性，另外由于井深、井底温度高，钻井液还应具有高温稳定性。

三. 　钻井液工艺技术的技术思路
由以上技术难点分析可知：该区陆相地层以防塌为主，海相地层以抗污染、抗温为主，其整体技术思路是：钻井液工艺应具有“两抗”、“六防”的能力，并且有随机应变地处理各种复杂情况的技术措施，以满足该井钻井施工的需要。
“两抗”是：
第一、钻井液要具有抗高温的能力，该区井深一般在4500米左右，要求钻井液和各种处理剂起码要抗150℃的高温，以防因高温钝化，或高温降解对钻井液性能的影响，确保钻井液性能的高温稳定性。
第二、钻井液要具有抗污染的能力，从地质预告和毛坝１井实钻资料来看，本区要钻遇大量.的石膏层、盐岩层.、盐水层和H2S含气水层，并且还要钻达高压气层，盐膏、盐水及各种气体对钻井液性能破坏极大，也极易引发钻井事故，所以钻井液必须有较强的抗污染能力，以适应该地层安全钻井的需要。
“六防”是：
第一、防塌，本区陆相地层以泥岩为主，极易水化分散，造成井壁失稳；海相地层的长段石膏井段中又夹杂较多的各种灰岩，石膏溶解后，大块灰岩脱落易造成突发性卡钻，因而钻井液的防塌技术思路不仅要抑制泥页岩的水化、分散，而且要改善钻井液流变特性和悬浮能力，预防突发性的大掉块引发的钻井事故。
第二、防漏，本区已钻井都不同程度地发生了井漏，有的甚至只进不出，川岳８３井漏速达１８０方/小时。为了安全钻进，钻井液不仅具有防漏能力，还要有相应的堵漏技术措施，尽量减少因井漏造成的经济损失。
第三、防卡，本区卡钻的危险主要有两方面因素，一是钻井液密度较高，有粘卡的危险；二是突发性大掉块造成的硬卡。预防粘卡主要从改善泥饼质量，提高钻井液润滑性方面解决；预防大掉块卡钻，要适当提高钻井液的动切力和悬浮能力。
第四、防喷，井喷主要危险是气，川岳８３井在４７１９－４７２７ｍ井段发生强烈井喷，喷高６０ｍ，火焰高５.８ｍ，正在施工的河坝1井钻进到嘉二段4482.51m时，也钻遇高压气层，用2.10的密度才平衡住。这就要求钻井液不仅要根据井下情况适时加重，而且应具有抗气侵的能力，并且有利除气。同时气中往往含有H2S，钻井液应能及时清除H2S，确保人身安全。
第五、防油气污染，首先是优选钻井液类型，使之适应保护油气层的需要，再就是综合应用油气层保护技术，例如复合屏蔽暂堵技术、防敏技术和防水锁技术等，提高勘探效果。
第六、防环境污染，钻井液处理剂不能含有害物质，钻井液排放应符合环保要求。
根据.以上的技术思路，钻井液的工艺技术应突出以下几个重点：
1、钻井液应具有较强的抗污染能力，钻遇盐膏层、H2S等复杂地层时钻井液性能要保持稳定，要求钻井液PH值较高，要达到12-13。
2、钻井液要有突出的抑制防塌能力，能有效地预防泥岩、泥页岩及灰质泥岩突发性的坍塌掉块引发的工程事故，钻井液的抑制泥岩水化分散能力和携岩能力要强化，要求钻井液要选用抑制性较强的钻井液体系，易塌井段API失水≤3ml、HTHP≤15ml、马氏漏斗粘度：70-120秒、动切力：8-15Pa。
3、钻井液要有抗温能力，使用的各种钻井液处理剂抗温能力要达到150℃以上，同时还应具有一定的防漏能力。
4、钻井液应能有效地保护油气层，从有害固相控制，使用屏蔽暂堵技术和防水敏、水锁等各个方面综合考虑，预防油气层污染，提高勘探效果。

四.　钻井液类型优选原则
优选钻井液类型的原则应体现四个“有利于”，实现四个“保证”，即：
有利于钻井安全施工，能有效地预防井下事故和复杂情况；
有利于除油排气，保持钻井液性能稳定；
有利于发现和保护油气层，尽最大可能减少油气层污染，增加勘探效益；
有利于环境保护，减少环境污染，提高社会效益；
保证井眼畅通无阻，提高钻井施工效率；
保证钻井液高温性能稳定，适应深井钻井施工；
保证钻井液具有良好的润滑防卡性能，满足钻井施工要求。
保证钻井液抗污染能力，能有效地预防盐膏层、盐水层引发的井下复杂情况和钻井事故。
为了钻井的综合经济效益，尽量节约钻井液材料费用，要有的放矢、把好钢用在刀刃上，根据地质情况分三段来选择钻井液类型：
１. 上沙溪庙组井段（一般深度950m左右）
该井段由于井浅、井温低，用常规聚合物防塌钻井液即可，钻井液性能密度1.12-1.25 g/cm3 粘度 50-60S API失水6-4.0ml 塑性粘度 10-15mPa . s，动切力9-12Pa ， PH值9-10，并具有一定的防漏作用。
２. 下沙溪庙组—须家河组井段（一般深度950—2750m）
该井段将钻遇大段暗紫红色泥岩及棕色、紫红色泥岩，该类型泥岩地层倾角大，胶结性差，强度低，中间填充物易吸水膨胀产生掉块，已钻井先期施工该层位时，泥岩发生严重井塌，出现划眼、卡钻等井下复杂情况与事故。为此，选用拟制性、防塌性较强的磺醇聚合物正电胶防塌钻井液体系，因为该井段泥页岩中常有含钙团块，在使用该体系时还要辅以抗钙防塌剂，同时要根据地质情况灵活掌握各处理剂加量，自流井组（一般深度1900m左右）以上地层偏重使用聚磺类处理剂，以下地层偏重使用聚合醇、正电胶.等强防塌类处理剂。该钻井液的特点是具有较强的拟制性和防塌性，能有效地拟制泥页岩水化膨胀分散，保持井眼稳定。自流井组以上钻井液性能：密度1.15-1.25 g/cm3 粘度 60-70S API失水2.6-4.0ml 塑性粘度 12-15mPa . s，动切力15-15Pa PH值9-10；以下地层：. 密度1.30-1.50g/cm3 粘度 65-90S API失水2.5-3.5ml 塑性粘度 14-25 mPa.s，动切力15-25Pa PH值10 高温高压失水8-12ml .。
３.雷口坡组—飞仙关组井段（一般深度2750—4500m）
前已提及，该井段钻井液以抗污染和预防灰岩突发性掉块卡钻为主，所以选用了聚硅醇防塌钻井液体系，它是一种新型的钻井液体系，现作重点介绍。
该体系的显著特点是：第一，有很强的抑制泥页岩水化、防止井壁坍塌的能力，其作用机理有三个方面，①钻井液中硅基官能团进入地层孔隙形成三维凝胶结构和不溶沉淀物，快速在井壁处堵塞泥页岩孔隙和微裂缝，阻止滤液进入地层；②硅基官能团与其它官能团的协同作用，使粘土产生脱水而收缩，使泥页岩的结构强度提高；③在较高温度下，硅基官能团与粘土反应生成一种不易水化膨胀的新矿物。第二、有较强的抗污染能力。这是因为钻井液含有较大比例的抗钙、除钙的官能团，另外该钻井液使用的PH值较高，能有效地抵抗石膏、盐水和气体等的侵污。第三、有较好的封堵能力，有防漏效果。其机理是它能在进入地层孔隙和微裂缝中形成三维凝胶结构和不溶沉淀物，堵塞这些孔隙和微裂缝，从而达到防漏目的。
使用的主处理剂有：
1、PLG-2是聚合醇防塌剂，它的主要作用是在浊点温度下，以油的形式吸附在井壁上，增加井壁的憎水性，从而阻止钻井液失水进入地层，达到防塌目的，同时对钻具有润滑作用，另外它还具有不提粘、降失水的效果，有较好的配伍性。
2、KGFT-1，（也叫硅钾基防塌剂SAK-1）是一种抗钙防塌剂，主要用于含钙质团块和硬石膏层的井段，它除具有抗钙防塌的作用外，还可封堵地层的微裂缝、微孔隙，有一定的堵漏作用。
3、ＺＸ-2，是低荧光防塌润滑剂 ，它的颗粒具有高温变形的特性，能镶嵌到地层微孔隙、微裂缝中去，能够很好的防止泥页岩坍塌，同时它还具有压缩泥饼，降低高温高压失水和润滑泥饼的作用，可以降低钻具的摩擦阻力。
4、SMP，是磺化酚醛树脂，是一种抗高温型的降失水剂，能有效地降低钻井液的高温高压失水。
SMP-1，有较好的降失水效果；SMP-2，有一定的抗盐能力。钻遇盐膏层后，以SMP-2为主。
5、SJ-1，是抗温抗盐降滤失剂，它是聚合物类降失水剂，并且有抗盐、抗温的特性。
关于该钻井液的抗污染情况，现场和室内做了大量实验，结果如下：
抗石膏污染的效果数据见表6
表6 抗膏侵实验数据记录
　编号
实验泥浆
表观粘度
塑性粘度
动切力
静切力
失

水
PH
１
井 浆
48.5
21
27.5
17
2.4
9.5
２
井浆+ 3%SMP-2+2%PLG-2
+0.5%SJ-1+4% NaOH（20%）+３%KGFT
51.5
25
26
13.5
2.4
14
３
２＃＋１％CaSO4·2H2O
40
16
24
8.5
2.6
13
４

２＃＋２％CaSO4·2H2O
45
24
21
10
2.8
12
５
２＃＋３％CaSO4·2H2O
46
25
21
12
2.8
12
６
　２＃＋５％CaSO4·2H2O
52
19
32
23
3
11.5
７
　６＃＋２％ＫＧＦＴ－１
46
14
32
18.5
2.8
12
通常钻井液遇膏侵后，粘、切急剧增加，甚至失去流动性，同时失水也急剧增加，甚至全失。但有趣的是，在本实验中钻井液经污染后，粘、切不仅没增加，反而还有所降低，失水只有稍稍增加。当石膏加量达到５％以后，钻井液的表观粘度才达到原浆的数值，但再补加２％的ＫＧＦＴ－１，表观粘度又可降低，这一现象说明：石膏侵到一定程度，ＫＧＦＴ－１消耗到一定数量，钻井液表观粘度开始回升，补加ＫＧＦＴ－１又可再降下来，“污染”和“抗污染”是矛盾的统一，在实际施工中，只要正确处理好这对矛盾的关系，就可得心应手地保持钻井液性能稳定。
　　关于抗盐污染的效果数据见表7

表7 抗盐侵实验数据记录

　编

号
实验泥浆
表观粘度
塑性粘度
动切力
静切力
失

水
PH
１
井 浆
48.5
21
27.5
17
2.4
9.5
２
1#+ 3%SMP-2+2%PLG-2
+0.5%SJ-1+4%KGFT-1
67
33
34
19
2.4
9.5

３
2#+6%Na（20%）+1%NaL
64.5
38
26.5
14.5
2.2
12

４
2#+6%Na（20%）+2%NaL
57.5
26
31.5
16
2.6
12

５
2#+6%Na（20%）+3%NaL
59.5
28
31.5
15
2.8
12

由以上数据可见，盐侵后钻井液性能依然保持稳定，黏度、切力呈下降趋势，失水稍稍增加，并不象一般钻井液遇盐侵后黏度、切力、失水急剧增加，说明这种钻井液确有较强的抗污染能力。
另外，这种钻井液对井壁还有封堵能力，再加上较高的黏度和动切力，所以它的防塌效果也是很显著的。

五. 钻井液工艺技术施工方案
１.上沙溪庙组地层
１.１　一开井段（一般３００ｍ左右）
１.１.１ 钻井液类型：坂土配浆开钻。
１.１.２ 钻井液工艺配方：6%坂土+1%纯碱+0.3%PAM+0.5%SJ-1+0.3CMC。
１.１.３ 钻井液性能：密度1.05-1.15g/cm3，粘度50-60秒。
１.１.４ 钻井数量：井内：50 m3，地面120 m3，合计170 m3。
１.１.５ 处理剂用量：坂土：10t，纯碱：1.7t，PAM：0.5t，SJ-1：0.85t，CMC 0.5t。
１.１.６ 钻井液维护措施：坂土浆配好后，要水化24小时再使用，储备罐内要储备50 m3，边钻边补充，不允许直接加清水，防止钻井液性能大幅度变化。
１.２　３００ｍ－上沙溪庙底（约９５０ｍ）
１.２.１　钻井液类型：低固相聚合物钻井液。
１.２.２　6%膨润土+1%纯碱+0.3%PAM+0.2-0.4%SJ-I+0.2-0.3%CMC
１.２.３ 钻井液性能：密度1.12-1.15g/cm3 ，粘度55-65S，API失水４-6ml，塑性粘度１０－１５ｍＰａ．Ｓ，动切力８－１０Ｐａ。
１.２.４ 钻井液维护：用一开完井浆开钻，钻进时配液加入SJ-1，保持含量为
0.５-0.８℅，定期补充CMC，含量达0.2-0.3%，使钻井液具有较强的结构力，保持较高的粘度和切力，满足在低返速下携带和悬浮岩屑的要求，并具有一定的防漏作用，确保井下正常。同时不间断地补充PAM胶液，每钻进一ｍ，加ＰＡＭ２ｋｇ，使其有效含量达到0.４-0.５℅,使钻井液具有较强的抑制性，.有利于固相控制，同时也可保持钻井液性能相对稳定。

２. 下沙溪庙－须家河组（约９５０－２７５０ｍ）
２.１　钻井液类型：磺醇聚合物正电胶防塌钻井液体系。
２.２　钻井液工艺主题配方：
２.２.１下沙溪庙－自流井组（约９５０－１９００ｍ）
1.5-2%PLG-2+1.5-2%ZX-2+2-3%FTJN+0.8-1.2%SJ-1+0.3-0.5%PAM+1-1.5%
KGFT+2-3%SMP　。
除上述主体处理剂外，辅助处理剂还有：SF-1，是高效硅氟稀释剂，在钻井液粘、切较高时，可以用它进行调整，它具有抗高温、高粘土限和稳定周期长的特点，它的加量0.3-0.5%；YGC，是有机硅醇井壁稳定剂，可有效地防止泥岩水化分散，进一步提高泥岩的防塌效果。
另外，还需烧碱调整钻井液的PH值，一般调整到8.5-9.5。
２.２.２须家河组（约１９００－２７５０ｍ）
2-2.5%PLG-2+2.5-3%ZX-2+1.5-2%FTJN+1-1.5%SJ-1+0.3-0.5%PAM+1.5-2% KGFT-1+0.8-1.2% MMH+3-4%SMP。
该配方与前方相比，除有关处理剂含量增大外，又增加了MMH正电胶，它是一种结构调节剂，在需要提高钻井液粘、切时使用，一般加量0.8-1.2%　。
２.３复杂情况预报及钻井液处理维护
２.３.１下沙溪庙－自流井组（约９５０－１９００ｍ）
复杂情况预告：
1）本段主要以泥岩、泥页岩、粉砂岩为主，注意防塌、防漏。
2）本段泥页岩通常有含钙团块，注意钙浸。
3）千佛崖组有油气显示，注意油气浸。
钻井液处理维护
1）始终如一地用PAM、SJ-1复合溶液维护钻井液增量，PAM：SJ-1=1：2，每米加PAM 1-1.5 Kg，SJ-1 2-3 Kg，禁止单独加清水。
2）若坂含小于30g/l,可混预水化般土浆,禁止直接加般土粉。
3）每钻进100米加PLG-2 400 Kg，ZX-2 400 Kg，FTJN 500 Kg，KCFT-1 200 Kg，SMP200kg。
4）若粘切太高，可用SF-1进行处理，一般加量0.3-0.5%。
5）若需提粘切，可加0.8-1.5%的MMH。
6）遇到钙浸加大KCFT-1的用量。
２.３.２须家河组（约１９００－２７５０ｍ）
　　复杂情况预告
1）本井段须家河组有薄煤层和碳质泥岩层，注意防塌。
2）本井段雷口坡组有硬石膏和盐层，注意预防膏、盐浸及塑性缩径。
3）预防大块灰岩掉块引发工程事故。
4）本井段井温较高，应提高钻井液的抗温能力。
　钻井液处理维护
1）钻井液类型转换。首先用2000 Kg ＦＴＪＮ和1000 Kg ＳＭＰ-２将钻井液流动性和失水调整好，然后加1000 Kg ＭＭＨ，可分两-三周加入，若粘切太高可用ＪＮ-１进行处理。
其性能达到：粘度50-60秒，API失水3-5ml，塑性粘度12-18MPa.s，动切力6-10Pa，PH值9-10。
2）一直坚持用PAM、SJ-1复合溶液进行维护，补充钻井液增量，PAM：SJ-1=1：3，每钻1米加PAM 2-3 Kg，SJ-1 6-9 Kg。
3）定深补充各种处理剂，每钻50米加PLG-2 400 Kg，ZX-2 400 Kg，FTJN 300 Kg，SMP -2 300 Kg，KGFT-1 300 Kg。
4）用烧碱调整钻井液PH值。
5）若钻井液般土含量＜30g/l，可混般土浆，禁止直接加干土粉。
6）若粘切太低，可用混坂土浆和加大MMH用量的方法来解决。
7）若粘切太高，可用JN-1进行处理。
8）钻井液密度根据设计或井下实际情况及时进行调整。

３. 雷口坡－飞仙关组（约２７５０－４５００ｍ）
３.１钻井液类型：聚硅醇防塌钻井液体系
３.２　钻井液工艺主题配方：
　3-4 %SMP-2 +2-2.5% PLG-2+1.5-2% ZX-2-1+ 1.5-2% SJ-1+2.5-3% KGFT-1
使用的辅助处理剂：
烧碱，主要作用是调节PH值，拆散钻井液中的硅链，用来降低钻井液的粘、切。
JN-1，抗盐抗温降粘剂，作为降低钻井液粘度的备用材料。
高粘CMC，用来提高钻井液的粘度。
般土浆，用来提高钻井液的粘度和切力。
抗盐般土，用来提高钻井液的粘度和切力。
石灰，用来清除钻井液中的CO2气体和碳酸根离子。
碱式碳酸锌，用来清除H2S气体。
吐温80，高温稳定剂和防水锁剂。
单向压力封闭剂和超细碳酸钙，作为油气层屏蔽暂堵剂。
３.３　复杂情况预报及钻井液处理维护
　　复杂情况预报
1）本井段雷口坡、嘉陵江、飞仙关组有硬石膏和盐层，注意预防膏、盐浸及塑性缩径。
2）预防大块灰岩掉块引发工程事故。
3）飞仙关组是主要目的层，地层压力变化大，应注意防喷、防漏、防卡、防H2S，同时做好油气层保护工作。
4）本井段井温较高，应提高钻井液的抗温能力。
钻井液处理维护
1）用PAM与SJ-1（PAM　：SJ-1=1 ：3）配成浓度为2-3%的复配溶液进行维护，补充钻井液的增量，不允许直接加清水，特殊情况可加粉剂。每钻1米加PAM 2-3 Kg，SJ-1 6-9 Kg。
2）为了保持钻井液中各种处理剂的浓度平衡，要定深补充各种处理剂，每钻进30 米左右，加120 Kg PLG-2，240 Kg SAK-1，240 Kg SMP-2，180 Kg ZX-2，同时.
3）每钻进100米加吐温80 30 Kg，以提高钻井液的高温稳定性，并且有利于预防油气层产生水锁效应，以利于保护油气层。
4）钻井液的降粘
若钻井液降粘，可用20%的烧碱水进行处理，PH提到13以上，这样有利于拆散钻井液中含硅处理剂产生的网状链条，也可用JN-1抗盐抗温降粘剂进行处理，折散钻井液的网状结构，其加量一般是0.2-0.3%。
5）钻井液的提粘
若钻井液提粘提切，可采取增加钻井液的结构强度和液相粘度的办法解决。
混坂土浆或加抗盐坂土可有效的提高钻井液的结构强度，从而达到提粘提切的目的，也可配制高粘CMC ，使钻井液的结构粘度和液相粘度同时提高。
4.分段钻井液性能　　（见表8）
　　　　　 表8　分段钻井液性能

地质分层及预计井深
名

称
单

位

上沙溪庙组
下沙溪庙
千佛崖
自流井
须家河组
雷口坡组
嘉陵江组
飞仙关组
0-300m
-950m
-1900m
-2750m
-4200m
-4500m
密度

g/cm
1.05-
1.10
1.12-
1.15
1.15-
1.28
1.30-
1.50
1.45-
1.60
1.80-
2.05
粘度

S
50-
60
55-
65
60-
70
65-
90
70-
100
80-
120
API
失水

ml
10-
8
8-
6
6-
3.5
5-
3
3.5-
2.5
3.5-
2.5
泥饼
mm
1.5-1
1-0.8
0.5-1
0.5-1
0.5-1
0.5-1
初切
Pa
2-4
3-5
4-6
4-6
5-8
5-10
终切
Pa
6-8
7-10
8-12
8-12
9-12
9-12
PH值

8-9
8-9
9-10
9-11
11-12
11-13
含沙量
%
0.5-
0.3
0.6-
0.3
0.5-
0.3
0.4-
0.3
0.4-
0.3
0.4-
0.3
般土
含量

g/l
50-
60
40-
50
40-
50
40-
50
40-
50
40-
50
塑性
粘度

mPa.S
10-
15
12-
16
12-
16
15-
20
18-
22
20-
25
动切
力

Pa
6-
8
8-
10
10-
12
10-
15
12-
18
15-
20
高温
失水

ml
----
----
----
20-
18
18-
15
15-
12
.附注：表中密度是根据毛坝1井实钻资料而定，实际施工时要根据地质设计和井下具体情况进行适时调整。
５.复杂情况预防及处理
５.１井漏
前以提及实钻井都不同程度地存在漏失问题。其防漏、堵漏的技术措施如下：
５.１.１防漏技术措施：
1）尽量采取近平衡压力钻井，预防压差井漏。
2）钻至预告漏层时，在满足井眼净化的条件下，尽量减少排量，环空流态保持层流，避免冲蚀造成井漏。
3）钻至预告漏层时，适当提高钻井液粘度，减缓漏速。
4）钻至漏层时，加2-3%的SD-6随钻堵漏剂，或单向压力封闭剂。
5）防漏的工程技术措施可采用简化钻具结构，控制下放速度和开泵排量等。
５.１.２堵漏技术措施：
1）当漏速≤5m3/h时，可加1-2% SD-6随钻堵漏剂或1-2%单向压力封闭剂再加1-2%超细碳酸钙。若不能奏效，可起至套管内静止8-16小时，进行静止堵漏。
2）当漏速5-30m3/h时，配制20-30 m3堵漏泥浆小排量封入漏层，起钻至套管内静止8-16小时，再将钻具下到漏层顶部50-100米进行试循环。若不能奏效，可加大堵漏剂的粒度和含量再堵一次。堵漏泥浆材料配比是：原浆+4%般土粉+1%纯碱+0.3%PAM+0.5 MMH+4%SD-3。充分循环均匀。第二次再堵时，还可加棉籽皮、锯沫等，以提高堵漏材料的架桥粒度。
3）当漏速≥30m3/h，可采用MTC固化泥浆的措施进行堵漏，具体方法是：
工艺配方：75%基浆+6.6%土粉+0.4%纯碱+8.8%激活剂A+8.3%激活剂B+0.6%缓凝剂+0.3%添加剂。
上述材料混合均匀后，再按1：1的比例混入堵漏添加剂，MTC堵漏泥浆配制完毕。
注：因基浆性能不同，各材料质量又有差异，在配MTC堵漏泥浆时，要先作小型试验，其性能要达到：流动度20-24cm，初凝时间15-20h，终凝时间30-35h，35小时强度是6-9mPa。
施工方法：根据漏层井段的长短，决定配制MTC堵漏泥浆的数量，一般不小于20m3。
将光钻杆下到漏层底部，把配制好的MTC堵漏浆注入井内，并迅速起到封固段上100-200 m小排量循环，若能建立循环，可见液面，可关封井器憋压3-5 MPa，然后再起钻候凝，提高堵漏效果。若循环不能建立，或看不见液面，就直接起钻完进行候凝，一般候凝时间30—40 h。
５.２钻遇石膏层的处理
钻遇石膏层钻井液一般表现为急剧稠化甚至失去流动性，并且失水也迅速增大。遇到这种情况，首先加1-1.5%的除钙防塌剂，控制钻井液中的钙含量，然后加0.5%的JN-1降粘剂，使钻井液恢复流动性。钻井液的PH值调整到13以上，加0.5-1%SJ-1和2-3%的SMP，把钻井液失水控制下来。
５.３钻遇盐水层的处理
钻遇盐水层钻井液粘、切急剧升高时，首先适当提高钻井液的密度，将盐水层压死，同时加1-1.5%除钙防塌剂和适当烧碱将PH值提到13以上，然后加0.5%的JN-1降低粘切，钻井液流变性恢复后，用SJ-1、SMP，再降低钻井液的失水。
钻遇盐水层,钻井液粘、切急剧下降，失水增大，甚至出现清水现象时，首先是除钙、护胶，加1.5-2%的除钙防塌剂和2-2.5%SJ-1，以及0.5-1%CMC+2-3%SMP-2。当钻井液粘、切升高恢复悬浮性时，要适当提高钻井液的密度，将盐水层压死，钻井液恢复正常后，将PH值要提到13以上，同时再根据失水情况调整失水。
注：石膏层、盐水层侵污严重，失水达到20ml以上时，要把钻具起到技套内再处理钻井液，钻井液性能达到要求后，采用分段循环、排污的办法，把钻具下到井底。
５.４气侵和H2S的处理
当出现气侵钻井液气泡增多，粘、切升高时，首先是用除气器进行除气，同时适当提高钻井液的密度。若气体的CO2含量较高时，可用CaO和烧碱把钻井液的PH值提高到13以上。另外，可用消泡剂消除钻井液中的气泡。
气侵时若发现H2S气体，除作好人身安全防护工作外，钻井液应作如下处理：
首先提高密度，将H2S层压死，同时把钻井液的PH值提到13以上，再用碱式碳酸锌处理，其加量应在H2S浓度的3倍以上，然后再用降失水剂稳定钻井液性能。
５.５井塌的处理
钻井过程中若发现井塌显示，例如钻屑明显增多，并且有大掉块产生，就要提前作好防范工作，防患于未然。首先降低钻井液的失水，同时加大PLG-2、ZX-2、KGFT-1等防塌剂的含量。另外，要将钻井液的动切力提到15Pa以上。
钻井过程中若有掉块产生并且钻具有遇阻、遇卡显示，首先加足上述防塌剂，并把钻井液动切力提到18Pa以上，尽可能将井内掉块携到地面，若还不能奏效，可用土粉和聚合物等配塞子，将井下掉块推至地面。发现掉块时，要检查钻井液中的般土含量，并及时补充般土浆，使钻井液的般土含量达到40-50g/l。

６. 油气层保护措施
６.１ 使用与储层相配伍的钻井液体系，控制钻井液性能要尽量减少对油气层的污染，其具体措施是：
1）选用聚合醇抗钙防塌钻井液体系，利用其中的憎水基团和变害油形颗粒在井壁周围形成封闭圈，防止有害物质侵入油气层。
2）控制钻井液中的低密相固相含量＜10%，防止固相迁移损气层。
3）控制钻井液的API失水≤3ml，高温失水≤15ml，防止水敏效应损害油气层。
4）控制钻井液中各类无机盐的含量，防止盐敏损害油气层。
5）钻井液中加入具有变形粒子的DFT-1，架桥粒子的超细碳酸钙和封堵微裂缝的单向压力封闭剂，在井壁周围形成致密的屏蔽暂堵层，使油气层得到有效保护。
６.２ 使用能有效降低表面张力的活性剂，防止水锁效应造成油气层损害，三开后加入吐温-80。
６.３ 禁止使用永固性的防漏、堵漏材料，要求堵塞滤饼酸溶率＞50%，堵漏成功率＞70%。
６.４ 实施近平衡压力钻井技术，及时预测地层压力，及时调整钻井液密度，按照有关技术规定，附加密度应控制在：油层0.05—0.10 g/cm3，气层0.07—0.15 g/cm3。
6.5 综合应用钻井新技术、新工艺和科学的生产组织，加快钻井速度，减少钻井液的侵泡时间。
６.６ 井队建立健全油气层保护体系，全体施工人员高度树立油气层保护意识，保证各项保护油气层的措施落实到实处。

７.　定向井的钻井液工艺技术措施
７.１　各井段钻井液类型的选择还是参照上述直井的原则进行选择，因为定向井比直井的施工难度更大，所以定向井钻井液各项工艺技术措施相对都要强化。
７．2　定向井钻井液工