葡6井钻井液技术措施
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。
钻井液施工技术应用
钻井液施工技术应用钻井是石油勘探开发的重要环节，而钻井液作为钻井过程中必不可少的部分，起着冷却、润滑、承载岩屑等多种重要作用。
随着石油勘探开发技术的不断进步，钻井液施工技术也在不断创新，以适应不同地质条件和钻井需求。
本文将就钻井液施工技术的应用进行详细介绍。
一、钻井液施工技术的基本原理钻井液施工技术是根据钻井目的地地质条件和井眼要求，选择不同组分、特性的液体作为钻井介质，并通过特定的工艺流程和设备，达到冷却、润滑、承载岩屑、维护井眼稳定等功能。
根据钻井液的不同特性，施工技术也有所不同，主要包括水基钻井液、油基钻井液、气体钻井液等。
在钻井液施工过程中，需要根据井眼地质条件和需要选择合适的液相、固相和添加剂，保证钻井液的性能达到要求。
1. 水基钻井液水基钻井液是以水为基础的钻井液，由水、固相和添加剂组成。
因其成本低、易获取、环保性好等优点，目前在钻井中应用较为广泛。
在水基钻井液施工技术中，可根据井眼地质条件和钻井需求选择不同种类的液体作为基础，通过添加各种添加剂，控制钻井液的粘度、密度、流变性等性能，以适应钻井作业。
在应用过程中，要严格控制水基钻井液的性能指标，保证钻井过程中稳定可靠的液相，提高钻井效率，降低钻井成本。
油基钻井液是以油或类似的液体为基础的钻井液，由液相、固相和添加剂组成。
油基钻井液施工技术主要应用于高温高压井眼、高含油气层和敏感地质井眼等特殊条件的钻井作业中。
油基钻井液由于其稳定性好、耐高温性能好等特点，能够提供更好的润滑和承载岩屑能力，降低钻头磨损，提高钻井速度，因此在应用范围上有一定的优势。
气体钻井液是以气体为基础的钻井液，由气体、液相和添加剂组成。
气体钻井液施工技术主要适用于地层压力高、井眼不稳定、易塌陷的钻井作业中。
气体钻井液的主要作用是通过提供气动力，减小井眼周围的地压差，减轻钻头的受力，防止井眼崩塌。
气体钻井液对地层的污染小，环保性能好。
目前，在陆上和海洋油田开发中，气体钻井液在一定范围内得到了广泛的应用。
水平井段钻井技术措施
水平井段钻井技术措施一、水平井段设计1.水平井段设计需要结合油气储层特性、地质构造、储量和预测产能等因素考虑，确定井段的起止点和倾角。
2.基于地层压力和水平段的长度，采取合理的构造设计可以减少钻井施工过程中的摩擦和阻力。
二、钻井井眼质量控制1.合理选择井眼质量控制手段，通常采用钻井液温度控制、控制井眼地层压力、控制井眼液体重量、控制井眼钢丝绳张力等方法。
2.密度与粘度应根据井眼内外流体压力的比较确定于井眼施工过程中的稳定应力分布，有效地避免因钻井过程引入地层流体。
三、水平井段钻井井下导向技术措施1.实施连续预应力打组技术，能够迅速探测出水平井段的井眼钢丝绳张力的变化，最大限度地提高导向仪器的敏感度，从而提高钻井平顺性和垂直度。
2.采用井内导向仪器，例如电磁测量，来实时监测井眼方位，以实现精确钻井。
四、水平井段钻井液设计及应用1.针对水平井段的特点，设计合适的钻井液配方，考虑液体密度、粘度、稳定性和润滑性等因素，以满足水平井段顺利钻进的需求。
2.应用低密度、低黏度的钻井液，减少钻进阻力，提高钻井效率。
五、水平井段完钻技术措施1.完善水平井段钻井完井方案，根据具体地质情况选择合适的完井技术，如水平套管完井、压裂完井等。
2.通过水平井段完钻来实现人工裂缝扩展，增加地层水平面上的产能。
六、水平井段管柱设计与管理1.合理设计和管理水平井段管柱，避免管柱失稳、卡钻等事故，以保障施工的顺利进行。
2.使用合适的管柱材料和先进的施工装备，如平衡芯轴、扭矩控制系统等，提高钻进效率，防止井眼突变。
七、水平井段钻井期间的监测与控制1.建立完善的监测体系，对钻进过程中的泥浆循环、井筒状况、井壁稳定性等进行实时监测和控制，及时调整施工参数，保障安全高效的施工进度。
2.在钻井过程中采用井壁稳定性预测和动态监测技术，准确预测井眼形成失稳的潜在风险，避免井壁坍塌，提高施工安全性。
综上所述，水平井段钻井技术措施包括水平井段设计、井眼质量控制、井下导向技术、钻井液设计与应用、完钻技术措施、管柱设计与管理、钻井期间监测与控制等。
水平井钻井液技术
水平井钻井液技术水平井技术是当代油气资源勘探开发的重点技术之一.从80年代末期开始，为了提高勘探开发综合经济效益，世界各油公司掀起了水平井的热潮，在生产中取得了重大经济效益，证实了水平井“少井高产”的突出优点，取得了减少油田勘探开发费用，加快资金回收，少占土地和减少环境污染等一系列经济效益和社会效益。
由于水平井在钻井过程中井斜角从0°~ 90°变化，因而水平井与直井钻井工艺有较大的差别，为了确保水平井的钻成井保护好油气层，对水平井的钻井液完井液提出了特殊要求，必须解决井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏和保护储层等问题。
一、井眼净化井眼净化是水平井钻井工程的一个主要组成部分，井眼净化不好会导致摩阻和扭矩增加、卡钻；影响下套管和固井作业正常进行。
（一）影响井眼净化的因素1、井斜角：环空岩屑浓度或临界流速随井斜角的增加而变大，而清洁率则随之下降2、环空返速：其大小直接影响环空岩屑的运移方式、状态和环空岩屑浓度。
提高环空运速：环空岩屑浓度降低，井眼净化状况得以改善；岩屑床厚度降低或被破坏，井眼下侧不形成明显的岩屑床。
3、环空流型：<45°层流比紊流携屑效果好；45°~55°两种流态的携屑效果基本相同。
通过调整钻井液流变性能，改变层流速度剖面的平板程度来取代紊流，使钻井液在环空处于平板型层流，从而达到改善井眼净化的目的；55°~90°紊流比层流携屑效果好4、钻井液密度：钻井液密度的提高，有利于钻屑的携带5、钻柱尺寸：当井身结构已确定，随着钻杆尺寸的增大环空返速增加，有利于携屑6、转速：钻柱的旋转，对沉积的岩床起搅动作用，有利于床面岩屑的离去；转动钻柱可以限制钻柱的偏心效应，从而改善井眼净化；提高转速可防止钻井液在井壁周围形成不流动层，从而提高井眼净化；钻柱除了自转外，还围绕井眼周界作圆周运动，因而有利于岩屑的携带7、钻柱的偏心度：随着井斜角的增大，钻校的偏心度对环空岩屑的影响较大；环空岩屑浓度随钻柱偏心度的增大而增大8、钻井速度和岩屑尺寸：当钻速过高时，会造成环空钻屑浓度过大，岩屑床厚度增加；岩屑尺寸大小亦会对井眼净化效果带来影响(二)技术措施水平井的井眼清洗在现场经常采用机械清洗和水力清洗相结合的措施来解决，实现水平井净化的技术措施可归纳为以下几个方面：1、提高环空返速；2、选用合理流型与钻井液流变参数；3、改变下部钻具组合4、适当增加钻井液密度；5、转动钻具或上下大范围活动；6、使用钻杆扶正器；7、控制钻进速度；8、采用高转速金刚石钻头；9、倒划眼二、井壁稳定井壁稳定是钻井工程中最常见的井下复杂情况之一。
ADM6—4H井四开水平段钻井液技术
Ｄｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ Ｆ ｌ ｕ ｉ ｄ Ｔｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ｆ ｏ ｒ ｔ ｈ ｅ Ｆｏ ｕ ｒ ｔ ｈ Ｓ ｐ ｕ ｄ ｄ ｉ ｎ ｇ Ｈｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ Ｓ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ＡＤＭ６—４ Ｈ Ｗｅ ｌ Ｉ ／ Ｌ Ｉ Ｕ Ｃｈ ｕ ｎ — ｍｉ ｎ ｇ（ Ｄｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ
Ｖｏ １ ． ４ ４ Ｎｏ． ８ Ａｕ ｇ．２ ０１ ７： ５１— ５ ４
Ａ Ｄ Ｍ６— ４ Ｈ井 四开 水 平 段钻 井液 技 术
刘春 明
（ 大庆钻探Ｚ － 程 公 司钻 井工 程 技 术 研 究 院 ， 黑龙江 大庆 １ ６ ３ ４ １ ３ ）
摘要 ： Ａ Ｄ Ｍ ６— ４ Ｈ井是 Ａ ＨＤ Ｅ Ｂ油 田使用 常规 随钻测量 仪器 （ ＭＷＤ） 和螺 杆动 力钻具 组合 完成 的一 口水平 段长 度 １ ５ ０ ０ ｍ、 最大水平位移 １ ９ １ ５ ． １ ７ ｍ的 ６ ｉ ｎ小 井眼大 位移水 平井 ， 也是 Ａ Ｈ Ｄ Ｅ Ｂ油 田 目前水平 位移 最大 的一 口水 平 井 。该井 四开水平段钻进使用 聚磺混油钻井 液体 系 ， 在携砂 、 井 眼稳定 和润滑减 阻等方 面效果 ， 无井壁失稳 ， 无 漏失 ， 无卡钻 ， 无托压 ， 其经验技术值得借鉴 。
钻井液施工技术应用
钻井液施工技术应用钻井液是油气井钻进过程中所使用的重要液体。
它不但可以冷却钻头、冲洗井底，还可以传递泥浆来支撑井壁，从而防止井壁垮塌。
钻井液的性能直接影响到钻井的成功与否，因此，在钻井液施工技术方面，需要严格把控每个环节，确保钻井液的质量和效果。
一、钻井液施工前的准备在进行钻井液施工前，必须认真做好准备工作，确保施工的顺利进行。
具体包括以下几个方面：1. 确定钻井液的类型和参数钻井液的类型和参数应根据井的要求来确定，包括井深、孔径、井壁稳定情况、地层性质及岩石物理特征等。
此外，需要评估井壁稳定性、封隔能力及井眼清洁度，以便选择最合适的钻井液类型和参数。
钻井液的配方要根据地质、地层及井的特点等进行科学配比。
建议在实际施工前，应通过实验室测试对配方进行优化和调整，并根据实验结果进行相应的修改。
钻井液添加剂的质量和用量直接影响到液体的性能，需要根据地层、岩石和井眼等特点来确定添加剂类型和用量，并确保添加剂质量稳定。
4. 确定钻井液的循环方式钻井液的循环方式直接影响到钻进效率和稳定性，应根据地层条件、井壁稳定性、水力及渗透性特点等来确定循环方式，选择适当的泵和管道等设备，确保液体循环效果。
5. 做好钻井液现场的防爆、防腐蚀和环保工作钻井现场是一个复杂的施工环境，需要注意防火、防爆、防腐蚀和环保等多个方面的问题。
在选择设备和加工材料时，必须确保符合安全和环境要求。
二、钻井液施工中的过程控制在钻井液施工过程中，需要掌握正确的技术方法，确保质量和效果。
主要包括以下几个方面：1. 预处理钻井液预处理钻井液是指在现场搅拌桶上进行的。
进行预处理有几个目的：一是把搅拌桶中的功率调至最佳工作状态，同时通过搅拌达到均匀混合的目的；二是将添加剂、泥浆和饱和盐水等全部放入搅拌桶中，搅拌至理想状态，从而确保预备液质量；三是通过评估循环系统和液体循环效果等参数，调整和优化钻井液成分，以提高质量和性能；四是对每种添加剂和配方进行密切监测，确保钻井液质量稳定。
钻井液施工技术应用
钻井液施工技术应用钻井液施工技术是石油工程中非常重要的一个环节，在钻井作业中发挥着至关重要的作用。
钻井液施工技术应用包括工艺流程、液相性能控制、泥浆配方设计、固相性能控制、污染控制等方面。
以下将详细介绍钻井液施工技术应用的相关内容。
钻井液施工技术应用的工艺流程包括摸底、冲洗井眼、组装钻井井具、灌注钻井井具、井下钻井井具安全验收等环节。
在摸底过程中，需要对井下情况进行细致观察，包括井眼直径、孔内温度、压力等参数进行测量，并以此为基础进行后续工作。
冲洗井眼是为了清除井眼内的杂质、碎屑等，保证钻头正常下钻。
组装钻井井具是将套管、钻杆等设备按照一定顺序组织在一起，以保证整个施工过程的顺利进行。
灌注钻井井具是为了保证钻井井具的密封性，避免钻井液漏失，确保施工的安全。
钻井液施工技术应用中的液相性能控制主要包括黏度、流变性和滤失量等参数的控制。
黏度是指钻井液的粘稠度，是施工过程中控制井底静压的重要因素。
流变性是指钻井液在流动过程中的表现，包括剪切应力、弹性模量等参数，这些参数能够反映和预测施工过程中的井内井外情况。
滤失量是指钻井液中可渗透的水分，是施工中固相粒子和液相粒子的分离情况的重要指标。
钻井液施工技术应用中的泥浆配方设计是根据地质条件、井眼直径、孔内温度等因素进行合理配置和调整，以满足钻井施工的需要。
根据不同的地质情况，可以选择不同的配方，如高密度钻井液、低密度钻井液、无固相钻井液等。
在泥浆配方设计中，还需要考虑到一些特殊工况，如高温、高压、腐蚀性环境等，以适应不同的施工环境。
钻井液施工技术应用中的固相性能控制主要是针对固相粒子在钻井液中的参数进行控制。
这些参数包括固相颗粒的颗粒大小、颗粒浓度、固相粒子的稳定性等。
控制固相性能可以有效地防止固相颗粒沉降、聚集、沉积等现象的发生，使钻井液在施工过程中达到良好的效果。
污染控制是钻井液施工技术应用中非常重要的一个环节，主要是为了防止有害物质对井眼和油层的损害，保证施工环境的清洁与安全。
坨深6井高密度钻井液技术
坨深6井高密度钻井液技术近年来，随着石油工业的不断发展，高密度钻井液技术越来越受到工程师和科研人员的关注。
其中，坨深6井高密度钻井液技术具有很大的研究价值和实用价值。
作为一种新型的钻井液技术，坨深6井高密度钻井液技术的优点不仅在于其能够承受高压力，还在于它对地下储层的损伤较小，且对井壁的稳定性有明显的提升。
本文将从高密度钻井液的概念、坨深6井高密度钻井液技术的优点和应用等方面进行论述。
一、高密度钻井液概述高密度钻井液是指含有增稠剂、钻井泥浆和其他化学品等物质的深水钻井液。
这种钻井液技术广泛应用于海洋和深海油气勘探和生产中。
与传统的钻井液技术相比，高密度钻井液技术需要具有更高的密度和流动性质量。
同时还需考虑到地下储层修复工作的难度。
为此，高密度钻井液需要采用一种特殊的液相剂，即增稠剂。
这种增稠剂除了具有优异的增稠效果之外，还可以增强液相的稳定性，提高其流动性等综合性能。
二、坨深6井高密度钻井液技术的优点坨深6井高密度钻井液技术是一种针对深水井的井壁要求和地下储层压力要求的新型高密度钻井液技术。
它有以下几方面的优点：1.强度高，压强稳定：高密度钻井液需要承受极高的震动和压强，而坨深6井高密度钻井液技术能够在压力作用下实现压强稳定。
2.对地下储层的损伤小：由于坨深6井高密度钻井液技术采用的是一种无钙的化学液剂，因此其对地下储层的损伤非常小。
同时，高密度钻井液的增稠剂是一种水性聚合物，其能够承受较高的压力，同时在变形后能够自行恢复，这能够让高密度钻井液技术避免对地下储层的较大损伤。
3.对井壁的稳定性有明显的提升：坨深6井高密度钻井液技术采用一种特定的防滑剂。
这种剂能够在井壁上形成一种滑膜，将井壁与高密度钻井液隔开，从而保证沉积物对井壁的保护作用得到增强。
三、坨深6井高密度钻井液技术的应用坨深6井所在的深海较为复杂，地下储层也相对较深且压力较高，因此使用传统的钻井液技术难以满足要求。
而坨深6井高密度钻井液技术以其较高的压强稳定性和较小的对地下储层和井壁的损伤作用，以及增强高密度钻井液对井筒和钻具的润滑效果，成为了深海油气勘探、生产和开发中不可或缺的一种先进技术。
侧钻井钻井液施工技术规范
侧钻井钻井液施工技术规范
是针对侧钻井钻井作业中钻井液的使用和处理制定的一套技术标准和规范。
下面是一些常见的侧钻井钻井液施工技术规范：
1. 钻井液配方设计：根据井型、地层性质、钻井目的等因素，合理设计钻井液配方，确定所需添加的各种化学药剂和物理性能参数。
2. 钻井液性能要求：确保钻井液能满足侧钻井作业的要求，包括控制井壁稳定、减小井漏风险、提高井下机械钻速等。
3. 钻井液处理设备：选用适当的钻井液处理设备，包括固液分离器、砂除器、除磁器等，确保钻井液的质量和性能。
4. 钻井液循环系统：确保钻井液能够顺利地从井口循环到井底再返回井口，包括选用合适的泵和管线，调节泵压和流量。
5. 钻井液性能监测：监测钻井液的性能参数，包括密度、粘度、过滤损失等，及时调整和补充化学药剂，保证钻井液的性能稳定。
6. 钻井液环保要求：根据环保法规和相关标准，合理处理和处置钻井液废弃物和污水，降低对环境的影响。
7. 钻井液事故应急准备：制定相应的应急预案，培训钻井液施工人员的应急处理能力，以应对可能发生的钻井液事故。
以上是一些常见的侧钻井钻井液施工技术规范，实际施工中需要根据具体情况和当地法律法规进行具体操作。
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钻井技术措施doc
引言概述：钻井技术是石油开采过程中至关重要的一环。
本文旨在探讨钻井技术措施的相关内容，从技术的角度分析钻井过程中需要采取的措施，以便提高钻井效率和确保作业安全。
正文内容：一、选井及采矿区域评估1.考虑地质条件：分析地质构造、岩石类型和渗透性等因素，选取合适的钻井场所。
2.评估油气储量：调查油气储量大小、分布及可采性，制定合理的开采方案。
3.喷注井眼：在选定的井位上进行注水井或注气井的布置，以提高采出率。
二、钻井液的选择和配置1.钻井液功能：分析井底温度、井压、井壁稳定性等因素，选择适合的钻井液，满足井下工况要求。
2.钻井液成分优化：根据地层特点，调整钻井液中的胶体体积分数、添加剂和抗水解剂等成分，提高钻进速度和井底稳定性。
3.钻井液循环体系：建立良好的循环体系，确保钻井液的循环流动和废物的排出。
三、钻井工艺及操作控制1.钻具选择与设计：按照作业要求和地层条件，选择合适的钻具类型和规格，并进行设计和优化。
2.钻井工艺参数控制：根据井深、井压、井温等实际情况，控制钻井液的循环速度、排量、浆体性质等参数，确保钻进作业的稳定性。
3.钻井压力控制：钻进中合理控制井底压力，防止井漏和井喷等危险事故的发生。
四、钻井事故与安全防范1.高温井控：在高温环境下，采取相应的措施，控制井口温度，避免设备和钻具的热损坏。
2.地层失稳问题：通过合理的钻井液配方、井壁加固措施等措施，预防地层失稳造成的卡钻、塌井等事故。
3.钻井井口防喷措施：设置井口防喷装置，预防井口破裂造成的危险，保证钻井作业安全。
五、钻井效率提升与优化1.钻进速度提升：通过优化钻井液、选用先进的钻具和钻头技术，提高钻进速度，减少钻井时间。
2.钻井废弃物处理：制定合理的钻井废物处理方案，减少环境污染，提高资源利用率。
3.钻具和设备维修保养：加强钻具和设备的日常维护保养工作，延长使用寿命，减少故障发生概率。
总结：本文在钻井技术措施方面进行了全面的阐述。
通过选井及采矿区域评估、钻井液的选择和配置、钻井工艺及操作控制、钻井事故与安全防范以及钻井效率提升与优化等五个大点的详细阐述，强调了技术选择的重要性以及技术措施对钻井效率和安全的影响。
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钻井液技术措施ZJG/GZ9B001 2003-11葡6井钻井液技术措施（预防）分发号：吐哈泥浆技术服务公司2003年4月编写人：张金山审批人意见：————签字日期————批准人意见：————签字日期———目录1、钻井工程基本数据 (4)2、目的、范围和职责 (4)3、地质分层及岩性 (4)4、邻井复杂情况调研 (4)5、钻井液技术难点和施工重点 (4)6、分段钻井液维护处理 (4)7、固控保证措施 (6)8、油气层保护设计 (6)9、复杂预防及处理措施 (7)10、环境保护措施 (9)11、现场管理措施 (9)12、钻井液材料用量及成本预算 (10)13、几点说明 (10)14、效果验证 (10)葡6井钻井液技术措施1.钻井工程基本数据葡6井设计井深2700m，是一口滚动探井；它属于葡萄沟5号构造，目的层是Esh、K、J2q和J2s；该井设计取芯20m，井身结构为444.5mm钻头*400m+216mm钻头*2700m，339.7mm套管*400m+139.7mm套管 *2700m。
2.目的、范围和责任：为保证葡6井安全、快速钻进，取全取准地质资料，杜绝井下复杂与事故，确保该井设计的贯彻落实，最大限度保护储层和提高钻井效益，制定该井技术措施。
本措施适用于葡6井正常状态下的各施工工序。
泥浆技术服务公司负责修订泥浆措施，并监督现场执行；钻井队遵照本措施进行现场泥浆施工。
3．地质分层及岩性葡6井设计地质分层数据表分层底界(M) 厚度(M) 岩性Ｑ90 90 杂色砾石层N2P 950 860 杂色砾岩与棕黄色泥岩互层N1t1380 430 上部为棕红色泥岩，下部为石膏与紫红色互层Esh1868 488 上部紫红色泥岩中夹有石膏，下部为棕红、紫红色，夹有灰绿色粉、细砂岩。
K2160 292 上部紫红色、灰绿色泥岩，中部为紫红色泥质粉砂岩、细砂岩，下部为暗紫色泥岩夹杂色砂砾岩。
J3q2338178 紫红色、棕红色泥岩夹有极薄的灰绿色细砂岩。
J2q2490 152 上部为浅灰、深灰色泥岩，下部是浅灰色中砂岩、砂砾岩与灰色泥岩交互层。
J2s2700 210 上部为灰色泥岩和细砂岩互层，下部是杂色泥岩与灰色中、细砂岩互层。
4.邻井复杂情况调研井号层位井段比重范围复杂类型复杂原因葡1井N1t- K 1566-1828 1.03-1.30 划眼大段泥岩缩径葡2井J3q- J2q 2245-2843 1.04-1.27 划眼井内负压差导致井塌神北1N1t- J2s大段多次 1.09-1.34 划眼泥岩缩径、井塌神北5 N1t- J2s 大段多次 1.05-1.29 划眼泥浆性能差，虚泥饼过厚5.钻井液技术难点和施工重点5.1钻井液技术难点5.1.1砾石段长，胶结疏松，易塌易漏。
5.1.2 Esh、K层富含盐膏，泥浆性能波动大，膏质泥岩缩径及盐溶造成井径不规则，起下钻遇阻遇卡。
5.1.3齐古组、七克台及三间房交界面地层破碎，容易造成井塌划眼和井漏。
5.2钻井液施工重点井段钻井液地层钻井液施工重点一开高坂土Q～N2p 按要求配足高坂土浆，做好性能维护，防止井漏。
二开抗盐聚合物钻井完井液N2p 该地区第三系含盐膏层，用加有大分子、护胶剂的强抑制性抗盐泥浆解决盐膏层缩径防止粘卡，并减少泥浆污染；保持良好流变性配合工程提高钻速；控制合适的比重防止k层坍塌；进入J2q前按设计配方和井深加入磺化处理剂和油保材料，把泥浆改造成完井液。
N1tEshKJ2s 做好取芯、中完、完井电测和固井泥浆处理工作，防止漏失、井塌。
6.分段钻井液维护处理6.1一开井段（0-400m）：普通坂土浆6.1.1钻井液体系井段，m 0～400地层Q～N2p钻井液体系普通坂土浆钻井液基本配方200m3清水+10%-12%土粉+重晶石6.1.2钻井液性能指标项目Q～N2p密度，g/cm3 1.05～1.15塑性粘度，mPa·s漏斗粘度，s 80～100动切力，Pa泥饼，mm ≤1.56.1.3维护处理要点6.1.3.1用土粉配制200m3高坂土浆，如无砾石层，性能控制在密度1.12g/cm3以上、粘度80s左右。
6.1.3.2钻进中用清水、烧碱（NaOH）水控制粘度。
若砾石较大，携带困难，须加土粉提粘或加重晶石提高比重满足携砂的需要。
6.1.3.3若井下出现轻微的漏失，泥浆中加入1%-2%的单封加强泥浆的封堵能力，漏失严重时，配堵漏浆静止堵漏或往地层中打水泥。
6.1.3.4钻完表层井深，为了确保下套管一次到底必须通井，起钻前至少循环两周。
下套管时，按要求灌好泥浆，下完套管后，循环两周泥浆，确保环空清洁，调整好泥浆粘切至固井要求，确保固井顺利施工。
6.2二开井段（300-2700m）：抗盐聚合物钻井完井液6.2.1 钻井液体系井段，m 400～2200地层N2p～ N1t～Esh～ K～ J3q～ J2q～ J2s钻井液体系抗盐聚合物钻井完井液基本配方4%坂土浆+铁矿粉+Na2CO3+0.2%K-PAM+0.2%CMP-1+0.4%NaPAN+0.3%LV-CMC+0.2%JT-888（PAC）+3%QCX-2+0.5%单封+2%FT-1 +1.5%PSC+2%SPNH井眼尺寸，mm 216钻井液储备量，m3 80（密度>1.50g/cm3）6.2.2 钻井液性能指标项目N2p～N1t～Esh～K J2q～J2s密度，g/cm3 1.10～1.20 1.20～1.25漏斗粘度，s 30～50 35～50API滤失量，ml 8～5 ≤5泥饼，mm ≤0.5 ≤0.5静切力（10s/10min），1～2/2～5 2～5/5～10含砂量，% ≤0.3 ≤0.3塑性粘度，mPa·s 8～15 12～25动切力，Pa 5～8 8～12PH值8～8.5 8～8.5固相含量，% 8-12 8-10坂土含量（MBT），g/l 50～60 45～706.2.3 维护处理要点6.2.3.1 二开前24小时内按配方浓度配制80～100m30.3%K-PAM、0.2%CMP-1、0.4%NaPAN、0.3%LV-CMC和0.2%JT-888低固相液，并保证水解时间在12小时以上。
6.2.3.2钻完水泥塞并确保二开钻完含砾、含砂夹层后，放掉水泥侵泥浆，替入低固相高分子胶液转化为抗盐聚合物泥浆。
6.2.3.3正常维护配每池10kg、每百米100公斤以上高分子胶液（CMP-1和KPAM）提供抑制性，保证泥浆性能稳定；进入K层前加入1.5%FT-1进一步降低泥浆的失水和防塌。
6.2.3.4 2300m 以前0.3%K-PAM和0.2%CMP-1来保证泥浆的抑制性，以0.4%NaPAN、0.3%Lv-CMC、0.2%JT-888（PAC）配合Na2CO3碱液控制失水，工程上必须200-300m短拉一次，防止盐膏层段水化膨胀引起缩径。
6.2.3.5 2300m左右为钻井液质量控制点，取样分析性能，根据需要可以再补充低固相液，进一步提高体系抑制性。
6.2.3.6 钻至齐古组底部，使用大分子胶液冲降固相和坂含，并加足护胶剂，控制API失水在4ml以下、粘度35s以下。
6.2.3.7钻至油层前100米按设计要求一次性加入6吨QCX和1吨单封，并高浓度加入无荧光沥青和SPNH分别达到1.5%含量，使用PSC碱液调整性能达到设计要求，改造钻井液成为有利于发现和保护油气层的钻井完井液。
6.2.3.8正常钻进时配每药品池12㎏超大分子CJ-2000胶液提供抑制性，使用NaPAN （或KPAN）、CMC、SPNH进一步控制API失水、HTHP失水，分两次加入1%WR-1改善泥浆润滑性。
6.2.3.9定期补充无荧光沥青、超微粉和单封，维持在体系中的有效含量，满足油层保护、防漏及强化造壁的要求。
6.2.3.10使用好固控设备，定期清沉砂池，严格控制泥浆的密度、粘度、坂含和固相含量。
6.2.3.11 维护时采取等浓度复配的原则，以保证钻井液中处理剂的含量。
进油层后补加1%的FT-1，防止井塌以确保取芯的顺利。
6.2.3.12用1～2%PSC、2～3%SPNH碱液调整流变性，进一步降低HTHP失水，使PH值保证在8.5以上，取芯段要保证泥浆性能的稳定。
6.2.3.13完钻后要用牙轮钻头通井，通井起钻前，适当降低泥浆粘度和切力，同时要使泥浆保持一定的悬浮力，防止沉砂，确保电测一次到底。
下钻到底后，循环2～3周，依据钻屑的带出的情况，调整好泥浆性能，待井眼清洁后，起钻下套管。
6.2.3.14下完套管，低泵压低排量开泵，待泥浆返出井口后，逐渐增加排量至正常顶替排量，循环2～3周后，依据钻屑的返出情况，调整泥浆性能至固井要求。
在固井替浆时，须用清洁的泥浆替浆，确保测三样到底。
7.固控保证措施维护并保持良好的泥浆性能指标对固相含量和坂含的控制，至关重要。
有效的控制固相含量和坂含，固控设备的级次和有效运转，十分关键，为此要求：振动筛运转率100%，除砂器运转率90%以上，离心机运转率40%以上。
除泥器运转率40%以上。
循环池的搅拌器要坚持运转，勤清锥形池清，适当清理上水池，通过多种有效的方法，降低固相含量。
8. 油气层保护措施8.1打开J2q油层前，钻井液应达到以下标准：API滤失量坂含固相含量HTHP滤失量≤5ml ≤70g/l ≤10% ≤15ml8.2加入QCX-1前应对钻头、循环设备、井下复杂等钻井情况全面掌握，保证有足够的循环时间。
据基浆调整情况和性能变化，从混合漏斗按循环周均匀加入。
8.3严格执行屏蔽暂堵保护储层的技术要求，进入J2q油层前100m以前取井浆加前样；井浆一次性加入3%的超细QCX-1、1.5%HL-II和0.5%单封；待循环均匀后取井浆加后样（注明层位和井深），合格后方可钻开油层。
8.4储层段原则上实施近平衡钻井，现场应根据地层压力.变化，及时调整钻井液密度,防涌防漏。
控制起下钻速度，防止压力激动造成井漏。
9. 复杂预防及处理措施9.1井漏的预防9.1.1钻表层采用适宜的泥浆密度，控制钻井速度；9.1.2控制合理的泥浆流变性，防止泥浆静结构过强；9.1.3 在泥浆中加入1~1.5%单向压力暂堵剂或其它桥塞堵漏剂及3%超细QCX-1。
9.1.4采取正确的防漏措施：进入易漏失层段，下完钻或接单根后不宜开泵过猛，先小排量循环，并在开泵时上下活动或转动钻具，控制起下钻速度，防止蹩漏地层。
9.1.5J2S层砂体连通性好，渗透性强，易发生渗漏；由于泥浆密度高，易发生诱导性漏失。
采取正确的防漏措施：在J2S井段钻进，注意观察钻时变化和泥浆返出情况，下完钻或接单根后不宜开泵过猛，先小排量循环，并在开泵时上下活动或转动钻具，控制起下钻速度，防止蹩漏地层。