苏里格气井水平井钻井液技术方案
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。
苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术
苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术的论文摘要：随着石油工程技术的不断发展，钻井液是钻井过程中必不可少的一个环节。
在实际应用过程中，我们发现，在钻取气田长水平段时，容易出现液防塌现象，这严重影响了钻井作业的效率，严重影响了油田的开发。
苏里格气田53区块作为中国内陆最大的天然气田之一，长期以来面临着钻井液防塌技术难题，本文针对此问题展开了研究，提出了一套适用于苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术的方案，该方案有效解决了液防塌现象的问题，提高了钻井作业的效率和油田的开发效益。
关键词：苏里格气田；液防塌；长水平段；钻井液；技术方案一、引言苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区伊犁哈萨克自治州昭苏县，拥有丰富的天然气资源，是中国内陆最大的天然气田之一。
为了充分开发天然气资源，苏里格气田53区块开始进行长水平段钻井作业。
然而，在实际作业过程中，经常出现钻井液防塌现象，影响了钻井作业的进展，严重影响了油田的开发。
因此，有效地解决液防塌问题，对于保证钻井作业的安全和高效进行具有重要意义。
二、液防塌原因分析液防塌是在钻井液固相体积分数较高，而液相体积分数降低到临界值时，钻孔壁上的颗粒就会向孔眼周围移动，形成滑移层。
滑移层的形成极大地影响了钻井液性质的控制，导致钻井液性质不稳定，从而影响了钻井作业效率。
钻井液的稳定性是影响液防塌的重要因素之一。
当液相体积分数升高时，钻井液的黏度、比重和流动性都会发生变化，从而使其难以控制。
同时，长时间的使用和受到地层温度和压力的影响，也会使钻井液的稳定性发生变化，从而出现液防塌现象。
三、技术方案针对苏里格气田53区块长水平段液防塌问题，本文提出了以下六项技术方案：1、优化钻井液配方。
通过优化钻井液的配方，降低固相体积分数，减少黏度，提高流动性，从而有效控制钻井液的稳定性。
2、选择合适的钻井液。
在钻取不同地层时，应该选择不同种类的钻井液。
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。
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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。
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斜井段钻井液配方及维护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，严禁加入不抗盐、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钻井液体系转化配方：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：按上述配方以循环周先后交替加入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）。
3.3.1.6苏5井区和桃7井区刘家沟钻穿必须做承压试验。
由于延长、刘家沟组易漏地层与“双石层”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）钻穿刘家沟组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：封刘家沟井段+10 m3；（6）加量：5-8%DF-A（适用苏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，（苏5及苏47、苏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，（苏5及苏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：选用中心孔流道较小的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。
进入山西组煤层前用密度为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，禁止采用滑动钻进方式，禁止在煤层段强增斜扭方位作业。
煤层段严禁长时间循环，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周，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方封闭润滑液（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，确保井筒内液柱压力足够。
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周，确保洗井彻底；若下钻遇阻，及时接方钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，直到上提下方无遇阻，短起下无遇阻后打入预配的20-25方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段方可起钻下套管。
起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
3.4水平段技术方案3.4.1水平段钻井液配方及维护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方（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方左右，钻进过程中分多次加入30方），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方左右，具体加量为：3-4%GD-K+ 4-5%ZDS +0.1% PAC（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周后测初始性能：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（石灰石）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。