高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中的维护技术

浅谈钻井液现场配制和维护处理摘要：随着世界能源需求的增加，平均钻井深度逐年增加，深井、超深井钻探成为石油工业发展的一个重要方面。

本文针对钻井液现场的配制和维护处理进行分析。

希望本文的研究能为钻井液现场施工的发展带来新的启示。

关键词：钻井液；现场配置；维护处理一、高温高压水基钻井液研究现状钻井深度越深，井下温度、压力越来越高，地质情况愈加复杂，遇到的技术困难就越多。

而高温高压盐膏层钻井的技术难度就更大，因此高温高压盐膏层钻井液的性能稳定与否直接关系到钻井的成败。

对于深井来说，钻进井段长且有大段裸眼，同时还要钻穿许多复杂地层，因此作业条件较一般井苛刻得多，钻井液处于井底高温和高压条件下，钻井液中的各种组分都发生了显著变化，使钻井液的性能明显恶化，严重时将导致钻井作业无法正常进行。

伴随较高的地层压力，钻井液必须具有较高的密度，这势必造成钻井液的高固相，造成压差卡钻及井漏、井喷等井下复杂情况频繁发生，使得保持钻井液良好的流变性和较低的滤失量变的非常困难。

要克服钻井液在高温、高压条件下流变性恶化这一现象，一般应采取以下措施：(1)研制抗高温钻井液处理剂，提高钻井液体系的抗温、抗污染能力，有效抑制高温对粘土的各种作用并把它们的影响降到最低限度，以求使钻井液在整个温度循环过程中具备恒定的流变性能；(2)在高温下能否保持钻井液具有良好的流变性和携带、悬浮岩屑的能力非常重要，针对井下温度和压力严格控制钻井液体系中低密度固相粘土的含量及其分散特性，可以保证钻井液性能的稳定；(3)增强钻井液体系的抑制性，提高高密度钻井液中固相颗粒的分散度。

(4)具有良好的润滑性，当固相含量较高时，防止卡钻尤为重要。

此时可通过加入抗高温的润滑剂，以及混油等措施来降低摩阻。

二、准备工作1、固井侯凝期间，回收循环罐内钻井液，全面清洗循环罐、循环槽等地面循环系统。

2、检查配浆用混合漏斗及加重配套设施，确保完好，做好配浆准备。

循环罐搅拌器必须保证全负荷连续运转。

综述元坝271井膏盐层安全钻井技术1 盐膏层钻井概况膏盐层钻井是深部地层钻井施工中一大技术难题。

盐膏层会在一定的压力、温度下出现蠕变现象，从而造成卡钻、井眼失稳和固井后挤压损毁套管等事故，如果不采取有针对性的技术措施加以解决，膏盐层钻井施工将会付出高昂成本。

2 盐膏层施工钻井过程中复杂情况2.1 盐膏层普遍存在着塑性蠕动盐膏层一般来说可分为两种：(1)纯盐层。

纯盐层容易出现缩径、盐层溶解而导致井径扩大等施工不利情况。

(2)复合膏盐层。

这种除了出现第一种的不利情况外还容易发生井壁垮塌现象，从而出现卡钻问题。

2.2 利用膏盐层扩孔技术抑制膏盐层的蠕动一般方法是利用盐膏层段的扩孔方法控制膏盐层蠕动速率。

归纳起来，影响扩孔安全及效果的因素主要有：扩孔参数、扩孔的工具和扩孔措施制定等，以上三个方面的问题如果处理不好，就不能较好的控制膏盐层蠕动问题。

2.3 两种蠕变的应对膏盐层存在稳态蠕变和瞬态蠕变，必须采取措施加以应对才能保证安全钻井。

首先，稳态蠕变对安全钻井影响较小，但会对注入水泥和固井套管的顺利下入会造成一定的不利影响，盐膏层瞬态蠕变会对钻井安全产生重要的影响。

因此，了解和掌握盐膏层蠕变特性，发现其蠕变规律对于安全钻进膏盐层意义巨大，必须引起高度重视。

3 膏盐层安全钻井的关键技术措施结合我国境内东西部多个油田的盐膏层长期钻井经验与教训，为了有针对性的减少膏盐层塑性蠕动给钻井施工带来的不利影响，一般来说，膏盐层钻进需采用如下的技术步骤：首先在了解盐膏层类别、上下地层间压力系统的基础上，充分了解和掌握盐膏层蠕变特性，发现其蠕变规律；其次要根据盐膏层的地质特性来预防井漏现象，通常的做法是采取高密度并且欠饱和的非渗透性钻井液来进行扩孔钻进作业。

以上两种技术是保证膏盐层安全钻井的基础。

在此基础上，我们一般选用高密度欠饱和非渗透聚璜钻井液扩孔钻进技术来安全的钻穿膏盐层。

3.1 膏盐层钻井液的处理自膏盐层顶板50-60米处开始高密度欠饱和非渗透聚璜钻井液随钻扩孔，这样可在有效抑制其塑性蠕动的状态下保证安全的钻进。

文章编号:100125620(2006)0520074204连通盐井饱和盐水钻井液技术何振奎1　蒋建宁1　景国安1　邱建君1　张庆良1　魏春禺1　张道慈2(1.河南油田分公司石油工程技术研究院,河南南阳;2.河南油田分公司石油勘探开发研究院,河南南阳)摘要　采用连通井开发地下盐,即在盐层段进行水平钻井,钻井液技术更显得重要。

针对舞阳、叶县地区泥页岩吸水膨胀、缩径、坍塌、盐膏层段盐溶问题,研究出了一套以抗盐聚合物A 为主剂,适应于连通盐井钻井的饱和盐水钻井液。

对该钻井液配方的优选及性能评价表明,饱和盐水钻井液流变性好,滤失量低,抗污染能力强,有利于井壁稳定。

现场应用表明,饱和盐水钻井液能抑制盐层溶解、泥页岩水化膨胀缩径和砂岩段形成厚泥饼,利于水平井井眼轨迹控制;并且抗盐能力强,抑制效果好,携带能力强,有利于水平井岩屑床的清扫,解决了因井径扩大导致起下钻遇阻卡、事故频发、主力开发盐层捞不到盐样、水平段井眼轨迹不易控制及固井质量差等问题,压裂连通成功。

关键词　饱和盐水钻井液　抑制性　井眼稳定　井眼清洁　连通盐井中图分类号:TE254.3文献标识码:A 河南油田在叶县、舞阳地区钻井10多口,其中6口井在H 1和H 2段上部(1100～2200m)钻遇盐岩层。

多数使用聚合物抗盐(聚丙烯酰胺2铁铬盐、PAC141聚合物系列)钻井液。

这些井井眼溶蚀严重,盐层井径扩大率在50%以上,如舞4井在1450～2410m 盐膏层段井径扩大率为30%～120%,舞5井1450～2410m 盐膏层段为20%～74%。

田一重点探井采用欠饱和盐水聚合物钻井液钻进,但盐膏层井径扩大率依旧很大。

XL322井用欠饱和盐水钻井液钻进,当钻至井深1560m 时发生卡钻,因钻头水眼堵无法用解卡液解卡,大量钻具落入井下,因下部环空固化无法倒扣套铣而报废。

因此,采用饱和盐水钻井液开采盐,且在盐层段用水平井技术钻井。

由于该地区蕴藏丰富的氯化钠,在盐层钻井即要抗盐污染,又要防止盐层段盐溶井径扩大和盐层塑性流动缩径造成卡钻。

国内外盐膏层钻井完井技术进展及工艺特点1、技术进展近50年来，国外为征服盐膏层钻探复杂问题，进行了广泛深入的研究。

国内近30年来通过攻关研究也取得很大成绩。

按年代划分，防止盐膏层套管损坏的研究取得如下进展：30年代，对盐膏层和非盐膏层井眼一律采用淡水水泥浆固井，盐膏层套管损坏严重。

40年代末，首先在墨西哥湾地区，开始使用盐水水泥浆固井，但并不普遍。

50年代，越来越多的国家采用盐水水泥浆固井，并下高强度套管。

60年代，苏联和美国对盐膏层固井的有关理论和技术，以及套管挤毁理论和防挤方法进行了大量的室内试验研究。

七八十年代，世界上许多国家，特别是美国对岩盐层塑性流动机理及套管挤毁过程，进行了大量地面模拟试验和套损数据统计分析研究，总结出一套比较完善的盐膏层套管柱设计（三轴法）和固井新方法，较好地解决了中深井套损问题。

我国适时引进了相关先进技术及设备，在一定程度上解决了套损问题。

90年代，随着科学技术的全面进步和制造能力的迅速提高，开始采用系统工程和全面质量管理方法分析套损问题和设计安全作业程序。

由于钻头及套管等工具可选择的余地大了，钻井液水泥浆添加剂等材料多了，因而处理复杂情况及井下事故的成功率高了，井眼寿命延长了。

加上价值工程方法的运用，钻井液性能价格比有所上升。

但是，深井作业程序没有从根本上减少，劳动强度偏大，成本仍然较高，套损不断发生。

我国盐膏层钻探技术设计水平和国外先进国家基本同步，只不过“选择余地小，准备材料少”，加上管理水平低，往往达不到预期效果，实际水平和国外平均先进水平相差5～10年。

按照研究领域划分，可将主要技术进展归结到六个方面：⑴岩盐的流变特征和流变模式研究。

国外经过大量试验研究，提出了岩盐层的蠕变模式，并用三种方法测量或计算出岩盐层的蠕变速率（一般认为低于0.108mm/h较安全）。

我国90年代在塔里木盆地深井盐膏层钻探中也开展了同样的试验研究（沙42实测值为2.117mm/h 属不安全），并按Heard模式计算岩盐层稳态蠕变速率为：E＝42.03exp[-20.01×103/（1.98/T）]sin h（6.1б）式中，E、T、h、б分别为蠕变速率、温度、井深、压差。

塔河油田深部盐膏层钻井液技术难点分析及对策摘要：在塔河油田钻井过程中钻遇盐膏层，极易发生井下复杂情况，如遇阻卡、缩径、垮塌、卡钻等事故，甚至会造成井报废恶性事故。

而钻井液的优选对于提高钻井成功率至关重要。

根据盐膏层易蠕变、易溶解、易垮塌，并易挤毁套管等特点，分析了塔河油田深部盐膏层钻井液的技术难点，并提出了针对性的应对策略。

关键词：塔河油田；深部盐膏层；钻井液技术1塔河油田深部盐膏层的主要特征1.1埋藏深、盐岩层厚度不均塔里木盆地石炭系盐膏层埋藏较深(在5100m以下)，温度达110-130℃，盐膏层厚度差别很大，从几十米到几百米都有，如沙106井在5142-5402m，厚度达到260m。

1.2岩性组合多变，钻进变化大据实钻情况及电测井资料分析，石炭系盐膏层以纯盐层为主。

顶部和底部夹有不等厚的泥页岩和石膏夹层。

盐层上部有lO-15m；下部有5m左右的石膏层，以白色为主，较纯而坚硬，石膏含量达95％以上。

钻进上下石膏层钻时较高(50—80min／m)。

盐层顶部有含石膏泥微晶灰岩夹深灰色泥岩，即“双峰灰岩”，厚度在20m左右，岩性致密、坚硬，钻时极高。

同时，盐膏层中夹有较薄的泥页岩，一般厚度在lm左右，以绿灰色为主。

含有粉砂颗粒及灰质。

2深部盐膏层钻井液的技术难点根据盐膏层易蠕变、易溶解、易垮塌，并易挤毁套管等特点，塔河油田所设计的井身结构都比常规井的井身结构扩大了一级，套管设计也有了更高的要求，从而给钻井施工带来了困难。

综合上述情况，本井盐膏层钻井液具有以下几方面技术难点。

(1)塔河油田6000m深的探井，一般二开井段井眼钻达井深500-1200m即可满足井身结构的要求，而盐膏层井二开设计井深为3000m．三开裸眼井段长达2412m，才钻达盐膏层。

其施工难点是井眼大、裸眼井段长，受钻机最大载荷的限制技术套管无法下至盐膏层顶部。

盐上裸露出的高渗透、易漏易卡地层给维护好上部井眼稳定带来难度。

同时，选用的钻杆泵压高，排量受到限制，将严重影响钻屑的携带。

秋参1井高密度抗高温盐水钻井液技术（1）、基本情况位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔克构造带西段却勒3号背斜构造高点。

设计井深：6850米；目的层：下第三系、白垩系;完钻层位：侏罗系；实际完钻井深：6920米；井底温度:163℃。

该井受构造运动断层影响，钻遇两套第三系地层，每套下第三系地层中分别存在219米和230米厚的盐膏层，下盘盐膏层埋藏深，井下温度高、闭合速度快，钻井难度非常大;本井凭借合理的井身结构及优良的钻井液体系和性能，安全顺利地钻穿了两套盐膏层，并使套管顺利下至设计井深，完成固井作业。

具体实钻地质分层如下：（2）、井身结构1）、地层压力预测该井地层压力预测的依据是地震资料和大宛1井、羊塔1井、羊塔5井等邻井的测试资料；羊塔1井在白垩系巴什基奇克组中上部完井试油求得地层压力系数为1.11－1.13；羊塔5井为1.12；大北1井在目的层白垩系中途测试，求得地层压力系数为1.55－1.56；具体预测的压力剖面见图。

图122）、井身结构确定根据压力预测剖面和盐膏层井身结构设计原则，本井的井身结构为：20″套管下至101.15米，封固地表松散砂层；13 3/8″套管下至2023米，分隔第一套第三系盐层上部的低压层，提高地层承压能力，为第一套下第三系盐膏层使用高密度钻井液做准备；9 5/8″+9 7/8″套管下至3469.09米，封隔第一套盐层；7 5/8″无接箍套管（对8 1/2″井眼扩眼）下至6300米，封第二套上第三系砂岩发育段，提高地层承压能力，为第二套下第三系盐膏层使用高密度钻井液安全钻进做准备；5 1/2″套管下至6579米，封固第二套盐膏层，原则是钻穿盐层10米下套管，不能钻开下第三系底砂岩；下部采用4 5/8″钻头钻进至6920米，裸眼完井。

3）、套管强度校核表校核说明：利用套管三轴应力设计专用软件计算7 5/8"套管：设计原始参数为：地层压力梯度：0.0142MPa/m；上覆压力梯度：0.023MPa/m；破裂压力梯度：0.022MPa/m；管外泥浆密度：0.0142g/cm3；管内最大泥浆密度：2.4/cm3；管内最小泥浆密度：1.7g/cm3；掏空系数：0.3；μ=0.4；地层不稳定；有气层。

关于钻井液配制与维护摘要：随着世界能源需求量的逐渐增加，深井、超深井、超深水井等钻探成为石油工业发展的主要方向之一。

钻井液在钻探施工中十分重要。

钻井液不仅仅能够预防、解决井内事故，同时也能够有效的提高钻探效益以及钻探工程的质量。

随着钻井液的广泛使用，钻井液的配制技术与维护工作逐渐受到甲方和服务施工单位的关注与重视。

笔者结合自身实践经验，针对钻井液现场的配制与维护进行探索。

关键词：钻井液；配制；维护引言：随着勘探领域逐渐向深部地层中发展，需要钻探的地层也越来越复杂。

为了能够满足钻探对钻井液技术的标准和要求，必须要对性能稳定、抗温能力强、抗污染性能好、密度大的钻井液技术进行探索。

一、高温高压水基钻井液研究现状钻井深度越深，井下温度、压力越来越高，地质情况愈加复杂，遇到的技术困难就越多。

而高温高压盐膏层钻井的技术难度就更大，因此高温高压盐膏层钻井液的性能稳定与否直接关系到钻井的成败。

对于深井来说，钻进井段长且有大段裸眼，同时还要钻穿许多复杂地层，因此作业条件较一般井苛刻得多，钻井液处于井底高温和高压条件下，钻井液中的各种组分都发生了显著变化，使钻井液的性能明显恶化，严重时将导致钻井作业无法正常进行。

伴随较高的地层压力，钻井液必须具有较高的密度，这势必造成钻井液的高固相，造成压差卡钻及井漏、井喷等井下复杂情况频繁发生，使得保持钻井液良好的流变性和较低的滤失量变的非常困难。

要克服钻井液在高温、高压条件下流变性恶化这一现象，一般应采取以下措施：(1)研制抗高温钻井液处理剂，提高钻井液体系的抗温、抗污染能力，有效抑制高温对粘土的各种作用并把它们的影响降到最低限度，以求使钻井液在整个温度循环过程中具备恒定的流变性能；(2)在高温下能否保持钻井液具有良好的流变性和携带、悬浮岩屑的能力非常重要，针对井下温度和压力严格控制钻井液体系中低密度固相粘土的含量及其分散特性，可以保证钻井液性能的稳定；(3)增强钻井液体系的抑制性，提高高密度钻井液中固相颗粒的分散度。

收稿日期:2008-04-20作者简介:张春涛(1971),女,工程师,1992年毕业于天津大学,现在胜利石油局钻井工艺研究院工作。

地址:(257017)山东东营,电话:0546-8780774,E -mail:zhangct@sl of .com生产线上盐膏层固井技术及应用张春涛(中石化胜利石油管理局钻井工艺研究院) 张春涛.盐膏层固井技术及应用.钻采工艺,2008,31(3):146-148摘　要:胜利油田部分地区的深部地层分布有相当厚度的盐膏层,近年来先后在丰深区块、郝科1井、胜科1井等钻遇了大段的盐膏层,在钻井过程中会发生缩径、井壁垮塌,甚至出现盐岩的塑性流动,挤毁套管等复杂情况,给钻井和固井施工带来了严重的难题。

文章在分析盐膏层的特点和对固井工程产生的危害的基础上,着重论述盐膏层固井的工艺难点和措施,以及在丰深2井的现场应用情况。

关键词:盐膏层;盐水水泥浆;固井;丰深2井中图分类号:TE 256 文献标识码:B 文章编号:1006-768X (2008)03-0146-03一、盐膏层特点及对固井质量的影响11地层压力高且高低压层并存胜利油田盐膏层大多出现在深部地层,由于盐膏层的可塑性特点,上覆地层压力高,必须用较高密度的钻井液以平衡盐膏层的压力。

丰深3、丰深2井钻遇盐膏层时,钻井液密度分别达到了1.86g/c m 3、1.93g/c m 3。

高密度钻井液给固井施工造成的困难,首先是需要有高密度的水泥浆,以实现水泥凝固过程的压稳。

而一般理论上要求水泥浆密度要高出钻井液密度0.20g/c m 3以上,水泥浆体系既要满足固井施工的各项常规性能,又要充分考虑浆体的流动性、沉降稳定性等因素,实现有一定的难度。

其次高密度的钻井液和水泥浆相对于常规情况来说,流动性较差,施工压力高。

因此盐膏层固井要考虑平衡地层压力,防止井漏的问题。

2.地层流体的污染和抗盐侵的水泥浆体系受盐岩的水溶性和可塑性影响,钻井液钙侵严重,固井作业中如使用常规的水泥浆易被污染,水泥浆一旦被含Ca 2+离子含量高的钻井液污染,流动性显著降低,其稠化时间缩短,对固井施工造成严重威胁。

盐膏层固井重点技术措施编写：贾晓斌张红卫审核：孟繁莹工程监理中心2004年5月15日盐膏层固井重点技术措施塔河油田盐膏层的特点是盐层段长，盐层蠕变率高，如固井质量不好容易使套管变形或挤毁，这就给固井带来很大难题。

要确保成功率，现场施工主要以压缩下套管时间为主导；固井工艺上采取悬挂固井技术，缩短下套管时间和减小盐层蠕变缩径；套管选择大尺寸厚壁高强度套管（VM140HC×103/4×26.24mm），这样增加套管浮重，增加上部非盐层121/4″井眼的摩阻和下套管难度以及对下套管设备要求比较高；水泥浆采用双凝水泥浆体系，上部采用盐水低密度水泥浆，有效降低液柱压力，下部盐层井段采用短候凝欠饱和盐水水泥浆体系，并且对这二者水泥浆体系性能要求高，因此针对盐层固井对施工单位和施工预案措施如下：一、对施工单位的要求1、井队（1）、准确计算管串浮重套管净重：1590. 77N/m×280m+685.95N/m×2128m=194T套管浮重：194T×（7.85-1.68）÷7.85=152.5T总管串净重：194T+413.5N/m×3048m/1000/9.8=322.6T总管串浮重：322.6T×（7.85-1.68）÷7.85=252T考虑安全系数75%，总管串浮重：252÷0.75=336T（2）钻机的提升系统必须大于336T。

（3）应考虑下完套管时的浮重加钻台剩余钻具重量，钻台的承载能力能否达到，否则应甩掉一部分钻具，钻台减负。

（4）51/2″钻具的提拉能力必须大于336T。

（5）井径要规则，井队应根据井径曲线采取针对性措施对缩径段反复划眼,达到起下钻无阻卡现象。

上部非盐层井段应大于121/4″,能使103/4″套管顺利通过；盐层必须扩孔,确保在48小时蠕变内环空与103/4″套管的间隙不得小于19mm。

钻遇盐膏层、盐水层、油气层的应急预案钻遇盐膏层的应急措施：1.钻遇盐膏层之前，先将技术措施向全队交底，使全队人员心中有数；同时认真检查钻具，对钻具进行探伤，震击器必须正常工作；2.简化钻具结构，甩掉扶正器，宜用光钻铤；3.揭开盐层之前，转化钻井液体系为欠饱和盐水聚磺钻井液体系，密度加至能平衡盐岩的应力；4.盐膏层钻进，必须采用“进一退二”的方法，每钻进一米或半小时必须上提一次，上提时距离不少于3米；5.钻进中密切注意转盘扭矩、泵压、泵冲和返出岩屑变化，发现扭矩增大，应立即上提划眼；6.接单根前划眼2～3次，方钻杆提出后，停泵通井眼，不遇阻卡，方可接单根，否则重新划眼；7.适时短起下，以验证井眼应力释放时间，掌握盐膏层缩径周期；8.加强氯离子监测，盐层钻进时必须保证钻井液为饱和盐水，防止盐层溶解形成“大肚子”；9.盐层中钻进，钻具静止时间不得超过2分钟，因故检修，须将钻具起至安全井段；10.盐岩层钻进，必须由正、副司钻操作刹把；坚持干部24小时值班，发现问题及时处理；11.加重物资及堵漏物资储备要充分、齐全，同时认真坐岗，及时发现井漏、溢流；12.加强钻具、工具、运转设备的检查、维护，保证生产连续性，提高生产时效，以快制胜钻遇盐水层的应急措施：1.做好重浆和加重材料的储备，其储备量满足山前井的要求；2.揭开盐水层之前，转化钻井液体系为欠饱和盐水聚磺钻井液体系，同时加重泥浆；3.加强坐岗，泥浆上仔细监测液面变化，同时测量泥浆性能，发现泥浆性能变化很大，应及时反映；4.如果发现盐水侵造成溢流，应立即实施关井；关井后进行压井作业，如果盐水层压力不高，可采用压回法；如果盐水侵比较严重，应循环排污；5.泥浆上根据盐水性质及时调整泥浆，保证钻井液性能；同时加强对钻井液中氯离子含量的测量；钻遇油气层的应急措施：1.做好重浆和加重材料的储备，其储备量满足山前井的要求；2.钻进中加强坐岗，泥浆上坐岗人员仔细监测液面变化，录井人员利用仪器监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化；3.钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断；6.如果发现溢流要及时发出报警，坚持“1m3报警，2m3关井”，关井后钻井队专人连续观测和记录立套压，录井队要监测关井立管压力和套管压力的变化；根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断溢类型，选择合理的饿压井方法，进行压井施工；7.落实压井岗位分工，做好应急准备，利用节流阀控制回压，使作用于油气层的压力大于地层压力，清除井内溢流，重建压力平衡；8.如果泥浆气侵较严重，应循环排气，通过液气分离器，振动筛、除气器、钻井液搅拌器及时将泥浆中气体除去；9.在油气层中进行起下钻时，应进行短程起下钻作业，起至安全井段静止观察，下钻循环检测油气上窜速度，采用“迟到时间法”，保证起下钻安全；10.起钻过程中按要求灌满泥浆，泥浆工和录井人员认真核对灌入量和起出钻具体积；11.坚持干部24小时值班，发现问题及时处理；博孜1井。

KL20-1-2 钻遇盐膏层措施KL20-1-2井在2458.29米已取完第二筒岩心，正在二开钻进，钻遇地层为沙四上。

现场地质监督预测，本井在2600米以后可能会钻遇盐膏层。

根据上述情况，现场制定盐膏层作业方案如下：一、现场判断井下出现以下情况之一，立即将钻头提到盐膏层以上循环，请示制订下步措施，不得盲目钻进。

1、岩屑返出不正常，数量过多或偏少甚至捞不到，有明显的地层掉块等。

2、振动筛返出较稀软的泥岩。

3、钻进时顶驱负荷重，扭矩不稳定。

4、接立柱后放不到井底。

5、上提钻具遇卡，下放遇阻划眼不能消除。

6、氯根含量上升。

7、泵压不稳定有蹩泵的显示。

二、钻进及预防出现复杂情况措施1、对钻井班高岗位人员进行技术交底和风险提示。

2、井队、中法认真检查维护设备，各种仪表灵敏准确，确保正常运行。

3、钻速发生突变后，适当控制机械钻速在5m/h以内。

4、每打0.5m上提2m进行倒划眼，每钻完一单根反复划眼2次。

5、认真及时分析井下情况，注意蹩泵、跳钻、顶驱负荷（扭矩）的变化。

6、钻进中加强观察泥浆筛岩屑返出数量和形状，借助于岩屑，分析正钻进地层的岩性与井下情况。

7、钻进中每一个小时测量一次氯根含量，出现异常及时处理。

8、不得将钻具下至盐层井段长时间检修设备和循环钻井液，如需检修设备应将钻具起至盐层以上进行。

三、泥浆措施（泥浆建议）本段泥浆维护要点：在原来PEM泥浆的基础之上进行转换，向泥浆中循环加入30%左右的NaCl，提高泥浆的矿化度。

加入时控制好加入的速度，防止泥浆性能发生大幅度的变化，维持较好的流动性；用重晶石进行加重，参考邻井的地漏试验数据，结合盐膏层的特点，逐步提高泥浆的比重，以井下安全为前提，既能平衡地层蠕变，又不压漏地层；钻进过程中用新配制的胶液进行维护，胶液中盐的矿化度要求跟地层的矿化度要求一致；通过PF-TEMP、PF-SMPC及PF-PAC HV来降低泥浆的失水量，维持PF-PLH 的含量在6-8kg/m3，利用对岩屑进行良好包被，防止水化分散。