⑴ 鑽井液用磺甲基酚醛樹脂有毒嗎
鑽井液用磺化酚醛樹脂(SMP)乾粉是由苯酚、甲醛、磺化劑等各種原料在一定的條件下經多次聚合和磺化得到膠體產品，再經噴霧乾燥而得到粉末狀磺化產品。
性能及應用：
鑽井液用磺甲基酚醛樹脂是一種耐溫降失水劑，它的分子量不高，僅104左右，對粘土顆粒無絮凝作用，不會引起增稠作用。磺甲基酚醛樹脂的親水性和抗鹽析能力強，受高溫影響小。它對降低鑽井液的高溫高壓水效果顯著。此外它還能改善濾餅的潤滑性，對井眼也有穩定作用。
SMP-1型可用於礦化度小於100,000ppm的鑽井液，SMP-Ⅱ型可用於飽和鹽水鑽井液。
⑵ 什麼是褐煤制樹脂，是如何製造的
褐煤是一種縮合多環芳香族有機化合物，有較多的活性官能團、共軛基團和弱化學鍵，在某些引發劑存在下，很容易與有機高聚物的單體(如乙烯、丙烯、丙烯腈、丙烯醯胺等)發生聚合或縮聚反應，形成大分子有機高聚物，一般稱為「褐煤樹脂」，主要用於抗高溫石油鑽井液降濾失劑、重金屬吸附樹脂、吸水樹脂等。不過目前還沒有很成熟的合成技術和品牌，多年處於試驗和小規模生產階段。
⑶ 鑽井液用磺化酚醛樹脂SMP一2與SMP一3功能哪個好
SMP-3比SMP-2抗溫性能好，但價格高點，而且各個廠家生產的質量不一樣，最好是對比一下
⑷ 鑽井時用的潤滑劑是什麼
一、鑽井液的潤滑是潤滑什麼？
鑽井液的潤滑一是潤滑井壁的泥餅；二是潤滑鑽井液本身。二者都是為了減少旋轉阻力和提拉阻力。
摩阻系數是評價鑽井液潤滑性能的技術指數，泥漿的潤滑性處於空氣與油中間，空氣為0.5、清水為0.35、柴油為0.07、泥漿為0.2-0.35之間，如在泥漿中加入潤滑劑，則可降到0.10以下。陝北泥漿摩阻系數維持在0.20-0.25，就是很好了。
二、鑽井液的潤滑性重要在哪些方面？
1減少鑽具的扭矩、磨損和疲勞，延長鑽頭軸承的壽命，相應延長鑽具及鑽頭的使用壽命。
2減少鑽柱提升的磨擦阻力，縮短起下鑽時間。
3能用較小的動力轉動鑽具，節省柴油，延長設備壽命。
4能預防粘卡，防止鑽頭泥包。
三、為什麼無固相鑽井液與固相鑽井液要用不同的潤滑劑？
無固相鑽井液，顧名思義，是不含固相成份，在井壁上不形成泥餅，因此，也就無所謂潤滑泥餅的問題了，而 只需潤滑鑽井液自身，減少其摩阻就是了。為此，一些不 溶 於水的潤滑劑，如 塑 料小球、石墨、玻 璃微珠、瀝青粉，是不 能在無固相鑽井液中使用，既使無壞處，也只能是白花錢。選用液體潤滑劑如皂化油和表面活性劑如笨磺酸鈉，加 量很少，就能顯著降低水的表面張力，降低鑽井液自身的摩阻。
固相鑽井液對惰性固體潤滑劑、瀝青類潤滑劑和液體潤滑劑都能很好地吸附和懸浮，減少泥餅和鑽井液自身的摩 阻。選用什麼樣的潤滑劑，要視井深、鑽井液性能及成本而定。
四、常用的潤滑劑有哪些？
1磺化褐煤樹脂、腐植酸鉀
在固相含量比較高、粘度比較高、流動性比較 差、泥餅比較厚且濾失量比較大時，加入此類潤滑劑能有效降低鑽井 液粘度和濾失量，改善流動性和泥餅質量。
2表面活性劑
在無固相鑽井液中加十二烷基笨磺酸鈉等表面活性劑，能顯著降低水的表面張力，能把水的磨阻系數從0.3降到0.20以下。
3液體潤滑劑
加入液體潤滑劑如皂化油等主要是通過在鑽柱、井壁岩石表面形成吸附膜，使鑽柱與井壁岩石接觸產生的 固 ─ 固摩擦，改變為活性劑非極性端之間或 油膜之間的摩擦。從而使回轉鑽柱與岩石之間的摩擦力大大降低，減少鑽具回轉阻力。
4惰性固體潤滑劑
主 要有塑料小球、石墨、碳墨、玻璃微珠，該類潤滑劑適合在低固相鑽井液中使用。
五、影響鑽井液潤滑性的主要因素有哪些？
影響鑽井液潤滑性的主要因素有：有機高分子處理劑、潤滑劑、濾失量、地下水、濾液pH值、鑽井液的粘度、密度、固相。
1有機高分子處理的影響。
許多高分子處理劑如纖維素、磺化酚 醛 樹 脂、聚丙烯醯胺等能改善泥餅質量，在鑽柱、井壁上形成吸附膜，增 強 潤 滑性，減少鑽柱 摩 擦阻力。
2潤滑劑
用清水作鑽井液，摩 擦 阻力是較大的，而 往清水中加入少量的潤滑劑如陰離子表面活性劑，就能大幅度提高鑽井液的防磨性和潤滑性。
3濾失性、地下水和濾液pH值的影響。
降濾失劑能使泥餅薄而緻密，表面光滑，具有良好的潤滑性；井底溫度、壓差、地下水和濾液的pH值 會 在不同程度上影響潤滑劑和其它處理劑的作用效能，從而影響泥餅的質量，對鑽井液的潤滑性能產生影響。
4粘度、密度和固相的影響。
隨著鑽井液固相含量、密度的增加，其粘度、切力也會相應增大，鑽井液潤滑性能就變差。
六、在井場如何知道鑽井液潤滑性能好壞？
根據加入潤滑劑前後鑽機的扭矩、泥漿泵泵壓、柴油機轉速、提升拉力的變化情況，就可判斷潤滑劑的潤滑效果好壞。
加入潤滑劑後，鑽頭鑽鋌鑽桿回轉時與鑽井液、泥餅的摩擦阻力就減小，相應地鑽機扭矩就減小，柴油機負荷就減小，在 油門固定不變時，柴油機的轉速就增加；鑽井液流動性變 好，泥漿泵泵壓降低而排量增加；提升鑽具時，鑽具與鑽井液、泥餅的 磨阻就減少，提升拉力就降低。依據變化量的大小，就可知道潤滑劑潤滑效果的好壞。
⑸ 鑽井過程中，不同地層所採用的鑽井液種類常見的鑽井液處理劑的種類及作用 請詳細說明！！！
一般地表0~400米--坂土漿（清水+粘土+純鹼），2開地層不復雜用低固相（無固相）聚合物鑽井液，復雜地層看是那種類型的優選姿燃針對那型（三磺或油機泥漿）。詳細的話估計能出本書了，呵呵。
1、1914～1916年，清水作為旋轉鑽井的洗井介質，即開始使用「泥漿」。
2、從20～60年代，以分散型水基鑽井液為主要類型的階段
3、70-80年代，以聚合物不分散鑽井液為主要類型的階段 聚合物鑽井液是國內外水基鑽井液發展最迅速的一類，它的出現標志著鑽井液工藝技術進入了科學發展階段。聚合物鑽井液大體上又分為以下幾種類型： （1）部分水解聚丙烯醯胺體系； （2）氯化鉀聚合物鑽井液體系； （3）羥乙基纖維素體系； （4）聚丙烯與聚乙二醇共聚物（COP/PPG）體系；
90年代以來， （1）聚合物鑽井液進一步發展 （2）MMH鑽井液 （3）合成基鑽井液 （4）聚合醇鑽井液 （5）甲酸鹽鑽井液 （6）硅酸鹽鑽井液
我國鑽井液技術有 ：
低固相不分散聚合物鑽井液技術在我國得到全面推廣。開始時僅使用聚丙烯醯胺單一型聚合物絮凝劑，以後陸續研製成功不同基團、不同分子量的聚合物處理劑，形成了多種聚合物鑽井液體系。聚合物鑽井液主要應用於井深4000m以內的井，在當時曾有力地配合了高壓噴射鑽井，大大地提高了鑽井速度。由於聚合物處理劑具有良好的護壁作用，所研製的鉀基聚合物鑽井液在很大程度上解決了泥、頁岩地層的坍塌問題。
80年代初期，研製成功了油包水乳化加重鑽井液，並在華北、新疆和中原等油田得到成功應用，有效地解決跡告虛了鑽遇大段岩膏層和水敏性泥、頁岩地層時所遇到的各種問題。
三磺（磺化丹寧或烤膠、磺化褐煤和磺化酚醛樹脂）鑽井液在全國推廣使用後，創下了鑽超井7175m的紀錄。
鑽井液處理劑、原材料品種迅速增加，質量不斷提高。1978年，我國鑽井液處理劑僅有40多種，1983年增至76種，1985年已達到16個門類，共129種。
在新的起點上對聚合物鑽井液進行了全面、系統的研究，研製出兩性離子聚合物鑽井液和陽離子聚合物鑽井液等新體系，並在全國許多油田推廣使用，取得良好效果。將聚合物處理劑的類型從陰離子擴展到陽離子、兩性離子，並對大、中、低分子量聚合物處理劑及其復配作用在抑制性、降濾失、降粘作用機理方面進行了系統研究。在此基礎上研製出以FA-367、XY-27和JT-888等處理劑組成的兩性離子聚合物鑽井液體系，和由陽離子包被劑、降濾失劑、降粘劑、防塌劑等組成的全陽離子聚合物鑽井液體系；
為保護油氣層，提高鑽速，實現欠平衡壓力鑽井，發展了泡沫和充氣鑽井液技術。其中使用泡沫鑽成的友並油井的井深達到3232m。
為了有效地解決井壁失穩問題，系統地研究了各類鑽井液及其處理劑與井壁穩定性的關系，研製出了各種具有強抑制性的防塌鑽井液體系，並研製出可對付復雜鹽膏層的過飽和鹽水鑽井液和油包水乳化鑽井液等。
這些資料希望對你有幫助。
⑹ 塔北主要油區油氣層保護技術
靳書波
（西北石油局規劃設計研究院 烏魯木齊市北京北路2號 830011）
摘要在鑽井、完井、修井等作業過程中，都會對油氣層造成不同程度的傷害。本文分析了塔北地區的油氣層保護現狀和存在問題，提出了我局在鑽井、完井、修井作業中的保護油氣層的技術措施及配套工藝。著重介紹了屏蔽暫堵技術、低傷害修井液技術。
關鍵詞儲層傷害堵塞比油氣層保護屏蔽暫堵技術低傷害修井液
油氣層保護是一項系統工程，它涉及到所有井下作業環節。油氣層保護技術涉及多學科、多專業、多部門，貫穿整個油氣勘探、開發過程，科學研究和生產實踐證明，鑽井、完井、試油、儲層改造、修井等各項作業都可能不同程度地造成儲層傷害。要減少各項作業對油氣層的傷害，就必須加強油氣層保護及配套工藝技術的研究，以便提高油氣採收率，達到增產目的。
1塔北地區儲層傷害現狀
1.1鑽井過程中對儲層的傷害
我局在塔北地區已完鑽的近200口井，從一部分井的測試資料中看出，大多數井的儲層在不同程度受到污染，並且部分井的傷害程度還比較嚴重，主要表現在以下幾個方面。
首先是在鑽井完井過程中，儲層在正壓差作用下，鑽井完井液的濾液和固相顆粒侵入地層，造成了固相堵塞、粘土水化、無機鹽和處理劑的沉澱、水鎖反應等問題。一部分井不同程度地發生漏失，如巴參1井、沙46井、沙47井、沙48井、A4井都是漏失比較嚴重的井，漏失量均超過300m3以上，除沙48井外，其它表皮系數、堵塞比附加壓降都比較大，說明漏失對儲層傷害是很嚴重的。
其次是浸泡時間的長短，對儲層傷害程度不同，時間越長傷害越大，如DK2井和DK4井在同一構造、同一儲層，使用同一體系鑽井完井液，但浸泡時間不同，DK2井從揭開油氣層到封固油氣層用了7天，而DK4井因在下尾管作業中三起三下，用了18天。完井測試中的傷害程度卻截然不同，DK2井的表皮系數為－3.02，而DK4井的表皮系數則為5.24。從中可以看出完井作業不及時，同樣會給儲層造成比較嚴重的傷害。
1.2完井作業對儲層的傷害
完井過程中的固井往往對油氣層造成了傷害。我局在塔北地區的固井作業對油氣層傷害主要存在以下幾個問題：一是固井質量不穩定。二是大部分井的水泥漿濾失量偏大，均在150ml左右，加上水泥漿濾失量含有各種離子和高鹼性的濾液（pH值一般為11.5～12）進入地層後，加速了粘土礦物的解理、分散、運移，並形成毛細管阻力，降低了油氣層的滲透率，從而傷害地層。三是儲層壓力衰減比較快，水泥漿在高壓差作用下，產生滲透性漏失，造成儲層永久性傷害，地層滲漏主要表現在回接處無水泥，造成回接筒出水等現象。
完井射孔作業中射孔液一般採用泥漿，它使給儲集層產生第二次傷害。
1.3修井作業對儲層的傷害
修井作業對油氣層的保護工作起步比較晚。修井作業對儲層的傷害是十分嚴重的。從近幾年修井資料看，修井液對油氣層產生的傷害主要為以下幾種情況：
（1）目前西達里亞油田、阿克庫勒油田的油層壓力系數都較低，大部分井在1.0左右，最小的只有0.94(DK9井），而其修井液密度過大，一般都在1.03～1.15g/cm3不等。所以在修井過程中漏失現象相當嚴重（表1列舉部分井漏失量），有些井洗井時建立不了循環（沙28井用1.20g/cm3CaCl2水溶液洗井不見液面），沙35井1997年8月在施工中只要井口不見液面，採用漏多少補多少，多次重復進行，這將會給儲層造成嚴重傷害。
表1修井過程修井液漏失情況Table1The instance of lost circulation in workover process
(2）一些井修井施工周期太長，一般井均在一個月左右，個別井如：DK1井、DK9井、沙28井、沙29等井，將近一年或超過一年。儲層在低劣的修井液中浸泡近一年時間，給儲層造成的傷害是無法估量的。以DK9井為例，DK9井1994年完井地層測試的結果，其表皮系數為－4.36，滲透率為16.86，堵塞比為0.857，附加壓降為－2.70MPa，而在修井後1997年測得滲透率為11.4，表皮系數為6.68。
（3）修井液所採用的地層水、油田水、地表水、CaCl2中含有大量雜質，加上循環罐、油管等都攜帶著雜物，不經過濾循環洗井，後帶入地層造成堵塞，這些水的礦化度高低不同。將給儲層造成水敏、鹼敏、鹽敏等傷害。
修井作業中存在不同程度的傷害，故造成修井後出現以下幾個問題：首先是一些自噴井修井後油氣產能下降；其次是一些自噴井或具自噴能力的井修井後反而停噴，例如沙28井、沙29井；再就是一些井修井後原油含水量增加，例如DK9井修井前平均含水32.6％，修井後含水率大於90％。這些問題都說明在修井過程中的儲層的保護，是一項迫在眉睫的工作。
2油氣層保護技術措施及效果
2.1鑽井過程中油氣層保護技術措施及效果
鑽井過程中，首先是採用隨鑽檢測地層壓力，開展平衡鑽井。通過「八五」科技攻關，針對鑽井工作中壓差、鑽井液類型及性能、鑽速和浸泡時間。諸因素對儲層的傷害，進行了暫堵技術的研究與應用，1998年又實施負壓鑽井技術。
2.1.1工程設計
保護油氣層工作首先應從工程設計做起，有一個合理的鑽井工程設計，才能有效地降低儲層傷害。
（1）建立合理的地層壓力剖面。
（2）選擇合理的井身結構。
（3）針對油氣層類型及特徵，優選鑽井液體系及配方等。
（4）設計合理的鑽井速度，縮短油氣層浸泡時間。
（5）制定施工作業標准和保護油氣層措施。
2.1.2鑽井施工
實現近平衡鑽井，降低井底壓差。這樣不僅可以降低壓差而減少濾液和固相侵入地層，而且可以因井底壓持效應小而提高機械鑽速。再者，還可以減少井漏、粘附卡鑽等井下復雜事故的發生，間接減少油氣層的浸泡時間。目前在鑽井過程中主要採用一種「壓而不死、活而不噴」的原則。一些低壓地層和極易漏地層採用欠平衡（負壓）鑽井。
鑽井施工中採用了以下幾項合理的配套工藝技術。
（1）隨鑽檢測地層壓力、隨時控制鑽井液密度。
（2）鑽井液工藝技術是油氣儲集層保護的重中之重，主要採用屏蔽暫堵技術。
（3）固相控制技術是將循環液中的固相顆粒降至最低，必須配備齊全的固控設備，保證四級固控，將含砂量控制在0.15％以下。
（4）提高時效，降低浸泡時間。
2.1.3屏蔽暫堵技術
該項技術的要點是利用鑽井液中已有固相粒子對油氣儲層的堵塞規律，人為地在鑽井液中加入一些與油氣儲層孔喉相匹配的架橋粒子。填充粒子和可變形的封堵粒子，使這些粒子能快速地在井壁周圍10cm以內形成有效的，滲透率幾乎為零的屏蔽環，阻止鑽井液中的固相和液相進一步侵入油氣層。
屏蔽暫堵技術有以下特點：①這項技術成本低，工藝簡單，對鑽井液和鑽井工藝無任何特殊要求，主要適用於塔北的三疊系、石炭系砂岩油氣層。②該技術是把鑽井時造成油氣層傷害的正壓差轉化為油氣層保護的有利因素。為了保證能在較短時間內在近井壁形成滲透率極低的屏蔽環，就需要一個較大的正壓差。隨著正壓差的增大而屏蔽環的滲透率就會下降，就會降低繼續侵入儲層的機會。③反排時油氣層滲透率的恢復值很高，可達80％以上。④可消除固井水泥漿對儲層的傷害，提高固井質量，同時降低射孔液對地層的傷害。該項技術的關鍵在於必須搞清儲層的物性，這樣才能合理選擇加入鑽井液中的橋堵粒子及其粒徑。
「八五」期間，我局與德州鑽井研究所一同對塔北儲層物性進行研究，通過岩心傷害試驗、電鏡觀察和室內試驗，對各處理劑進行篩選，選擇了符合塔北儲層粒徑分布特點的橋堵劑——JHY油溶性樹脂，研製出YK－Ⅰ型鑽井完井液，在此基礎上，加大對泥頁岩的抑制能力，研製出YK－Ⅱ型鑽井完井液。YK型鑽井完井液從1992年首先在DK2井進行現場試驗，後又相繼在DK4井、DK5井進一步試驗，效果明顯。試驗井與一般井的效果見表2。
我局在塔北地區使用的鑽井液多數為鉀基聚合物體系，坂土含量相對較高，粘土顆粒易進入油氣層，堵塞流通孔道，使油氣流動阻力增加，造成儲層微粒運移，同時該體系抑制水化膨脹、分散的能力不夠強，故選擇YK-I型鑽井液作為打開油氣層的工作液。該鑽井完井液是在原三開所用鑽井液配方的基礎上進行改造而成，改造工藝簡單：先將原用的鉀基聚合物鑽井液性能進行調整，將其坂土含降至40kg/m3以下，將0.75％～1.0%JHY油溶樹脂與0.02%OP-21均勻分散在鑽井液中，調節各項性能，達到鑽井要求後，在打開油氣層前5m均勻混入井內循環，打開油氣層後即可在井壁形成屏蔽層。1993年又針對YK-I型鑽井完井液抑制性不夠強的問題，在原有基礎上改造成YK－Ⅱ型鑽井完井液，主要增加了NW-1小陽離子和改用KOH調節pH值，增強整個體系的抑制能力。
YK改型鑽井完井液的運用有效地保護了油氣層，取得了較好的效果。測試資料表明，測試見油快，採油生產時間長，表皮系數小，堵塞比小。後來又在該體系中引入單項壓力封閉劑，以解決滲漏問題。同時該體系各處理劑配伍性好，橋堵劑對鑽井完井液性能基本無影響，性能穩定，起到了保護油氣層的目的。
表2塔北地區部分鑽井完井液類型及使用效果Table2The types of well completion fluid and its effect in Tabei area
2.1.4負壓鑽井技術
負壓鑽井技術具有以下特點：①使用低密度鑽井液，其液柱壓力小於地層壓力，可以阻止濾液和固相進入油氣層。②能有效地開發低壓、低滲透及縫洞性儲層。③能安全地鑽過漏失層和嚴重水敏性地層。我局於1998年在A2井（T401井）四開井段採用了負壓鑽井技術。鄰近4口井測試資料表明，A2井實施負壓鑽井技術對減少油氣儲層傷害起到了良好的效果（表3）。採用常規鑽井技術的井都不同程度地發生了漏失，污染都嚴重。所以採用負壓鑽井技術對塔河油田碳酸岩鹽儲層保護將會起到有利的作用，值得推廣與應用。
表3 A2井與鄰井地層測試對比 表中數據均來源於DSr測試報告。
上述各技術措施的實施，基本上解決了鑽井過程中的儲層傷害問題，達到了保護儲層的目的。
2.2固井作業中油氣層保護技術措施
固井作業中儲層保護，主要從提高固井質量，調節合理的固井壓差，降低固井濾失量，提高頂替效率等方面著手。首先要選擇優質的原材料，要求水泥純度高，與外加劑相溶性好。施工中保證水泥漿的各性能穩定，密度均勻、量足，施工過程中連慣性好，加強各環節的配合，確保固井施工順利進行。
實行合理壓差固井，避免壓差過大造成地層壓漏，使水泥漿進入油氣層造成永久性堵塞；壓差過小則會造成候凝期間竄槽或井噴，水泥漿失重而引起油、氣、水串通。針對塔北的高滲性儲層，在「八五」期間我局研究並實施了低密度固井技術，但在施工中還存在一些問題，沒有得到更好解決，有待今後進一步的研究，加以完善。
要嚴格控制水泥漿濾失量。在固井作業中應使用高效降濾失劑，應把濾失量控制在65ml/30min以下。
2.3修井作業油氣層保護技術措施及效果
在修井過程中，隨著修井液進入井內，必然會造成一定的儲層傷害。有時因為修井作業引起的儲層傷害導致修井失敗，甚至使油氣井生產狀況更加惡化。我局就存在此類情況，因此必須重視修井給儲層造成傷害的問題，採取適當的防範措施。
首先應從修井液密度入手，在修井前應對地層進行測試，求取准確的地層壓力，設計合理的修井液密度和修井液類型。目前主要使用水基修井液。主要選擇鹽水聚合物修井液和聚合物低固相修井液，低固相主要是一些橋堵劑——油溶樹脂、酸溶樹脂。用不同的鹽提高修井液的密度，選擇聚合物提高修井液的粘、切，確保井眼清潔。隨著修井液技術的發展，1998年初開始引用低傷害修井液技術。該項技術適合塔北油氣田的滲透性好，壓力低，漏失嚴重的地層。該項技術原理是：在修井液體系中加入有粒度與儲層孔喉相匹配油溶性暫堵劑，在一定壓差作用下，暫堵劑於地層孔隙入口處和射孔炮眼表面形成一層薄而低滲透性的屏蔽環帶，從而有效地阻止修井液進一步侵入儲層。當作業完成，油氣井投入正常生產後，油溶性暫堵劑在反向壓力的作用下，一部分被沖出孔隙，另一部分被地層產出油溶解而使儲層滲透性得以恢復，從而達到保護油氣層的目的。
該項技術的要點是選擇合理的暫堵劑。暫堵劑在室溫下可溶於原油中，其溶解度可達90％以上，粒徑在2.5～101μm的廣闊分布，有一個平穩變化的分布曲線，其粒級選配有利於實現橋堵。選用YR-01作暫堵劑。要求分散劑有效添加量少，與各種鹽水和地層水相配伍；在地層溫度下不產生沉澱，且溶點高於地層溫度；選用HR水溶性的非離子表面活性劑作分散劑。選用HEC作增粘劑，它具有優良的抗鹽性，在濃度較高的鹽溶液中仍具有良好的增稠能力。此外，HEC不用藉助任何溶劑即可在水中迅速分散增粘。該項技術於1998年在DK6、AN1井修井施工中運用，在施工過程中安全、高效，採油過程中無水期長，與在同一構造的S56井採用一般的修井液相比，採油過程中原油含水低，其效果顯著。
修井工藝不當不但會造成修井失敗，而且會引起儲集層的傷害，因此要選擇合理的修井工藝。首先應搞清楚修井的目的，優化修井設計，選擇合理施工措施，修井參數，使修井後解放油氣層，達到增產目的。
1998年初，我局對無傷害修井技術進行調研立項，現已到現場實施階段。該項技術主要針對修井作業對儲層傷害問題，提出一套無傷害的修井技術——不壓井修井技術。該項技術效益高，符合油氣層保護系統工程所要求的鑽井、完井及開采全過程實施保護的原則。
3認識及建議
目前我局在降低油氣層傷害方面採取了一系列措施，已開展的項目有平衡和欠平衡鑽井技術、屏蔽暫堵技術、負壓射孔工藝技術、無固相修井液技術等，通過這些技術的實驗與應用取得了以下的認識。
（1）針對塔北地區三疊系、石炭系砂岩儲層孔滲性好，今後鑽井採用屏蔽暫堵技術；奧陶系碳酸鹽岩地層孔、洞、縫發育帶，易發生漏失，鑽井應採用負壓鑽井技術。
（2）油層套管固井水泥漿濾失量控制在50～65ml/30min。水泥漿密度要均勻，上下幅度應保持在0.03g/cm3以內，同時提高頂替效率，提高固井質量。
（3）射孔作業要採用陽離子有機聚合物射孔液，在堵塞嚴重的井採用低濃度酸液射孔液，同時選擇負壓射孔技術和引進新型超正壓射孔技術。
（4）修井作業中採用鹽水聚合物修井液和聚合物低固相暫堵型修井液。
（5）通過污染程度的研究，採取相應的解堵技術措施，將一些「死井」挽救出來，重新發揮作用。
通過以上的技術措施的實施，基本上可以達到保護油氣層的目的。但目前對油氣層保護監測方面的工作做的還很不夠，特別是修井液對儲層傷害程度無任何測試資料，對今後保護油氣層的研究工作很不利，建議從以下幾個方面加強工作。
（1）首先要建立一套完整的油氣層保護基礎資料庫，建立油氣層保護實驗室。
（2）在我局各工區選擇典型井，在修井施工前後，進行試井測試，取得修井液對產層傷害的第一手資料，根據這些資料，進行保護油氣層的技術研究。
（3）針對塔河油田碳酸鹽岩地層固井易漏，應加強低密度泡沫水泥漿固井工藝技術的研究。
（4）修井施工中應防止修井液的漏失，選擇合理的修井方案，引進國內其它油田先進修井技術，採用低傷害的修井液進行修井作業。
（5）應加強採油過程中的油氣層保護技術研究，尋求適合該油田採油作業保護油氣層技術。
（6）應對採油工程中入井液的標准規范研究，加強地層傷害診斷軟體系統的研究與開發。
（7）應進行油氣層傷害的系統評價的研究，及時組織有關技術人員根據測井和測試資料的油氣層損害程度，研究分析油氣層損害的原因，及各項作業措施的科學性、針對性、合理性和可操作性，提出以後施工中的保護油氣層的技術措施。
參考文獻
[1]李克向．保護油氣層鑽井完井技術．北京：石油工業出版社，1993
[2]萬人博．現代完井工程．北京：石油工業出版社，1996
[3]樊世忠，鄢捷年，周大晨．鑽井液完井液及保護油氣層技術．山東東營：石油大學出版社，1996
[4]張紹槐，羅平亞等．保護儲集層技術．北京：石油工業出版社，1991
Protecting techniques for oil and gas layers in Tarim
Jin Shubo
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract:This paper analyzes oil-gas layer protecting actuality and problems in Northerm Tarim basin,putsforward the techniques and related in drilling, completion and workover.
Key words:oil and gas layer protection
⑺ 求知：用於鑽井液抗失水的材料有哪些！！！！
你所說的來鑽井液抗失水及就是現自場所說的降濾失劑，降失水劑是通過在井壁上形成低滲透率、柔韌、薄而緻密的濾餅，盡可能降低鑽井液的濾失量的鑽井液處理劑。
降失水劑是鑽井液處理劑的重要劑種，主要分為纖維素類、腐植酸類、丙烯酸類、澱粉類和樹脂類。纖維素類代表主要為羧甲基纖維素，代號CMC；腐植酸類代表主要為褐煤（常配成褐煤鹼液）、硝基腐殖酸鈉、鉻腐植酸和磺甲基褐煤（SMC）；丙烯酸類主要為水解聚丙烯腈及其鹽類、丙烯酸及其復合離子型鹽類（PAC系列）和其鹽的多元共聚物（SK系列）；樹脂類的代表則是磺甲基酚醛樹脂（SMP）、磺化褐煤樹脂（SPNH）和磺化木質素磺甲基酚醛樹脂縮合物（SLSP）；澱粉類的代表主要有羧甲基澱粉（CMS）和羥丙基澱粉（HPS）。近年來還有研製出一些較新的產品，如陽離子聚合物降濾失劑和兩性離子聚合物降濾失劑等。
⑻ 試驗用材料優選
7.4.1 造漿材料優選
黏土是鑽井液的基礎材料，又稱造漿材料。其主要作用：增加黏度和切力，提高井眼凈化能力；形成低密滲透率的緻密泥餅，降低濾失量；對於膠結不良的地層，可以改善井眼的穩定性；防止井漏。
造漿材料的好壞，直接影響鑽井液的性能。不同廠家，由於其膨潤土礦來源不同、加工方法不同，因此導致膨潤土的抗溫性能有很大的差別。特別是目前很多膨潤土雖然其性能達到國家標准，卻因為加了泥漿處理劑的原因，因此此類產品經過高溫後的性能將會顯著變差而不能滿足配製高溫鑽井液的要求。
項目研究過程中，我們分別選擇了山東、內蒙古的鈉膨潤土、基準鈉膨潤土和國內比較好的海泡石土做對比試驗，對比結果見表7.2。
表7.2 四種造漿黏土性能對比一覽表
續表
從表7.2可以看出，選用的海泡石土造漿能力較差，全部濾失；山東膨潤土和內蒙古膨潤土，當溫度超過150℃後，表觀黏度與動切力明顯降低，濾失量顯著增大，說明其抗溫極限不超過180℃；基準鈉膨潤土泥漿的黏度和切力隨溫度升高而有所升高，濾失量相對穩定，滿足高溫鑽井液要求。因此配方試驗選用基準鈉膨潤土。
表7.3表明，高溫老化後和高溫條件下膨潤土的流變性變化較大。進一步試驗表明，不同膨潤土加量，其變化幅度有較大的區別，圖7.1、圖7.2給出了不同膨潤土加量條件下鑽井液流變性及濾失量變化曲線。從圖7.1和圖7.2可以看出，隨著膨潤土加量的提高，其濾失量顯著降低；但當膨潤土加量超過5%時，隨著溫度的升高，其流變性發生急劇變化，這種變化不利於泥漿流變性控制；但加量小於4%時，不利於濾失量控制。因此，要取得較好的抗溫效果，選擇合適的膨潤土加量是十分重要的，配方試驗中的膨潤土加量選擇4%。
表7.3 4%鈉膨潤土高溫流變曲線
圖7.1 不同膨潤土加量其流變性變化曲線
圖7.2 不同膨潤土加量其濾失量變化曲線
7.4.2 泥漿處理劑優選
泥漿處理劑抗溫能力的高低，很大程度上決定了鑽井液抗溫能力的水平，泥漿處理劑的抗溫能力越高，鑽井液的抗溫能力也將隨之提高。很多處理劑由於生產廠家出於保密等原因，其組分不是很清楚，無法簡單按產品分子結構等理論去篩選，因此項目組收集了大量國內外不同廠家（含同類產品）的產品進行對比和篩選。
試驗配方：4%鈉基土+3%的處理劑，調pH至8～10；
試驗溫度為：90℃、120℃、150℃、180℃、210℃及240℃。
通過試驗選出其中的11種產品如下：
1）磺甲基酚醛樹脂（SMP）：常用高溫降濾失劑，其作用機理可相當於高溫低分子類有機處理劑的機理，主要是通過改善泥餅質量和增加濾液黏度來實現。
2）GCL-1：丙烯酸、丙烯醯胺接枝共聚物與磺化腐殖酸衍生物復配而成，抗溫250℃，具有良好的降失水效果和調節泥漿流型。
3）SN樹脂：由改性腐殖酸與有機小分子接枝而得，具有良好的抗溫和降濾失性能，能有效改善泥餅質量和調整鑽井液的流變性，常用於深井鑽井液中。
4）KJAN：高溫降濾失劑，具有不增黏、耐高溫、無毒性等優良性能。
5）SMC：褐煤腐殖酸的衍生物，又名磺化腐殖酸，是褐煤經鹼化、磺化再經鉻鹽交聯而成，是一種能耐200～220℃高溫的淡水鑽井液的降黏劑和濾失量控制劑。
6）褐煤樹脂SPNH：為磺化酚醛樹脂和磺化褐煤組成的耐溫抗鹽的鑽井液降濾失劑。褐煤樹脂SPNH是在苯環單元引入磺酸基，苯環間又以碳原子相連，能夠抗高溫。又因為苯羥基在鄰對位上引進了磺酸鈉基—SO3Na，水化作用強、締合水的鍵能高，因而又解決了它的水溶性，決定了它抗鹽、抗鈣、降低高溫高壓降失水量的作用。
7）黑樹脂：成分不詳。
8）水解聚丙烯腈銨鹽：較低分子量的降濾失劑，高溫條件下具有較好的降濾失效果，黏度隨溫度變化相對穩定。
9）水解聚丙烯腈鈉鹽：較低分子量的降濾失劑，高溫條件下具有較好的降濾失效果，黏度隨溫度變化相對穩定。
10）國外高溫處理劑（DDP）：組分不詳。
11）GCL-2：高溫降濾失劑。
上述泥漿材料的性能見表7.4。
表7.4 高溫處理劑耐溫性能一覽表
續表
7.4.3 高溫保護劑GBHJ（或稱高溫穩定劑）
向鑽井液中加入保護劑是保持鑽井液高溫穩定的關鍵，其主要原理：一是抑制（或防止）高溫下泥漿處理劑的降解和分解；二是護膠作用。
表7.5和表7.6分別給出了一種淡水泥漿和一種鹽水泥漿加高溫保護劑前後其性能的變化。
表7.5 淡水鑽井液漿添加GBHJ前後鑽井液性能對比
表7.6 飽和泥漿鑽井液添加GBHJ前後鑽井液性能對比
從表7.5、表7.6可以看出，在淡水鑽井液中加入高溫穩定劑GBHJ，使鑽井液的耐溫能力提高至少50℃；在飽和鹽水中的作用效果更加明顯，具有顯著的降低濾失量特性，鑽井液的耐溫能力提高至少80℃以上。
⑼ 國內常用的抗高溫鑽井液體系有哪些
機硅腐植酸鉀（OSAM-K）、產品簡介：機硅腐植酸鉀外觀黑褐色固體粉末或顆粒易溶於水抗溫能力強腐植酸機硅睜吵襪衍物種功能深井鑽井液處理劑二、性能用途：機硅腐植酸鉀水能電離帶負電荷水化能力強水化基具抑制粘土水化膨脹防止岩現裂紋、裂縫等優點種良頁岩抑制劑,同兼碰判降低鑽井液粘度降濾失作用特別水敏性頁岩抑制保持頁岩穩定防止井徑擴直接加入各種水基鑽井液體系於褐煤樹脂、銨鹽等處理劑配合使用鑽井液本悉激低取較經濟效益
⑽ 塔河油田水平井鑽井液技術
靳書波靳A李斌文
（西北石油局規劃設計研究院烏魯木齊830011）
摘要：深井水平井廳首鑽井液技術是一項綜合技術，主要考慮井眼穩定技術、井眼凈化技術、高溫穩定技術、潤滑防卡技術。塔河油田所鑽水平井主要採用了MMH聚磺混油和復合金屬離子聚磺混油鑽井液體系，筆者主要介紹兩種體系的現場應用技術和維護以及使用效果。
關鍵詞：鑽井液井眼凈化井眼穩定潤滑保護儲層暫堵技術
1概述
隨著塔河油田勘探開發工作的不斷深入，為完善開發井網和提高油氣產能，相繼在塔河1號、2號油田部署了7口水平井。該油田位於塔里木盆地沙雅隆起，油氣層埋藏較深，所鑽的井深均在4500m左右，地質情況復雜。上部第三系庫車組、康村組、吉迪克組砂岩、泥岩不等厚互層弱膠結，成岩性差、可鑽性好，砂岩高滲透性、泥岩以伊利石為主水化分散性強烈；下部侏羅系、三疊系泥岩主要成分以伊利石為主（36％～60％），含15％有序混層（S佔22％）伊利石／蒙脫石，個別層段含15％無序混層（S佔50％）伊利石／蒙脫石。泥岩遇水一般不易分散，但存在：①硬脆性泥頁岩層理與微裂縫發育，同時存在易水化膨脹分散的泥岩，產生高的膨脹壓力，導致井壁剝落掉塊坍塌；②泥岩異常孔隙壓力與強地應力引起的高的坍塌壓力易造成力學不穩定，液柱壓力低於泥岩地層壓力，同一地層水化差異大，泥岩地層壓力系數高於油層，井壁受力不平衡等地質因素。
上部地層極易造成虛厚砂泥餅和膠粘性鑽屑厚泥餅縮徑阻卡，鑽井液必須具有強包被、強抑制能力、良好的造壁性及潤滑性。下部地層剝蝕掉塊垮塌嚴閉伏慎重，井壁失穩，井徑擴大，而且處於造斜和水平井段。鑽井液必須具有有效的防塌措施，同時，由於深井水平井的特殊性，如井底溫度高，鑽遇地層層序岩性復雜，造斜點和水平段較深，防卡、防塌、測井、固井等要求高，鑽井液量多等因素，維護調整困難，工程事故多。
2鑽井液技術要求
水平井鑽進中主要存在鑽柱在斜井段向下部井壁整體傾斜，下沉偏心，鑽柱與井壁接觸面積增大，造成井下摩擦系數增加。攜岩難度較大：鑽屑的下滑方向由直井的軸向下滑向斜井段、水平段的徑向下滑轉化，鑽井液以軸向上提力克服鑽屑的徑向下滑力，要克服鑽屑軸向下滑力較困難，一般情況下斜井段不可避免的要形成沉積層，沉積層的厚度隨井斜角的增大而增厚。鑽屑向下方井壁的沉積，導致鑽井液懸浮的均勻性破壞，不利於對鑽屑的攜帶，增加了鑽柱與井壁的摩擦阻力。在層理發育的地層，膠結不好的砂岩、礫岩層和復雜地層易發生坍塌、掉塊，嚴重時會掩埋鑽具造成卡鑽。綜上所述，要求鑽井液具有極強的潤滑性、攜岩能力、防塌能力和井壁穩定性，該地區井比較深，要求鑽井液具有良好的抗溫性。水平段鑽井液更需要考慮儲層保護。
3鑽井液設計
3.1井眼凈化技術
通過改善鑽井液的塑性粘度、動切力、動塑比和靜切力等，以較高的動塑比值、切力等，使鑽井液具有良好的懸浮攜帶能力，降低鑽屑的沉降速度，並將其及時帶出。選擇MMH正電膠和復合金屬離子聚合物（PMHC）調節鑽井液流變性能，確保了適當的環空流速，既能保護井壁，又能將岩屑帶出。國外研究指出，環空傾斜在0°～90°整個范圍內，鑽井液流速越高，環空凈化速度越高。在水平井中，堅持定時旋轉鑽具和短程起下鑽。旋轉鑽具有利於岩屑的清除，一是將下井壁沉積的岩屑推入流動的鑽井液中，被鑽井液流帶出井眼；二是將大塊岩屑積壓碾磨，變成小顆粒有利於岩屑的懸浮帶出井眼。控制好井眼軌跡，可以減少流動阻力，降低動能的消轎敬耗，有利於岩屑的清除。另外，依據井身結構和鑽具組合選用合適的環空返速和鑽井液流變參數，既能保證鑽屑攜帶，又減少對不穩定井壁的沖蝕破壞。
3.2井眼穩定技術
針對侏羅系和三疊系泥頁岩礦物組分、理化特性及井壁失穩等問題，首先，鑽井液必須有較低的濾失量，良好的泥餅質量，能在短時間內對層理微裂縫泥頁岩起到有效的封堵作用；其次，必須有足夠的抑制性，有效防止井壁吸水膨脹、坍塌，同時防止鑽屑分散，降低固相含量；再者，控制適當的鑽井液環空流速，減輕鑽井液對井壁的沖蝕。為此，優選了高效的防塌抑制劑及聚磺混油鑽井液體系，採取合理的防塌技術措施，以滿足深井水平井鑽井施工的要求。採用瀝青類產品FT-1、SMP、SPNH、NH4PAN等封堵防塌處理劑，機械封堵層理、裂縫，增加鑽井液的造壁封堵能力，降低失水與泥餅滲透率，阻止鑽井液濾液大量進入地層。應用SN-1固體乳化劑強烈吸附油的特點，參與泥餅的形成，在井壁上形成一層憎水油膜，可有效控制濾液的侵入，減輕泥岩的水化。長鏈、高分子聚合物帶有極強的離子基團、極性基團和非極性基團，與粘土表面吸附、橋接和絮凝，對泥岩起到包被抑制粘土分散作用。同時，應用防塌抑制降失水劑PA-1，來提高鑽井液的化學抑制能力，最大限度的抑制泥頁岩的水化分散，預防井壁垮塌。PA-1是KHm和陽離子組分接枝共聚物，K＋和陽離子協同作用，提高了防塌效果，陽離子的加入提高了吸附和水化能力。
3.3潤滑防卡技術
根據塔河油田具體鑽井施工情況，並參考國內外相關技術資料，經綜合分析研究，選用混入原油的方法來提高鑽井液的潤滑性能。同時，優選了SN-1固體乳化劑作為乳化劑，在其分子結構中，具有親油性強的陽離子基團，同時還有親水性好的陰離子基團，具有雙親作用。在混油鑽井液中加入SN-1後，能將油充分吸附，並通過SN-1富集油類參與泥餅的形成，在泥餅表面形成一層有乳滴構成的油膜，將鑽具與泥餅或井壁間的磨擦轉變為鑽具與油膜間的摩擦，這樣可以大大降低摩擦阻力和扭矩。通過室內實驗，優選了原油和SN-1固體乳化劑的合理的加入量分別為8％～10％和0.3％～0.5％，推薦現場原油加入量為10％～12％。另外，為了提高鑽井液的潤滑性，在特殊情況下，加入2％～3％的固體潤滑劑塑料小球，半埋與泥餅中，形成泥餅和鑽具或套管之間的微型支撐物，起到「微軸承」的作用，避免壓差卡鑽，降低扭矩和摩擦阻力。
3.4油氣層保護
根據儲層特徵及損害機理的研究分析結果，即儲層為非－弱水敏性，固相顆粒侵入污染是鑽井完井液對儲層的主要損害因素，為了適應鑽遇地層特點及深井水平井施工的特殊要求，使施工工藝簡便，從經濟性、可操作性和保護油氣層方面綜合考慮，優選了水基鑽井完井液體系，並實施屏蔽暫堵保護油氣層技術，盡可能地保持低固相、低濾失量、良好的泥餅質量，PH值控制在9左右，使之和儲層相匹配。鑽井完井液採取在上部復合金屬離子聚磺混油鑽井液基礎上，實施屏蔽暫堵技術直接轉換的技術措施，即採用MMH正電膠聚磺混油暫堵和復合金屬離子聚磺混油暫堵鑽井完井液體系。
鑽井液設計考慮上述諸因素外，還得考慮直井段，特別是二開、三開井段裸眼段長，大段泥岩以及泥岩、砂岩互層。泥岩段易泥包，砂岩段泥餅厚等易造成阻卡，鑽井液要保持低固相、強抑制、薄而韌的泥餅和優良潤滑性，保證安全快速鑽進。一開、二開主要採用鉀基聚合物鑽井液體系和正電膠鑽井液體系，三開採用正電膠聚合物混油暫堵鑽井液體系以及復合金屬離子聚磺混油暫堵鑽井液體系，各體系依次轉化。復合金屬離子聚合物不分散體系和正電膠鑽井液體系均具有的強抑制、低固相特性，適合中上部地層快速鑽進；正電膠聚合物混油暫堵鑽井液體系和聚磺體系具有抗高溫、高溫高壓失水低、造壁性好等特性，適合下部井段鑽進；同時適合於油氣層段鑽進。
復合金屬離子聚磺混油鑽井液體系配方：（40～50)kg/m3坂土＋(2～3)kg/m3純鹼＋(3～4)kg/m3NaOH+ (2～5)kg/m380A51+2kg/m3PMHC+20 kg/m3SMP-1（粉）＋30kg/m3磺化瀝青＋(80～100)kg/m3原油＋2 kg/m3SN-1（或SP-80)＋…
正電膠聚合物鑽井液體系配方：（40～50)kg/m3坂土＋(2～3)kg/m3純鹼＋(5～10)kgMMH+(5～10)kg/m3PAM+(2～4)kg/m3PAC-HV+(20～30)kg/m3SMP-1（粉）＋(20～30)kg/m3磺化瀝青＋(20～30)kg/m3SN-1＋(80～100)kg/m3原油＋…。
4鑽井工程簡況
所鑽的7口水平井均是下入Φ244.5mm技術套管後，使用215.9mm鑽頭進行定向造斜鑽進，施工工程基本數據見下表1。
表1塔河油田水平井鑽進基礎數據Table1Basic data of Horizontal well drilling in Tahe oil field
續表
5鑽井液現場應用技術
5.1井壁穩定技術
鑽進過程中，對泥岩井段的防塌措施為：從力學上，為了提高鑽井液液柱壓力對井壁的支撐，使其大於地層的坍塌密度，鑽井液的使用密度為1.20～1.22g/cm3，比該地區已完鑽直井同層位正常使用密度高0.02～0.05g/cm3，並以鑽井液的特有流變特性，減少了對井壁的沖刷和起下鑽、開泵所引起的壓力激動。從化學上，以補充 MMH正電膠、PA1、WFT-666、FT-1、SPNH、SMP-1、PMHC、NH4-PAN膠液為主，改善泥餅質量，提高鑽井液對地層的抑制封堵防塌能力；同時，利用SN-1固體乳化劑吸附原油在井壁形成一層油膜的特殊作用，改善井眼的穩定性；另外還可降低濾失量，使API失水在4ml以下， HTHP失水9～10ml，從而減少了對井壁的浸泡深度，為長時間的安全施工打下了基礎。
5.2潤滑技術
鑽井液潤滑性能主要以原油為主，分別於井斜角達30°與進入水平段時補充加入原油18t和12t，使鑽井液、鑽井完井液含油量為 8％～10％，並用一定量 SN-1固體乳化劑（或SP-80）充分乳化，輔以2％～3%FT-1(WFT-666）和SMP改善泥餅質量，使之具有良好的潤滑防卡能力。其濾餅摩阻系數Kf始終控制在0.029以下，起下鑽阻力一般在4t～8t，旋轉扭矩在300～450mV。
5.3井眼凈化技術
主要是選擇了懸浮攜岩能力較強的鑽井液和鑽井完井液，在較低的排量下，粘切及流變性的調整以補充MMH正電膠（或PMHC）和NH4PAN膠液為主，使動切力大於15 Pa,動塑比在1左右，初切一般18～23Pa，初切和終切接近；工程上適時採取短起下鑽及旋轉鑽具的措施，在該井施工中，下鑽、測井、下塞管均一次到底，開泵正常，保證了全水平段未通一次井，而井下一切正常，大排量洗井也無明顯的鑽屑返出，證明井眼乾凈，未形成明顯的岩屑床。
5.4保護儲層技術
進入水平段前，充分調整鑽井液各項性能，控制較低的固相含量和濾失量，一次性用混合漏斗按循環周加入0.75％～1.0％油溶樹脂和3％的QS-2，並補充加入磺化瀝青使之含量達2％～3％，以實施屏蔽暫堵保護油氣層技術，並根據消耗及時補充。進一步強化泥餅質量，減少濾液侵入油層量。同時，加強井眼凈化和固相控制，減少鑽井液中的微粒進入產層孔隙中，避免堵塞油氣通道。
5.5固相控制
固相控制主要以振動篩、清潔器、離心機等為主，加上頻繁起下鑽作業，給鑽井液密度、固相含量的控制及性能的維護帶來一定程度的難度。為此，採取了充分利用好現有固控設備，增加膠液的補充量，提高鑽井液的攜岩能力，降低重復研磨程度，減少細微顆粒的含量等有效措施，很好地將含砂量控制在0.2％以內，固相含量控制在11％～13％。
6現場應用效果
在塔河油田所鑽7口井的施工中，主要使用MMH正電膠聚磺混油鑽井液和復合金屬離子聚磺混油鑽井液，在現場使用中各具特點。鑽進施工中TK106H和TK201H井為無事故井，其他井均不同程度地發生卡鑽事故。其性能見表2。MMH正電膠聚磺混油鑽井液抗溫性較差，深井維護處理比較困難。由於MMH正電膠與其他類型處理劑配伍性較差，使用陰離子處理劑，削弱了體系的正電性，從而降低體系的抑制防塌能力，但MMH正電膠體系具有很強的攜岩能力，防止「鑽屑床」的形成，保證了起下鑽暢通。復合金屬離子聚磺混油鑽井液具有抗溫性、配伍性、流變性好，鑽井液性能穩定。
6.1TK104H、TK201H井使用MMH正電膠體系使用情況
在該井段鑽進施工之前首先在套管內將鑽井液轉換為MMHSN-2鑽井液體系，使MMH含量達到3％（膠體），由於該井段上部地層掉塊嚴重，在套管內一次性加入防塌劑3% PN-1及2%FT-1，鑽進至造斜段混入8％原油，並加入足量固體乳化劑SN-1，使原油得到充分乳化，在鑽進過程中，定期定深補充MMH、原油、PAM、防塌降失水劑，確保鑽井液各組分達到設計要求。
在井斜角達到60°時，加強短程起下鑽及分段循環，並將鑽井液YP提至15Pa以上，動塑比值控制在0.8～1.2之間，靜切力提至8～10Pa/10～12Pa，確保鑽井液具有較強的攜帶能力和懸浮能力，在水平段後施工中嚴格控制固相含量，特別是含砂量。充分利用四級固控設備及補充膠液的方法，降低鑽井液中的含砂量，達到設計要求。
穩定的鑽井液性能及合適的流變性，具有較強的防塌能力和較底磨擦系數，並配合工程措施是該段成功的關鍵。
（1）Φ6讀數不低於8.5。
（2）在施工中，主要以維護為主，處理為輔，鑽井液處理劑以膠液形式加入，保持穩定的鑽井液性能。
表2斜井段及水平段鑽井液性能Table2Drilling field performance of gradient and horizontal well paragraph
（3）用SPNH、NH4-HPAN調節鑽井液流型；用SMP-1、SPNH控制高溫高壓失水。
各種處理劑的合理配伍及具有良好的潤滑性，較強的防塌能力和懸浮攜帶能力是該井鑽井液成功的關鍵。
6.2TK202H井復合金屬離子聚磺混油體系使用情況
定向前將聚合物鑽井液一次性轉換為復合金屬離子聚磺混油鑽井液。先補充預配好的新漿40m3(1.5 t坂土＋80 kg Na2CO3+50 kg NaOH+75 kg PMHC）。然後，按配方邊循環邊用混合漏斗均勻地加入SPNH、FT-1、SMP-1、PA-1、PMHC，之後又補充加入適量Na2CO3。待循環到相對均勻後，在一個大循環周內均勻混入8％原油，同時，加入0.3%SN-1固體乳化劑。最後，進行充分的循環直到鑽井液性能基本穩定。
鑽進過程中，始終堅持以補充膠液維護為主。鑽井液性能的維護原則是：以井眼凈化為重點，搞好流變性控制，保持適當高的動塑比值及切力，以適應攜帶岩屑，有效懸浮岩屑的特殊需要，控制好泥餅質量和潤滑性，強化防塌措施，嚴格控制失水。各種處理劑的選用及補充量以正常鑽進進尺、鑽遇岩性、井斜角、作業情況等來變化。一般膠液的補充時間為每趟鑽的前1～2周內。
6.3結論與認識
水平井造斜段及水平段鑽進中由於鑽井液採取了有效合理的維護處理工藝，鑽井液性能優良、施工效果良好，鑽井液性能見表2。
（1）鑽井液懸浮攜岩能力強，井眼清潔
鑽井液流變性好具有正電膠的特性，攜帶岩屑效果好，懸浮能力強，返屑正常，每次開鑽均能將上趟鑽起鑽前懸浮的岩屑按時正常帶出；岩屑均勻，尤其是大斜度及水平段無任何混雜現象，質地純凈，稜角清晰，反映的地層界限分明，岩屑錄井與電測解釋結果吻合。
（2）鑽井液防塌性能好，井壁穩定，井徑規則
在整個施工中，雖然起下鑽次數多，井底工況條件變化大，但由於鑽井液性能優良，工藝技術措施合理，井壁始終穩定，鑽進循環過程中很少見到有剝落掉塊的泥頁岩，更無井壁垮塌失穩劃眼現象，振動篩篩網篩出的基本上均為鑽屑，每趟鑽起下順利無異常情況，平均井徑擴大率見表3，較好的解決了三疊系硬脆性泥頁岩地層普遍存在的掉塊垮塌、井徑嚴重擴大問題，有利地保障了鑽井施工的順利實施。
表3塔河油田水平井三開井段井徑結果對比Table3The well radial contrastive result of third opening drilling well paragraph about Tahe oilfield's horizontal wells
(3）鑽井液具有良好的潤滑性能
由於SN-1固體乳化劑的特殊作用及原油含量合理，固相控制效果好，鑽井液泥餅薄而堅韌、摩阻系數小，Kf始終控制在0.0143～0.029之內，最大限度的降低了摩阻和扭矩。鑽進和起下鑽順利，電測、下篩管暢通無阻、一次到底，起下鑽摩阻一般在4～8 t，旋轉扭矩在300～400mV。
（4）鑽井液性能穩定，易於維護調整
整個施工過程中盡管純鑽時間短、起下鑽頻繁，但每趟鑽只需用膠液進行簡單維護調整，未進行一次大型處理。
（5）鑽井液具有較好的保護油氣層作用
合理實施了屏蔽暫堵保護油氣層技術，濾失量小，API失水在4.0ml以內，高溫高壓失水保持在9～11.0ml。室內評價結果表明，復合金屬離子聚磺混油鑽井完井液體系對岩心滲透率恢復值平均達到92.2％，不僅起到了較好地保護油氣層作用，還達到了防漏堵漏作用。
（6）復合金屬離子聚磺混油鑽井液性能穩定，易維護，為水平井鑽進理想的鑽井液體系。
參考文獻
[1]樊世忠，鄢捷年，周大晨．鑽井液完井液及保護油氣層技術．東營：石油大學出版社，1996
[2]徐同台，陳樂亮，羅平亞．深井泥漿 ．北京：石油工業出版社，1994
[3]張紹槐，羅平亞等．保護儲集層技術 ．北京：石油工業出版社，1991
Techniques of drilling fluid for horizonal well in Tarim
Jin ShuboJin PeiLi Binwen
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract:Drilling fluid of deep horizantal well we should consider well hole stabilization technique, well holerefine technique,high temperature stabilization technique,lubrication and defend clip technique mostly.The MMH polymer sulphur mix with oil and resumed lubricate hydronium polymer sulphurixm with oil are used in horizantal well,TaHe oil field.This paper introces two system which are used in field and application effects.
Key words:drilling fluidwell hole refinewell hole protection temporary jam technique