元坝气田1期钻井液技术总结

Xxxxx元坝气田 1 期钻井液技术总结xxxxxx 股份有限公司2013 年 5 月xxxxx 元坝气田 1 期钻井液技术总结随着油田勘探开发难度的不断增加， 对钻井完井液也提出了更高、 更严的要求。为此， xxxxx 加大现场技术攻关力度，大力推广新型钻井液体系和储层保护技术， 在常规聚合物钻井液体系、 聚磺钻井液体系、 储层保护技术等技术日益完善成熟的基础上， 超深水平井钻井液技术、 新型钻井液体系、 高酸溶防漏堵漏技术、井壁稳定控制技术、气液转换技术水平又上了一个新台阶。1、元坝气田 1 期 xxxxx 生产情况（ 1）钻井液技术服务情况截止 2013 年 4 月 25 日， xxxxx 为西南分公司和勘探南方分公司的 27 口井完成和正在提供钻井液技术服务， 超深井 18 口深井 （其中水平井13 口、 定向井2 口、直井 3 口）；提供完井液技术服务共5 口，共计配合完成钻井进尺187107.72m。（ 2）钻井液重复利用情况截止 2013 年 4 月 25 日，元坝气田 1 期我公司共转运利用钻井液7591.1m3，应急站回收钻井液1560.2m3。2、钻井液新技术应用情况（ 1）深井、超深井水平井钻井液技术随着深井、超深水平井部署越来越多，而深井、超深水平井存在的摩阻大、携砂难、易卡钻等难题，尤其是在异常高压气层、盐水层的井，对安全、快速钻井施工提出更高更严的要求。针对以上存在的难题， xxxxx 对深水平井、超深水平井钻井液技术开展了系列研究， 形成了适合于川东北地区深水平井、 超深水平 井的钻井液技术。金属离子聚磺混油防卡钻井液体系在元坝地区超深水平井元坝 121H 井、元坝 272H 井、元坝 29-2H 井等高难度深水平井中得到成功应用，该体系中复合使用抗高温抗饱和盐耐磨润滑剂、 高效润滑油、 极压润滑剂、 固体润滑剂等处理剂，进一步提高了钻井液体系的润滑防卡能力。目前已顺利完成了元坝 121H 井、元坝 272H 井、元坝 225H 井、元坝 102-2H 井、元坝 29-2 井等十余口超深斜井、水平井的施工任务。目前xxxxx 承担了正在施工的元坝 10-1H 井、元坝 272-1H井两口超深水平井的钻井液技术服务。元坝 121H 井、元坝 102-2H 井、元坝 29-2 井等超深水平井水平段开钻前，一次性加入足量的高效润滑剂、减磨剂、固体润滑剂，降低井浆摩阻，改善泥饼质量， 钻进过程中定期补充消耗的润滑剂， 保证了钻井液摩阻小于0.10。 采用滑动、复合常规定向钻井，其中元坝272H井在造斜率高达42/100m、储层相对较薄、横向高差起伏变化大、水平段三次增斜、二次降斜的情况下，完成元坝工区内第一口超深台阶式水平井，同时创下了水平段最长记录，钻进期间扭矩1216KN.m,起下钻摩阻24吨。元坝 1-1H 井造斜井段采用滑动、 复合常规定向钻进， 扭矩保持在46 KN.m ，起钻摩阻 8 吨；水平段钻进扭矩913KN.m ，起钻摩阻14 吨。（ 2）陆相地层配合提速钻井液体系聚胺钾基、氯化钾钻井液体系xxxxx 川东北项目部在不断完善应用较成熟的钾铵聚磺防塌、“三强一低”防塌封堵等钻井液体系的同时， 重点开展优化钻井液体系应用， 根据川东北地区的工程地质特征， 采用新型的钻井液处理剂， 探索使用了聚胺钾基、 氯化钾钻井液体系等多种类型的钻井液体系。聚胺钾基钻井液体系在元坝 102-2H 井、 元坝 29-2H 井试验得到了成功应用，现场使用效果明显；优化氯化钾钻井液体系在川东北元坝构造已成功试验10 余口井 （如元坝 1-1H 井、 元坝 205-1H 井、 元坝 204-1H 井、 元坝 101-1H 井等井） ， 目前现场应用效果良好。（ 3）气液转换钻井液技术元坝工区蓬莱镇组、 遂宁组、 上沙溪庙组适宜采用气体钻井方式， 当井内沉砂达到某一程度或者地层出水较严重而无法实施气体钻进或者钻达指定井深转换为常规钻井液时，井壁易出现井眼不规则、井壁失稳、掉块阻卡、井漏等复杂情况。 xxxxx 川东北工区优化“三强一低”防塌封堵钻井液体系，研究出了更适用于川东北工区气液转换的氯化钾防塌钻井液体系， 并配合使用纯油基润湿反转前置液，有效地降低了气液转换时各种井下复杂情况发生的机率。该技术在元坝 205-1H 井、 元坝 101-1H 井、 元坝 204-1H 井、 元坝 10-1H 井、元陆 601H 井等多口水平井取得了较成功的应用，现场使用效果明显。表1川东北工区气液转换施工数据井号钻进井段m沉砂m划眼时间h最大井斜。前置液使用情况钻井液体系元坝103H井5703043.77141.13未使用前置液三强一低石平1-1H506.852588.8252.254.48/未使用前置液元坝102-2H5023158.101284.9未使用前置液聚胺钾基元坝29-2H5023262104562.48高油含前置液元坝205-1502325067461.95油基润湿反转前 置液氯化钾元坝101-1H5023333.3333.3315元坝204-1H502321016057.17元坝29-15023345210120.5元陆601H7033265.8646.5164.2元陆704井700.43103.6985.6959元陆27井711.43007.667.668.54.15未使用前置液元陆25井71030464.463.7(4)超深井钻井液技术针对超深井面临钻井液密度高、地层温度高、含高压盐水、盐膏、盐岩层等 复杂难题，川东北项目部通过了大量的室内研究和现场实践，完善了以往的金属离子聚磺钻井完井液体系抗温能力达到 220C、可控密度达到2.7-3.0g/cm3的超 深井钻井液体系。实钻钻井液密度最高达 2.3g/cm3,井底温度最高达158C,抗 高温超高密度钻井液技术服务能力大幅提高。元坝气田1期开发中服务的超深井有10多口井，超深井钻井液技术都取得 了较成功的应用。元坝地区完成了多口超深大斜度定向井、 超深水平井钻井液技 术服务任务，如元坝272H井、元坝225H井、元坝121H井、元坝102-2H井、 元坝29-2H井、元坝204-1H井等。(5)防漏堵漏技术-高酸溶性防漏堵漏技术近年来持续开展了有利于储层保护的钻井液技术研究，主要从减少进入油气 层的滤液、固相颗粒和利于后期储层改造两个主要方面入手，结合优质钻井液体 系，进行了大量的现场试验。对于储层段不易发生井漏的井使用高酸溶防漏堵漏 技术、复合屏蔽暂堵技术，提高屏蔽暂堵环的抗压强度；元坝气田1期继续推广 应用高酸溶性防漏堵漏技术，该体系对提高储层段防漏堵漏能力和后期储层改造 有明显效果。在川东北地区元坝 272H井、元坝29-2井、元坝101-1H井等广泛 应用了高酸溶性防漏堵漏技术，提高了防漏堵漏能力和储层可改造性， 取得了良 好的储层保护效果。(6)井壁稳定控制技术针对元坝构造存在的陆相地层井壁易失稳问题、控压钻进+特殊工艺提速钻 井井壁失稳问题， 公司在近年开展了 提高钻井速度的钻井液防塌技术研究 等 科研项目及公司内部展开系列研究，形成了“三强一低”防塌封堵、聚胺钾基、氯化钾防塌钻井液体系， 配合使用新型的井壁封固剂、 封堵防塌抑制剂、 聚合醇、不同级配超细碳酸钙等处理剂进一步增强钻井液的抑制性、封堵性能。针对元坝构造井壁易失稳地区， 针对性的使用氯化钾防塌钻井液体系， 成功解决了上述构造井壁失稳问题（元坝 101-1H 井、元坝 29-1 井、元陆 702 井、元 陆 601H 井等），为后期施工打下了坚实的基础。元陆 601H 井三开已完钻，钻进至目前井深4919.19m 未发生过因钻井液质量问题引起的通井、 划眼； 元陆 702 井全井未发生过因钻井液质量问题引起的通井、划眼；元陆25井钻至目前井深4557.69m （设计4625m）未发生过因钻井液质量问题引起的通井、 划眼， 上述三口井三开井段均使用了氯化钾防塌钻井液体系。（ 7）海相地层乳化酸解卡技术元坝 205-1 井完钻待方案期间，通井起钻至井深6740m 发生卡钻。两次泡解卡浆未成功； 一次泡常规酸、 一次泡变粘酸， 酸液出钻头均发生漏失解卡未成功； 最后采用泡乳化酸， 成功解卡。 该项解卡技术的成功应用为元坝气田超深水平井卡钻事故处理提供了宝贵的经验。（ 8）储层保护技术开展有利于储层保护的钻井液技术研究，在前期形成屏蔽暂堵储层保护技术、 非渗透 屏蔽暂堵复合储层保护技术基础上， 研究形成了新型保护储层的钻井完井液体系 高酸溶性防漏堵漏钻井完井液体系， 该体系对提高储层段防漏堵漏能力和后期储层改造有明显效果， 多口井获得高产天然气， 该技术得到了西南分公司各级领导的认可。3、施工中存在的难点与认识（ 1）元坝区块钻遇CO2 污染处理技术、大段膏盐地层的处理技术，基本上已掌握和得到良好控制；海相超深大斜度井、水平井井眼净化、润滑防卡、高压差防漏方面钻井液维护处理技术得到有力提升。（ 2）三开井段下沙溪庙组至须家河组井段存在区域性垮塌（元坝102-2H、元坝 10-1H 较为严重），已高度重视和改进， KCl 和封堵材料的加入，使用强抑制防塌钻井液体系，井壁失稳问题基本得到遏制。（ 3）三开井段施工已发生6 口井井漏，其中 4 口井失返井漏和一口返吐型井漏， 井漏发生频率和严重程度大大高于该构造原完钻井， 已引起各方高度重视。元坝205-1H并在钻进中失返井漏，掏空深度约 1900m,地质分析属该构造地层压力系数最低、 裂缝开口尺寸最大之异常个例。 在经四次桥接堵漏、 一次水泥塞堵漏未达到承压效果的情况下，采取注低浓度桥浆垫井底300m,上部大循环加重动态承压，逐渐将井浆密度由2.05g/cm3提高至2.30g/cm3;元坝 29-1 井钻井过程中发生裂缝性失返井漏，采取9 次堵漏，其中包含一次桥浆 +DTR 堵漏、一次雷特堵漏浆施工、一次水泥浆挤堵才恢复正常施工。元陆 702 井发生压裂返吐型井漏， 虽可以维持一定密度钻进， 但钻遇下部高压气层压井加重，原上部漏层再漏失，对压井施工干扰很大。曾建议水泥封堵，未采纳。五开发生 3 口井渗透性井漏， 经多次承压、 堵漏均未完全堵住， 主要是长兴组地层压力系数太低、又都在水平段，发生漏失的井段长，故均微漏钻进。（4） 元坝区块四开相继有元坝 225H、 元坝 29-2H、 205-1H、 204-1H、 272-1H井 5 口井地层出水， 分析为高压低渗透盐水层， 即提高密度后仍起下钻返盐水污染浆：如元坝204-1H同井场原钻井p 190g/cm3未出水，现提高至 20g/cm3仍出水严重。 在已钻确定地层出盐水、 起下钻盐水侵严重的情况下， 造成排放混浆多、盐水污染严重、处理难度大。（ 5）水平井、大斜度井均是滑动、复合交叉造斜技术，而非随钻导斜技术。滑动造斜时钻具贴井壁、无法旋流携砂、测斜静止，容易造成粘卡、岩屑床、窜流现象， 造成钻井液服务的压力大。 除加大润滑剂的加入、 最大限度降低泥饼摩阻外，还须加强深井流变性的调控和工程方的有力配合。在已完钻的海相水平井中，同样的定向技术、钻井液体系，元坝 272H、元坝 29-2H 井钻井、电测施工顺利，而元坝 102-2H 钻进托压、憋钻，起下阻卡严重， 通井极为困难。 目前所找到的原因是飞一段有200 多米泥质灰岩 （上开固井封隔问题，但固井位置太低，又会造成五开侧钻困难）造成井壁失稳，且钻井液性能还更优质、多次堵漏承压、专程举砂效果不明显。（ 6）前期施工的陆相水平井，马2-1H 井三开即进水平段，由于地层原因，在钻达主体砂岩前，一直在含47.58%的泥页岩、煤地层中钻进，在水平段泥页岩处于悬空状态的重力作用下剥落垮塌， 钻进蹩跳、 起下阻卡特别严重， 钻井液作业采取多次稠浆、重稠浆、清扫剂、封闭浆举砂防塌措施，艰难提前完钻；石平1-1H井，三开钻遇发育良好低压油气裂缝，地压梯度仅0.9MPa/100m,在水平井段发生五次长井段井漏，实施了 14 次专项桥浆堵漏施工和间断随钻堵漏作业，漏失钻井液2408.88m3 ；主要工作还是在频繁井漏、补充钻井液量大的情况下，及时调整钻井液的流变性、造壁性、润滑性能必须达到水平井钻进性能，满足了钻井施工的正常进行。前期施工元坝构造陆相以须家河为目的层的定向、 水平井， 造斜、 水平段在易塌的自流井、千佛崖、须家河地层，特别是须家河地层砂砾岩与页岩、煤线互层，页岩、煤线稳定性差，易井壁失稳形成大肚子，在水平段还增加上井壁重力坍塌，而砂砾岩耐磨性强、井眼规则，致使井下出现台阶、凹凸大小井眼，造成阻卡严重。施工中须高度重视，避免如马 2-1H 井复杂情况发生。（ 7）近期服务南方公司元陆27、元陆25 两口井，空气钻进后钻井液转换没有使用油基润湿反转剂和高浓度桥浆，替浆、划眼都顺利：元陆27 井（空气钻中途1668.96m掉钻头曾处理23天）遇阻3.57m,戈U眼0.5小时恢复钻进；元陆25井遇阻4.9m （空气钻探沉砂3m）,戈U眼8小时恢复钻进。元陆702井空气钻 3010m 后，起下空气通井一趟，共32 小时下套管到位，干法固井成功。4、元坝气田1 期施工中存在的问题（ 1）元坝1-1H 井二开空气钻进至3316m 完钻，起钻至套管内采用旋转喷淋法施工，下钻划眼过程中造成356.5h划眼，损失工期18天，从原因上分析主要 存在以下几点：钻井液密度虽然控制在设计范围内， 但从本井的划眼施工情况分析， 钻井 液密度偏低，不能平衡地层压力，造成划眼施工相对困难。使用低含量彭润土转换浆不利于粘切提升、 岩屑的悬浮携带， 下步需加强膨润土含量及性能进一步优化。由于中途井壁失稳划眼困难， 致使下步井眼浸泡时间太长是导致长时间划眼困难的主要原因。从测井数据和录井岩屑数据分析，本井 23682730m井段井斜度较大（ 3.45.5 ），而且本井段地层主要以粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、泥岩为主，约占 95%以上，易水化膨胀剥蚀，划眼过程中造成多次遇阻。钻井液从套管内大排量替入长裸眼段， 对井壁产生较大的冲刷作用力， 造 成部分井壁岩屑、掉块剥落至井下部分堆积成砂桥。（ 2）元坝102-2H 井完钻后使用单扶通井（三扶通井正常），下钻至7515m遇阻，划眼至井底7802m 采用低粘切 +稠浆举砂，循环过程中倒网电使用柴油发电机，上提至7786m 开泵正常，旋转顶驱憋停，多次上提下放钻具活动无效，发生卡钻事故， 通过使用活动钻具、 震击解卡、 低密度烧碱水浸泡配合工程措施解卡、 解卡剂浸泡等措施未解卡， 采用浓度26%盐水溶液浸泡配合降密度，最终解卡成功。本次事故共计损失时效3.45天，主要原因分析为压差引起卡钻：井段 7740-7802m 为高渗低压气层，岩性为微晶白云岩、灰色灰岩，长兴组地层压力系数为1.0-1.1,而钻井液密度为1.32g/cm3,最大井底压差为（1.32- 1.0） 0.00981 6760m=21.2MPa,压差过大是造成本次卡钻的主要原因。按地质要求更改设计井眼轨道，井斜由 89.3 0 T 94.2 J 90.5 ,水85殿。为稳 -增-稳-降的波浪阶梯形轨迹，钻具在井眼中受力复杂， 摩阻和扭矩大， 是事故发生的重要原因。底部钻具组合为 6165.1mmf轮钻头+双母浮阀+2根6121mmf占铤+6155 mm键槽破坏器+1根小121mmf占铤，在水平段井眼中平躺于下井壁，钻具与井 壁接触面积大，又因高渗地层井壁泥饼较厚，也是引起压差卡钻的原因之一。（ 3）海相井五开水平段钻井液高温严重减稠，元坝102-2H 井五开水平段钻井液严重减稠， 现场通过补充土相加入大量增粘处理剂维持井浆粘切， 保证了钻 井正常施工。（ 4） 近期多口井固井采用新水泥浆体系，新水泥浆体系与目前使用的钻井液体系极不配伍。 为确保固井施工的正常进行， 额外增加新配先导浆材料消耗 （元陆 601H 井新配先导浆50m3） ； 固井和扫塞过程中水泥污染严重， 污染后井浆抗高温老化性差且极难接受处理 （元坝 10-1H 井扫水泥塞污染， 导致多次测声幅未 到底）。5、下步井工作计划（ 1）进一步加强氯化钾钻井液体系在现场的应用氯化钾防塌钻井液体系目前在现场只进行了 10 余口井的现场试验，取得了一些成功的经验， 但在现场应用过程中还存在一些不同程度的问题， 还需要进一步的加强现场应用和经验总结。（ 2）超深水平井钻井液技术川东北元坝区块超深水平井在钻进时存在摩阻大、携砂难、易卡钻等难题，尤其是在异常高压、 井壁稳定性差的井， 对安全、 快速钻井施工提出更高更严的要求。 虽然前期超深水平井钻井液技术取得了较好的应用， 但还需要根据已完钻超深水平井的施工资料， 进一步总结取得的成果和存在的问题， 将形成的技术和经验进一步加以完善， 降低超深水平井水平斜井段、 水平井段的阻卡等井下复杂情况发生率。（ 3）气液转换技术气体钻井是一种超强负压钻井工艺， 主要体现在降低钻井成本、 提高机械钻速、 缩短钻井周期等方面。 然而在气体钻井结束后易出现井壁失稳、 通井划眼周期长、 卡钻等井下复杂问题。 虽然以纯油基润湿反转前置液和氯化钾防塌钻井液体系的气液转换技术取得了一定的成功运用， 但是还需进一步的优化， 进一步地强化钻井液体系的抑制封堵防塌能力。（ 4）润滑防卡、解卡技术川东北超深水平井及超深大斜度井钻井时， 多采用 MWD 导向钻进， 钻具不能转动、 钻进过程钻具紧贴下井壁， 同时受到排量低、 环空返速小等因素的影响，对井眼的清洁将有极大影响， 岩屑不能及时带出而产生岩屑床。 前期在井眼净化、润滑防卡、 解卡等取得了较成功的经验， 但在实钻过程中还存在不同程度的问题。需进一步加强研究和经验总结， 为安全快速钻进和缩短处理复杂事故时间创造有利条件。（ 5）进一步优化配合深井提速的钻井液技术2012 年聚氨钾基、金属离子混油防卡体系在元坝 29-2H 井、配合深井提速取得了良好的提速效果，已完钻的元坝 29-2H 井四开设计天数148 天，实钻 84天，提前 64天完成；五开设计天数65天，实钻 18天，提前 47 天完成。配合提速的钻井液技术，在现场得到了成功应用，取得了一些成功的经验。配合提速的 新型钻井液体系、处理剂、钻井液工艺等都还需要进一步地研究。成都庆杨财务咨询有限公司业务范围：代理记账公司注册公司变更刻上网章小规模200元/月起，一般纳税人500起。欢迎咨询。联系人：罗经理联系方式：电话 15008229069 QQ 125636947610附件:表一：元坝工区服务井井漏复杂情况统计井号复杂井深/层位钻井液密度 g/cm3复杂发生经过处理过程和方法复杂时间及损失时间元坝205-1H井4904.8m/自流井组珍珠冲段2.00钻进过程发生失返井漏桥浆堵漏3次；桥浆承压堵漏2次；打水泥塞1次； 循环加重至2.30g/cm3承压堵漏成功时间损失5小时；漏失771.79m3元坝29-2H井4586/须四2.29提密度后发生漏失堵漏浆随钻堵漏漏失43.2m3元坝29-2H井4674.73/须三2.28钻进中发生漏失专项堵漏漏失98.1m3元坝29-2H井7100.33/长兴组1.30储层钻进渗漏随钻堵漏漏失 166.2m3元坝10-1H井3377m/下沙溪庙2.23划眼发现漏失泵入堵漏浆35m3,静止堵漏，降低钻井液密度至2.20g/cm3累计漏失钻井液105.31旃元坝204-1H井5531.05m/T1J5-41.64钻进过程中发生渗透性漏失随钻加入裂缝暂堵剂1h10min/ 漏失泥浆 8.7m3元坝204-1H井6230m/飞仙关四段2.04钻进过程中发生渗透性漏失随钻加入裂缝暂堵剂1h58min/漏失泥浆7.64m3元坝204-1H井6272.87m/飞仙关三段2.14钻进过程中发生渗透性漏失随钻加入裂缝暂堵剂1h10min/共计漏失泥浆15.6m3元坝1-1H5293/雷口坡2.16划眼至4081m,发生井漏，漏失2.16/cm3 X62.266m3常规桥浆堵漏一次成功.损失119.5小时元坝29-1井4255.11m/自流井珍珠冲2.25钻进时发生井漏桥浆堵漏一次恢复正常时间：7:20漏失 47.84m3元坝29-1井4459.47m/须四2.24钻进过程发生井漏桥浆堵漏四次恢复正常时间：70: 32h 漏失602m3元坝29-1井4662.5m/须三2.12钻进过程发生井漏桥浆堵漏一次恢复正常时间：26:30h漏失 105.7m3元坝29-1井4892.27m/须二2.14钻进过程发生井漏桥浆堵漏六次、桥浆+DTR堵漏一次、桥浆加雷特浆时间：463: 30h堵漏一*次、打水泥塞堵漏一I次,堵漏成功漏失钻井液957.85m3石平1-1H井3201.29m/自流井1.30钻进过程发生失返多次注堵漏浆挤堵并提升钻井液密度1.30/1.40g/cm3保证划眼正常漏失钻井液1032m3石平1-1H井3389.03m/自流井1.40钻进过程发生井漏降低钻井液密度至1.28 g/cm3;实施四次堵漏后随钻 堵漏漏失钻井液252m3石平1-1H井3576.02m/自流井1.26钻进过程发生失返井漏注高浓度堵漏浆33m3实施堵漏漏失钻井液240m3石平1-1H井3848.7m/自流井1.26钻井过程发生失返井漏注堵漏浆静止堵漏漏失钻井液700m3石平1-1H井4108.89/自流井1.26钻井过程发生井漏注堵漏浆堵漏，下钻后进行随钻堵漏漏失钻井液402m3元坝102-2H井7293.73/长兴组1.35钻进井漏乜.30同时钻进一段承压一次15表二：元坝气田1期工区卡钻复杂情况统计井号复杂井深/层位钻井液密度g/cm3复杂发生经过处理过程和方法复杂时间及损失元坝204-1H井3668.78m/千佛崖组1.63上提钻具清洗滤网，上提时发生钻头卡钻1、注稠浆清洁井眼。2、酸浴法浸泡钻头3、干磨涡轮轴承、套洗、打捞233h/排放受酸污染泥浆35m3元坝204-1H井5542.02/T1J5-41.64上提钻具遇阻，钻头卡钻酸浴法浸泡2次解卡127h50min/排放受酸污染泥浆 118m3石平1-1H井4223m/自流井1.26起钻至4195.6m发生卡钻泡酸未解卡后清水大排量循环解卡元坝102-2H井长兴组1.32三扶通井后单扶通井遇卡泡解卡剂，泡酸元坝205-1井长兴组1.40待方案通井起钻至套管鞋下120m卡钻泡解卡剂，泡酸（变粘酸、乳化酸）表三：元坝工区1期工区压井复杂情况统计井号复杂类型复杂井深/层位钻井液密度g/cm3复杂发生经过处理过程和方法复杂时间及损失元坝205-1H井钻遇高压盐水5912m/嘉陵江组2段1.62钻遇高压盐水层随钻加重至2.05g/cm3压稳盐水层、起下钻排盐水9次直至下套管固井共计排放盐水污染泥浆287m3元坝29-2H井压井4507.9/须四1.95钻遇显示上提密度至2.15元坝29-2H井压井4545.47/须四2.15钻遇显示上提密度至2.30元坝29-2H井出盐水6814/飞一1.42起下钻出盐水排放盐水，调整性能元坝101-1H溢流压井4209.24m/自流井1.93-2.23立压降，液面涨，全烧涨， 密度降停泵钻井液外溢由 2.15g/cm 3/2.21g/cm 3,除气密度 2.23 g/cm 3,恢复 钻进后全烧无异常，压井结束。时间：78h元坝204-1H井钻遇高压盐水5901m/嘉陵江二段1.75钻遇高压盐水层随钻加重至2.15g/cm3,起下钻排放盐水2次共计排放盐水污染泥浆111.02m3表四：川东北工区井壁失稳复杂情况统计表井号复杂类型复杂钻井液密度g/cm3复杂发生经过处理过程和方法复杂时间及损失井深/层位元坝102-2H井井壁失稳、CO2污染4146/自流井2.0降密度引发提密度2.06划眼16h元坝102-2H井套管漏气49231.89四开中完固井扫塞发现全烧上涨先怙12后四步 出35达到五开要求25天元坝102-2H井井壁失稳6820-7100/飞一1.35四开技套下深不到位，起下钻过程中飞一段每次遇阻加强划眼，增加封堵防塌能力