侧钻井钻井液技术措施-霍仰春
准北2井防塌钻井液技术
准北2井防塌钻井液技术周晓轩龚伟郝泽君秦涛邱春阳(中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营，257000)摘要准北2井是中石化胜利石油工程有限公司重点预探井，完钻井深4753m。
该井地层岩性复杂,穿越多套地层，侏罗系煤层及砂泥互层井壁稳定性差;凤城组软泥岩易造成缩径卡钻；巴山组玄武岩及凝灰岩易造成硬脆性垮塌;井底400m钻探盲区无实钻资料可供借鉴，施工中钻井液技术难度大。
通过使用聚胺强封堵钻井液体系，配合现场钻井液维护处理工艺，保证了施工的顺利进行，全井无复杂事故发生。
关键词：准北2井煤层长裸眼聚胺强封堵2井是化利工程有限公司重点预探井，位于新疆阿勒泰地区福海县喀拉玛盖镇南,构造位置属于准喝尔盆地石西凹陷。
该井设计井深4830m，实际完钻井深为4753m,钻探目的是了解石西凹陷东部二叠系、石炭系含油气情况，落实石炭系桂源岩发育情况。
由于地质构造复杂，地层岩性及压力系数多变，施工中钻井液技术难度大。
通过使用强封堵钻井液系，合现场钻井液护理工艺，保证了钻井施工的顺利进行。
1工程地质概况1.1工程概况准北1井设计井深4830m，采用三开制井身结构，一开采用*444.5mm钻头钻至井深1006.00m，*339.7mm表层套管下深至1005.00m；二开采用*311.2mm钻头钻至井深3305.00m，下入*244.5mm技术套管至井深3304.86m；三开采用*215.9mm钻头钻至井深4753.00m完钻,裸眼完井。
1.2地质概况实钻揭示，准北2井地层岩性如下:古近系岩性为砂质黏土及粉砂岩；白垩系上部为棕红色泥岩与灰色泥质粉砂岩互层，下部为褐灰色泥岩为主夹灰色粉砂岩;西山窑组为灰色细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩与灰色泥岩、砂质泥岩不等厚互层,夹煤层&三工河组以灰色、深灰色泥岩、砂质泥岩为主,夹灰色细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩;八道湾组以灰色、深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹灰色细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩。
钻井技术措施
钻井技术措施钻井技术是石油工业中非常重要的一环。
通过钻井，可以实现地下能源资源的开发和利用，为人类提供能源保障。
在钻井过程中，需要采取一系列的技术措施，以确保钻井的顺利进行和安全高效。
首先，在进行钻井之前，需要进行严谨的前期准备工作。
这包括选择钻井井位、设计合理的钻井方案、准备必要的钻井设备和工具等。
选择合适的钻井井位是十分重要的，需要考虑地质条件、油气储量和开发潜力等因素。
钻井方案的设计需要充分考虑目标层位的特征和要求，确定合适的钻井方法和工艺参数。
其次，钻井过程中需注重井身的稳定性。
钻井井身的稳定性直接关系到井筒的完整性和钻井安全。
当井身遭遇过于压实的地层时，可以采取一些措施来加强支撑和固井，如使用钻杆防护器、进行井壁衬套浆注、注水泥固井等。
当井身遭遇弱不稳定地层时，需要加强井壁钢管的固定和保护，如使用整饰套管、进行补偿套管等。
另外，控制钻井液的性能也是重要的技术措施之一。
钻井液在钻井过程中发挥着冷却钻头、清理井底、承载钻削废渣、平衡地层压力等多种功能。
根据钻井井位和地层条件的不同，需要选择合适的钻井液类型和性能参数。
钻井液的性能包括密度、黏度、滤失和润湿性等，需要通过化学调剂和加入相应的钻井液处理剂来控制。
此外，合理利用钻井工具和设备也是保证钻井成功的关键措施之一。
常见的钻井工具包括钻头、钻杆和钻井套管等。
选择合适的钻头类型和规格，可以提高钻井效率和质量。
同时，钻杆的设计和制造要满足强度要求，防止断裂和磨损。
钻井套管的安装和固定，可以保证井筒的完整性和井底工况的稳定。
最后，针对钻井过程中的各种问题和风险，需要及时采取相应的措施进行处理。
例如，当井底失控或出现严重井喷时，需要迅速实施井口封堵和井控措施，以保护钻井设备和施工人员的安全。
当遇到钻井意外事故时，需要及时启动应急预案，组织抢险和救援措施。
综上所述，钻井技术措施是钻井过程中确保安全高效的重要环节。
通过选择合适的钻井井位、加强井壁稳定、控制钻井液性能、合理利用钻井工具和设备，并采取相应的应急处理措施，可以保证钻井作业的顺利进行和成功完成。
钻井工程技术措施
钻井工程技术措施由于长庆油田产能建设的需求，各种类型的井型越来越多。
为了满足这一需求，在井眼轨迹控制技术以及钻井液体系优化、处理剂优选，钻井液新工艺实践等方面做出了大量工作，特别是处理井下复杂情况的技术措施，成为钻井提速的关键。
一、井眼轨迹控制技术及措施1、区块轨迹控制难点分析1.1 井斜变化率不稳定井斜变化率不稳定主要反映在两个方面：（1）不同井段井斜变化率差异性较大（2）同一井段井斜变化率不稳定在长庆各区块钻井同一井段井斜变化率不稳定，给轨迹预算工作带来较大难度，当预算井斜变化率和实钻井斜变化率相差较大时，会造成频繁滑动调整影响平均机械钻速，增加轨迹失控起钻风险。
1.2 关键井段滑动调整困难△a最不稳定的层段分别是洛河底、`````和`````组，这三个层段是全井轨迹控制施工的关键。
然而这三个层段通过滑动调整进行轨迹控制却有诸多限制，主要有以下3个难点：（1）洛河组渗漏严重，受到压差和井筒固含影响，钻具停止转动后极易发生粘卡，滑动钻井更难以实施。
洛河段粘情况尤为突出，给滑动调整带来巨大困难。
（2）延安组滑动施工效率相对较低。
延安组延7以上井段泥质含量高，滑动钻时慢，且易发生螺杆粘拖现象，在该层滑动时常频繁上下活动钻具和转动转盘来减轻粘拖现象，钻井中工具面不易稳定，滑动效果差。
（3）延7-富县组石英砂岩段含有石英结核，不宜使用PDC钻头滑动钻井，防止滑动过程中纵向载荷不均匀PDC 复合片破碎，引起钻头先期报废。
2、具体措施2.1 优化小井斜条件下控制井眼轨迹。
设计造斜点优选在二开50-200米，设计最大井斜尽最大可能控制在小于15度。
在施工过程中，重点控制出洛河底部、直罗底部、延安下部，同时抓住长2砂岩中靶前的调整时机，完成井眼轨迹控制。
2.2 二开之前按照地层变化规律模拟出井眼轨迹，预算出洛河时最大井斜角。
最大井斜角比对靶心井斜大3度左右。
造斜时初始井斜比靶心井斜小3度，方位右偏5左右度。
2.3 环河、华池稳斜钻井，一旦发现降斜及时微调增井斜。
扎纳诺尔油田开窗侧钻水平井钻井技术
关键 词 ： 扎 纳诺 尔油 田 ； 开 窗侧 钻 水 平井 ； 钻 头优 选 ； 优 化 泥浆 ； 小 井眼钻 井
中 图分类 号 ： Ｔ Ｅ ２ ４ ３ 文献 标识 码 ： Ｂ 文章 编号 ： １ ０ ０ ４ — ５ ７ １ ６ （ ２ ０ １ ４ ） １ １ — ０ ０ ４ １ — ０ ４
３ ． １ 开 窗点 的选 择及 井 眼准 备
３ ． Ｉ ． Ｉ 开 窗点 的选择
２ 钻 井施 工难 点分 析 扎 纳诺 尔 油 田进行 开 窗侧 钻技 术难 点 分析 ： （ １ ） 开 窗 井段 的选 择 ， 根据 侧 钻 井井 型 确 定 开窗 位 置， 要 求 管 外水 泥胶 结 良好 、 窗 口 以上 套 管 密 封 良好 、
（ ２ ） 钻头 选 型 困难 ， 扎 纳诺 尔 本井 在 开窗 点 ３ ４ ３ ０ ￣ ４ ２ ２ １ ｍ， 要钻 遇 ＭＴＫ泥 板 岩 和 ＫＴ一 ２ 地 层 石炭 系 灰
岩含 白云岩 ， 常规 直井 定 向井 一般 采用 牙 轮钻 头十 螺 杆 钻穿 ；
１ ３ ４ ２ ５ 井 基本情 况 扎 那 诺 尔油 田位 于 哈萨 克 斯坦 阿 克 纠宾 斯 克市 以 南２ ２ ０ ｋ ｍ， 位 于滨 里 海 盆地 东 缘 二号 构 造 ， 扎 钠 若 尔油
内的储油和残余油 ， 恢 复并提高单井产量 ， ３ ４ ２ ５ 井选择 的 侧钻 方 式 为 开窗 侧 钻 ， 即利 用 斜 向器 和 开 窗铣 锥 ， 在 设计位置将套管磨穿而形成窗 口， 然 后 再 利 用 侧 钻 钻
具 钻 出新 井 眼。
窗点 的选择 是 至关 重要 的第一 步 ；
技 术措施 来 避免 事故 复杂 ； （ ４ ） 小井 眼钻 井对 钻 井液 性 能 的要求 ： 由 于小井 眼
石油钻井工程技术措施
引言概述：
一、井眼稳定措施
1.选取合适的套管规格和材质
2.优化井斜角度和井眼径向承载能力
3.合理设计钻井液性能参数
4.使用钢丝绳和鞘套加固井眼
二、钻井液循环措施
1.建立合理的钻井液循环系统
2.控制钻井液性能和循环速度
3.进行钻井液处理和维护
4.监测钻井液性能参数
三、井口装置措施
1.选择合适的井口装置
2.保证井口装置的稳定和安全
3.进行井口装置的维护和检修
4.监控井口装置的工作状态
四、井下操作措施
1.控制井下压力和温度
2.合理选择钻头和钻井工具
3.施行合理的钻井工序
4.适时进行井下作业调整
五、安全防护措施
1.遵循安全操作规程
2.进行钻井作业的风险评估
3.配备安全装备和设施
4.加强安全培训和意识教育
总结：
石油钻井工程技术措施在石油勘探和开采过程中具有重要的作用，它涉及到井眼稳定、钻井液循环、井口装置、井下操作和安全防护等多个方面。
通过选取合适的井眼稳定措施、优化钻井液循环系统、保证井口装置的稳定和安全、施行合理的井下操作和加强安全防护措施，可以提高石油钻井工程的效率和安全性，为石油勘探和开采提供有力的保障。
因此，石油钻井工程技术措施的落实和实施非常重要，需要在实际工程中严格遵循，并不断总结和完善。
青海侧钻井的事故预防处理对策
发生井 漏的可能性 。对 老井 眼经过多年 的开采 ， 降低 了井筒 周
步工 作 的正常 开展 。最后 ， 应构 建 良好 的钻 井液 体系 ， 形 成 围 的油 气压 力 ， 在油 井 生产 中地 层填 充物 遭 到长 期 的 冲蚀 运 良好的低渗透性 泥饼 ， 确 保钻井过程 中井壁 的稳定性 。 营， 增加 了岩层的 渗透性 ， 导致 更容 易发 生井漏 。 另一 方面 ， 侧 ２ ． ４其 他策略 。除 了以 上针 对性 策略 之外 ， 还 应加 强 工程 钻井是在原套管内所进行 ， 井眼较小 ， 钻具与井眼间的环空 间 管理 。需 要配备 先进的开 窗侧钻井施 工所需 要的仪 器、 工具 及 隙也 相对 减小 ， 最终 使下 钻具产 生较 大的 压 力波动 。 当发 生 软件 等 ， 要求 侧钻 井工 作人 员熟练 掌握 钻井 工艺 ， 加 强人 员的 井 漏事件 后 ， 则 容易 使得 大量 的水泥 浆进 入到 油层 当 中 ， 对 油 施工培 训 ， 学习先进 的施工技 术 。对 以往所发生 的事故进 行综 层造 成污 染 ， 同时还 容易 使油 气通道 发生 封堵 ， 最终 降低注 水 合分析 ， 总结经验 ， 在 实践中不断 创新 ， 以防类似 事故 的再 次发 效果及 采油效率 。 生 。最 后 ， 明确规 范侧钻井 施工 工艺 及流程 ， 明确 各 自职责 ， 将 １ ． ２ 岩 屑床 。井斜角 与环空 间隙容 易影 响侧钻 井小 井眼 中 侧钻 井施工管 理工作 落到实处 ， 若 发生事故 ， 应综 合分析 原因 ， 的 岩屑运移 ， 并 通过生产 实践证 明井 眼倾斜 角约为 ５ ５ 。 时， 其携 合 作讨论 解决方法 。 砂 是较 困难 的 。钻具 向下 井壁 使得钻 具 与上 下井壁 之 间形成
塔河油田侧钻井提速提效关键技术
塔河油田侧钻井提速提效关键技术摘要：为了加快西北油田分公司油气开发进度，保障油气产量。
且受投资总额影响，塔河工区大力实施老井侧钻钻井工程，挖潜增效，能够达到减少大额投资的同时提高老井产能。
受到经济大环境影响，老井侧钻工程施工周期及投资每年按照不同比例缩减，加快施工工序，查找典型问题并提出有效预防和处理措施，实现提速提效，成为科学缩短老井侧钻施工周期、降本增效的主要途径。
关键字：侧钻井，塔河，提速提效，模拟通井。
随着经济市场大环境影响，投资逐年降低，考核要求越来越高，效益下降明显。
为了加快施工进度，切实做好提速提效提质工作，科学缩短施工周期，增加效益。
通过总结前期施工经验，查找典型问题，提出有效解决办法，并对下步提速措施提出科学建议和意见。
（一）存在的问题（1）50175HB钻井队AT1-19H井侏罗系下统地层含砾，149.2-165.1（原野HSP5131）扩孔钻头，井段4083-4426m，机钻1.10m/h，随钻扩孔整体机械钻速较低。
（1）处理井漏、溢流、简化钻具组合强钻及待指令，影响钻井周期及时效。
50407HB钻井队TK763CH井循环降密度至1.18g/cm3、处理井漏共计用时0.95d；起钻至套管内备浆完后下钻到底强钻共计用时0.41天；起钻至井深5380m（套管内），静止观察、监测液面、备浆，得到采油二厂指令后起钻共计用时0.40d。
50842HB钻井队TH123109CX于2022年1月23日13:39钻进至井深6483.01m发生失返性井漏，汇报采油二厂后，接通知起钻更换常规钻具组合强钻，共计用时125.35h，扣除起钻时间16h，强钻时间10.05h，产生额外工作量共计用时4.14d。
70861HB钻井队TP266CH多次处理溢流压井甲方签订额外工作量14.63d。
（2）定向仪器故障及侧钻螺杆选择不合理起钻等服务方因素导致的时效延误。
50407HB钻井队TH123106CX井定向仪器故障无信号起钻更换仪器共计2次，合计用时4.84d。
开窗侧钻井固井技术研究与应用
开窗侧钻井固井技术研究与应用【摘要】开窗侧钻井的固井施工技术难度高，风险大。
本文针对青海油田油砂山地区开窗侧钻井固井中遇到的各种问题进行了分析研究。
从现场实践出发，对侧钻井固井施工要点及解决措施等几方面进行了研究，找出了降低泵压，提高顶替效率，改善固井质量的有效途径。
完善了开窗侧钻井固井优化设计。
【关键词】侧钻小井眼固井与常规直井相比，开窗侧钻井有自身的一些特点，即井眼小，井斜度较大，钻井风险大，固井施工难度高。
本文正是着眼于侧钻井固井，经过几年的探索研究和现场试验，在油砂山油区侧钻井固井取得了良好的效果。
1 开窗侧钻井固井技术的难点与常规直井相比开窗侧钻井井眼小，井斜度较大。
在固井施工中主要存在以下两个难点：（1）侧钻井套管与环空间隙、套管内径等都比常规井眼小的多，固井时摩阻增大，固井施工压力高且不易控制，施工难度大；（2）由于套管与环空间隙及套管内径都较小，一旦固井质量不合格，补救措施不易实施，补救成本高昂，再加上水泥环薄，固结后的水泥石强度不高，固井质量难以保证。
2 目前的解决措施2.1 做好固井前的准备（1）检查尾管悬挂器及其活动机构是否完好，对其中心管进行通径验证，下完套管保证其座封。
仔细检查套管附件（特别浮鞋、是浮箍、胶塞），以保证它们能完全符合固井要求。
（2）调整好钻井液性能，降低钻井液的粘度和切力，并进行充分循环，通常情况下1800米左右的侧钻井，循环压力在10-12MPa之间就可以实施固井了。
2.2 影响固井施工压力的因素影响侧钻井固井施工压力的主要因素有注替排量、井眼扩大率、套管居中度、钻井液和水泥浆的性能。
2.2.1？注替排量及井眼扩大率对压降的影响对于象钻井液和水泥浆这样的非牛顿流体采用达西公式：在侧钻井固井施工中，钻井液和水泥浆的性能直接影响着注替压力的高低。
良好的钻井液、水泥浆性能在很大程度上可以降低施工压力，是顺利固井的先决条件。
小井眼环空间隙较正常井眼小，固井顶替过程中阻力较大，为了减小流动阻力，在水泥配方上进行改进，必须是水泥与外加剂配套使用，且添加剂量必须充足。
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侧钻井钻井液施工技术规范
一、基本情况
套管开窗侧钻是老油田盘活报废井，提高采收率的重要手段。
侧钻井与常规石油钻井相比，有如下特点： 1．辅助时间长，纯钻时间短； 2．开窗后即进入深部地层，没有快速钻进；3.受钻井液泵功率及钻具内径影响，
”钻杆钻井液排量仅为常规钻机泵排量的l/3-1/4左右； 4．一般采用31/
2
施工，钻杆柔性大，限制了钻压、转盘转速的提高，机械钻速较低。
泥浆公司从2005年开始和原大港油田井下作业公司进行侧钻井技术服务，到目前为止，在油区内共完成侧钻井180口。
公司通过近几年的现场施工，逐渐摸索出了一套适合大港油区的侧钻井钻井液技术措施
二、施工技术措施
2.1钻井液准备
开窗前首先要进行钻井液准备，可以用2种方法：
2.1.1配浆
配方：清水+4-6%膨润土+0.5%纯碱
循环系统按标准要求安装完毕后进行配浆作业，基浆配好并充分水化后按设计要求补充各类处理剂，把钻井液性能调整到设计范围之内（粘度应走设计上限，以便开窗时能有效携带铁屑）。
2.1.2 倒运回收浆
若现场不具备配浆条件，可从公司倒运回收浆。
泥浆上井后开启固控设备清除固相，使坂含和固相控制在设计要求之内，然后按补充各种处理剂，使钻井液性能达到设计要求。
2.2开窗钻进
2.2.1开窗时钻井液粘度应维持在设计上限，以便能有效携带铁屑，钻井液出口槽处应放一块强磁铁吸附铁屑。
2.2.2开窗后地层若是明化镇地层，泥浆粘度应逐渐降低到设计的中下限，以利于冲刷井壁；在馆陶组及以下地层，泥浆粘度应控制在设计的中上限，以利于保护井壁稳定、防止井塌。
2.2.3定向过程中保证钻井液中含油量达到3-5%，加入适量的乳化剂，使原油充分乳化，提高钻井液的润滑性能。
在定向时，如果托压现象严重，可视返砂
情况进行短起下破坏岩屑床，或加入适量的石墨、塑料小球。
2.4钻进过程中，用好固控设备，及时清除有害固相，及时补充原油和磺化沥青等处理剂，保证钻井液体系具有良好的稳定性能。
2.2.5钻进中定期进行短起下，每钻进80-100m或连续钻进24h进行短起下，保持井眼畅通。
2.2.6钻进时每班对钻井液进行全面分析，根据分析结果和现场施工情况及时补充相应处理剂，保证钻井液流变参数能够满足井下安全施工需要。
2.2.7进入目的层前调整钻井液性能，泥浆密度走设计上限，降低钻井液失水严格达设计要求，适当提高粘切，加入油气层保护处理剂。
2.2.8侧钻井受设备条件限制，钻井液排量较小。
工程上应控制钻井速度，以降低钻头附近环空钻井液中的岩屑浓度，防止沉砂卡钻。
2.2.9施工中防油气水侵，如果钻进时发现有油气水侵时，应停止钻进，循环排气或搞短起下作业测后效，计算油气上窜速度，以确定合适的钻井液密度，避免盲目提高钻井液密度把井压漏。
2.2.10起下钻具要控制好速度并力求平稳，特别是在易漏层和油气层井段要减小抽吸和压力激动，避免发生井漏和溢流。
2.2.11如需对气侵钻井液进行加重，应在排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重，加重速度要均匀，每个循环周密度增量应控制在0.05/cm3以内。
2.2.12完钻前调整钻井液性能，补充相应处理剂。
钻完进尺后充分循环洗井，起出钻具，甩掉马达，改变钻具结构再通井，保证电测和下套管施工顺利。
井斜超过30°可加入塑料小球或石墨和磺化沥青打封闭，粘度高于井浆10s以上。
三、油气层保护措施
3.1进入目的层前，调整好各项钻井液性能参数，按体系设计加入油保材料，保护油气层。
3.2进入目的层井段,严格控制钻井液API失水在3-5ml，控制钻井液HTHP 失水在设计之内，减少滤液对油气层的污染，从而保护油气层。
3.3钻进过程中，用好四级固控设备，尤其是离心机，保证固控设备完好率及使用率，及时清除钻井液中的有害固相，保持钻井液中含砂量低于0.3%钻进，减少钻井液中的亚微粒子进入油气层堵塞油气通道，同时严格控制钻井液密度不高于设计上限，从而保护油气层。
3.4钻进过程中严格维护好钻井液性能，防止卡钻或其它井下事故复杂，提高机械钻速，快速穿过油气层，尽量减少钻井液对油气层的侵泡时间。
3.5下完油层套管循环钻井液时,将钻井液粘度降低至40-45s，有效地冲刷井壁形成的虚泥饼，保证侧钻井的固井质量。
四、事故复杂的预防和处理
4.1. 井壁稳定
由于侧钻井多使用120.65mm或118mm钻头完钻，小钻具具有钢性小、加压小、钻速低、周期长的特点，钻井液对裸眼井段的侵泡时间较长，井壁易垮塌，因此防塌是重点，在加足防塌材料的基础上，必须将钻井液密度、粘度控制在设计上限，失水控制在下限，有利于防塌。
钻进过程中，如果返出的钻屑量大于井眼理论容积，并且伴有大块岩屑，上提遇卡，下放遇阻，起钻中途遇卡，下钻遇阻划眼，划眼过程中蹩泵蹩转盘等，证明发生了井塌。
4.1.1 钻井液密度是防塌的基础，因此，必须严格按照设计维持钻井液密度。
4.1.2 在工程措施方面，注意控制起下钻速度和开泵，防止压力激动造成的井塌。
4.1.3 如果出现井塌现象，首先补充防塌剂、适当提高钻井液密度，同时适当提高钻井液粘度、切力，以提高钻井液的携岩能力，净化井眼，减少钻井液对井壁的冲刷。
4.1.4 如果井眼不规则，起下困难，在起钻时，可以用防塌类处理剂配制一定量稠塞打封闭。
4.1.5 如果上述措施还不能很快见效，而钻井液密度已达设计上限，则应与甲方协商，提高钻井夜密度。
4.2.井眼净化
清洁的钻井液是安全钻井和油层保护的基础，因此应高度重视钻井液的固相控制。
4.2.1工程要配合泥浆适时搞好短起下钻作业，由于开窗后井斜较大，最好
30-50m搞一次短起下，及时清除井壁上的虚泥饼、破坏井壁上形成的岩屑床。
4.2.2使用好四级固控设备，尤其是除砂器和离心机，降低含砂量，清除有害固相，确保井眼干净畅通。
4.2.3钻进过程中控制合理的泵排量，满足井眼净化的需求，一般使用120.65mm或118mm钻头的井眼，要求泵排量保持在8-10L/s。
4.2.4 如果前几项措施仍难以满足井眼净化的要求，可采用变排量，打段塞、变流型的方法进一步清洗井眼。
打段塞的方法是：用大约5m3稠钻井液或稀钻井液（其粘度性能与井浆差别较大）清洗井眼，返出后放掉。
4.3.润滑防卡
防卡主要从钻井液防塌、润滑、井眼净化、减少压差、工程措施方面入手进行。
4.3.1钻进过程中要及时补充原油等润滑剂，使含油量达到3-5％左右，控制泥饼摩阻小于0.08。
4.3.2如果有托压现象，立即加大固体润滑剂（膨化石墨）的投入，减少托压产生的及影响。
4.3.3 上部软地层快速钻井时，每打完一个单根后划眼一到两遍，使井底的岩屑返得高一些，避免下沉到扶正器位置造成泥包扶正器和钻头。
4.3.4 在接单根过程中，如果有遇卡现象，不要急于接单根，要充分循环干净，待井下正常后再继续施工。
4.3.5 钻进一定时间或一定深度，根据井下情况，适时搞好短起下工作，清除虚泥饼，彻底消除井壁岩屑床，确保井壁清洁，井眼畅通。
4.4.井漏
馆陶底砾岩、生物灰岩、玄武岩及断层、油层可能发生漏失，这些井段应加强防范，防止漏失。
4.4.1钻进过程密切注意井口的返浆情况，加强坐岗，观察液面变化，发现问题及时处理。
4.4.2 要严格控制好起下钻速度，避免压力激动过大，压漏地层，坚持分段循环，下钻到底先以小排量开泵，循环正常后再增到正常排量，以免蹩漏地层。
4.4.3 为预防井下复杂情况的发生，井场必须储备充足的堵漏及配浆材料。
4.4.4 在钻进过程中，发现漏失小于3m3/h，可边循环边堵漏，如漏速大于33/h或不能建立有效循环，要强行将钻具起到套管内，实施静止堵漏并憋压。
4.5.5堵漏浆配方：井浆+15-20%固体堵漏剂+土粉，比例可根据漏速大小、漏失岩性适当调整。
4.5. 井涌
4.5.1 加强坐岗，如钻进时发现油、气、水侵，应停止钻进，循环排气或短起下钻测油气上窜速度，以确定合理的钻井液密度，避免盲目提高钻井液密度。
钻进中如果发现钻井液池面增加、钻井液槽面有油花、气泡、钻井液密度降低、粘度发生较大变化等情况之一时，必须立即汇报，及时与录井等部门取得联系，以查明原因，并注意加密测量钻井液密度和粘度，便于采取措施。
4.5.2按设计储备足够的加重剂和比设计密度高0.2mg/cm3的重泥浆30方。
五、存在问题
5.1.与钻井队相比，井下侧钻井队有时技术措施落实不到位，有时甚至蛮干。
如：下钻到底不拆凡尔，开泵过猛把井压漏；钻进过程中发生井漏时，强行穿漏，不起钻静堵，直到没泥浆时才不得不起钻。
5.2.设备跟不上处理泥浆的需要：基本上所有的侧钻井队配药罐都是1.5-2m3的，配药量小，满足不了处理泥浆的需要；生产水管线太细，如果是明化镇地层开窗侧钻或使用215.9mm钻头的井眼，水量也不能满足需要。
5.3.生产组织不及时，侧钻井原油都是由井队报甲方组织，报过原油计划后，一般都是2-3天以后才能到井。
5.4.部分井队干部的观点不正确，生产水组织不及时，他们认为生产水拉多了，泥浆用水量就大，就不加处理剂了。
有多口井因生产水组织不及时，发生泥浆粘切偏高甚至流不动现象。
5.5.在板桥等易塌区块钻进时，应采用防塌效果较好的有机盐钻井液体系，以保持井壁稳定。