第八章 复杂情况

第八章复杂情况下的钻井液《钻井液工艺原理》讲义第一节

井塌与防塌一、井塌的概念地层钻开后，地层矿物以较大尺寸的颗粒及掉块形式，大量的进入钻井液中，从而导致局部井段井径扩大的现象，称之为井塌。

二、井塌的现象

1、返出岩屑增多，砂样混杂，有上部地层岩石，有时有大块圆角的东西（与钻屑不同）。2、泥浆粘度、切力、密度、含砂量增高，泵压忽高忽低，有时突然蹩泵，严重时会蹩漏地层。3、钻进时扭矩增大，蹩钻严重，停转盘打倒车；接单根下不到底；起钻遇卡。4、下钻不到井底，离井底较远，遇阻频繁，划眼速度慢，划眼中有蹩钻、打倒车现象，划眼中接单根困难，甚至越划越浅。注意：

在钻井实际中，钻过具有垮塌掉块性质的地层时（比如胜利油田典型的垮塌井段沙河街组），在振动筛上必然要见到量多少不等的所谓掉块。仅凭这一点不能仓促判断为井下出现垮塌。只有当钻过这些地层而仍然存在上述现象时，才能够说明出现了井壁不稳定现象，否则，那就是正常的。

三、井塌的危害

1、不能正常顺利地钻进；2、容易导致卡钻；3、井径扩大，大尺寸钻屑带不出来，造成下钻遇阻，长段而困难的划眼；4、由于井径扩大，出现“糖葫芦”井眼，测井时往往会遇阻卡。5、由于井眼不规则，影响固井质量。

四、井塌的原因

造成井塌有地质、钻井液及钻井工艺等方面的原因。具体某口井的井塌，可以是这些原因的一个，或由它们的综合作用而造成。1、地质方面的原因（1）页岩孔隙压力异常；（2）页岩里面的砂岩透镜体孔隙压力异常；（3）构造应力的影响；（4）强度较低的岩石在地层侧压力作用下向井眼内部位移、变软，然后因洗井液冲蚀和钻具碰撞而掉入井内，造成井塌。

2、钻井液方面的原因

钻井液滤液进入泥岩、页岩后，组成泥岩、页岩的粘土颗粒会水化膨胀产生较大的膨胀压，使井壁岩石受力不平衡造成井塌。钻井液封堵防塌能力差，不适合井眼防塌要求。3、钻井工艺方面的原因（1）钻井液的冲蚀：冲蚀能力及其对井塌的影响，决定于液流的流态和速度。紊流和低粘切、高流速的液流对井壁的冲刷能力大，不利于防塌。（2）起钻速度过快，尤其是钻井液粘度切力大时，抽汲压力过大，使井内瞬时的液柱压力过小，造成井壁岩石受力不平衡。（3）起钻未灌泥浆或严重井漏以及发生井喷等致使井塌。（4）因下钻碰撞井壁、旋转钻柱压撞井壁、以及钻进时扰动泥浆冲蚀井壁等因素促使井塌发生。五、井塌的预防措施

1、认真学习、深刻领会地质、工程及钻井液设计的有关内容，尤其要详细了解邻井施工过程，剖析发生井下复杂和事故的原因，对本井施工措施非常明确，掌握地层压力系数，控制合适钻井液密度，平衡地层压力，防止因地层应力不平衡而导致井塌。2、科学处理钻井液，在进入易塌层前，提前预处理，加足聚合物、降失水剂、防塌剂，使钻井液具有良好的抑制性、低滤失、强防塌性，粘度切力要适当。3、工程参数要合适，操作要平稳。（1）起钻要控制速度（尤其在出现拔活塞现象时），避免因抽汲压力过大而导致井塌；（2）避免在易坍塌段长时间循环钻井液；（3）起钻按要求及时灌浆；六、防塌钻井液类型常用的防塌钻井液有以下几种类型：1、油基（或油包水）钻井液2、饱和/欠饱和盐水钻井液3、KCl（或KCl聚合物）钻井液4、钙处理钻井液5、聚合物（包括聚丙烯酰胺、钾铵基、两性离子、阳离子、聚磺等）钻井液6、硅基（或稀硅酸盐）钻井液7、聚合醇（或多元醇）钻井液

可用于防塌的钻井液类型很多。必须根据地层岩性特点，综合考虑全部影响因素后，才能确定采用何种体系。经常的情况是，在一口井的施工中，根据不同的井深，选用不同的处理剂，实现不同的防塌目的。根据产生坍塌的原因分析，要达到良好的防塌效果，泥浆与工程措施必须紧密配合，两者不可偏废。七、发生井塌时的处理工艺1、如果是由于地层应力引起，即钻井液密度偏低，又可分为两种情况：（1）钻进时循环液柱压力低于地层压力；（2）钻进时压力平衡而起钻时欠平衡；针对第（1）种情况，必须采取全井提高密度的方式实现压力平衡；对第（2）种情况，可以采取起钻时井内部分或全部适当提高密度的方法（比正常钻进时密度高0.01g/cm3～0.02g/cm3），实现压力平衡；2、如果是由于泥浆性能不适合地层特点引起，则必须根据实际情况，进行强化处理。通常的原则是：尽可能降低API失水和HTHP失水；提高聚合物有效含量，增强抑制性；加大防塌剂用量。条件允许时，可混入部分原油或润滑剂；3、如果是由于工程措施不当引起，则应该改变工程措施。施工过程中，必须认真执行常规的预防井塌的工程措施。一旦发生井塌，井下存在掉块，影响正常钻井作业时，则首先应该遵循上述原则，采取措施；其次要“压到底、破碎它、带出来”。“压到底”—即下入牙轮钻头，将大掉块尽可能地赶到井底；

“破碎它”—即采取大钻压、慢转速、小排量，将大掉块尽可能地破碎成小块；“带出来”—即破碎一段时间后，然后将排量开到最大同时旋转钻具，循环一到两周或更长时间（必要时可用一部分稠浆带屑，效果更好），直到振动筛干净为止；然后将钻具提到一定高度，减小排量或停泵一段时间，钻具小幅度上提下放活动。一定时间后，再将钻具放到井底，判断是否还存在掉块；如果有，则按照上述处理方法，反复处理，直到井下恢复正常为止。实例一：胜海10井复杂情况处理由上海海洋钻井工程公司施工的预探井胜海10井，1997年10月11日隔水管开钻，11月24日钻达设计井深3600m。因在3565m

3578m沙河街地层钻出裂缝油斑泥岩，甲方通知继续加深到3900m，直到钻出老地层50m无油气显示才能完钻。

11月26日钻至3656.39m，因泵压下降起钻检查钻具，在顶上第三柱换下刺坏钻杆后再下钻，井下出现不正常现象，遇阻划眼到3641m，蹩泵卡钻一个半小时。至12月13日，平台自行处理复杂。期间虽然将原来的FCLS钻井液转化为抗高温的磺化钻井液，密度由1.11g/cm3提高到1.24g/cm3，但终因井下坍塌掉块严重，井径扩大，划眼工作十分困难，多次蹩泵卡钻，都是动用最大设备和钻具能力，转盘电流（扭矩）800A，上提至1800KN才得以解卡，每次都到了卡死的边缘，已投资2000多万元钻成的井面临报废的危险。

勘探事业部责成泥浆公司负责处理井下复杂。计加入以下材料：MMH胶体16t，磺化沥青7t，FJ938两性离子降失水剂5t，无荧光防塌剂5t，SMP8t，PAM干粉0.3t。调整后性能：D1.25g/cm3，FV150～200s，YP15～30Pa，动塑比1～2，APIFL2～3ml。工程方面:采取小钻压，高转速，大排量，将大块碾碎成小块后携带出井眼；同时间断注入滴流稠般土浆，进一步清扫井眼，由于处理措施正确，仅用85h就划眼到原井深，恢复正常钻进。12月27日钻达3820m完钻。在加深井段，电测发现油层27m。

第二节卡钻的预防及处理

钻具与井壁紧密接触后，上提钻具时的摩擦力超过钻机或钻具所允许的最大载荷能力，导致钻具不能正常起下作业的现象，称之为卡钻。粘附卡钻、沉砂或井塌卡钻、钻头泥包卡钻、键槽卡钻、缩径卡钻一、粘附卡钻1、卡钻原因及特点摩擦阻力F和摩擦扭矩F*R，钻具重量为W，钻机最大提升力为Q，转盘最大转矩为M，井眼半径为R，则可知：

F+W>Q钻具上提遇卡；F>W钻具下放遇阻；F*R>M钻具不能转动。粘附卡钻不同于其它形式的卡钻，其特点是钻具在井内静止一段时间就发生卡钻，钻具既不能转动，又不能上提下放。钻具虽然卡死，但可以循环，泵压也不升高。2、影响粘附卡钻的因素（1）钻具与井壁的接触面积；（2）泥饼摩擦系数；（3）钻井液密度；3、防止粘附卡钻的措施（1）降低压差（2）减少接触面积（3）降低泥饼摩擦系数：固相控制；调整和改善钻井液中粘土的水化状态，以获得薄而坚韧、光滑的泥饼。选择适当的钻井液类型。钻井液类型不同，其摩擦系数也不同。（4）钻井液中加入润滑剂，提高润滑性能。

4、粘附卡钻的处理

（1）大排量冲洗，迫使钻柱松动；（2）注入一段密度比钻井液小的液柱，如水或油，降低井内静液柱压力。（3）用解卡剂浸泡处理。如果上述方法无效，则应考虑倒扣套铣。二、键槽卡钻1、原因:在某一井段内井斜角和方位角发生突然变化，由于起下钻，弯曲部位拉成键槽。在起钻、下钻或钻进过程中钻具嵌入键槽。2、判断:卡点固定，总是在这一小范围内，有时在一定程度上可以转动或上提、下放，通过活动钻具有时会有解卡的可能。循环不发生困难，泵压也不升高，起下钻时多半不顺利，尤其是在这一井段内起下钻铤总有遇阻、遇卡现象。3、处理:主要是按钻井工艺消除键槽卡钻的技术措施进行处理。下入破槽器破槽。

三、沉砂卡钻

1、原因分析由于钻井液悬浮性能不好，或处理钻井液时使粘度切力大幅度降低，致使钻井液中的岩屑甚至加重材料沉淀，埋住井底一段井眼。2、预防和处理防止沉砂卡钻主要是使钻井液保持合适的流变性能和携带能力，合理设计水力参数，注意井筒和井底的清洁，合理操作。实例二：HD4—40H井卡钻事故1、事故经过

2004年1月5日10：30

15：00下钻遇阻，4380.40m划眼，4415m到井底，6日14：00接单根遇卡120KN，提放活动后正常。本日15：15钻至4443.37m，1号泵高压出口由壬接头刺坏，停钻，上提一个单根，停泵修理。至15：30修好（当时2号泵换中心拉杆油封）。开泵泵压由0升至4Mpa，泵压未降，循环不通。上提至2000KN无效，卡死，卡点4435m。2、处理6日16：30—7日16：30准备爆松；8日2：00爆松成功，爆松点4423.08m，13：10起钻完，起出扶正器及以上钻具，鱼顶4423.08m，鱼长18.39m，至2004年1月12日17：30起钻完，捞出全部落鱼。3、损失此次事故损失6天2小时15分4、原因分析（1）技术素质偏低，操作措施不当。自钻进玄武岩后，一直存在不同程度的掉块、坍塌现象，有时甚至第一个单根起不出来。随着玄武岩段的加深，这种现象愈来愈烈，虽经多次调整泥浆，效果仍然不理想，存在出现井下复杂的隐患。在下钻到底已钻28.37米，大部分钻屑存在环空的危险情况下，泵坏突然停止循环，只提起一个单根，未活动钻具，错误操作最终导致沉砂卡钻。（2）设备老化,但又没有及时修好备用。四、砂桥卡钻和井塌卡钻

砂桥卡钻：由于井壁不稳定和洗井效果不好造成的。预防砂桥卡钻的方法是尽可能维持泥页岩的稳定性，形成规则井眼；采用合理的流变参数和排量，提高携岩洗井能力。另外，在钻具组合、钻井工艺措施和操作上也要采取相应的措施。处理砂桥卡钻的方法基本上与处理沉砂卡钻的方法相同。井塌卡钻：在钻井过程中突然发生井塌造成的卡钻。预防井塌卡钻的根本办法是维持井壁稳定，在工艺措施和操作上加以注意，避免突然性的井塌五、盐层塑性流动缩径卡钻

盐岩在100℃以上的高温下会变成一种塑性体。因此，钻开盐岩层以后，在上覆岩层压力作用下，盐岩如同一个塑性流体向井内流动，从而造成起下钻时的遇阻、遇卡，严重时将会挤住钻具，造成卡钻。这种问题，只能用提高钻井液密度，使井内静液压力能够平衡上覆岩层压力的办法来解决。一旦发生这种卡钻，应将一段钻井液换成清水，反复洗井，使挤入井内的岩盐溶解，逐渐使卡钻解除。但总的说来，这种卡钻是不易解除的，必须采取有效的预防措施。实例三：固1井卡钻事故一、事故经过

2002年8月23日5：00—6：00正常钻进至井深4319m时，出现扭矩不稳，从正常钻进的240升至450，且有蹩钻现象。6：00—8：00经多次打打划划，上述情况没能得到改善，而且钻时由前几米的40min/m左右升至53min/m。地层在沙湾组，岩性为红色泥岩含少量灰色泥岩，地层无明显变化，决定起钻换钻头。第五柱（4191～4194m）与第17柱（3863～3840m）挂卡，多次多提150KN下放，恢复正常。其它立柱无异常显示。起至第30柱上单根3.5m（3475m）时，由于前29柱基本正常，又进入老井眼800m，所以起车速度稍快，发现悬重由600KN升至1920KN时紧急刹车，下放钻具，但由于受钻台面以上钻具高度限制，多次下砸未开。上提最大至2550KN，强接方钻杆，开泵顺利，大排量循环，然后反复大幅度活动钻具（上提最大2100KN，下砸至200KN），卡卡瓦，转转盘无效，卡死。二、卡钻基本数据钻具结构：121/4″钻头+9″DC*4+8″DC*4+51/2″DP泥浆性能：密度1.35g/cm3、粘度60s、失水4.5ml、屈服值9Pa、切力3/15Pa/Pa、泥饼0.5、氯根33820、含沙量0.5%、固含15%、HTHP失水11ml、PH9。卡钻地层为含膏、含盐泥岩，泥质膏岩。

三、处理经过

1、泡油：

8月24日注柴油10m3，替浆31.2m3，半小时顶通一次，并大幅度活动钻具，主要以下砸为主，最大下砸至400KN无效。浸泡12h未解卡。2、泡解卡剂

8月25日第一次向井内注解卡剂22m3，替浆25m3浸泡井段3275～3475m。每20分钟活动一次钻具，每一小时开泵顶通一次，主要以下砸为主，最大下砸至400KN无效。浸泡67h无效。

28日第二次泡解卡剂26m3，替浆25m3。浸泡井段：3150～3475m，在配方上加大了快T的使用量。增加了浸泡井段。措施同上次相同，浸泡20h无效。3、爆炸松扣

8月31日第一次爆炸松扣，下爆炸杆至井深3430.82米返转钻具9圈引爆，松扣失败。第二次下爆炸杆至井深3400.77m（51/2″钻杆与8″钻铤处）反转9圈引爆后，松扣成功。探鱼头位置3400.77m，鱼长71.71m，钻头位置3472.48m。4、下振击器对扣振击无效5、套铣9月3日下铣筒套铣至3422m后无进尺，多次上提下放钻具、活动钻具仍未能铣进，起钻检查钻具，铣鞋落井，铣筒公扣与铣鞋连接处折断，长度0.88m，铣鞋位置3420.16

3421.04m。9月4日

6日下反扣5″反扣钻杆至井深3400m，对鱼顶反复冲洗后加压20—30KN造扣8圈，试提1320KN，上提悬重1200KN倒扣17圈，倒扣成功，悬重增加约70KN，起钻完打捞出51/2钻杆与8″钻铤配合接头一只，长度0.88m。9月7日后又二次下入公锥倒扣，均因扣紧造成公锥滑扣没有捞获落鱼。为避免事故进一步恶化，决定填井侧钻。6、打水泥填井作业9月10日经西指同意进行填井作业，下光钻杆至井深3256m，注入嘉华水泥32m3，替浆28.8m3，起钻9柱循环（井深3000m）无水泥返出。水泥浆最大密度1.97g/cm3，最小1.79g/cm3，平均1.92g/cm3，干水泥用量42t。凝固48小时探塞面3024m。

四、卡钻原因分析

1、卡钻层为含膏、含盐泥岩，易产生蠕变缩径；2、操作人员思想大意，对地层认识不足，起钻速度过快；3、没有按设计要求在组合钻具时加装振击器，造成卡钻后不能立即采取措施；4、经过泡油、两次泡解卡剂措施的实施，可以初步判定为落物卡钻和掉块卡钻，由于起钻时井口有刮泥器，可排除井口落物的可能性；5、由于鱼顶处沉砂掉块多，且对扣使用钻具水眼大，不能对鱼顶进行充分清洗造成对扣失败；6、爆炸松扣第一次没有成功，证实8″钻铤遇卡；7、套铣过程前两根钻铤较为顺利，套至3422m处，有蹩、卡现象，反复套铣无进尺，基本证实8″钻铤遇卡，与爆松结果一致；8、根据填井作业注水泥量和填井井段推算，填井井段井眼扩大率达35%，平均井径为420mm，该井段垮塌较为严重；9、由于技术套管也存在严重的质量缺陷，不能排除技术套管环空水泥掉块的可能性。经过以上分析，认定卡钻性质为井壁掉块和缩径卡钻。卡钻井段含膏、含盐泥岩，易产生蠕变缩径，加之操作人员思想麻痹，起钻速度过快造成钻具卡死。（侧钻后井眼完钻电测证实，3425～3429m、3992～4017m、4395～4428m、4435～4445m为缩径段，尤其3425～3429m为严重缩径段，钻此井段，本井钻井液密度1.42g/cm3，邻井艾3井钻井液密度1.81～1.89g/cm3；3043～3055m、3452～3645m、4288～4305m段井径大于21″，严重溶蚀或坍塌段。）六、钻头泥包卡钻

如果钻头发生泥包，提钻至缩径的小井眼处也可能发生卡钻。这时不应继续强行上提，应接上方钻杆，开泵循环，下放钻具，在卡点以下活动或转动钻具，解除泥包，再进行起钻。卡钻解除后应提高钻井液抑制页岩水化的能力或采用抑制性钻井液，不用或少用分散剂，防止钻头泥包。尤其在水敏性泥页岩井段钻进时，更要特别注意这个问题。第三节井漏与堵漏一、井漏的概念广义地讲，井漏是在钻井、固井、测试或修井等各种井下作业过程中，各种工作液（包括钻井流体、水泥浆、完井液及其它液体等）在压差的作用下，流进地层中去的一种复杂情况。我们所说的井漏，通常是指在钻井过程中所发生的钻井液漏失现象。二、发生井漏的必要条件井筒工作液的压力大于地层孔隙、裂缝或溶洞中液体的压力，对地层存在正压差；地层中存在着漏失通道及较大的足够容纳液体的空间。漏失通道的开口尺寸大于外来工作液中固相的粒径。三、确定漏层位置观察钻进情况观测岩心、钻屑情况观测钻井液性能变化情况综合分析对比

1、观察钻进情况

在钻开天然裂缝性岩石层段时，钻井液通常会突然快速漏失，并伴随有扭矩增大和蹩跳钻现象。若上部井段未曾出现过漏失，此现象便是漏层在井底的可靠显示。

钻开孔隙或洞穴性岩石层段时，可能会从上述扭矩变化发展到加不上钻压或放空。在遇到上述钻进现象的同时发生井漏，不管上段是否有过井漏，只要往井底泵注一种常规堵漏泥浆段塞，就容易证实漏层位置和问题严重程度。例如，若停泵下钻到注段塞位置而未感知段塞踪迹，说明漏层就在此处；若感知段塞仍处于原处，而漏失问题又尚未解决，说明漏层位于别处。在此情况下，就得用其它办法判断。

1、观察钻进情况

2、观测岩心、钻屑情况通过对岩心的分析研究可以了解地层的倾角、接触关系、孔隙、裂隙、溶洞及断层的发育情况；通过岩心收获率可以评价岩石的破碎程度，间断判断岩石的透水性及含水层的厚度。现场通过对岩屑的观察和分析研究，可以得到很多地层资料特别是油、气、水层的信息资料。注意及时收集有关资料，就可以对漏失层作出正确的判断并提出合理的防漏堵漏措施。

3、观测钻井液性能变化情况

钻井液性能的变化通常能够反映井底的岩石性质。例如，遇到含水层时，密度和粘度可能降低；在砂、含砾石层中钻进时，含砂量增加。因此必须注意观测钻井液性能变化，以便及时采取防止漏失的措施。钻井中泥浆消耗量的非正常变化，最能说明岩层透水性的变化。在隔水层钻进时，泥浆消耗很少。而当遇到含水层并发生漏失时，泥浆消耗量就可能突然增加。所以要特别注意观测泥浆突然大量漏失时单位时间的消耗量。3、观测钻井液性能变化情况对井漏应观察收集下列资料：（1）漏失起止时间、井深、层位、钻头位置；（2）泥浆单位时间漏失的量和漏失总量；（3）漏失前后及漏失过程中泥浆性能的变化；（4）井内是否有返出物、返出量及返出特点；（5）井内静液面及动液面的变化情况；如已进行堵漏，还应了解堵漏时间、堵漏材料、数量及堵漏方法，堵漏前后井筒内液柱变化情况，堵漏前后的钻进情况，以及泵量和泵压的变化情况。此外，还应记录漏失原因及处理效果的分析。4、综合分析对比

改变排量等参数，改变性能，或压井、试压、下钻等作业时发生井漏，漏层位置往往不好确定，只有通过对比、测试、计算来确定漏层位置。（1）分析原先曾漏过的层位重漏的可能；（2）根据地层压力和破裂压力的资料对比，最低压力点是首先要考虑的地方，特别是已钻过的油、气、水层及套管鞋附近；（3）根据地质剖面图和岩性对比，漏层往往在裂隙发育的地方；（4）和邻井相同井段进行对照分析。除了上述方法外，还有“水动力学测试法”和“仪器测试法”。四、井漏的预防合理的井身结构设计降低井筒泥浆动压力

提高地层承压能力

1、合理的井身结构设计

设计部门根据地质设计及邻井钻井资料，依据待钻井预测地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力剖面，使钻井过程中防止井喷或井塌所需泥浆密度所产生的液柱压力，低于该裸眼井段中最低的破裂压力，以防止因压裂地层而发生井漏。如上述条件无法满足，则应下套管将低破裂压力地层与高压地层加以分隔。2、降低井筒泥浆动压力（1）选用合理的泥浆密度与类型为防止井漏或井喷的发生，在选用裸眼井段泥浆密度时，应使泥浆所产生的静液柱压力低于最低破裂压力或漏失压力，但高于最高孔隙压力。对于裂缝、孔洞十分发育的地层，由于泥浆进入地层的流动阻力很小，地层的漏失压力与孔隙压力十分接近，为了防止井漏，所选用的泥浆密度所产生的静液柱压力，应尽可能接近地层孔隙压力，实现近平衡压力钻井。对于低漏失压力地层，可依据漏失压力大小，选用低固相聚合物、水包油、油包水、充气、泡沫泥浆或空气钻井，进行近平衡压力钻井。选择泥浆类型时，除了考虑密度能满足所钻井段防止井漏所需最小安全密度的要求外，还应考虑其流变性能。对于地层松软、压力低的浅井段，采用大直径钻头钻井时，应选用低密度、适当粘切的泥浆；对于深井高压小井眼井段，应选用低粘切泥浆。2、降低井筒泥浆动压力（2）降低环空压耗a、保证钻屑携带的前提下，尽可能降低泵量和泥浆塑性粘度；b、选择合理的钻具结构，增大环空间隙，使用不膨胀的胶皮护箍，尽可能不使用大尺寸扶正器；c、加强固控，改善净化条件，减少钻屑含量，降低环空实际泥浆密度；d、在软的易漏地层中钻进时，控制机械钻速，力求使环空钻屑浓度小于5%；e、在高渗透地层钻进时，降低泥浆滤失量，改善泥饼质量，防止因形成厚泥饼而引起环空间隙减小，导致环空压耗增加；f、控制加重速度，每循环一周上升值不超过0.05g/cm3，严防加重过猛而造成环空压耗增高。此外，当泥浆的动压力已接近地层漏失压力或破裂压力时，更要严格控制加重速度，严防井漏。2、降低井筒泥浆动压力（3）降低激动压力下钻时，尤其小井眼，控制速度避免产生过大的激动压力，研究表明，下钻引起的激动压力为静液柱压力的20%～100%，岩层在这种交变载荷下，会造成井壁的破碎和断裂而发生井漏。控制和降低激动压力的措施如下：1）下钻、接单根、下套管控制下放速度，下入一柱钻具或套管的时间必须超过45s；2）下钻过程可采取分段循环；小排量开泵，控制开泵泵压，先转动转盘后开泵，严防泵压过高，待泵压正常后，再增大泵量至正常值；3）因井塌或砂桥等引起下钻遇阻时，须缓慢开泵，并降低泵量；划眼时控制速度，严防憋泵引起井漏；4）钻进时，防止钻头泥包；

a)在易缩径地层钻井时，采用抑制性泥浆，选用合理泥浆密度，防止因井径缩小而减小环空间隙；

b)快速弱胶凝强度的泥浆，泥浆静切力随时间增长幅度小。并在钻进过程应保持泥浆性能稳定，避免泥浆性能突变而引起压力激动；

c)使用高密度泥浆在小井眼井段钻井时，应在保证悬浮加重剂的前提下，尽可能降低泥浆动切力和静切力

3、提高地层承压能力

通过人为办法封堵近井筒漏失通道，增大泥浆进入漏失层的阻力来提高地层承压能力。三种方法：（1）调整泥浆性能（2）随钻堵漏（3）先期堵漏3、提高地层承压能力（1）调整泥浆性能钻进空隙型漏层时，可通过增加泥浆中膨润土含量或加入增粘剂来提高泥浆粘度、动切力、静切力，达到提高漏失层承压能力来实现防漏的目的。适合于轻微渗透性漏失层、浅井段流沙层和砾石层的漏失。3、提高地层承压能力（2）随钻堵漏对于孔隙型或孔隙—裂缝型漏失地层，进入该层前，循环时加入堵漏材料，在压差作用下，它们进入漏层，封堵近井筒通道，提高了地层承压能力，起到防漏作用。堵漏材料的种类与加量，应依据漏失性质、漏层孔吼直径、裂缝开口尺寸进行选用。A、孔隙型地层渗透性漏失可选用下述配方：1）单向压力封闭剂1%～3%；2）单向压力封闭剂1%～3%+超细碳酸钙2%～3%；3）石棉绒2～3%+超细碳酸钙2%～3%；4）高软化点沥青粉+超细碳酸钙，配比2:1，加量5%～10%；5）单向压力封闭剂+石棉绒，配比1:1，加量1%～3%；B、孔隙—微裂缝漏失层可选用下述配方单向压力封闭剂3%～5%+石棉绒5%～10%+超细碳酸钙4%～5%；单向压力封闭剂2%～3%+狄塞尔堵漏剂1%～3%；加入单向压力封闭剂或石棉绒等堵剂时，应严防井内产生负压，起下钻时应避免发生抽吸作用。

C、裂缝型漏失层可选用下述配方

复合桥接堵漏材料（例如FDJ—1等）2%～4%（3）先期堵漏下部存在高压层，其孔隙压力超过上部地层漏失压力或破裂压力，且这类井又受各种条件制约而无法采用下套管将上部地层封隔时，进入高压层前，必须采用按下部高压层的孔隙压力确定的泥浆密度钻进，由此必然引起上部地层漏失。为了防止因上部地层漏失而引起的井涌、井喷等复杂情况的发生，在进入高压层之前必须进行先期堵漏，提高上部地层承压能力（例如：塔河油田盐膏层钻进）。先期堵漏程序：进行破裂压力试验，求得上部易漏地层漏失压力或破裂压力；堵漏：方法及堵剂品种加量，依据漏层特性加以选择。堵漏浆液注入井中后，井口加压将其挤入地层中。地层吸收量小时可挤入4～6方；吸收量大时可挤入8～12方。挤完后，静止48小时，然后下钻分段循环到井底。待井内全部剩余堵漏浆液返至地面后，再调整好泥浆性能，使其符合设计要求。试漏：起钻具至安全位置或技术套管内，加压试漏。当试漏时的当量密度超过下部地层设计泥浆密度高限时，方可加重钻开下部高压层。五、井漏的处理

处理井漏的规程：

1、分析井漏发生的原因，确定漏层位置、类型及漏失严重程度；

2、施工前要有科学的施工设计；

3、钻进中发生井漏，如条件许可，应尽可能强钻一段，确保漏层完全钻穿，以免重复处理同样的问题；

4、按要求配制堵漏浆液；

5、施工时如果能起钻，应尽可能采用光钻杆，下至漏层顶部；

6、使用正确的堵剂注入方法，确保2/3的堵剂进入漏层近井筒处；

7、施工过程中要活动钻具，避免卡钻；

8、凡采用桥堵剂堵漏，要取出循环管线和泵中的滤清器、筛网等，防止堵塞憋泵伤人；

9、憋压试漏时要缓慢进行，压力一般不能超过3Mpa，避免造成新的诱导裂缝；

10、施工完成后，各种资料必须收集整理齐全、准确。

实用堵漏方法：

第一节调整泥浆性能与钻井措施1、降低密度2、提高粘度、切力3、降低粘度、切力4、改变钻井工程技术措施

1、降低密度

在保证安全的前提下，通过降低密度至合理值来制止井漏。但应注意以下几个问题：

1、研究分析裸眼井段各组地层孔隙压力、破裂压力、坍塌压力、漏失压力，确定防喷、防塌、防漏的安全最低泥浆密度；

2、依据裸眼井段各组地层结构，确定降低密度的技术措施。如裸眼井段不存在塌层，可采用离心机清除泥浆固相来降低密度，同时补充增粘剂、低浓度处理剂或轻泥浆，保证既降低密度又保持泥浆原有性能；

3、降低密度时应降低泵排量，循环观察，不漏后再逐渐提高排量至正常值，如仍不漏可恢复正常钻进。2、提高粘度、切力

当钻进浅层胶结差的砂层、砾石层或中深井段渗透性好的砂岩层发生井漏时，可通过往泥浆中加土粉或增粘剂来提高泥浆粘度、切力，增大泥浆进入漏层的流动阻力来制止井漏。亦可配制高膨润土含量的稠浆，挤入漏层堵漏。3、降低粘度、切力深井钻井过程中，在保证井壁稳定、携带与悬浮岩屑的前提下，通过降低粘度、切力来减低环空压耗和下钻激动压力来制止井漏。4、改变钻井工程技术措施

（1）调整泵排量：浅层胶结差的砂层、砾岩发生的井漏，通过降低泵排量来降低环空压耗制止井漏；处理井塌划眼过程中因泵压升高而憋漏地层，也应降低泵排量；因钻进速度过快，环空岩屑浓度过高而发生的井漏，应控制钻速。（2）改变开泵措施：深井下钻时要分段循环；下钻到底，开泵时小排量顶通，然后逐步增大排量，直到恢复正常排量。若不慎憋漏，可立即起至安全位置静止，不漏后，再按上述方法开泵。（３）改变加重方式：控制每周加重幅度不超过0.05；有条件时，可预先配好重浆，按循环周均匀混入。第二节静止堵漏适用范围：1、因操作不当，人为憋裂地层发生诱导裂缝而引起的井漏；2、密度过高，液柱压力超过地层破裂压力而产生的井漏；3、深井段发生的井漏；4、钻进过程突发的井漏；5、无论什么原因所发生的井漏，在组织堵漏实施准备阶段均可采用静止堵漏。施工要点：1、发生符合上述范围的井漏时，立即起钻至安全位置后静止一段时间，一般为8～24小时；2、静止时定时定量灌好泥浆，防止压力失衡导致井塌；3、在发生部分漏失的情况下，循环堵漏无效时，最好在起钻前替入堵漏泥浆覆盖于漏失井段，然后起钻，增强静止堵漏效果；4、再次下钻时，控制下钻速度，尽量避开在漏失井段循环；5、恢复钻进后，泥浆密度和粘切不宜立即作大幅度调整，要逐步进行，控制加重速度，防止再次发生漏失。第三节桥接材料堵漏法桥接剂可分三类：硬质果壳（核桃壳等）薄片状材料（云母、碎塑料片等）纤维状材料（锯末、甘蔗渣、棉籽壳等）。桥接剂级配比例对于提高堵漏成功率至关重要，通常搭配比例：粒状：片状：纤维状=6：3：2

一、挤压法堵漏工艺1、尽可能找准漏层；2、根据井漏情况和漏层性质综合分析，确定桥浆浓度、级配和配备数量，桥浆密度应接近于井浆密度；3、配堵漏基浆；能通过混合漏斗加入的，要尽可能通过漏斗加入；否则，在搅拌条件下，直接加入配制罐内，应注意防漂浮、沉淀及不可泵性。配制量应以漏速大小、漏失通道形状和段长以及井眼尺寸等综合确定，通常范围是20—50方/次；4、确定漏失层段，将光钻杆或带大水眼钻头的钻具下至漏层顶部10～300米位置，立即泵入已配好的桥浆，注入量以能全部覆盖漏层段并附加2～10方为宜。通常是10～25方。在条件允许时，最好关井挤压。5、桥浆进入地层的量应为注入量的2/3至全部。如桥浆不易进入漏层，为防“封门”，必须采取挤压方式进行间歇法挤压，即间隔10～30分钟挤压一次。6、如能承受，应控制环压为0.5～3Mpa，并静候8h以上；关井憋压8h后，开防喷器，循环泥浆试漏。7、对于漏层不清的井，可注较大量的桥浆覆盖可能的漏层段，然后关井挤压堵漏。二、循环法堵漏工艺此法适用于漏层刚钻开、还未完全暴露的井段，渗透性的或小裂缝的多漏失层段，漏层位置不清楚的漏失井段，井口无加压装置的漏失井。

1、往泥浆中加入一定级配的桥接剂3%～8%；

2、随钻堵漏时，钻头必须采用大水眼；

3、不停地活动钻具，严防卡钻；

4、停用固控设备，防止除掉桥接剂；第四节其它堵漏方法一、高滤失浆液堵漏法二、暂堵法三、化学堵漏法四、无机胶凝物质堵漏法五、复合堵漏法六、强行钻进下套管封隔漏层一、高滤失浆液堵漏法该法采用DTR、Z—DTR等高滤失堵漏剂，用清水配制成浆液，将浆液泵入井内进行堵漏的一种方法。在压差的作用下，浆液迅速滤失，形成具有一定强度的滤饼，封堵漏失通道。此法可用于渗透性漏失、部分漏失及某些完全漏失的情况，但一般是在漏层位置比较确定的情况下使用。如果是长裸眼井段，漏层位置不能确定，也可采用此法进行盲堵。为了提高完全漏失的堵漏效果，也可依据漏失通道的特性，在高滤失堵漏浆中再加入桥接堵漏剂。二、暂堵法

该法是指应用暂堵材料对油气层进行封堵，油气井投产后采用相应的解堵剂进行解堵的一种堵漏方法。此法主要用于封堵渗透性和微裂缝地层漏失，并能有效地减少因井漏引起的油气层损害。各油田目前已广泛采用单向压力封堵剂、易酸溶、油溶、水溶的堵剂进行堵漏。例如，除单向压力封堵剂暂堵法外，还有石灰乳—钻井液、PCC暂堵剂、盐粒、油溶性树脂等暂堵法。三、化学堵漏法该法是将