镶嵌膜钻井液鄂北工区水平井钻井液技术方案(二次修订)

镶嵌膜钻井液鄂北工区水平井钻井液技术方案(二次修订).第一页，共57页。“镶嵌膜+

”绿色钻井液随钻净化及循环利用技术及服务创新提升价值第二页，共57页。内容提要一、镶嵌膜钻井液原理和优势二、镶嵌膜钻井液在鄂北工区应用中存在的问题和改进措施三、主要技术难点及其对策四、不落地一体化方案五、现场技术实施方案六、经营指标分析七、应用案例创新提升价值第三页，共57页。一、镶嵌膜钻井液原理和优势镶嵌膜钻井液理论基础

在压差的作用下，颗粒的弹性部分产生弹性变形，并镶嵌于岩层表面的孔喉处；颗粒的刚性部分不能进入岩层的孔喉并限制弹性部分进入岩层。岩层表面的孔喉被完全镶嵌时，在岩层的表面及浅层形成阻挡带，即屏蔽带。其实就是通过人工控制水基钻井液特殊组分在井筒流体与井壁浅层及界面外壁形成一组控制水相运移的屏蔽带，以达到稳定井壁、保护油气层的目的。第四页，共57页。一、镶嵌膜钻井液原理和优势镶嵌膜钻井液优势第五页，共57页。内容提要一、镶嵌膜钻井液原理和优势二、镶嵌膜钻井液在鄂北工区应用中的技术问题三、施工技术问题及其解决办法四、不落地一体化方案五、现场技术实施方案六、经营指标分析七、应用案例创新提升价值第六页，共57页。

2014年我公司的“镶嵌膜”强镶嵌强抑制防塌环保钻井液体系在中石化华北石油局大牛地气田进行了八口井的应用，尽管取得了一些成绩，但也存在一些问题。二、镶嵌膜钻井液在鄂北工区应用中存在的问题创新提升价值钻井液气泡多DPH-305井从一开开始，循环浆中便出现大量气泡，井队为保证泥浆泵上水，使用大量消泡剂，造成流型变差，泵效低。固相含量高DPH-305、J66P14H，固相持续上涨，无用土含量高，泥浆不清洁，造成两口井在造斜段均出现不同程度的泥包钻头现象。抑制性差DPH-305、J66P14H，固相持续上涨，无用土含量高，泥浆不清洁，造成两口井在造斜段均出现不同程度的泥包钻头现象。防塌性不足DPH-305、J66P14H两口井造斜段的失水均为8-12ml，钻进中井壁均出现不同程度剥落掉块。其中DPH-305井比重提高至1.27g/cm3，但掉块仍可见到。使用中的问题第七页，共57页。内容提要一、镶嵌膜钻井液原理和优势二、镶嵌膜钻井液在鄂北工区应用中的技术问题三、施工技术问题及其解决办法四、不落地一体化方案五、现场技术实施方案六、经营指标分析七、应用案例创新提升价值第八页，共57页。

三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值（一）泥页岩坍塌问题鄂北工区井壁垮塌具有普遍性。石盒子组为代表的硬脆性泥岩微裂隙发育，遇水后易水化分散，导致井壁失稳。压力激动以及地层破碎等客观因素。采取的措施对鄂北工区的上石盒子组不是十分有效。原因是防塌采取的方法是传统的物理封堵，这种方法受钻井液中的劣质固相影响较大，在固相含量高和高失水的情况下，被泥饼阻挡，很难直接进行裂隙封堵，封闭效率降低。1.泥页岩坍塌的原因第九页，共57页。三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值(1).自主研发出复合多元醇防塌剂，该防塌剂通过对铵基聚醇进行改造，使其能够通过氢键和化学键改变硬脆性泥页岩的润湿性，在地层中和粘土反应形成半透膜疏水层，实现防塌目的。进入上石盒子前20-50米一次性加入0.5-1.0%的防塌剂进行防塌预处理。(2).KCL的含量维持在1-3%，配合使用复合多元醇防塌剂和XQ-1，使体系保持良好的抑制防塌性。(3).密度控制：钻穿盒一的比重为1.20g/cm3，根据现场返出掉块情况可提至1.25g/cm3，甚至最高至1.28g/cm3。山一、太一和马家沟的比重1.23g/cm3，根据现场返出掉块情况可提至1.25g/cm3，甚至最高至1.28g/cm3。钻遇煤层段按照煤层防塌措施预处理后再开始钻进。2.泥页岩坍塌解决办法第十页，共57页。三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值3.复合多元醇防塌剂岩屑回收率实验1、基浆：0.5%NH4HPAN+0.5%NaHPAN+2.0%KCL+0.3%XQ-1+0.5%AMPS共聚物，搅拌30分钟；2、防塌钻井液：基浆+2.0%复合多元醇防塌剂XFT，搅拌30分钟。

配方岩屑回收率实验结果：序号岩屑样品岩屑回收率老化条件1鄂北DP114H99.6%100℃*16h2鄂北DPS11899.71%100℃*16h3甘肃宁-18798.94%100℃*16h第十一页，共57页。

三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值（二）钻井液起泡问题(1).沥青类具有表面活性剂的成分，容易起泡。(2).钻井液在回用时，沥青成分被井壁消耗，但其中的表面活性剂分散到钻井液中，浓度继续升高，起泡更加严重，并难于消除。(3).现有不落地设备在钻井液回收前不能去除表面活性剂。1.钻井液起泡的原因(1).用复合多元醇防塌剂替代沥青类防塌剂，其中不含表面活性剂。(2).对复合多元醇防塌剂进行结构改造，使其具有消泡的功能。(3).完井前对钻井液进行板框过滤处理后进行下口井使用。2.解决办法第十二页，共57页。

三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值（三）坂含固含高(1).沉砂罐内沉砂不能及时排放。(2).固控方式不理想，除砂器不能完全清除劣质固相。(3).钻井液回用前，固相不能清除出去，重新进入新浆不断堆积。(4).镶嵌颗粒偏大，振动筛目数为40目，大量的固相进入循环罐。(5).钻井液的抑制性差，钻屑分散到钻井液中。

1.坂含固含的原因分析第十三页，共57页。2.坂含固含高的解决办法(1).提高体系的抑制性，强化KCL的抑制性，抑泥岩分散，强化复合PAM的包被絮凝作用，及时将劣质固含清除出去。(2).强化固控设备使用率，将除砂器的底流直接收集到不落地系统进行板框过滤，达到固相彻底分离。(3).完井浆通过处理，彻底清除劣质固相后进行回用。(4).缩小镶嵌处理剂的粒径，筛布目数提高到80X2+60目。(5).做好人工清砂，及时排放沉砂罐。三、施工技术问题及其解决办法第十四页，共57页。

三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值（四）抑制性差(1).固含坂含高，消耗大量的抑制剂。(2).抑制剂加量不足。1.抑制性差的原因分析2.提高抑制性的技术措施(1).保持KCL的含量在1-2%，与XQ-1和XQ-2形成协同效应。在进入延安组前开始加入抑制剂，抑制泥岩分散造浆。(2).应用0.3-1.0%铵盐和钾盐增强抑制性。进入石千峰组保持强抑制低粘切，防止泥包。(3).应用0.3-0.6%复合PAM增强抑制性。(4).进入上石盒子前，加入0.5-1.0%的复合多元醇防塌剂，抑制泥页岩坍塌。第十五页，共57页。

三、施工技术问题及其解决办法创新提升价值（五）防漏堵漏一、井漏的原因1、刘家沟组顶和底存在不整合面。2、钻井液入不整合带，破坏了砂泥岩胶接强度，形成窜流进一步造成漏失。3、钻井液密度增大，产生较大正压差，加剧漏失。4、开泵过猛，造成压力激动二、井漏的预防措施保持低密度小于1.12g/cm3钻穿刘家沟组钻井液中含有0.5-1.0%的随钻承压堵漏剂预防漏失。进入石千峰组20-30米停钻，进行提高承压能力施工，承压能力达到1.25以上。第十六页，共57页。三、防漏堵漏措施1、随钻承压钻井措施：（1）防渗漏浆的配制与维护：1）配制：常规胶液+1.0%XQ-1+1.0%CY-2。

2）维护：按常规方法添加胶液即可。（2）固控方法：振动筛筛布80~40目筛.注：失返处理：遇到井口失返不再随钻堵漏，马上起钻，准备造壁堵漏。2、承压施工（进入石千峰20米或者堵漏成功后）

钻穿刘家沟组进入石千峰组10-20米要进行承压施工以增强井壁的承压能力。

2.1、随钻承压堵漏浆的配制方法：（1）单次配液量：30m3；（2）堵漏浆组成：

50%井浆+50%清水+4%CY-2（作业与钻井液用承压堵漏剂凝胶类）+重晶石至现场井浆密度，搅拌4h后备用。三、施工技术问题及其解决办法第十七页，共57页。

2.2、提高承压操作方法：

（1）施工压力计算：（全井最高当量密度-现场钻井液比重）×漏点底井深/100=施工压力（MPa）。（2）施工工序：1）光杆钻具下至漏点或漏层底界以上1~2m{或井内钻具提离井底1~2m（螺杆、MWD不受影响）}，封井器处于开位，安装压力表。2）单凡尔泵入随钻承压堵漏浆，泵入量为出钻杆4.0m3。3）关闭封井器，继续泵入堵漏浆至堵漏完成。（不用分段施工）

2.2、承压效果的判定：

3.0min立压下降不超过0.5MPa为合格。否则，继续进行提高承压施工。三、施工技术问题及其解决办法第十八页，共57页。三、施工技术问题及其解决办法3、造壁堵漏措施：1、配方：

4%坂土+12-18%CY-3+重晶石；2、操作方法：

（1）光钻杆下至井底以上1-2米，替入承压造壁堵漏浆至出钻杆4.0方；

（2）关闭封井器，安装压力表；

（3）进行第一次挤填造壁，提高承压能力至设计值；

计算方法：（全井最高当量密度-井浆密度）X漏点井深/100=施工压力（MPa）(4)再上提钻具三柱（约90米），进行第二次挤填造壁，并提高承压能力到设定值，以此类推直到漏失层全部处理完；

（5）下钻到漏层上300米建立循环，易漏层井段90米循环一次；

（6）如果钻井液中没随钻承压堵漏剂，建立循环后，用20方随钻堵漏浆处理一次低承压井段。第十九页，共57页。（五）钻井液对固控设备要求三、施工技术问题及其解决办法镶嵌膜钻井液体系和不落地相结合，能有效的控制固相含量，该体系对固控设备的要求和传统钻井液体系一样，在固控设备配置上没有特别要求，要求配置常规的四级固控设备即可。

特别要求：为了高效的分离劣质固相，在除砂器溢流口加装一个蝶阀，控制除砂器旋流器中固液分离点下移，做到固相能够有效的分离。底流密度1.35g/cm3（泥浆密度：1.11g/cm3）。第二十页，共57页。内容提要一、镶嵌膜钻井液原理和优势二、镶嵌膜钻井液在鄂北工区应用中存在的问题和改进措施三、主要技术难点及其对策四、不落地一体化方案五、现场技术实施方案六、经营指标分析七、应用案例创新提升价值第二十一页，共57页。创新提升价值（一）钻井液不落地一体化方案改进1.2015年改进及新认识四、钻井液不落地一体化方案第二十二页，共57页。2.新固控工艺方案（平面简图）工艺：1、接收、处理罐和压滤机随井队搬家。2、拼装罐可以在井队完钻前安装。3、完井浆可以在原井或新井随时处理。配胶液储胶液配、储KCL配液漏斗

高位可加重罐配、储配储100m3固井用水罐（拼装）KCL胶液四、钻井液不落地一体化方案第二十三页，共57页。中转处理场井场完井浆d=1.10-1.28约200m31、钻屑平井场、垫路、制砖、平整土地、人工园林等2、完井浆运至处理场处理后处理至1.08直转下口井分散堆放干化除砂器离心机压滤机103.完井浆重复使用、钻屑无害化处理低成本方案四、钻井液不落地一体化方案第二十四页，共57页。四、钻井液不落地一体化方案4优点和指标安全、环保、高效优点方案功能结果第二十五页，共57页。四、钻井液不落地一体化方案4优点和指标表一不落地泥饼排放指标检测样品和编号检测项目（mg/kg）检测结果(mg/kg)国家一级土标准（GB15618-1995）太原西-GXWL-6井545米刘家沟组不落地泥饼砷3.70≤15铅21.70≤35镉0.16≤0.20汞0.060≤0.15铬49.30≤90泥饼是一级土哦！第二十六页，共57页。四、钻井液不落地一体化方案4优点和指标表二泥饼试验田种植蔬菜重金属离子含量检测样品和编号检测项目（mg/kg）白菜检测结果(mg/kg)萝卜检测结果(mg/kg)国家蔬菜标准（GB15618-1995）太原西-GXWL-5井1450米上石盒子组不落地泥饼种植的萝卜和白菜砷未检出（＜0.01）未检出（＜0.01）≤0.5铅未检出（＜0.005）未检出（＜0.005）≤0.2镉0.0088未检出（＜0.001）≤0.05汞未检出（＜0.0005）未检出（＜0.0005）≤0.01铬0.039未检出（＜0.01）≤0.5蔬菜无公害哦！第二十七页，共57页。四、钻井液不落地一体化方案检测报告第二十八页，共57页。四、钻井液不落地一体化方案5.应用案例

井号

分离

固相量m3

固相含水率

钻井液

用水量m3

钻井液

排放量m3回收利用

清水量m3

宁-187(预探井）9311%4000180

宁-191(预探井）9010%3800160

花园-1

（直井)17510%7900330西-GXWL-5(直井）12211%52002102015年钻井液不落地系统在甘肃宁--187井，宁191井，花园-1,西-GXWL-5井均取得了良好的使用效果，用水量是常规井的50%，全井泥浆零排放，分离的固相和液相无生物毒性，可直接排放，完全达到甲方的环保要求，得到了甲方的肯定。四口井的施工应用情况第二十九页，共57页。

四、钻井液不落地一体化方案4.应用案例钻井液不落地设备在太原市地热井应用

第三十页，共57页。

四、钻井液不落地一体化方案第三十一页，共57页。内容提要一、镶嵌膜钻井液原理和优势二、镶嵌膜钻井液在鄂北工区应用中存在的问题和改进措施三、主要技术难点及其对策四、不落地一体化方案五、现场技术实施方案六、经营指标分析七、应用案例创新提升价值第三十二页，共57页。（一）、一开井段（0-400m）1.技术难点：井漏、携砂、造浆2.钻井液体系：镶嵌膜钻井液3.配方：（1）清水+0.3-0.6%复合PAM+0.3-0.6%铵盐+0.3-0.6%钠盐（或钾盐）+0.3-0.6%XQ-1。

（2）0.5-1.0%KCL。4.性能：FV27-30S，比重≤1.08g/cm3。5.配制与维护：（1）、一开时用清水，如果不发生渗漏，要求不用回收浆，防止固含、坂含升高。（2）、一开钻进中钻井液粘度宜低不宜高，以确保井径扩大率，保证固井时水泥返出地面不至于太多。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十三页，共57页。（3）、钻进中开动振动筛（80-60目筛布）及除砂器、除泥器（200目筛布），严格控制比重小于1.08g/cm3。（4）、钻至完钻井深后，提高泥浆泵排量至钻进正常排量的1.2-1.3倍循环泥浆2-3周，然后投测多点起钻。6.要点提示（1）、禁止定点循环，防止出现大肚子井眼。（2）、起钻前必须先投测，起钻过程中及时灌浆，以防圆井无浆造成坍塌。

（3）、下套管遇阻时，严禁多次提放，及时建立循环，保证下套安全。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十四页，共57页。（二）、二开直井段（400-2200m造斜点）1.技术难点：井漏，井塌，造浆2.钻井液体系：镶嵌膜钻井液3.配方：1）、清水+0.3-0.6%复合PAM+0.5-1.0%铵盐+0.5-1.0%钠盐（或钾盐）+0.3-0.6%XQ-1+0.5-1.0%XQ-2（或AMPS共聚物或LV-CMC）。2）1.0-2.0%KCL。4.性能：密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水ml含砂%初切Pa终切Pa塑性粘度mPa·s动切力Pa固含%pH<1.08<35<250.21.5-33-4<153-5<87-8五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十五页，共57页。5.钻井液维护处理措施：（1）、固井与钻井液处理1）固井时与水泥浆的混浆带全部放掉，全部进入固液分离系统。2）将一开剩余钻井液经“四级”固控设备处理，比重不高于1.05g/cm3。3）检查配浆泵及电机，确保其正常后开动配浆漏斗及泥浆罐上的搅拌机。

（2）、钻塞处理1）钻塞下钻至井底，井口返出的钻井液进入循环罐，返出的固井顶替液排入固液分离系统，不得进入循环系统。再返出钻井液时建立循环正常钻塞。2）钻塞结束后，在泥浆泵进口循环罐中逐批加入HC-1，每次加入50Kg，总量约500Kg，以无明显钙侵为准，消除水泥对钻井液的污染。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十六页，共57页。

3）HC-1加完后，在泥浆泵进口循环罐中分批加入HC-2，每次加入50Kg，总量约500Kg，测PH值≤8.0时停止加入。4）根据钻水泥塞的长度调整处理剂加量。（3）、钻井液维护处理措施：重点提示石千峰中部以上井段，防粘切过高而引起PDC钻头泥包为主。1）必须加强固控设备的使用，维持尽可能低的固相含量及含砂量。

2）钻时过快时，增大包被剂的使用浓度，包被絮凝钻屑以利于沉淀和清除，控制钻井液密度、固含、坂含。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十七页，共57页。

3）胶液以细水长流的方式均匀维护，保持钻井液中聚合物的含量，遇强造浆地层加大复合PAM和KCL的用量。使钻井液具有足够的抑制性抑制泥岩分散，控制地层造浆，保持钻井液性能稳定。。4）钻进刘家沟、石千峰地层要确保钻井液中大分子包被剂的含量，严格控制地层造浆。5）二开钻进过程中特别注意白垩系下统志丹群，一旦发现涌水，及时调整钻井液比重进行压井。若发生渗漏则随钻加入1-3%的随钻堵漏剂控制漏失量（用量200-300Kg）。6）造斜前100m对钻井液进行基础达标处理：性能达到“（7）”五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十八页，共57页。7）性能控制：漏斗粘度小于35s，比重<1.08，失水<25ml，初切/终切1.5-3/3-4Pa,PV<10mPa,YP3-5Pa,PH7,坂含不高于40g/l。8）造斜前100m加足铵盐、钠盐、XQ-2（AMPS共聚物、LV-CMC）控制钻井液性能，以便为下步提高比重做准备，漏斗粘度32-35s，比重<1.08g/cm3，失水<25ml，初切/终切1.5-3/3-4Pa,PV<10mPas,YP3-5Pa,PH7,坂含不高于40g/l。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第三十九页，共57页。（三）、二开定向段（2200-2800mA靶点）1.技术难点：防塌，防卡2.钻井液体系：镶嵌膜强抑制防塌钻井液3.配方：清水+0.3-0.6%复合PAM+0.5-1.0%铵盐+0.5-1.0%钾盐+1.0-2.0%KCL+0.3-0.5%微珠+0.5-1.0%固体润滑剂+0.5-1.0%复合多元醇防塌剂+0.5-1.0%XQ-1（或0.5-1.0%盐水降滤失剂AMPS共聚物或0.5-1.0%LV-CMC）

4.性能：密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水ml含砂%初切Pa终切Pa塑性粘度mPa·s动切力Pa固含%pH1.20-1.2435-45<250.21.5-33-6<204-8<87-8五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十页，共57页。5.钻井液维护处理措施：1、造斜段泥浆的维护原则（1）造斜段关键是下石盒子段泥岩和山西、太原组煤层防塌现场通常采用的措施：钝化井壁一一抑制水化一一润湿反转一一平衡应力。（2）斜井段钻至上石盒子组易塌泥岩时提前将钻井液比重逐步提高至1.20g/cm­3，比重提高前要控制失水在25ml以下，并视返砂掉块情况及时调整（主要是及时加重）。（3）在井浆中加入足量的XQ-2（AMPS共聚物、低粘CMC等），降低钻井液滤液的侵入。

（4）加入足量的KCL、复合多元醇抑制剂，抑制、钝化泥岩。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十一页，共57页。2、造斜段防塌钻井液执行方法（1）比重：钻穿盒一的比重为1.20，根据现场返出掉块情况可提至1.24，甚至最高至1.28。山一、太一和马家沟的比重1.23，根据现场返出掉块情况可提至1.24，甚至申请最高提至1.28。如果是钻遇煤层段更应当及时处理后在开始钻进。（2）定向前预处理

定向造斜前在原钻井液中所用处理剂一次性加足。钻进过程使用复合PAM、KCL和NH4HPAN控制地层造浆，NH4HPAN是流型调节剂，可保持动塑比在0.4-0.5Pa/mPa.s左右，胶液中增加XQ-2（LV-CMC、AMPS共聚物）降低滤失量至25ml以下甚至更低，用KCL、复合多元醇防塌剂稳定泥岩地层，抑制掉块，快速钻进时严格控制坂含在40g/L以内。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十二页，共57页。（3）上石盒子组前预处理

在钻至上石盒子组易塌泥岩前，将钻井液加重至1.20g/cm3以上。随着井斜增大，增加NH4PAN、XQ-2（LV-CMC、AMPS共聚物）、KCL、复合多元醇防塌剂等处理剂的含量稳定泥岩。钻至上石盒子组易塌泥岩前或井斜达到20度前比重达到1.20g/cm3，失水25ml以内。

（4）封闭（钝化）

入上石盒子地层上部（或井斜达到20度）时在钻井液中一次性加足0.5-1.0%复合多元醇防塌剂（约1.0吨），XQ-2（AMPS共聚物、LV-CMC）降失水剂胶液控制失水25m1以下，然后按0.02g/cm3幅度逐步提高比重。入上石盒子地层中部时在钻井液中一次性加足0.5-1.0%复合多元醇防塌剂（约1.0吨），XQ-2（AMPS共聚物、LV-CMC）降失水剂胶液控制失水25m1以下。在上石盒子底部时加200-300Kg复合多元醇防塌剂。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十三页，共57页。（5）避免岩屑床的形成，确保井壁光滑A.钻进时每打完一单根技术划眼1～2次，井斜大于50°时根据返砂情况和钻井负荷进行短程起下钻。B.在钻井液比较稠时，可以采用泵入稀钻井液段塞的方法清扫井眼，避免或延缓岩屑床的形成。。C.进入大斜度井段后，调整井浆流变性能，重点测定Φ6、Φ3。维持Φ3>7。D.如果井内有掉块，施工中可通过短起下钻，让掉块落入井底，再用小排量、低转速、小钻压破碎，大排量携带，恢复正常。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十四页，共57页。E.钻进盒一应提前提粘至40s、动塑比0.35以上、坂含在小于40、提密度1.20-1.24、滤失量≤25。兰家梁H号水平井比重可申请提至1.28。加入复合多元醇防塌剂、KCL，注意观察岩屑返出情况，若有大量的泥岩掉块返出，起下钻有阻卡现象，应立即加大复合多元醇防塌剂加量并适当加重，直到井内恢复正常。F.钻进煤层处理方法，提密度至1.24—1.25，若超出设计范围需上报分公司批准。加入1%～2%随钻堵漏剂剂，注意观察岩屑返出情况，若有大量的煤屑返出，起下钻有阻卡现象，应立即再加重，直到井内恢复正常在此段钻进要避免高钻速钻进和在煤层定点循环。G.当钻井液比重达到1.25以上后应加强坐岗制度，开泵柔和严防压力激动造成井内出现漏失。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十五页，共57页。H.对加重后的钻井液正常使用固控设备控制固相含量，防止虚假泥饼的形成。（6）钻进煤层钻井液操作方法A.钻遇煤层前3m停止钻进循环泥浆，提比重至1.24-1.25，若还不能满足稳定井壁则需上报分公司批示。B.钻遇煤层前在循环浆中一次性加足1.5-2%随钻堵漏剂封堵煤层裂隙。C.采用复合钻进钻穿煤层，确保井下安全。D.钻进中时刻注意泵压与扭矩变化，发现异常，及时停钻上提钻具。E.接单根前小排量反复划眼，确保井下正常后方可进行接单根作业。F.钻遇煤层前适当提高钻井液密度，防止煤层产生应力垮塌。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十六页，共57页。G.每钻进30-50m循环泥浆，循环时注意避开煤层；进行短起下钻，证明井下正常后方可继续钻进。H.密切注意观察振动筛上岩屑返出情况，如果发现有坍塌物，则必须停止钻进，反复划眼循环，直到返出岩屑正常为止。I.煤层钻进时尽可能将钻压加至钻头，钻时控制在l0min/m左右。J.上提遇阻严重时，轻提(50-100KN)倒划眼。K.起钻要控制速度，防堵水眼。尽量避免在煤层段开泵。L.出现复杂情况时采取划眼及短起下钻的方法进行处理。M.钻入煤层前50m调整钻井液性能：漏斗粘度：45～60s；比重：1.24～1.25g/cm3；失水量小于25ml，在井浆中加入1-2%随钻堵漏剂、2%润滑剂。N.钻入煤层前及早和定向技术人员沟通好，以便煤层前提前调整好井斜及方位。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十七页，共57页。

（7）测井及下套管措施1）完钻前100m开始调整钻井液性能，为测井做准备。2）完钻后大排量循环，循环周数以震动筛上清洁无砂为准。然后短程起下10-15柱钻柱观察井下摩阻情况及井眼清洁状况，对遇阻位置反复提拉直至消除阻卡显示，最后下至井底大排量循环2-3周直至振动筛无返砂。然后替封闭浆（约20m3）：在浆中一次性加入0.3-0.5%微珠、0.5-1.0%固体润滑剂（3袋）、0.5-1.0%复合多元醇防塌剂（1桶）、0.5-1.0%XQ-1。3）控速起钻测井。4）如有大肚子井眼，用稠浆打入封闭段塞后起钻电测。

五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十八页，共57页。3、性能控制指标：

ρ（盒1：1.20-1.24g/cm3、盒2：1.24-1.25g/cm3）；FV：40-50S;失水小于25ml；Gel：4-6/5-8Pa；PH:7;PV:10-20mPa.s;YP:6-8Pa;固含小于12%；含砂小于0.3%。（四）、三开水平井段1、性能控制指标：ρ:1.08g/cm3；FV:25-30S;失水小于25ml；Gel:2-4/4-6Pa；PH:7;PV:10-15mPa.s;YP:4-6Pa;固含小于8%；含砂小于0.3%。钻遇泥岩或煤层时：ρ:1.18-1.20g/cm3；FV:30-40S;失水小于25ml；Gel:2-5/4-8Pa；PH:7;PV:15-20mPa.S;YP:6-8Pa;固含小于12%；含砂小于0.3%。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第四十九页，共57页。2、钻井液维护处理措施（1）、离心机脱固相至1.10g/cm3(2)、清水+0.3-0.6%复合PAM+0.5-1.0%铵盐+0.5-1.0%钾盐+1.0-2.0%KCL。。（3）、重点测定Φ6、Φ3读值和初始凝胶强度，其值过低时，可补充XQ-1等聚合物，确保Φ3>7，YP>5。（4）、严格控制钻井液含砂量不大于0.3%。（5）、钻遇大段泥岩时必须马上停止钻进，及时提高钻井液比重至1.18—1.20g/cm3、添加1%～2%复合多元醇防塌剂稳定井壁。（6）、每钻进200m左右，用循环浆配制20m3粘度l00s以上的稠塞携带岩屑，最好是两个稠塞间隔.15～20min，清洁井眼。五、鄂北工区水平井钻井液技术实施方案创新提升价值第五十页，共57页。3、三开完钻通井及下预置管柱措施（1）、每次通井到底后大排量循环，循环周数以震动筛上清洁无砂为准。然后短程起下观察井下摩阻情况及井眼清洁状况，对遇阻位置反复提拉直至消除阻)显示，最后下至井底大排量循环2—3周直至振动筛无返砂然后泵