中原油田调整井钻井液技术课件

中原油田调整井钻井液技术中原油田调整井钻井液技术2009年年08月月一、前一、前 言言 l中原油田是由多个区域性断块油气田组成，各区块地层破碎、断块多、地层倾角大、沉积状况复杂，地质特点各不相同。大部分区块含多套盐膏层，易盐溶、盐卡；有的区块地层稳定性差，易坍塌；部分区块含裂缝性地层，且高低压互层，易漏失；有的区块含有异常高压层。复杂的地层情况易导致钻井施工中“喷、漏、卡、塌”等井下复杂和事故的发生。目前油田已经过了30多年的开发，进入开发中后期，二次采油主要以注水为主，油田已进入高含水期，部分调整井为大斜度多靶定向井，钻井施工难度逐年增大。针对油田地层特点及开发现状，为保障和促进油田调整井钻井的优质高效施工，对与之配套的钻井液技术也不断进行技术攻关，形成了一套较为成熟的适合中原油田不同区块特点的调整井钻井液技术。二、中原油田地层特点二、中原油田地层特点 l中原油田所处的东濮凹陷属于华北地台东部的渤海湾含油气盆地南缘，是以中生界为基底形成的新生代断陷盆地。凹陷自上而下发育埋深15002000m的第四系（平原组）、上第三系地层（明化镇组、馆陶组）和埋深60007000m的下第三系地层（东营组、沙河街组、孔店组）。其中，下第三系的沙河街组又分为沙一、沙二、沙三、沙四段，是勘探开发的主要目的层段。中原油田地层特点中原油田地层特点l凹陷中次级断层极其发育，形成极其复杂的断块构造，各区块地层破碎、断块多、地层倾角大，沉积状况复杂，地质特点各不相同，即使同一区块岩性变化也非常大，各层位压力系数相差悬殊。中原油田地层特点中原油田地层特点l东濮凹陷各区块地层中的粘土矿物组分主要为伊/蒙无序间层、伊/蒙有序间层、伊利石、高岭石和绿泥石。粘土矿物主要特征为伊/蒙有序间层、伊利石发育。地层从浅到深存在伊/蒙无序间层向有序间层转化的趋势。上部无序伊/蒙间层易水化膨胀、分散、缩径，起钻易拔活塞造成井塌。下部无序混层向有序混层或有序混层向伊利石过度带，由于力学不稳定，易造成井壁坍塌。中原油田地层特点中原油田地层特点l东濮凹陷存在多套盐膏层，即埋深约在2000m2700m之间厚度几十米到300米不等的沙一段盐层；3000m3500m之间厚度几十米到几百米不等的沙三2段盐层和3500m以下厚度几十米到1000多米不等的沙三4盐、沙四盐。各区块盐层深度、盐层厚度等各不相同。上部的盐膏层常造成井径扩大，井壁失稳。下部深井段盐膏层由于上覆地层压力较大，易发生盐层塑性变型，造成缩径，引起起下钻遇阻或卡钻。中原油田地层特点中原油田地层特点l东濮凹陷经历了多期构造运动，地层中层理裂缝发育。上部地层裂缝较少，随着埋深增加，裂缝发育愈甚。发育的层理裂隙，常导致井漏的发生，同时钻井液滤液容易浸入地层，致使泥页岩吸水膨胀，造成井壁坍塌。三、中原油田调整井三、中原油田调整井 钻井液施工难点钻井液施工难点 l1、井下出水l中原油田经过30多年的开发，二次采油主要以注水为主，油田已进入高含水期。注水压力从10 MPa到40MPa不等，有的区块属高压低渗；有的区块渗透性、连通性较好；部分区块无泄压回水管线；另外，由于部分注水井套管腐蚀损坏严重，导致注水层位上移。调整井施工过程中，大都会受到注水井影响，钻开注水层后，往往表现为井下出水，压差较大情况下会造成大量出水，严重的还造成井涌。出水造成钻井液性能被破坏，增加钻井液处理成本；更严重的是造成井壁垮塌，严重威胁钻井施工安全。中原油田调整钻井液施工难点中原油田调整钻井液施工难点l2、井漏l中原油田部分区块含裂缝发育和连通性较好的高渗透地层，地层承压能力差，在钻井过程中，很容易发生漏失，严重漏失段甚至不能建立循环，如濮城区块，因断层多，加之裂隙发育，极易发生严重的井漏。部分区块因异常高压层与低压层交互存在，如文东、文南等区块，也易发生严重漏失。近年来，受注采影响，地层压力层系紊乱，油田各区块均不同程度的存在井漏现象。井漏不仅造成钻井液成本增加、影响正常的钻井施工，更重要的是容易导致上部不稳定地层垮塌，严重威胁井下安全。中原油田调整钻井液施工难点中原油田调整钻井液施工难点l3、部分区块地层不稳，易坍塌掉块。l中原油田大部分区块地层稳定性差，上部地层明化镇组、馆陶组大都为无序伊/蒙间层，易水化膨胀、分散、缩径，起钻易拔活塞造成井塌。下部地层沙河街组由无序混层向有序混层或有序混层向伊利石过度，部分区块水溶性盐含量较低，易水化膨胀、剥落、坍塌。中原油田调整钻井液施工难点中原油田调整钻井液施工难点l4、高温高密度钻井液性能维护困难l部分区块含异常高压层，如文东、文南等区块，钻井液密度大都在1.90g/cm3以上，有的高达2.00 g/cm3以上。中原油田地温梯度较高，高达300C/1000m以上，文88块的井完钻井深大都在3900m左右，井底温度高达近1500C。高温、高密度双重条件下保持钻井液性能稳定十分困难。中原油田调整钻井液施工难点中原油田调整钻井液施工难点l5、盐层段长，易盐溶、盐卡。l油田各区块普遍存在沙一盐，部分区块含沙三2盐、沙三4盐、沙四盐，厚度各不相同，几十米到几百米不等，文东、文南的沙三、沙四段的文23盐厚度有的高达1000多米。上部井段盐膏层常造成井径扩大，井壁失稳；深井段盐膏层由于上覆地层压力较大，易发生盐层塑性变型，造成缩径，引起起下钻遇阻或卡钻。中原油田调整钻井液施工难点中原油田调整钻井液施工难点l6、大斜度、大位移井易粘卡l大斜度、大位移定向井占调整井总数的比例也在逐年增加，2008年井斜超过40度的井约占30%，有些井位移达到1000m以上。大斜度、大位移井通常裸眼段也比较长，1000米到2000多米不等，有的无技套的井裸眼段长达3000多米。这些井清砂困难，易形成岩屑床；钻具与井壁接触面积大，易粘附卡钻。中原油田调整钻井液施工难点中原油田调整钻井液施工难点7、CO2污染问题l油田内不同区块均存在不同程度的 CO32-、HCO3-污染，而尤以文南区块较为突出。污染源部分来自地面（部分处理剂高温分解产生 CO32-、HCO3-），主要来源于地下。近些年来，受注水、注气及酸化压裂影响，地层产生出较多的 CO2、CO32-、HCO3-，钻进至注水、注气层，就可能遭受CO2污染。同时由于中原油田套管腐蚀严重，部分套管发生套损，这就造成非注层也可能产生较多的 CO2、CO32-、HCO3-，钻遇这种层段也可能遭受CO2污染。污染后钻井液性能遭到破坏，失水增大、粘切升高、流动性变差，威胁井下安全。四、钻井液技术四、钻井液技术 l1、优化钻井液体系设计l针对不同区块地层特点分井段优化设计钻井液体系。中原油田调整井钻井液体系应用情况见下表。表表1 1 中原油田调整井钻井液体系应用情况中原油田调整井钻井液体系应用情况 钻井液体系主要添加剂体系特点应用区块应用地层不分散低固相DPHP、SK-、JS-I、NH4HPAN等抑制性较强，可 有 效 控制 上 部 地层造浆。油田各区块明化镇、馆陶组、东 营组 等 上 部地层聚合物钻井液聚磺钻井液MAN-101、SL-I、SMP、SMC、FT-I、原油等高温稳定性较好油田各区块不含 沙 三 盐的井段沙河街组沙一段 沙 四段聚磺饱和盐水钻井液MAN-101、SL-I、SMP、SMC、FT-I、NaCL、原油等抑制性强、高温 稳 定 性好、抗 盐膏 污 染、可 有 效 控制盐溶文东、文南、户 部 寨、卫 城 等 含沙 三 段 盐层的区块沙河街组沙三段 沙 四段 盐 层 井段表表1 1 中原油田调整井钻井液体系应用情况中原油田调整井钻井液体系应用情况钾基聚磺MAN-101、SL-I、SMP、SMC、FT-I、KCL、原 油等抑制性强、防塌效果好、高温稳定一般文南、桥口、刘庄等易塌区块沙河街组沙二段以下易塌层防塌钻井液正电胶聚合醇钻井液MMH、聚合醇、JT-888、LV-CMC、PSP、PMC、原油等悬浮携砂能力强、剪切稀释性好、润滑防塌效果好卫城、濮城、文东等区块水平井沙河街组硅磺聚合物硅 酸 盐、CPS-2000、LV-CMC、SMC、ASP-1等抑制性强、防塌效果好河岸等易塌区块沙河街组沙二段以下易塌层钻井液油包水乳化柴油、原油、有 机 土、YNC-1、ABS、CaO等抑制防塌能力强、润滑效果好、油气层保护效果好桥口、户部寨等部分区块实验应用沙河街组产层段钻井液钻井液技术钻井液技术l2、优化钻井液性能设计l根据不同区块不同层位地层特点优化设计钻井液性能，表2列出的是中原油田调整井不同层位常用钻井液性能。表表2 2 中原油田调整井不同层位常用钻井液性能中原油田调整井不同层位常用钻井液性能 层 位井段钻井液常 规 性 能m密度粘度滤失量泥饼含砂量PH值静切力Pa类型g/cm3smlmm%10s10min明化镇组低固相聚合物1.0330-4012101.00.3780-10-21300钻井液1.08馆陶组低固相聚合物1.0540-451081.00.3780-10-21500钻井液1.1东营组低固相聚合物1.145-50861.00.3890-2132200钻井液1.15表表2 2 中原油田调整井不同层位常用钻井液性能中原油田调整井不同层位常用钻井液性能沙一段聚合物1.1550-60651.00.3890-2132500钻井液1.2沙二段聚合物1.255-6550.50.38913242800钻井液1.4聚磺1.360-6550.50.39102436沙三段4000钻井液1.5聚磺饱和盐水1.560-8050.50.391036410钻井液2钾基聚磺钻井液1.560-8050.50.3910364102钻井液技术钻井液技术l3、水侵的预防与处理l预防井下出水，最根本的就是对施工井周围的注水井停注、泄压。这项工作应该是在钻开注水层前几天或开钻前即开始，直至完井。有的区块注水井网密布，施工井周围可能有10多口甚至有几十口注水井，通常只停注周围500米内的，有的即使距离不远，但若隔着断层或注水层与施工井段不在同一层位，一般也不停注。实际情况是由于注水井网的连通性或注水井套损等原因，没有停注的井往往会对施工井造成影响。另外，在钻至注水层前100米将钻井液密度提至设计上限，施工中加强座岗，加密钻井液性能检测，做到及时发现出水、及时处理。另一方面就是做好出水后的处理准备工作，提粘降失水的处理剂准备好、加重材料准备好，一旦发现出水，采取提粘切、降失水、逐步提密度并同时排查注水井等措施，争取尽快恢复正常钻井施工。钻井液技术钻井液技术4、综合防漏堵漏技术（1）、防漏技术lA、避开断层：对于座在断层之上的井，根据其地质设计，对比已了解的断层分布情况，优化井身结构设计，优选井口位置，尽可能避开断层。lB、随钻堵漏：钻进易漏层段前，钻井液中加入2-3%的不同粒径的随钻堵漏剂，起到予堵防漏作用，对渗透性漏失地层可起到边钻边堵的作用，对漏失较严重的情况可减缓漏失，为安全起出钻具进行下部堵漏施工赢得主动。防漏技术防漏技术lC、钻井液密度应尽可能控制在设计下限，采用近平衡钻井技术，以防止或减少井漏的发生。根据钻井要求需加重钻井液时，不得盲目加重以免造成井漏，应按要求加重速度进行加重。要坚持“连续、均匀、稳定”的原则，以免因密度不均压漏地层。lD、防止压力激动造成井漏：钻进易漏层前调整钻井液性能，适当降低粘切；控制钻具下放速度，尤其带扶正器的满眼钻具结构更要注意；l开泵前降柴油机转速，坚持先单凡尔，后三凡尔，慢慢提转速，逐渐提高排量。lE、在满足井眼净化的前提下，易漏井段尽可能采用小排量钻进，以降低环空压耗，减少或减轻井漏。lF、泥浆储备：钻进易漏层前，应储备足够的泥浆量和清水，泥浆储备量不低于60m3，一旦遭遇恶性漏失，可以保证边灌边起至安全井段。防漏技术防漏技术lG、易漏区块下技套及固井作业防漏：l下技套前调整钻井液性能，适当降粘切：粘度50-60s，切力0/0-1.0Pa；钻井液中加入2-3%随钻堵漏剂；下前将浮箍尼龙球抠掉；控制套管下放速度，易漏层前采用一档低速；下完套管开泵先单凡尔循环30分钟再开三凡尔，慢慢提转速，逐渐增大排量至正常排量。循环正常后开始固井施工。打水泥浆前先替入减轻液，应满足降低3.0-4.0Mpa的压力。lH、钻进高压层前防漏：根据地层压力预测及邻井资料，确定可能钻遇的异常高压层，在钻开前50100m，钻井液中添加25%的不同粒径的随钻堵漏剂、23%的QS-2；高压层钻进过程中应及时补充随钻堵漏剂，以保持其有效含量。综合防漏堵漏技术综合防漏堵漏技术（2）、堵漏技术l对于漏失较严重的井段，即使采取了防漏技术措施，也不能避免井漏的发生，此时应根据漏失层位特点及漏失情况采取对应的堵漏工艺进行堵漏施工。较为有效的堵漏方法有以下几种。lA、静止堵漏：这种方法在沙三段是较为有效的，上部地层也可使用。即在发生井漏后将钻具起至套管鞋静止12-24小时，分段下钻通井至建立正常循环。l B、静止配合随钻堵漏剂堵漏：即在静止堵漏的基础上补充加入一定量的随钻堵漏剂，加量一般在3-4%，堵漏剂颗粒粒径应有一定级差，以大小颗粒复配为佳。堵漏技术堵漏技术lC、狄塞尔堵漏：在静止堵漏及加随钻堵漏剂堵漏无效的情况下应考虑用狄塞尔堵漏施工。堵漏剂配方为：l钠坂土3-4%+Na2CO30.3%+NaOH0.3%+DSR10%+蚌壳渣6%+核桃壳6%。进行该种堵漏施工时应起出原钻具下光钻杆，必要时可带一个刮刀钻头，下至漏层顶部或井底替入堵漏剂，在堵漏剂出钻具时根据具体情况采取开井或关井挤堵，替完起钻静止24h。lD、狄塞尔加促凝水泥：在打狄塞尔堵漏剂的同时打入一定量的促凝水泥，水泥浆稠化时间应略高于挤替堵漏剂的施工时间，但不能太长。对于81/2”井眼、排量按28l/s计，3000米左右的井段，水泥浆稠化时间一般控制在100分钟左右。钻井液技术钻井液技术l5、井壁稳定技术l应用合理的钻井液体系是保证井壁稳定的关键，上部地层通常使用大小分子复配的具有较强抑制性的不分散聚合物钻井液，通过调整合适的钻井液性能，可以满足上部地层井壁稳定需要。对于下部非稳地层，根据各区块不同的地层特点，采用相应的钻井液体系，如文南、桥口等河岸区块，应用以KCL为主剂的钾基聚磺防塌钻井液体系以及硅酸盐等防塌钻井液体系；卫城、文东、户部寨等含沙三段盐层的，应用盐水或饱和盐水钻井液体系。l通过调整钻井液性能保持井壁稳定。首先根据易塌层段地层压力情况，确定合理的钻井液密度，做到平衡压力钻进，保持井壁的力学稳定。文东及河岸区块较为典型，文东沙三中实钻密度一般在1.751.85g/cm3之间，低于1.75 g/cm3，则盐层缩径严重，起下钻遇阻卡；过高则易发生井漏，同样导致井壁失稳。河岸地区沙三、沙四段实钻密度一般在1.501.60 g/cm3，低于1.50 g/cm3掉块明显增多。l同时应保持较低的滤失量。上部地层，明化镇、馆陶组禁止使用清水钻进，采用大小分子复配的聚合物钻井液，滤失量控制在8ml左右；下部地层沙河街组滤失量控制在5ml以内；高温高压失水控制在15ml以内。通过控制失水，抑制了地层的水化膨胀。同区块的井对比，失水大的井，缩径、起下钻及电测遇阻卡现象较普遍，失水控制好的则较少出现上述情况。l合理的流变性对保证井壁稳定同样是重要的。一般在进入易塌层段前，应适当提高粘切，既保证带出钻屑及掉块，又可使环空呈层流状态，减少对井壁的冲蚀。在坍塌严重的河岸地区，FV在50s左右、YP/PV在0.3以内时，掉块较多；调整钻井液流变性，使FV在7080s、YP/PV在0.50.8之间，掉块明显减少。钻井液技术钻井液技术6、防卡钻井液技术l防卡主要包括：上部地层防泥包卡钻、防上部地层垮塌卡钻、防泥岩缩径卡钻、防沉砂卡钻、防下部地层垮塌卡钻、防盐层缩径卡钻、防粘卡。防卡钻井液技术1）上部地层防泥包卡钻l上部地层明化镇、馆陶、东营组钻进时，粘切过高或失水过低，以及固控设备使用不良致钻井液固相含量高，都易引起钻头泥包，造成起钻拔活塞或卡钻。粘度一般是30s50s逐渐递增；失水一般是12ml6ml逐渐递减。钻进时使用大小分子聚合物复配维护性能，同时跟入适量清水。四级固控应全部运转，振动筛布使用100150目。防卡钻井液技术2）防上部地层垮塌卡钻l一开、二开钻进，不宜用清水，应使用坂土浆，通常用46%的坂土浆。粘切不能过低，随着井深的增加，粘切应逐步上调；比重也是随井深的增加逐步上调；失水是逐步下调；常用性能参考表2。值得注意的是，每次起钻都应按起出钻具数量灌满泥浆，通常每3柱或5柱灌满一次，这对于只下表层套管的井尤为重要。防卡钻井液技术3）防泥岩缩径卡钻l油田内各个区块基本都存在泥岩缩径的问题，上部地层较突出些。裸眼段起下钻应控制速度，遇阻卡划眼解决，缩径严重的可适当上调钻井液密度。4）防沉砂卡钻l钻井液应具有良好的悬浮及携砂能力，这对于大斜度井眼来说，更为重要。一般随着井斜的增大，粘切应相应提高；随着井深的增加，粘切也应逐步提高，常用性能参考表2。发现有沉砂现象，说明泥浆粘切偏低，应立即调整，适当提高粘切。防卡钻井液技术5）防下部地层垮塌卡钻l文南、刘庄、桥口等河岸区块，沙二段以下地层易坍塌掉块。防止这种卡钻，要求钻井液：抑制泥页岩水化能力要强、密度要合适、滤失量要小、保持适当的粘切。通常应用以KCL为主剂的钾基聚磺防塌钻井液体系以及硅酸盐等防塌钻井液体系。根据易塌层段地层压力情况，确定合理的钻井液密度，做到平衡压力钻进；滤失量控制在5ml以内；高温高压失水控制在15ml以内。进入易塌层段前，应适当提高粘切，既保证带出钻屑及掉块，同时减少对井壁的冲蚀。防卡钻井液技术6）防盐层缩径卡钻l防盐卡的关键，一是钻井液含盐量要饱和，CL-含量必须达到180000mg/L；二是钻井液密度必须能够平衡盐层的塑性流动。不同区块的沙三盐上覆地层压力不同，要求的钻井液密度也不同，卫城的卫城盐一般要求钻井液密度1.501.60g/cm3；文东的文9盐一般要求1.701.80g/cm3、文23盐一般要求1.801.90g/cm3的钻井液密度。穿盐层过程中在操作上应注意防卡，开始进盐层时，钻开12m提起划眼2次，上提下放正常再继续钻进，然后每钻半个单根划眼一次，每钻完一个单根，再套划眼一次。若发现上提下放不正常，应立即上调钻井液密度，并停止钻进。调整钻井液密度至钻具上提下放正常后，再恢复钻进。防卡钻井液技术7）防粘卡l防粘卡的主要手段还要靠提高钻井液润滑性来完成，提高润滑性主要采取混原油+液体润滑剂+固体润滑剂。小位移井原油含量5%以上；井斜超过200的井混油量要达到10%；井斜超过450的井混油量要达到15%，同时添加1%2%的液体润滑剂及1%2%的固体润滑剂。混油时添加2%（按混油量体积）的乳化剂，以提高其乳化效果。另外，保持良好的流变性及较低的低密度固含，也是防粘卡的重要方面。通常在保证悬浮和携砂的前提下，尽可能保持较低的粘切；API失水控制在5ml以内；深井段HTHP失水应15ml；含砂量0.3%；低密度固含7%。钻井液技术钻井液技术7、高密度钻井液技术l高密度钻井液配制的关键是控制好坂含。一般是比重越高，坂含应该控制的越低。通常密度为1.85g/cm3时，坂含在30g/l左右。密度2.00g/cm3时，坂含应控制在25g/l以内。高密度钻井液体系一般都采用聚磺盐水或聚磺饱和盐水钻井液，因为盐水泥浆可以有效抑制地层造浆，高密度条件下性能稳定，易与维护。处理剂配比：NaOH、Na2CO3、LV-CMC、PSP(或SMP-2)、PHM、PFT、PAMS900、LP+、原油，加量依次为：0.60.8%、0.2%、0.5%、3%、3%、2%、0.7%、0.5%、10%。加重剂选用优质重晶石粉，其密度要求达到4.2g/cm3。l钻井液维护主要以SMP-2、PHM、LP+配胶液维护为主，根据钻井液粘切高低调整所配胶液浓度。维护时注意保持钻井液PH值在10-11之间，高PH值对保持处理剂高温条件下的有效性及钻井液性能高温稳定性十分重要。粘切升高时，可采用SMT碱液降粘切。应用效果表明，上述处理剂表现出良好的抗盐抗温性，密度2.20g/cm3、温度1800C的情况下，仍可保持钻井液性能稳定，钻井液流变性良好、HTHP失水能够控制在15ml以内。钻井液技术钻井液技术8、穿盐膏层钻井液技术l穿沙一盐通常使用普通聚合物钻井液，主要以予处理为主，沙一盐前30m用LV-CMC、SL-等配胶液50100m3对钻井液予处理，失水降至5ml、钻井液密度调整至1.20g/cm3左右,同时调整适当的粘切。预处理后提高了钻井液抗盐污染能力，可以满足钻穿沙一盐的需要。l穿沙三段盐层，如文9盐、文23盐、卫城盐等，通常使用聚磺饱和盐水钻井液。钻进至盐层前50100m转换，主要配方为：l0.5%NaOH+3%SMP+3%SMC+2%FT-I+0.30.5%MAN101+0.51.0%LV-CMC+36%NaCl l坂含大小应视所需钻井液密度而定，1.80g/cm3左右的密度，坂含以2535g/l为宜，1.301.50g/cm3 的密度，坂含3040g/l较为理想。转化后应达到的性能：FV7080s；FL5ml；K0.5mm；Gel36/410Pa；PH810；YP1020Pa；PV30-50mpas；CL-180000mg/l。在其后的维护过程中，应保持CL-含量在18104mg/l以上。钻该段盐层，除了保证含盐量饱和，还要将钻井液密度提到位，控制盐层的塑性流动。油田内不同区块沙三盐要求的钻井液密度各不相同，卫城的卫城盐一般要求钻井液密度1.501.60g/cm3；文东的文9盐一般要求1.701.80g/cm3、文23盐一般要求1.801.90g/cm3的钻井液密度。钻井液技术钻井液技术9、防治CO2污染l施工井周围有注气井的要提前停注，一般要求开钻前即停注。对可能出现CO2污染的区块，可适当上调钻井液密度，粘切不宜太高。一旦出现CO2污染，采取以适量生石灰（CaO）处理为主的解决方案，处理时可边循环边加，不影响打钻。l不同浓度CO32-、HCO3-条件下CaO加量情况见表3。表表3 3 不同浓度不同浓度CO32-CO32-、HCO3-HCO3-条件下条件下CaOCaO加量加量 CO32-HCO3-CaOmg/lmg/l1500-25001500-25000.150.3%2500-35002500-35000.30.5%3500-50003500-50000.51.0%5000-65005000-65001.01.5%6500-80006500-80001.52.0%8000-100008000-100002.02.5%10000-1500010000-150002.53.0%l须注意的是，CaO加量不要过大，处理后Ca2+含量控制在200mg/L以内较合适。另外，高密度钻井液在用CaO处理时，更要慎重，绝不能过量，否则会有固化危险。钻井液技术钻井液技术l10、完井液技术l完钻前200m即对钻井液性能加以适当调整，补充一定量的PSP、PMC等抗温处理剂，提高泥浆高温稳定性。完钻后起钻下牙轮钻头通井，遇阻卡划眼至畅通；根据后效情况调整泥浆密度，以满足压力平衡需要，控制油气上窜在10m/h以内，同时保持井壁稳定。充分循环至井眼清洁，下部裸眼段或斜井段替入封闭液，封闭液应具备抗温、抗油气污染、润滑等多项功能，常用配方为：原浆+适量清水+1%SMP+2%固体润滑剂+2%液体润滑剂+2%玻璃球，性能要求：比重与井浆相同，或根据井下情况可以略高于井浆；粘度60 80 s；切力00.5/0.51.0pa；API FL5ml；HTHP FL15ml。五、应用评价五、应用评价 l伴随着中原油田调整井钻井生产的发展而逐步发展的钻井液技术，较好的解决了钻井施工中遇到的众多技术难题，保障了施工安全，促进了钻井速度的不断提高。通过对近三年与“九五”期间完成井数据进行统计，近三年完成的调整井平均钻井周期 约29d12h，平均机械钻速约10.56m/h，事故复杂时效约 0.64%。“九五”期间调整井平均钻井周期约 46d23h，平均机械钻速约 7.12m/h，事故复杂时效约2.31%。对比表明，各项指标都有了较大幅度的提高。六、今后的工作方向六、今后的工作方向 l随着油田开发的逐步深入，未来的调整井可能向水平井、丛式井、分支井等方向发展，对钻井液技术的要求会越来越高，如何适应新形势下的钻井需要，是摆在我们面前的新的技术课题。新型钻井液体系及新型高效处理剂的开发应用，应该是今后的主要工作方向。