⑴ 钻井液用磺甲基酚醛树脂有毒吗
钻井液用磺化酚醛树脂(SMP)干粉是由苯酚、甲醛、磺化剂等各种原料在一定的条件下经多次聚合和磺化得到胶体产品，再经喷雾干燥而得到粉末状磺化产品。
性能及应用：
钻井液用磺甲基酚醛树脂是一种耐温降失水剂，它的分子量不高，仅104左右，对粘土颗粒无絮凝作用，不会引起增稠作用。磺甲基酚醛树脂的亲水性和抗盐析能力强，受高温影响小。它对降低钻井液的高温高压水效果显著。此外它还能改善滤饼的润滑性，对井眼也有稳定作用。
SMP-1型可用于矿化度小于100,000ppm的钻井液，SMP-Ⅱ型可用于饱和盐水钻井液。
⑵ 什么是褐煤制树脂，是如何制造的
褐煤是一种缩合多环芳香族有机化合物，有较多的活性官能团、共轭基团和弱化学键，在某些引发剂存在下，很容易与有机高聚物的单体(如乙烯、丙烯、丙烯腈、丙烯酰胺等)发生聚合或缩聚反应，形成大分子有机高聚物，一般称为“褐煤树脂”，主要用于抗高温石油钻井液降滤失剂、重金属吸附树脂、吸水树脂等。不过目前还没有很成熟的合成技术和品牌，多年处于试验和小规模生产阶段。
⑶ 钻井液用磺化酚醛树脂SMP一2与SMP一3功能哪个好
SMP-3比SMP-2抗温性能好，但价格高点，而且各个厂家生产的质量不一样，最好是对比一下
⑷ 钻井时用的润滑剂是什么
一、钻井液的润滑是润滑什么？
钻井液的润滑一是润滑井壁的泥饼；二是润滑钻井液本身。二者都是为了减少旋转阻力和提拉阻力。
摩阻系数是评价钻井液润滑性能的技术指数，泥浆的润滑性处于空气与油中间，空气为0.5、清水为0.35、柴油为0.07、泥浆为0.2-0.35之间，如在泥浆中加入润滑剂，则可降到0.10以下。陕北泥浆摩阻系数维持在0.20-0.25，就是很好了。
二、钻井液的润滑性重要在哪些方面？
1减少钻具的扭矩、磨损和疲劳，延长钻头轴承的寿命，相应延长钻具及钻头的使用寿命。
2减少钻柱提升的磨擦阻力，缩短起下钻时间。
3能用较小的动力转动钻具，节省柴油，延长设备寿命。
4能预防粘卡，防止钻头泥包。
三、为什么无固相钻井液与固相钻井液要用不同的润滑剂？
无固相钻井液，顾名思义，是不含固相成份，在井壁上不形成泥饼，因此，也就无所谓润滑泥饼的问题了，而 只需润滑钻井液自身，减少其摩阻就是了。为此，一些不 溶 于水的润滑剂，如 塑 料小球、石墨、玻 璃微珠、沥青粉，是不 能在无固相钻井液中使用，既使无坏处，也只能是白花钱。选用液体润滑剂如皂化油和表面活性剂如笨磺酸钠，加 量很少，就能显著降低水的表面张力，降低钻井液自身的摩阻。
固相钻井液对惰性固体润滑剂、沥青类润滑剂和液体润滑剂都能很好地吸附和悬浮，减少泥饼和钻井液自身的摩 阻。选用什么样的润滑剂，要视井深、钻井液性能及成本而定。
四、常用的润滑剂有哪些？
1磺化褐煤树脂、腐植酸钾
在固相含量比较高、粘度比较高、流动性比较 差、泥饼比较厚且滤失量比较大时，加入此类润滑剂能有效降低钻井 液粘度和滤失量，改善流动性和泥饼质量。
2表面活性剂
在无固相钻井液中加十二烷基笨磺酸钠等表面活性剂，能显著降低水的表面张力，能把水的磨阻系数从0.3降到0.20以下。
3液体润滑剂
加入液体润滑剂如皂化油等主要是通过在钻柱、井壁岩石表面形成吸附膜，使钻柱与井壁岩石接触产生的 固 ─ 固摩擦，改变为活性剂非极性端之间或 油膜之间的摩擦。从而使回转钻柱与岩石之间的摩擦力大大降低，减少钻具回转阻力。
4惰性固体润滑剂
主 要有塑料小球、石墨、碳墨、玻璃微珠，该类润滑剂适合在低固相钻井液中使用。
五、影响钻井液润滑性的主要因素有哪些？
影响钻井液润滑性的主要因素有：有机高分子处理剂、润滑剂、滤失量、地下水、滤液pH值、钻井液的粘度、密度、固相。
1有机高分子处理的影响。
许多高分子处理剂如纤维素、磺化酚 醛 树 脂、聚丙烯酰胺等能改善泥饼质量，在钻柱、井壁上形成吸附膜，增 强 润 滑性，减少钻柱 摩 擦阻力。
2润滑剂
用清水作钻井液，摩 擦 阻力是较大的，而 往清水中加入少量的润滑剂如阴离子表面活性剂，就能大幅度提高钻井液的防磨性和润滑性。
3滤失性、地下水和滤液pH值的影响。
降滤失剂能使泥饼薄而致密，表面光滑，具有良好的润滑性；井底温度、压差、地下水和滤液的pH值 会 在不同程度上影响润滑剂和其它处理剂的作用效能，从而影响泥饼的质量，对钻井液的润滑性能产生影响。
4粘度、密度和固相的影响。
随着钻井液固相含量、密度的增加，其粘度、切力也会相应增大，钻井液润滑性能就变差。
六、在井场如何知道钻井液润滑性能好坏？
根据加入润滑剂前后钻机的扭矩、泥浆泵泵压、柴油机转速、提升拉力的变化情况，就可判断润滑剂的润滑效果好坏。
加入润滑剂后，钻头钻铤钻杆回转时与钻井液、泥饼的摩擦阻力就减小，相应地钻机扭矩就减小，柴油机负荷就减小，在 油门固定不变时，柴油机的转速就增加；钻井液流动性变 好，泥浆泵泵压降低而排量增加；提升钻具时，钻具与钻井液、泥饼的 磨阻就减少，提升拉力就降低。依据变化量的大小，就可知道润滑剂润滑效果的好坏。
⑸ 钻井过程中，不同地层所采用的钻井液种类常见的钻井液处理剂的种类及作用 请详细说明！！！
一般地表0~400米--坂土浆（清水+粘土+纯碱），2开地层不复杂用低固相（无固相）聚合物钻井液，复杂地层看是那种类型的优选姿燃针对那型（三磺或油机泥浆）。详细的话估计能出本书了，呵呵。
1、1914～1916年，清水作为旋转钻井的洗井介质，即开始使用“泥浆”。
2、从20～60年代，以分散型水基钻井液为主要类型的阶段
3、70-80年代，以聚合物不分散钻井液为主要类型的阶段 聚合物钻井液是国内外水基钻井液发展最迅速的一类，它的出现标志着钻井液工艺技术进入了科学发展阶段。聚合物钻井液大体上又分为以下几种类型： （1）部分水解聚丙烯酰胺体系； （2）氯化钾聚合物钻井液体系； （3）羟乙基纤维素体系； （4）聚丙烯与聚乙二醇共聚物（COP/PPG）体系；
90年代以来， （1）聚合物钻井液进一步发展 （2）MMH钻井液 （3）合成基钻井液 （4）聚合醇钻井液 （5）甲酸盐钻井液 （6）硅酸盐钻井液
我国钻井液技术有 ：
低固相不分散聚合物钻井液技术在我国得到全面推广。开始时仅使用聚丙烯酰胺单一型聚合物絮凝剂，以后陆续研制成功不同基团、不同分子量的聚合物处理剂，形成了多种聚合物钻井液体系。聚合物钻井液主要应用于井深4000m以内的井，在当时曾有力地配合了高压喷射钻井，大大地提高了钻井速度。由于聚合物处理剂具有良好的护壁作用，所研制的钾基聚合物钻井液在很大程度上解决了泥、页岩地层的坍塌问题。
80年代初期，研制成功了油包水乳化加重钻井液，并在华北、新疆和中原等油田得到成功应用，有效地解决迹告虚了钻遇大段岩膏层和水敏性泥、页岩地层时所遇到的各种问题。
三磺（磺化丹宁或烤胶、磺化褐煤和磺化酚醛树脂）钻井液在全国推广使用后，创下了钻超井7175m的纪录。
钻井液处理剂、原材料品种迅速增加，质量不断提高。1978年，我国钻井液处理剂仅有40多种，1983年增至76种，1985年已达到16个门类，共129种。
在新的起点上对聚合物钻井液进行了全面、系统的研究，研制出两性离子聚合物钻井液和阳离子聚合物钻井液等新体系，并在全国许多油田推广使用，取得良好效果。将聚合物处理剂的类型从阴离子扩展到阳离子、两性离子，并对大、中、低分子量聚合物处理剂及其复配作用在抑制性、降滤失、降粘作用机理方面进行了系统研究。在此基础上研制出以FA-367、XY-27和JT-888等处理剂组成的两性离子聚合物钻井液体系，和由阳离子包被剂、降滤失剂、降粘剂、防塌剂等组成的全阳离子聚合物钻井液体系；
为保护油气层，提高钻速，实现欠平衡压力钻井，发展了泡沫和充气钻井液技术。其中使用泡沫钻成的友并油井的井深达到3232m。
为了有效地解决井壁失稳问题，系统地研究了各类钻井液及其处理剂与井壁稳定性的关系，研制出了各种具有强抑制性的防塌钻井液体系，并研制出可对付复杂盐膏层的过饱和盐水钻井液和油包水乳化钻井液等。
这些资料希望对你有帮助。
⑹ 塔北主要油区油气层保护技术
靳书波
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐市北京北路2号 830011）
摘要在钻井、完井、修井等作业过程中，都会对油气层造成不同程度的伤害。本文分析了塔北地区的油气层保护现状和存在问题，提出了我局在钻井、完井、修井作业中的保护油气层的技术措施及配套工艺。着重介绍了屏蔽暂堵技术、低伤害修井液技术。
关键词储层伤害堵塞比油气层保护屏蔽暂堵技术低伤害修井液
油气层保护是一项系统工程，它涉及到所有井下作业环节。油气层保护技术涉及多学科、多专业、多部门，贯穿整个油气勘探、开发过程，科学研究和生产实践证明，钻井、完井、试油、储层改造、修井等各项作业都可能不同程度地造成储层伤害。要减少各项作业对油气层的伤害，就必须加强油气层保护及配套工艺技术的研究，以便提高油气采收率，达到增产目的。
1塔北地区储层伤害现状
1.1钻井过程中对储层的伤害
我局在塔北地区已完钻的近200口井，从一部分井的测试资料中看出，大多数井的储层在不同程度受到污染，并且部分井的伤害程度还比较严重，主要表现在以下几个方面。
首先是在钻井完井过程中，储层在正压差作用下，钻井完井液的滤液和固相颗粒侵入地层，造成了固相堵塞、粘土水化、无机盐和处理剂的沉淀、水锁反应等问题。一部分井不同程度地发生漏失，如巴参1井、沙46井、沙47井、沙48井、A4井都是漏失比较严重的井，漏失量均超过300m3以上，除沙48井外，其它表皮系数、堵塞比附加压降都比较大，说明漏失对储层伤害是很严重的。
其次是浸泡时间的长短，对储层伤害程度不同，时间越长伤害越大，如DK2井和DK4井在同一构造、同一储层，使用同一体系钻井完井液，但浸泡时间不同，DK2井从揭开油气层到封固油气层用了7天，而DK4井因在下尾管作业中三起三下，用了18天。完井测试中的伤害程度却截然不同，DK2井的表皮系数为－3.02，而DK4井的表皮系数则为5.24。从中可以看出完井作业不及时，同样会给储层造成比较严重的伤害。
1.2完井作业对储层的伤害
完井过程中的固井往往对油气层造成了伤害。我局在塔北地区的固井作业对油气层伤害主要存在以下几个问题：一是固井质量不稳定。二是大部分井的水泥浆滤失量偏大，均在150ml左右，加上水泥浆滤失量含有各种离子和高碱性的滤液（pH值一般为11.5～12）进入地层后，加速了粘土矿物的解理、分散、运移，并形成毛细管阻力，降低了油气层的渗透率，从而伤害地层。三是储层压力衰减比较快，水泥浆在高压差作用下，产生渗透性漏失，造成储层永久性伤害，地层渗漏主要表现在回接处无水泥，造成回接筒出水等现象。
完井射孔作业中射孔液一般采用泥浆，它使给储集层产生第二次伤害。
1.3修井作业对储层的伤害
修井作业对油气层的保护工作起步比较晚。修井作业对储层的伤害是十分严重的。从近几年修井资料看，修井液对油气层产生的伤害主要为以下几种情况：
（1）目前西达里亚油田、阿克库勒油田的油层压力系数都较低，大部分井在1.0左右，最小的只有0.94(DK9井），而其修井液密度过大，一般都在1.03～1.15g/cm3不等。所以在修井过程中漏失现象相当严重（表1列举部分井漏失量），有些井洗井时建立不了循环（沙28井用1.20g/cm3CaCl2水溶液洗井不见液面），沙35井1997年8月在施工中只要井口不见液面，采用漏多少补多少，多次重复进行，这将会给储层造成严重伤害。
表1修井过程修井液漏失情况Table1The instance of lost circulation in workover process
(2）一些井修井施工周期太长，一般井均在一个月左右，个别井如：DK1井、DK9井、沙28井、沙29等井，将近一年或超过一年。储层在低劣的修井液中浸泡近一年时间，给储层造成的伤害是无法估量的。以DK9井为例，DK9井1994年完井地层测试的结果，其表皮系数为－4.36，渗透率为16.86，堵塞比为0.857，附加压降为－2.70MPa，而在修井后1997年测得渗透率为11.4，表皮系数为6.68。
（3）修井液所采用的地层水、油田水、地表水、CaCl2中含有大量杂质，加上循环罐、油管等都携带着杂物，不经过滤循环洗井，后带入地层造成堵塞，这些水的矿化度高低不同。将给储层造成水敏、碱敏、盐敏等伤害。
修井作业中存在不同程度的伤害，故造成修井后出现以下几个问题：首先是一些自喷井修井后油气产能下降；其次是一些自喷井或具自喷能力的井修井后反而停喷，例如沙28井、沙29井；再就是一些井修井后原油含水量增加，例如DK9井修井前平均含水32.6％，修井后含水率大于90％。这些问题都说明在修井过程中的储层的保护，是一项迫在眉睫的工作。
2油气层保护技术措施及效果
2.1钻井过程中油气层保护技术措施及效果
钻井过程中，首先是采用随钻检测地层压力，开展平衡钻井。通过“八五”科技攻关，针对钻井工作中压差、钻井液类型及性能、钻速和浸泡时间。诸因素对储层的伤害，进行了暂堵技术的研究与应用，1998年又实施负压钻井技术。
2.1.1工程设计
保护油气层工作首先应从工程设计做起，有一个合理的钻井工程设计，才能有效地降低储层伤害。
（1）建立合理的地层压力剖面。
（2）选择合理的井身结构。
（3）针对油气层类型及特征，优选钻井液体系及配方等。
（4）设计合理的钻井速度，缩短油气层浸泡时间。
（5）制定施工作业标准和保护油气层措施。
2.1.2钻井施工
实现近平衡钻井，降低井底压差。这样不仅可以降低压差而减少滤液和固相侵入地层，而且可以因井底压持效应小而提高机械钻速。再者，还可以减少井漏、粘附卡钻等井下复杂事故的发生，间接减少油气层的浸泡时间。目前在钻井过程中主要采用一种“压而不死、活而不喷”的原则。一些低压地层和极易漏地层采用欠平衡（负压）钻井。
钻井施工中采用了以下几项合理的配套工艺技术。
（1）随钻检测地层压力、随时控制钻井液密度。
（2）钻井液工艺技术是油气储集层保护的重中之重，主要采用屏蔽暂堵技术。
（3）固相控制技术是将循环液中的固相颗粒降至最低，必须配备齐全的固控设备，保证四级固控，将含砂量控制在0.15％以下。
（4）提高时效，降低浸泡时间。
2.1.3屏蔽暂堵技术
该项技术的要点是利用钻井液中已有固相粒子对油气储层的堵塞规律，人为地在钻井液中加入一些与油气储层孔喉相匹配的架桥粒子。填充粒子和可变形的封堵粒子，使这些粒子能快速地在井壁周围10cm以内形成有效的，渗透率几乎为零的屏蔽环，阻止钻井液中的固相和液相进一步侵入油气层。
屏蔽暂堵技术有以下特点：①这项技术成本低，工艺简单，对钻井液和钻井工艺无任何特殊要求，主要适用于塔北的三叠系、石炭系砂岩油气层。②该技术是把钻井时造成油气层伤害的正压差转化为油气层保护的有利因素。为了保证能在较短时间内在近井壁形成渗透率极低的屏蔽环，就需要一个较大的正压差。随着正压差的增大而屏蔽环的渗透率就会下降，就会降低继续侵入储层的机会。③反排时油气层渗透率的恢复值很高，可达80％以上。④可消除固井水泥浆对储层的伤害，提高固井质量，同时降低射孔液对地层的伤害。该项技术的关键在于必须搞清储层的物性，这样才能合理选择加入钻井液中的桥堵粒子及其粒径。
“八五”期间，我局与德州钻井研究所一同对塔北储层物性进行研究，通过岩心伤害试验、电镜观察和室内试验，对各处理剂进行筛选，选择了符合塔北储层粒径分布特点的桥堵剂——JHY油溶性树脂，研制出YK－Ⅰ型钻井完井液，在此基础上，加大对泥页岩的抑制能力，研制出YK－Ⅱ型钻井完井液。YK型钻井完井液从1992年首先在DK2井进行现场试验，后又相继在DK4井、DK5井进一步试验，效果明显。试验井与一般井的效果见表2。
我局在塔北地区使用的钻井液多数为钾基聚合物体系，坂土含量相对较高，粘土颗粒易进入油气层，堵塞流通孔道，使油气流动阻力增加，造成储层微粒运移，同时该体系抑制水化膨胀、分散的能力不够强，故选择YK-I型钻井液作为打开油气层的工作液。该钻井完井液是在原三开所用钻井液配方的基础上进行改造而成，改造工艺简单：先将原用的钾基聚合物钻井液性能进行调整，将其坂土含降至40kg/m3以下，将0.75％～1.0%JHY油溶树脂与0.02%OP-21均匀分散在钻井液中，调节各项性能，达到钻井要求后，在打开油气层前5m均匀混入井内循环，打开油气层后即可在井壁形成屏蔽层。1993年又针对YK-I型钻井完井液抑制性不够强的问题，在原有基础上改造成YK－Ⅱ型钻井完井液，主要增加了NW-1小阳离子和改用KOH调节pH值，增强整个体系的抑制能力。
YK改型钻井完井液的运用有效地保护了油气层，取得了较好的效果。测试资料表明，测试见油快，采油生产时间长，表皮系数小，堵塞比小。后来又在该体系中引入单项压力封闭剂，以解决渗漏问题。同时该体系各处理剂配伍性好，桥堵剂对钻井完井液性能基本无影响，性能稳定，起到了保护油气层的目的。
表2塔北地区部分钻井完井液类型及使用效果Table2The types of well completion fluid and its effect in Tabei area
2.1.4负压钻井技术
负压钻井技术具有以下特点：①使用低密度钻井液，其液柱压力小于地层压力，可以阻止滤液和固相进入油气层。②能有效地开发低压、低渗透及缝洞性储层。③能安全地钻过漏失层和严重水敏性地层。我局于1998年在A2井（T401井）四开井段采用了负压钻井技术。邻近4口井测试资料表明，A2井实施负压钻井技术对减少油气储层伤害起到了良好的效果（表3）。采用常规钻井技术的井都不同程度地发生了漏失，污染都严重。所以采用负压钻井技术对塔河油田碳酸岩盐储层保护将会起到有利的作用，值得推广与应用。
表3 A2井与邻井地层测试对比 表中数据均来源于DSr测试报告。
上述各技术措施的实施，基本上解决了钻井过程中的储层伤害问题，达到了保护储层的目的。
2.2固井作业中油气层保护技术措施
固井作业中储层保护，主要从提高固井质量，调节合理的固井压差，降低固井滤失量，提高顶替效率等方面着手。首先要选择优质的原材料，要求水泥纯度高，与外加剂相溶性好。施工中保证水泥浆的各性能稳定，密度均匀、量足，施工过程中连惯性好，加强各环节的配合，确保固井施工顺利进行。
实行合理压差固井，避免压差过大造成地层压漏，使水泥浆进入油气层造成永久性堵塞；压差过小则会造成候凝期间窜槽或井喷，水泥浆失重而引起油、气、水串通。针对塔北的高渗性储层，在“八五”期间我局研究并实施了低密度固井技术，但在施工中还存在一些问题，没有得到更好解决，有待今后进一步的研究，加以完善。
要严格控制水泥浆滤失量。在固井作业中应使用高效降滤失剂，应把滤失量控制在65ml/30min以下。
2.3修井作业油气层保护技术措施及效果
在修井过程中，随着修井液进入井内，必然会造成一定的储层伤害。有时因为修井作业引起的储层伤害导致修井失败，甚至使油气井生产状况更加恶化。我局就存在此类情况，因此必须重视修井给储层造成伤害的问题，采取适当的防范措施。
首先应从修井液密度入手，在修井前应对地层进行测试，求取准确的地层压力，设计合理的修井液密度和修井液类型。目前主要使用水基修井液。主要选择盐水聚合物修井液和聚合物低固相修井液，低固相主要是一些桥堵剂——油溶树脂、酸溶树脂。用不同的盐提高修井液的密度，选择聚合物提高修井液的粘、切，确保井眼清洁。随着修井液技术的发展，1998年初开始引用低伤害修井液技术。该项技术适合塔北油气田的渗透性好，压力低，漏失严重的地层。该项技术原理是：在修井液体系中加入有粒度与储层孔喉相匹配油溶性暂堵剂，在一定压差作用下，暂堵剂于地层孔隙入口处和射孔炮眼表面形成一层薄而低渗透性的屏蔽环带，从而有效地阻止修井液进一步侵入储层。当作业完成，油气井投入正常生产后，油溶性暂堵剂在反向压力的作用下，一部分被冲出孔隙，另一部分被地层产出油溶解而使储层渗透性得以恢复，从而达到保护油气层的目的。
该项技术的要点是选择合理的暂堵剂。暂堵剂在室温下可溶于原油中，其溶解度可达90％以上，粒径在2.5～101μm的广阔分布，有一个平稳变化的分布曲线，其粒级选配有利于实现桥堵。选用YR-01作暂堵剂。要求分散剂有效添加量少，与各种盐水和地层水相配伍；在地层温度下不产生沉淀，且溶点高于地层温度；选用HR水溶性的非离子表面活性剂作分散剂。选用HEC作增粘剂，它具有优良的抗盐性，在浓度较高的盐溶液中仍具有良好的增稠能力。此外，HEC不用借助任何溶剂即可在水中迅速分散增粘。该项技术于1998年在DK6、AN1井修井施工中运用，在施工过程中安全、高效，采油过程中无水期长，与在同一构造的S56井采用一般的修井液相比，采油过程中原油含水低，其效果显著。
修井工艺不当不但会造成修井失败，而且会引起储集层的伤害，因此要选择合理的修井工艺。首先应搞清楚修井的目的，优化修井设计，选择合理施工措施，修井参数，使修井后解放油气层，达到增产目的。
1998年初，我局对无伤害修井技术进行调研立项，现已到现场实施阶段。该项技术主要针对修井作业对储层伤害问题，提出一套无伤害的修井技术——不压井修井技术。该项技术效益高，符合油气层保护系统工程所要求的钻井、完井及开采全过程实施保护的原则。
3认识及建议
目前我局在降低油气层伤害方面采取了一系列措施，已开展的项目有平衡和欠平衡钻井技术、屏蔽暂堵技术、负压射孔工艺技术、无固相修井液技术等，通过这些技术的实验与应用取得了以下的认识。
（1）针对塔北地区三叠系、石炭系砂岩储层孔渗性好，今后钻井采用屏蔽暂堵技术；奥陶系碳酸盐岩地层孔、洞、缝发育带，易发生漏失，钻井应采用负压钻井技术。
（2）油层套管固井水泥浆滤失量控制在50～65ml/30min。水泥浆密度要均匀，上下幅度应保持在0.03g/cm3以内，同时提高顶替效率，提高固井质量。
（3）射孔作业要采用阳离子有机聚合物射孔液，在堵塞严重的井采用低浓度酸液射孔液，同时选择负压射孔技术和引进新型超正压射孔技术。
（4）修井作业中采用盐水聚合物修井液和聚合物低固相暂堵型修井液。
（5）通过污染程度的研究，采取相应的解堵技术措施，将一些“死井”挽救出来，重新发挥作用。
通过以上的技术措施的实施，基本上可以达到保护油气层的目的。但目前对油气层保护监测方面的工作做的还很不够，特别是修井液对储层伤害程度无任何测试资料，对今后保护油气层的研究工作很不利，建议从以下几个方面加强工作。
（1）首先要建立一套完整的油气层保护基础数据库，建立油气层保护实验室。
（2）在我局各工区选择典型井，在修井施工前后，进行试井测试，取得修井液对产层伤害的第一手资料，根据这些资料，进行保护油气层的技术研究。
（3）针对塔河油田碳酸盐岩地层固井易漏，应加强低密度泡沫水泥浆固井工艺技术的研究。
（4）修井施工中应防止修井液的漏失，选择合理的修井方案，引进国内其它油田先进修井技术，采用低伤害的修井液进行修井作业。
（5）应加强采油过程中的油气层保护技术研究，寻求适合该油田采油作业保护油气层技术。
（6）应对采油工程中入井液的标准规范研究，加强地层伤害诊断软件系统的研究与开发。
（7）应进行油气层伤害的系统评价的研究，及时组织有关技术人员根据测井和测试资料的油气层损害程度，研究分析油气层损害的原因，及各项作业措施的科学性、针对性、合理性和可操作性，提出以后施工中的保护油气层的技术措施。
参考文献
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[4]张绍槐，罗平亚等．保护储集层技术．北京：石油工业出版社，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：用于钻井液抗失水的材料有哪些！！！！
你所说的来钻井液抗失水及就是现自场所说的降滤失剂，降失水剂是通过在井壁上形成低渗透率、柔韧、薄而致密的滤饼，尽可能降低钻井液的滤失量的钻井液处理剂。
降失水剂是钻井液处理剂的重要剂种，主要分为纤维素类、腐植酸类、丙烯酸类、淀粉类和树脂类。纤维素类代表主要为羧甲基纤维素，代号CMC；腐植酸类代表主要为褐煤（常配成褐煤碱液）、硝基腐殖酸钠、铬腐植酸和磺甲基褐煤（SMC）；丙烯酸类主要为水解聚丙烯腈及其盐类、丙烯酸及其复合离子型盐类（PAC系列）和其盐的多元共聚物（SK系列）；树脂类的代表则是磺甲基酚醛树脂（SMP）、磺化褐煤树脂（SPNH）和磺化木质素磺甲基酚醛树脂缩合物（SLSP）；淀粉类的代表主要有羧甲基淀粉（CMS）和羟丙基淀粉（HPS）。近年来还有研制出一些较新的产品，如阳离子聚合物降滤失剂和两性离子聚合物降滤失剂等。
⑻ 试验用材料优选
7.4.1 造浆材料优选
黏土是钻井液的基础材料，又称造浆材料。其主要作用：增加黏度和切力，提高井眼净化能力；形成低密渗透率的致密泥饼，降低滤失量；对于胶结不良的地层，可以改善井眼的稳定性；防止井漏。
造浆材料的好坏，直接影响钻井液的性能。不同厂家，由于其膨润土矿来源不同、加工方法不同，因此导致膨润土的抗温性能有很大的差别。特别是目前很多膨润土虽然其性能达到国家标准，却因为加了泥浆处理剂的原因，因此此类产品经过高温后的性能将会显著变差而不能满足配制高温钻井液的要求。
项目研究过程中，我们分别选择了山东、内蒙古的钠膨润土、基准钠膨润土和国内比较好的海泡石土做对比试验，对比结果见表7.2。
表7.2 四种造浆黏土性能对比一览表
续表
从表7.2可以看出，选用的海泡石土造浆能力较差，全部滤失；山东膨润土和内蒙古膨润土，当温度超过150℃后，表观黏度与动切力明显降低，滤失量显著增大，说明其抗温极限不超过180℃；基准钠膨润土泥浆的黏度和切力随温度升高而有所升高，滤失量相对稳定，满足高温钻井液要求。因此配方试验选用基准钠膨润土。
表7.3表明，高温老化后和高温条件下膨润土的流变性变化较大。进一步试验表明，不同膨润土加量，其变化幅度有较大的区别，图7.1、图7.2给出了不同膨润土加量条件下钻井液流变性及滤失量变化曲线。从图7.1和图7.2可以看出，随着膨润土加量的提高，其滤失量显著降低；但当膨润土加量超过5%时，随着温度的升高，其流变性发生急剧变化，这种变化不利于泥浆流变性控制；但加量小于4%时，不利于滤失量控制。因此，要取得较好的抗温效果，选择合适的膨润土加量是十分重要的，配方试验中的膨润土加量选择4%。
表7.3 4%钠膨润土高温流变曲线
图7.1 不同膨润土加量其流变性变化曲线
图7.2 不同膨润土加量其滤失量变化曲线
7.4.2 泥浆处理剂优选
泥浆处理剂抗温能力的高低，很大程度上决定了钻井液抗温能力的水平，泥浆处理剂的抗温能力越高，钻井液的抗温能力也将随之提高。很多处理剂由于生产厂家出于保密等原因，其组分不是很清楚，无法简单按产品分子结构等理论去筛选，因此项目组收集了大量国内外不同厂家（含同类产品）的产品进行对比和筛选。
试验配方：4%钠基土+3%的处理剂，调pH至8～10；
试验温度为：90℃、120℃、150℃、180℃、210℃及240℃。
通过试验选出其中的11种产品如下：
1）磺甲基酚醛树脂（SMP）：常用高温降滤失剂，其作用机理可相当于高温低分子类有机处理剂的机理，主要是通过改善泥饼质量和增加滤液黏度来实现。
2）GCL-1：丙烯酸、丙烯酰胺接枝共聚物与磺化腐殖酸衍生物复配而成，抗温250℃，具有良好的降失水效果和调节泥浆流型。
3）SN树脂：由改性腐殖酸与有机小分子接枝而得，具有良好的抗温和降滤失性能，能有效改善泥饼质量和调整钻井液的流变性，常用于深井钻井液中。
4）KJAN：高温降滤失剂，具有不增黏、耐高温、无毒性等优良性能。
5）SMC：褐煤腐殖酸的衍生物，又名磺化腐殖酸，是褐煤经碱化、磺化再经铬盐交联而成，是一种能耐200～220℃高温的淡水钻井液的降黏剂和滤失量控制剂。
6）褐煤树脂SPNH：为磺化酚醛树脂和磺化褐煤组成的耐温抗盐的钻井液降滤失剂。褐煤树脂SPNH是在苯环单元引入磺酸基，苯环间又以碳原子相连，能够抗高温。又因为苯羟基在邻对位上引进了磺酸钠基—SO3Na，水化作用强、缔合水的键能高，因而又解决了它的水溶性，决定了它抗盐、抗钙、降低高温高压降失水量的作用。
7）黑树脂：成分不详。
8）水解聚丙烯腈铵盐：较低分子量的降滤失剂，高温条件下具有较好的降滤失效果，黏度随温度变化相对稳定。
9）水解聚丙烯腈钠盐：较低分子量的降滤失剂，高温条件下具有较好的降滤失效果，黏度随温度变化相对稳定。
10）国外高温处理剂（DDP）：组分不详。
11）GCL-2：高温降滤失剂。
上述泥浆材料的性能见表7.4。
表7.4 高温处理剂耐温性能一览表
续表
7.4.3 高温保护剂GBHJ（或称高温稳定剂）
向钻井液中加入保护剂是保持钻井液高温稳定的关键，其主要原理：一是抑制（或防止）高温下泥浆处理剂的降解和分解；二是护胶作用。
表7.5和表7.6分别给出了一种淡水泥浆和一种盐水泥浆加高温保护剂前后其性能的变化。
表7.5 淡水钻井液浆添加GBHJ前后钻井液性能对比
表7.6 饱和泥浆钻井液添加GBHJ前后钻井液性能对比
从表7.5、表7.6可以看出，在淡水钻井液中加入高温稳定剂GBHJ，使钻井液的耐温能力提高至少50℃；在饱和盐水中的作用效果更加明显，具有显著的降低滤失量特性，钻井液的耐温能力提高至少80℃以上。
⑼ 国内常用的抗高温钻井液体系有哪些
机硅腐植酸钾（OSAM-K）、产品简介：机硅腐植酸钾外观黑褐色固体粉末或颗粒易溶于水抗温能力强腐植酸机硅睁吵袜衍物种功能深井钻井液处理剂二、性能用途：机硅腐植酸钾水能电离带负电荷水化能力强水化基具抑制粘土水化膨胀防止岩现裂纹、裂缝等优点种良页岩抑制剂,同兼碰判降低钻井液粘度降滤失作用特别水敏性页岩抑制保持页岩稳定防止井径扩直接加入各种水基钻井液体系于褐煤树脂、铵盐等处理剂配合使用钻井液本悉激低取较经济效益
⑽ 塔河油田水平井钻井液技术
靳书波靳A李斌文
（西北石油局规划设计研究院乌鲁木齐830011）
摘要：深井水平井厅首钻井液技术是一项综合技术，主要考虑井眼稳定技术、井眼净化技术、高温稳定技术、润滑防卡技术。塔河油田所钻水平井主要采用了MMH聚磺混油和复合金属离子聚磺混油钻井液体系，笔者主要介绍两种体系的现场应用技术和维护以及使用效果。
关键词：钻井液井眼净化井眼稳定润滑保护储层暂堵技术
1概述
随着塔河油田勘探开发工作的不断深入，为完善开发井网和提高油气产能，相继在塔河1号、2号油田部署了7口水平井。该油田位于塔里木盆地沙雅隆起，油气层埋藏较深，所钻的井深均在4500m左右，地质情况复杂。上部第三系库车组、康村组、吉迪克组砂岩、泥岩不等厚互层弱胶结，成岩性差、可钻性好，砂岩高渗透性、泥岩以伊利石为主水化分散性强烈；下部侏罗系、三叠系泥岩主要成分以伊利石为主（36％～60％），含15％有序混层（S占22％）伊利石／蒙脱石，个别层段含15％无序混层（S占50％）伊利石／蒙脱石。泥岩遇水一般不易分散，但存在：①硬脆性泥页岩层理与微裂缝发育，同时存在易水化膨胀分散的泥岩，产生高的膨胀压力，导致井壁剥落掉块坍塌；②泥岩异常孔隙压力与强地应力引起的高的坍塌压力易造成力学不稳定，液柱压力低于泥岩地层压力，同一地层水化差异大，泥岩地层压力系数高于油层，井壁受力不平衡等地质因素。
上部地层极易造成虚厚砂泥饼和胶粘性钻屑厚泥饼缩径阻卡，钻井液必须具有强包被、强抑制能力、良好的造壁性及润滑性。下部地层剥蚀掉块垮塌严闭伏慎重，井壁失稳，井径扩大，而且处于造斜和水平井段。钻井液必须具有有效的防塌措施，同时，由于深井水平井的特殊性，如井底温度高，钻遇地层层序岩性复杂，造斜点和水平段较深，防卡、防塌、测井、固井等要求高，钻井液量多等因素，维护调整困难，工程事故多。
2钻井液技术要求
水平井钻进中主要存在钻柱在斜井段向下部井壁整体倾斜，下沉偏心，钻柱与井壁接触面积增大，造成井下摩擦系数增加。携岩难度较大：钻屑的下滑方向由直井的轴向下滑向斜井段、水平段的径向下滑转化，钻井液以轴向上提力克服钻屑的径向下滑力，要克服钻屑轴向下滑力较困难，一般情况下斜井段不可避免的要形成沉积层，沉积层的厚度随井斜角的增大而增厚。钻屑向下方井壁的沉积，导致钻井液悬浮的均匀性破坏，不利于对钻屑的携带，增加了钻柱与井壁的摩擦阻力。在层理发育的地层，胶结不好的砂岩、砾岩层和复杂地层易发生坍塌、掉块，严重时会掩埋钻具造成卡钻。综上所述，要求钻井液具有极强的润滑性、携岩能力、防塌能力和井壁稳定性，该地区井比较深，要求钻井液具有良好的抗温性。水平段钻井液更需要考虑储层保护。
3钻井液设计
3.1井眼净化技术
通过改善钻井液的塑性粘度、动切力、动塑比和静切力等，以较高的动塑比值、切力等，使钻井液具有良好的悬浮携带能力，降低钻屑的沉降速度，并将其及时带出。选择MMH正电胶和复合金属离子聚合物（PMHC）调节钻井液流变性能，确保了适当的环空流速，既能保护井壁，又能将岩屑带出。国外研究指出，环空倾斜在0°～90°整个范围内，钻井液流速越高，环空净化速度越高。在水平井中，坚持定时旋转钻具和短程起下钻。旋转钻具有利于岩屑的清除，一是将下井壁沉积的岩屑推入流动的钻井液中，被钻井液流带出井眼；二是将大块岩屑积压碾磨，变成小颗粒有利于岩屑的悬浮带出井眼。控制好井眼轨迹，可以减少流动阻力，降低动能的消轿敬耗，有利于岩屑的清除。另外，依据井身结构和钻具组合选用合适的环空返速和钻井液流变参数，既能保证钻屑携带，又减少对不稳定井壁的冲蚀破坏。
3.2井眼稳定技术
针对侏罗系和三叠系泥页岩矿物组分、理化特性及井壁失稳等问题，首先，钻井液必须有较低的滤失量，良好的泥饼质量，能在短时间内对层理微裂缝泥页岩起到有效的封堵作用；其次，必须有足够的抑制性，有效防止井壁吸水膨胀、坍塌，同时防止钻屑分散，降低固相含量；再者，控制适当的钻井液环空流速，减轻钻井液对井壁的冲蚀。为此，优选了高效的防塌抑制剂及聚磺混油钻井液体系，采取合理的防塌技术措施，以满足深井水平井钻井施工的要求。采用沥青类产品FT-1、SMP、SPNH、NH4PAN等封堵防塌处理剂，机械封堵层理、裂缝，增加钻井液的造壁封堵能力，降低失水与泥饼渗透率，阻止钻井液滤液大量进入地层。应用SN-1固体乳化剂强烈吸附油的特点，参与泥饼的形成，在井壁上形成一层憎水油膜，可有效控制滤液的侵入，减轻泥岩的水化。长链、高分子聚合物带有极强的离子基团、极性基团和非极性基团，与粘土表面吸附、桥接和絮凝，对泥岩起到包被抑制粘土分散作用。同时，应用防塌抑制降失水剂PA-1，来提高钻井液的化学抑制能力，最大限度的抑制泥页岩的水化分散，预防井壁垮塌。PA-1是KHm和阳离子组分接枝共聚物，K＋和阳离子协同作用，提高了防塌效果，阳离子的加入提高了吸附和水化能力。
3.3润滑防卡技术
根据塔河油田具体钻井施工情况，并参考国内外相关技术资料，经综合分析研究，选用混入原油的方法来提高钻井液的润滑性能。同时，优选了SN-1固体乳化剂作为乳化剂，在其分子结构中，具有亲油性强的阳离子基团，同时还有亲水性好的阴离子基团，具有双亲作用。在混油钻井液中加入SN-1后，能将油充分吸附，并通过SN-1富集油类参与泥饼的形成，在泥饼表面形成一层有乳滴构成的油膜，将钻具与泥饼或井壁间的磨擦转变为钻具与油膜间的摩擦，这样可以大大降低摩擦阻力和扭矩。通过室内实验，优选了原油和SN-1固体乳化剂的合理的加入量分别为8％～10％和0.3％～0.5％，推荐现场原油加入量为10％～12％。另外，为了提高钻井液的润滑性，在特殊情况下，加入2％～3％的固体润滑剂塑料小球，半埋与泥饼中，形成泥饼和钻具或套管之间的微型支撑物，起到“微轴承”的作用，避免压差卡钻，降低扭矩和摩擦阻力。
3.4油气层保护
根据储层特征及损害机理的研究分析结果，即储层为非－弱水敏性，固相颗粒侵入污染是钻井完井液对储层的主要损害因素，为了适应钻遇地层特点及深井水平井施工的特殊要求，使施工工艺简便，从经济性、可操作性和保护油气层方面综合考虑，优选了水基钻井完井液体系，并实施屏蔽暂堵保护油气层技术，尽可能地保持低固相、低滤失量、良好的泥饼质量，PH值控制在9左右，使之和储层相匹配。钻井完井液采取在上部复合金属离子聚磺混油钻井液基础上，实施屏蔽暂堵技术直接转换的技术措施，即采用MMH正电胶聚磺混油暂堵和复合金属离子聚磺混油暂堵钻井完井液体系。
钻井液设计考虑上述诸因素外，还得考虑直井段，特别是二开、三开井段裸眼段长，大段泥岩以及泥岩、砂岩互层。泥岩段易泥包，砂岩段泥饼厚等易造成阻卡，钻井液要保持低固相、强抑制、薄而韧的泥饼和优良润滑性，保证安全快速钻进。一开、二开主要采用钾基聚合物钻井液体系和正电胶钻井液体系，三开采用正电胶聚合物混油暂堵钻井液体系以及复合金属离子聚磺混油暂堵钻井液体系，各体系依次转化。复合金属离子聚合物不分散体系和正电胶钻井液体系均具有的强抑制、低固相特性，适合中上部地层快速钻进；正电胶聚合物混油暂堵钻井液体系和聚磺体系具有抗高温、高温高压失水低、造壁性好等特性，适合下部井段钻进；同时适合于油气层段钻进。
复合金属离子聚磺混油钻井液体系配方：（40～50)kg/m3坂土＋(2～3)kg/m3纯碱＋(3～4)kg/m3NaOH+ (2～5)kg/m380A51+2kg/m3PMHC+20 kg/m3SMP-1（粉）＋30kg/m3磺化沥青＋(80～100)kg/m3原油＋2 kg/m3SN-1（或SP-80)＋…
正电胶聚合物钻井液体系配方：（40～50)kg/m3坂土＋(2～3)kg/m3纯碱＋(5～10)kgMMH+(5～10)kg/m3PAM+(2～4)kg/m3PAC-HV+(20～30)kg/m3SMP-1（粉）＋(20～30)kg/m3磺化沥青＋(20～30)kg/m3SN-1＋(80～100)kg/m3原油＋…。
4钻井工程简况
所钻的7口水平井均是下入Φ244.5mm技术套管后，使用215.9mm钻头进行定向造斜钻进，施工工程基本数据见下表1。
表1塔河油田水平井钻进基础数据Table1Basic data of Horizontal well drilling in Tahe oil field
续表
5钻井液现场应用技术
5.1井壁稳定技术
钻进过程中，对泥岩井段的防塌措施为：从力学上，为了提高钻井液液柱压力对井壁的支撑，使其大于地层的坍塌密度，钻井液的使用密度为1.20～1.22g/cm3，比该地区已完钻直井同层位正常使用密度高0.02～0.05g/cm3，并以钻井液的特有流变特性，减少了对井壁的冲刷和起下钻、开泵所引起的压力激动。从化学上，以补充 MMH正电胶、PA1、WFT-666、FT-1、SPNH、SMP-1、PMHC、NH4-PAN胶液为主，改善泥饼质量，提高钻井液对地层的抑制封堵防塌能力；同时，利用SN-1固体乳化剂吸附原油在井壁形成一层油膜的特殊作用，改善井眼的稳定性；另外还可降低滤失量，使API失水在4ml以下， HTHP失水9～10ml，从而减少了对井壁的浸泡深度，为长时间的安全施工打下了基础。
5.2润滑技术
钻井液润滑性能主要以原油为主，分别于井斜角达30°与进入水平段时补充加入原油18t和12t，使钻井液、钻井完井液含油量为 8％～10％，并用一定量 SN-1固体乳化剂（或SP-80）充分乳化，辅以2％～3%FT-1(WFT-666）和SMP改善泥饼质量，使之具有良好的润滑防卡能力。其滤饼摩阻系数Kf始终控制在0.029以下，起下钻阻力一般在4t～8t，旋转扭矩在300～450mV。
5.3井眼净化技术
主要是选择了悬浮携岩能力较强的钻井液和钻井完井液，在较低的排量下，粘切及流变性的调整以补充MMH正电胶（或PMHC）和NH4PAN胶液为主，使动切力大于15 Pa,动塑比在1左右，初切一般18～23Pa，初切和终切接近；工程上适时采取短起下钻及旋转钻具的措施，在该井施工中，下钻、测井、下塞管均一次到底，开泵正常，保证了全水平段未通一次井，而井下一切正常，大排量洗井也无明显的钻屑返出，证明井眼干净，未形成明显的岩屑床。
5.4保护储层技术
进入水平段前，充分调整钻井液各项性能，控制较低的固相含量和滤失量，一次性用混合漏斗按循环周加入0.75％～1.0％油溶树脂和3％的QS-2，并补充加入磺化沥青使之含量达2％～3％，以实施屏蔽暂堵保护油气层技术，并根据消耗及时补充。进一步强化泥饼质量，减少滤液侵入油层量。同时，加强井眼净化和固相控制，减少钻井液中的微粒进入产层孔隙中，避免堵塞油气通道。
5.5固相控制
固相控制主要以振动筛、清洁器、离心机等为主，加上频繁起下钻作业，给钻井液密度、固相含量的控制及性能的维护带来一定程度的难度。为此，采取了充分利用好现有固控设备，增加胶液的补充量，提高钻井液的携岩能力，降低重复研磨程度，减少细微颗粒的含量等有效措施，很好地将含砂量控制在0.2％以内，固相含量控制在11％～13％。
6现场应用效果
在塔河油田所钻7口井的施工中，主要使用MMH正电胶聚磺混油钻井液和复合金属离子聚磺混油钻井液，在现场使用中各具特点。钻进施工中TK106H和TK201H井为无事故井，其他井均不同程度地发生卡钻事故。其性能见表2。MMH正电胶聚磺混油钻井液抗温性较差，深井维护处理比较困难。由于MMH正电胶与其他类型处理剂配伍性较差，使用阴离子处理剂，削弱了体系的正电性，从而降低体系的抑制防塌能力，但MMH正电胶体系具有很强的携岩能力，防止“钻屑床”的形成，保证了起下钻畅通。复合金属离子聚磺混油钻井液具有抗温性、配伍性、流变性好，钻井液性能稳定。
6.1TK104H、TK201H井使用MMH正电胶体系使用情况
在该井段钻进施工之前首先在套管内将钻井液转换为MMHSN-2钻井液体系，使MMH含量达到3％（胶体），由于该井段上部地层掉块严重，在套管内一次性加入防塌剂3% PN-1及2%FT-1，钻进至造斜段混入8％原油，并加入足量固体乳化剂SN-1，使原油得到充分乳化，在钻进过程中，定期定深补充MMH、原油、PAM、防塌降失水剂，确保钻井液各组分达到设计要求。
在井斜角达到60°时，加强短程起下钻及分段循环，并将钻井液YP提至15Pa以上，动塑比值控制在0.8～1.2之间，静切力提至8～10Pa/10～12Pa，确保钻井液具有较强的携带能力和悬浮能力，在水平段后施工中严格控制固相含量，特别是含砂量。充分利用四级固控设备及补充胶液的方法，降低钻井液中的含砂量，达到设计要求。
稳定的钻井液性能及合适的流变性，具有较强的防塌能力和较底磨擦系数，并配合工程措施是该段成功的关键。
（1）Φ6读数不低于8.5。
（2）在施工中，主要以维护为主，处理为辅，钻井液处理剂以胶液形式加入，保持稳定的钻井液性能。
表2斜井段及水平段钻井液性能Table2Drilling field performance of gradient and horizontal well paragraph
（3）用SPNH、NH4-HPAN调节钻井液流型；用SMP-1、SPNH控制高温高压失水。
各种处理剂的合理配伍及具有良好的润滑性，较强的防塌能力和悬浮携带能力是该井钻井液成功的关键。
6.2TK202H井复合金属离子聚磺混油体系使用情况
定向前将聚合物钻井液一次性转换为复合金属离子聚磺混油钻井液。先补充预配好的新浆40m3(1.5 t坂土＋80 kg Na2CO3+50 kg NaOH+75 kg PMHC）。然后，按配方边循环边用混合漏斗均匀地加入SPNH、FT-1、SMP-1、PA-1、PMHC，之后又补充加入适量Na2CO3。待循环到相对均匀后，在一个大循环周内均匀混入8％原油，同时，加入0.3%SN-1固体乳化剂。最后，进行充分的循环直到钻井液性能基本稳定。
钻进过程中，始终坚持以补充胶液维护为主。钻井液性能的维护原则是：以井眼净化为重点，搞好流变性控制，保持适当高的动塑比值及切力，以适应携带岩屑，有效悬浮岩屑的特殊需要，控制好泥饼质量和润滑性，强化防塌措施，严格控制失水。各种处理剂的选用及补充量以正常钻进进尺、钻遇岩性、井斜角、作业情况等来变化。一般胶液的补充时间为每趟钻的前1～2周内。
6.3结论与认识
水平井造斜段及水平段钻进中由于钻井液采取了有效合理的维护处理工艺，钻井液性能优良、施工效果良好，钻井液性能见表2。
（1）钻井液悬浮携岩能力强，井眼清洁
钻井液流变性好具有正电胶的特性，携带岩屑效果好，悬浮能力强，返屑正常，每次开钻均能将上趟钻起钻前悬浮的岩屑按时正常带出；岩屑均匀，尤其是大斜度及水平段无任何混杂现象，质地纯净，棱角清晰，反映的地层界限分明，岩屑录井与电测解释结果吻合。
（2）钻井液防塌性能好，井壁稳定，井径规则
在整个施工中，虽然起下钻次数多，井底工况条件变化大，但由于钻井液性能优良，工艺技术措施合理，井壁始终稳定，钻进循环过程中很少见到有剥落掉块的泥页岩，更无井壁垮塌失稳划眼现象，振动筛筛网筛出的基本上均为钻屑，每趟钻起下顺利无异常情况，平均井径扩大率见表3，较好的解决了三叠系硬脆性泥页岩地层普遍存在的掉块垮塌、井径严重扩大问题，有利地保障了钻井施工的顺利实施。
表3塔河油田水平井三开井段井径结果对比Table3The well radial contrastive result of third opening drilling well paragraph about Tahe oilfield's horizontal wells
(3）钻井液具有良好的润滑性能
由于SN-1固体乳化剂的特殊作用及原油含量合理，固相控制效果好，钻井液泥饼薄而坚韧、摩阻系数小，Kf始终控制在0.0143～0.029之内，最大限度的降低了摩阻和扭矩。钻进和起下钻顺利，电测、下筛管畅通无阻、一次到底，起下钻摩阻一般在4～8 t，旋转扭矩在300～400mV。
（4）钻井液性能稳定，易于维护调整
整个施工过程中尽管纯钻时间短、起下钻频繁，但每趟钻只需用胶液进行简单维护调整，未进行一次大型处理。
（5）钻井液具有较好的保护油气层作用
合理实施了屏蔽暂堵保护油气层技术，滤失量小，API失水在4.0ml以内，高温高压失水保持在9～11.0ml。室内评价结果表明，复合金属离子聚磺混油钻井完井液体系对岩心渗透率恢复值平均达到92.2％，不仅起到了较好地保护油气层作用，还达到了防漏堵漏作用。
（6）复合金属离子聚磺混油钻井液性能稳定，易维护，为水平井钻进理想的钻井液体系。
参考文献
[1]樊世忠，鄢捷年，周大晨．钻井液完井液及保护油气层技术．东营：石油大学出版社，1996
[2]徐同台，陈乐亮，罗平亚．深井泥浆 ．北京：石油工业出版社，1994
[3]张绍槐，罗平亚等．保护储集层技术 ．北京：石油工业出版社，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