第一篇：文96-儲12井三開鉆井液總結

東濮凹陷中央隆起帶 文留構造文96塊

井別：注采井

井號：文96-儲12井

文96-儲12井三開水包油

鉆井液技術總結

中原石油勘探局鉆井工程技術研究院

二〇一一年五月1 概述

文96-儲12井位于東濮凹陷中央隆起帶文留構造文96塊，是一口定向井，目的層位為沙二下和沙三上，鉆探目的文96儲氣庫建設。預計原始地層壓力系數為0.18~0.63。為保證儲氣庫建設的順利實施，最大限度地保護油氣層，本井三開目的層井段采用水包油鉆井液實施鉆井施工，鉆井液設計密度0.85~0.95g/cm3。

本井水包油鉆井液配制使用了柴油，并使用了110m3回收利用的水包油老漿。老漿到井后，先在井上進行處理后與新漿混合。鉆井液性能滿足設計要求后開鉆，整個三開施工井下安全正常。

現場于2011年5月22日開始水包油鉆井液配漿工作，5月23日完成鉆井液配制并調整至設計性能并順利開鉆，5月24日完鉆，進尺264m。經電測、通井等作業，5月30日順利回接套管，完成固井施工。在此期間，水包油鉆井液在鉆井、完井過程中取得了良好應用效果，密度基本控制在0.94~0.95g/cm3，機械鉆速快、鉆進過程順利、起下鉆暢通，電測下套管均一次成功。1.1 工程概況

施工井隊：中原油田鉆井四公司45751鉆井隊

水包油鉆井液技術服務單位：中原油田鉆井工程技術研究院 三開開鉆時間：2011年5 月24日 三開設計井段：2531~2794m 三開實際井段：2530~2794m 1.2 井身結構和套管程序

本井井身結構和套管程序見表1。

表1 井身結構表

開次 一開 二開 套管次序 表層 技套

鉆頭尺寸×深度 Φ444.5mm×297m Φ317mm×2530m

套管尺寸×下深

Φ339.7mm×296.6m Φ273.05mm×2429.04m Φ177.8mm×2778m 三開 油套+尾管 Φ241mm×2794m 2 三開鉆井液工作難點和技術思路

2.1 工作難點

本井三開鉆井液工作主要存在以下技術難點： 1）地層疏松、成巖性差，對鉆井液防塌性能要求高； 2）地層壓力系數低，預計地層壓力系數為0.18～0.63，發生漏失的可能性較大；

3）文96斷塊是中原油田的老區塊，長期注采，地層壓力系數紊亂，發生漏失和出水的幾率很大。

4）儲氣庫工程要求最大限度的保護產層，保持產層通道暢通，需要鉆井液有良好的保護油氣層能力。

5）三開地層鉆井速度快、鉆屑濃度大，掉塊較多，要求鉆井液攜砂能力強。

6）回收利用的水包油老漿氯根含量較高，在10000ppm左右，加之利用了多口井，固相含量顆粒較復雜，給水包油鉆井液的密度控制造成一定負面影響。2.2 技術思路

針對以上工作難點，結合水包油鉆井液特點，我們在潤滑、防塌、防漏、防出水、井眼清潔等方面重點強化以下措施。

在井眼清潔方面，鉆井液采用適當的粘度和切力，提高攜砂能力，減少井壁滯留層厚度，結合短起下鉆，清除巖屑床，增強攜砂效果。引入固相清潔劑，使鉆屑在分散前及時清除出鉆井液，同時還能提高 鉆井液的抗污染能力。

在井壁穩定方面，通過優選高效降濾失劑，控制濾失量，優化鉆井液流型，降低井壁沖蝕，提高鉆井液防塌性能。優選聚醚多元醇，既能起到保護井壁防塌的目的，又能提高鉆井液的潤滑性。

在潤滑減阻方面，采用高比例的油含量，保持良好的流變性，充分利用固控設備，降低鉆井液含砂量。

在防漏方面，以預堵為主，引入了新型防漏劑。防漏劑與水包油鉆井液配伍性良好，室內實驗表明，預堵效果良好。鉆進過程中，鉆井液中加入2~3%的防漏劑，能起到良好的封堵漏層的效果。鉆井液配制

根據室內實驗情況確定的鉆井液配方為：45%～50%柴油+50%～55%水+4%～5%鈉土+5%主乳化劑+4.5%輔助乳化劑+1.2%PAMS-601+0.5%LV-CMC+3.0%SMP+3.0%SMC+0.5%NaOH.設計鉆井液性能指標為：密度： 0.85~0.95g/cm3；漏斗粘度：60～80 s； API失水：<3mL；初切/終切：1～3/4～12 Pa；pH值：8～12，含砂量：≤0.3%；泥餅摩阻系數：≤0.10；塑性粘度：15～35mPa.s；動切力：5～12 Pa；膨潤土量：25~30g/l。

本井完井井筒容積預計為110m3，地面泥漿罐內鉆井液量控制為80m3，加上日常損耗約30m3，三開預計配制水包油鉆井液220m3。為降低水包油鉆井液配制成本，三開水包油鉆井液采用配制部分新漿復合水包油老漿的方法，利用回收的老漿110m3，配制新漿110m3，配制過程如下：

3.1 下鉆，鉆水泥塞，循環干凈后在套管內靜止。

3.2 徹底清除地面循環罐內的泥漿、沉砂，并用清水清洗泥漿罐。3.3 按鉆井液設計配方在4#泥漿罐內配制預水化膨潤土漿25m3，水化24h。3.4 在3#罐配制16m3膠液作為隔離液，泵入井內。

3.5 將4#泥漿罐預水化膨潤土漿轉入3#泥漿罐繼續水化，在4#泥漿罐內按設計配方配制聚合物膠液55m3，使用泥漿槍和攪拌器充分溶解處理劑。打開1#、2#、3#、4#罐聯通閘板，開泥漿泵在地面循環，充分混合1#、2#、3#、4#泥漿罐預水化膨潤土漿和聚合物膠液。3.5 從4#罐混入110 m3水包油老漿，同時地面循環并調整鉆井液性能，4個罐打滿后，開始替漿，待井口返出隔離液時，放掉隔離液。返出水包油鉆井液時停泵，打住錐形罐。

3.6 繼續循環，循環均勻后分別加入主乳化劑和輔助乳化劑，邊循環邊在4#罐均勻混入30噸柴油。

3.7全井循環2周，循環均勻后開鉆。期間調整水包油鉆井液性能，循環均勻后鉆井液性能為密度： 0.95g/cm3；漏斗粘度：73s；表觀粘度：38Pa.S；塑性粘度：30a.S；動切力：8；初切/終切：2/5Pa；API濾失量：2.6；pH：10。水包油鉆井液維護處理技術措施

4.1 三開鉆進過程中，維護處理主要以控制粘切為主，主要使用預水化搬土漿和PAMS601、LV-CMC稀膠液來控制粘切。

4.2 鉆井液補量主要通過加入聚合物膠液，并視鉆井液乳化情況補充乳化劑。

4.3 鉆進過程中隨時注意水包油鉆井液的乳化穩定性，通過主、輔助乳化劑來提高鉆井液的乳化穩定性。

4.4 按要求測量鉆井液pH值，維持pH值為9～11，發現pH值有降低現象，通過及時加入NaOH堿液維護，以保持水包油鉆井液的膠體穩定性。

4.5 加強固控，振動篩盡量使用高目數篩布，本井篩布目數為160目，運轉率達到100%，離心機和除砂器運轉率達到100%，最大限度地降低無用固相含量，保持鉆井液清潔，本井固控設備使用較好，有力地配合了鉆井液密度控制。

通過以上技術措施控制鉆井液漏斗粘度為75～90 S，密度：0.94～0.95g/cm3，塑性粘度：19～31mPa.S，動切力：9～11Pa，初切/終切：1～3.5/3～8Pa，API濾失量：2.0～3.0mL，pH：9～11，鉆井液懸浮攜砂能力良好，體系乳化穩定。

4.6 為預防井漏，實施鉆井液預堵工藝，鉆井液配制完成性能穩定后，加入2~3%的防漏劑。實鉆過程中，全井未發生井漏。

4.7 完井前適當提高鉆井液粘度，以利于完井作業。短起下并充分循環后起鉆，電測一次成功，下套管安全到底。

4.8 完鉆后，大排量循環到振動篩無明顯返砂，兩次短起下到套管鞋，下到底后，再大排量循環到振動篩無明顯返砂后，打封閉鉆井液25 m3，加HV-CMC 10kg、塑料小球100kg，起鉆電測，順利到底。4.9 下套管前，通井到底大排量循環到振動篩無明顯返砂后，打封閉鉆井液25 m3，加HV-CMC100kg、塑料小球 100kg，下套管順利。水包油鉆井液應用效果

對于低密度鉆井，控制鉆井液的密度是鉆井的關鍵。雖然本井鉆井液配制初始密度為0.95g/cm3，但隨著鉆屑的不斷侵入會引起密度升高，在施工過程中高度重視并充分利用固控設備，為鉆井液的密度控制提供了必要的條件，使密度保持為0.94~0.95g/cm3。同時，由于本井三開地層成巖性差，地層疏松，并含有砂礫巖，為減小井壁沖蝕、滿足攜巖要求，鉆井液粘度、切力應適當較高。現場鉆井液配制前優化配方，鉆進過程中及時調整性能，將鉆井液漏斗粘度控制在65～86S，靜切力控制為1～3.5/3～8Pa，保證了良好的懸浮攜帶鉆屑能力 和清潔井筒效果。

水包油鉆井液在本井的使用效果良好，具體體現在以下幾方面：（1）很好地控制了鉆井液密度，滿足了低密度鉆井要求，能充分保護油氣層。

通過充分利用固控設備，對三開鉆井液密度進行了很好的控制，在整個三開鉆進過程中將水包油鉆井液的密度控制在了0.94～0.95g/cm3，有利于發現和保護油氣層。（2）鉆井液攜砂能力強。

該井鉆井液密度較低，水平井段攜砂要求相對較高，水包油鉆井液表現出較強的懸浮攜帶鉆屑能力，鉆進過程中振動篩上的巖屑返出正常。

（3）鉆井液的乳化穩定性好。

本井鉆井液在現場應用過程中表現出了良好的乳化穩定性，在較高油水比的情況下沒有出現油水分層現象。（4）鉆井液維護簡單，性能穩定。

水包油鉆井液的日常維護處理與普通水基鉆井液相似，主要通過膠液調整流型和濾失量，只是增加了柴油乳化穩定性控制、密度調整等內容，易于掌握操作。鉆進過程中各井段和各施工工況時的鉆井液性能見表3。

表3

鉆井液分段性能

井深 /m 2530 2580 2630 2680 2730 ρ /（g/cm）0.94 0.95 0.95 0.95 0.95

3FV /s 72 70 70 68 66

PV /mPa.s 28 28 28 30 28

YP /Pa 8 8 8 8 8

Gel /Pa 2/5 2/6 2/6 2/6 2/6

FL /mL 3.0 2.4 2.6 2.8 2.8

pH 10 10 10 10 10 2794 0.95 65 30 8 2/6 2.8 10（5）機械鉆速快。

由于采用了低密度鉆進，鉆井液壓持效應小，亞微米粒子固相含量低，機械鉆速快，減少了鉆井周期，減低了油氣層傷害程度。（6）鉆井液潤滑性好。

雖然水包油鉆井液的外相是水，但該鉆井液可達到油相潤濕，這種油相潤濕提高了鉆井液的潤滑性。本井是一口雙靶心定向井，定向時對鉆井液潤滑性要求較高，三開井段鉆具摩阻一般約5~8t左右，井下安全，起下鉆、電測、下套管順利。

6、三開固井前承壓堵漏

5月28日，固井協作會要求固井時井底能承受1.50 g /cm3的當量密度，不發生漏失。

19：30，下鉆到底。配堵漏漿20方，加凝膠復合堵漏劑1t，泵入15方，替漿20方。

20：00，關井，單凡爾間歇擠注，立壓上升到6.5Mpa后，快速回落到0。開井，見不到液面，三凡爾循環不返漿。環空灌漿6方，井口看不到液面。

靜止到23：00，環空灌漿10方，井口返漿。停泵后液面快速回落，1min后見不到液面。共計漏失水包油鉆井液20方。

靜止到29日7：00，環空灌漿8方，井口返漿。停泵后液面緩慢回落。

9：00，配堵漏漿26方，加凝膠0.5t、復合堵漏劑FD 2.5t、隨鉆堵漏劑0.5t、貝殼渣 1t、海泡石絨 1t、核桃殼 0.4t。11：00，下鉆到底，三凡爾注堵漏漿，入井22方，替漿22方。開泵1分鐘后井口返漿，觀察返漿正常，泵壓8Mpa。

12：30，起鉆15柱。關井。單凡爾間歇擠注。

第一次，共計擠入1.5方，泵壓0↑7Mpa↓5Mpa↑7Mpa，停泵后泵壓6Mpa，套壓6Mpa。靜止2h后，泵壓3Mpa、套壓3Mpa。

第二次，共計擠入0.3方，泵壓3Mpa↑7Mpa↓5Mpa↑8Mpa↓6Mpa↑9Mpa，停泵后5min，降到8Mpa。采用間歇擠注的方法，泵壓低于7Mpa，開泵，泵壓到9Mpa時，停泵。共擠入0.5方。停泵后立壓9Mpa，靜止半小時后降到8.5Mpa。施工結束。累計擠入堵漏漿2.3方。

20：00下鉆到底，循環篩除堵漏劑。

30日1：00，起鉆。下套管，固井順利，未發生漏失。材料消耗

本井鉆井液材料消耗情況見表4。

表4 三開井段鉆井液材料消耗統計表

名稱

膨潤土粉 純堿 燒堿 HV-CMC PAMS601 LV-CMC 主乳化劑 輔助乳化劑 柴油

數量（t）0.2 2 2 3 2.5 6.5 5 30 8 SMP SMC ZSC201 磺化單寧 塑料小球

4.5 3.5 1 2 0.9 8 結論與認識

8.1由于水包油低密度較低，在鉆進過程中，隨著固相的侵入密度升高在所難免，所以加強固控，在鉆屑分散前及時清除是控制密度的關鍵。本井振動篩使用160目篩布，除砂器、離心機保證100%運轉，所以密度控制的較好。

8.2水包油鉆井液在本井三開井段應用中性能穩定、井下正常，起下鉆暢通，具有良好的潤滑性能和井壁穩定能力。

8.3 水包油鉆井液密度低，機械鉆速快，本井僅用了20小時就打完進尺，節約了鉆井周期，減少了油層浸泡時間，保護了油氣層。8.4 轉換水包油鉆井液時使用一部分回收利用的老漿，對性能無明顯影響，可大幅節約鉆井液成本，現場證明可行。

第二篇：xxx井鉆井液總結

xxx井鉆井液總結

xxx公司 xxx鉆井隊

組長： xxx

上報日期：xx年xx月xx日

一、地質概況

1、平臺 號： xxx平臺井號：xxx2、井別：

3、井位：

井口坐標：橫坐標：X:縱坐標：Y:井底坐標：橫坐標：縱坐標：

4、地理位置：。

5、構造位置：。

6、地質分層

二、鉆井液及工程概況

1、開鉆日期：x年x月x日；

2、完鉆日期：x年 x月x日

2、設計井深：xxx米

4、完鉆井深：xxx 米

5、完井日期：x年x月x日；

6、井身結構：xx

7、鉆頭使用

井徑

10、處理劑消耗量: 泥漿總成本:元,每米元

第三篇：某井鉆井液技術總結范文

****井是一口三靶小位移井，設計井深3440m，完鉆井深3515m，于2002年3月14日一開鉆井。2002年4月16日完鉆，鉆井周期32天，表套下深201m，技套下深2452m，全井鹽層厚度1162m。鹽層井段2218-3370m。

****井泥漿的維護與處理：二開至2150m使用低固相聚合物，用80A-51和NH-HPAN維護，2150-2452m使用抗污染聚合物泥漿體系，用SD-17W加NH-HPAN加GK-97和APM-99維護。

二開后只要的是防漏，在館陶和東營組先后加入隨鉆堵漏劑8噸，使這口井在鉆井過程中沒有出現任何漏失現象，達到了良好的效果。進入沙一鹽時，提前50m預處理泥漿，把密度提到1.25以上，避免了鹽層的塌跨和掉塊的現象，是二開平均井經擴大率只有5%，井下正常，施工勝利。

三開：使用飽和鹽水泥漿，下鉆到技套后進行轉換處理，清理地面所有泥漿，井筒留原漿110立方，按照泥漿設計和技術指令先后加入SD-17W，LV-CMC，SMP，PSC，NaOH，抗鹽土粉.CAS-2000.GD-III等處理劑，循環均勻后加入NaCl 70噸，Cl離子含量18萬，坂土含量46.8。

鉆井液全套性能:密度1.25；粘度46s；失水5ml；泥餅0.5mm；切力5-20；PH值9；含砂0.2；動塑比值12：17；N值-0.56 K值-0.5；在鉆井過程中不斷補充NaCl和SMP.PSC.GK-97,是保持一定的Cl離子含量和鉆井液性能的穩定性，在進入油氣層前提高密1.50。

我們區塊普遍存在漏失現象嚴重，所以，每次在提密度前堅持加入隨鉆堵漏劑，有效的保證了井下正常，起到了壓而不漏，活而不噴，并有力的保護了油氣層，全井使用堵漏劑18t，NaCl100t，重石粉280t，混原油26t。

在井深3443m時發生溢流，壓井。完鉆準備電測時有發生溢流，用司鉆壓井法2次，密度從1.60提高到1.72才恢復正常，（完鉆前泥漿性能各項全優，密度1.60，粘度68，失水5，切力4.2）發生溢流壓井后泥漿污染嚴重，尤其是提高密度到 1.72時粘度，切力直線上升，給泥漿處理帶來了很大的困難，用SMT+FCLS處理后都沒有效果，反而增稠，最后取樣分析，認為坂含過高。在處理過程中放原漿50立方，用SMP3t；PSC4t；NaCl20t；NaOH1t。配成膠液進行

大幅度調整，處理后效果有所好轉，電測時泥漿性能：密度1.72，粘度78s，失水4.6，PH值9，切力2-10，電測前配封閉液30立方，加石墨片0.5t，塑料球0.5t，SMP 0.5t，封隔了所有鹽層井段。取得了完井電測一次成功。

這口井是技套深，鹽層厚容易漏失等多項復雜，所以我們在維護過程中除上述技術工作外，還使用了四級固控設備，加強泥漿的凈化和降低固相，使這口高難度復雜井勝利完工。全井費用僅******元。全井平均擴大率4.63%，油層平均擴大率0.93%，給公司交出一口快速優質高效井

第四篇：高946井鉆井液技術總結

高946井鉆井液技術總結

高946是一口重點關注的評價井，設計井深4200m，完鉆井深4200m，于2012年1月2日一開鉆進，2012年1月3日二開，2012年1月18日三開，2012年3月9日完鉆。鉆井周期69天，表套下深201m，技套下深2248m。

高946井泥漿的維護和處理： 二開，清水鉆進至1250m改小循環，1250-2248m采用聚合物鉆井液體系，使用固控設備，嚴格控制鉆井液中的劣質固相，補充足夠的PAM至0.5%，用WFL-1調整到合適粘度。進沙一段，加入KFT-II，控制中壓失水到5ml以下，同時改善井壁和泥餅情況。

三開，主要任務是抗溫，防漏，保護油氣層。開鉆前，備足輕泥漿、加重鉆井液共計120方。用純堿除去鉆井液中因固井污染而殘留的鈣離子。使用ZX-8和HQ-1控制井壁，提高地層的承壓能力。用SMP-II和KFT-II,WFL-1等盡量降低濾失量。用胺基聚醇提高鉆井液濾液的抑制能力。適當提高鉆井液密度，保證井下合適的正壓差。

鉆井液全套性能:密度1.29；粘度58s；失水2.8ml；泥餅0.4mm；切力8-18；PH值9；含砂0.3；動塑比值18：21；在鉆井過程中不斷補充PAM和KFT-II.NaOH.SMP-II,保持性能穩定。

在井深3381米時發生氣侵，壓井一周，密度由1.20提升至1.28。完井電測時泥漿性能：密度1.29，粘度59秒，失水2.8，PH值9，切力8-18，電測前配封井液80方，加塑料球3t，KFT-II 0.4t，SMP-II 0.4t，封隔井下2000m。第一次電測2700遇阻。下鉆通井，調整性能正常，WFL-1封井2000m，電測成功。井壁取芯第二趟遇阻，下鉆通井，WFL-1封井2000m，起鉆取芯成功。

這口井是油套深，油層多且容易漏失等多項復雜，所以我們在維護過程中除上述技術工作外，重點加強坐崗，認真填寫坐崗記錄最終使這口復雜井勝利完工。

第五篇：SM-09井鉆井液施工總結

SM-09井鉆井液施工總結

一、泥漿材料儲備：

我隊施工的SM-09井，11月1日開鉆，10月28日一、二開主要泥漿基礎材料和處理劑就已經到井。泥漿材料儲備工作提前按計劃完成。二開開鉆前加重材料重晶石粉到井，并隨后續生產用料予以及時補充儲備。

二、固控設備準備：

我隊振動篩工作正常，出砂良好，根據返砂形態和地層巖性選用120-160目篩布，每個單根檢查一次篩布，確保一級固控的清除效率。新更換的除砂器及除泥器，在二開開鉆時整改完畢，正常投入使用，使用情況良好。因冬季電力負荷過重，采取一泵兩機除砂器與除泥器交替使用。在加重前充分使用離心機的清除有害固相，加重后根據密度，合理使用離心機。三、一開鉆井液施工措施：

一開開鉆前為防止表層井漏，配制坂土漿將120m3，配方濃度為6%膨潤土+0.2%純堿+0.15%燒堿，充分水化24h以上。沖鼠洞前在1、2、3號罐中加入FD-3號復合堵漏劑1.5t，4號罐隔離儲備做為一開發生漏失或二開配制基漿使用。

一開采用罐式循環鉆進正常，未出現表層漏失和地層膠泥造漿泥包的現象。鉆井液性能控制為密度1.07~1.12g/cm3，粘度46~53s。因本井配制土漿水化效果良好，未再配合使用高粘等提粘類處理劑，土漿切力較高，攜砂洗井效果良好。一開鉆進使用排量為30L/s，完鉆后，大排量洗井一周，下套管及固井作業順利。四、二開鉆井液施工措施

一開固井后，放出部分循環漿，清理錐型罐及1、2號罐沉砂，留存一開老漿35m3。1-4號循環罐內使用清水稀釋3、4號罐余留土漿。并加入0.1%KPAM大分子聚合物，充分攪拌。二開開鉆時鉆井液性能為密度：1.08g/cm3，粘度36s，動切1.5Pa，靜切力0.5/2Pa，pH值8，濾失量20ml。

掃塞前加入0.15%的純堿對鉆井液進行預處理，在掃塞過程中及時放出稠漿段和水泥混漿段，防止水泥塞污染。

掃塞完成后，正常鉆進期間，使用KPAM高分子聚合物，逐步加至含量為0.25%，同時循環加入0.5%CFL復合降濾失劑干粉復配0.2%的PL乳液，在鉆至井深500m前，即延長組下部，將濾失量控制在8ml以內，粘度上提至40s，滿足加重需求。同時上提鉆井液密度至1.12g/cm3，并加入2%PZ-7防塌劑，進行防塌封堵處理。

延長組下部、和尚溝組鉆遇30~40米膏質泥巖段，鉆井液有增稠顯示，粘度上漲至53s，終切上漲至17Pa，流變性能惡化，使用SMC復配純堿膠液維護處理，控制流變性能恢復正常，粘度維持40~45動切力8-10Pa，靜切力2~13Pa范圍內。

鉆穿劉家溝組前鉆井液密度逐漸提至1.15g/cm3，使用復合降濾失劑、聚合物降濾失劑與PZ-7防塌劑復配，控制濾失量小于5ml，同時維持鉆井液防塌劑含量不低于2%。

鉆入石千峰組后，根據返砂情況上提密度至1.16~1.17g/cm3。同時保持其它性能穩定。起下鉆、取芯及返砂正常。鉆進至1650米后，鉆穿下石盒子組進入山西組，氣測顯示活躍，同時下鉆后返出掉塊增多，形狀變大，密度上提至1.18~1.19g/cm3。

本井共計取芯8筒，起下鉆無顯示，井眼暢通，伴隨起下鉆次數的增多，后期鉆井液靜止時間長而相對循環時間短，靜切力上漲，流型逐步變差。使用SMC+CFL復配膠液進行維護，調整流變性。至完鉆密度上提至1.20~1.21g/cm3，粘度43~45s，動切10Pa，靜切2~13Pa，pH值8.5，濾失量5mL。電測、下套管安全順利。

五、經驗及教訓：

本井二開后性能相對穩定，雙石組井壁穩定對液柱壓力敏感，出現掉塊增多的情況時，及時上提密度，效果明顯。

本井所鉆延長組底部、和尚溝組、劉家溝組及石千峰組，所鉆遇泥巖段都具有一定造漿性。使用部分一開老漿配制二開基漿，初始坂土含量達到35~40g/L,坂土含量略高，后期取芯起下鉆作業頻繁，靜止周期增長后，流變性不易控制，且抗污染能力下降。今后施工中二開基漿初始坂含應在滿足加重的前提下控制坂含至下限，以利于后期鉆井液維護。