CN115141616A - 一种泡酸解卡剂及其制备方法和泡酸解卡方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种泡酸解卡剂及其制备方法和泡酸解卡方法，其中，所述泡酸解卡剂包括盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水；其中，盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水的质量体积百分比浓度分别为15‑20％、1.5‑3％、3‑5％、1‑2％、5‑10％及70‑80％。本发明还提供了一种泡酸解卡方法，包括：向发生卡钻的井中依次注入前置液、以上所述的泡酸解卡剂、后置液及替浆。与现有技术相比，本发明提供的泡酸解卡方法工艺简单，泡酸解卡剂的使用量少，可以大幅度降低经济损失，缩短解卡施工时间，提高解卡成功率，且对环境无污染。
Description
技术领域
本发明涉及一种泡酸解卡剂及其制备方法和泡酸解卡方法，属于石油钻井技术领域。
背景技术
准葛尔盆地艾湖油田玛18井区所钻采油井多为水平井，一般设计井深为5000-6000m，水平段长为800-2000m。井身结构为三开井：一开Φ381.0mm×500m，二开Φ241.3mm×3150m，三开Φ165.1mm×完钻井深。三开工程上多采用旋导或螺杆定向及复合钻进。钻遇主要地层为克上组、克下组及百口泉组。采用钻井液体系为高密度钾钙基聚氨有机盐体系，设计密度区间为1.60-1.75g/cm3，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系包含：4％坂土、0.2％Na2CO3、0.3％NaOH、0.6％中分子聚合物降滤失剂、0.6％高分子聚合物包被剂、7％KCl、1％胺基抑制剂、10％有机盐、0.2-0.5％CaO、2-3％天然沥青粉、1-2％超细碳酸钙、2％聚合醇、1-2％液体润滑剂、1-2％固体润滑剂、2％随钻堵漏剂、重晶石及水。三开后定向造斜和水平段调整轨迹钻进中易发生泥饼粘附卡钻。原因为：克上组、克下组为灰色泥岩砂岩、褐色泥岩互层，目的层百口泉组主要为灰色荧光砂砾岩，有时会钻遇长段褐色泥岩。砂岩、砂砾岩渗透性强，高密度泥浆中一旦低密度固相及含沙量过高，若润滑性能不达标，固控设备使用不好，极易发生托压，卡钻。褐色泥岩水敏性极强，一旦钻井液抑制性不足，物理支撑不够，钻开后极易在地应力下发生垮塌掉块，吸水膨胀后易发生塑变，缩径。同时，由于褐色泥岩分散性极强，易分散2微米以下的极细颗粒，污染泥浆，在井壁上形成虚厚泥饼，增大延长摩擦阻力，泥饼粘滞性增大，造成旋导粘滑值升高，或是PDC螺杆定向托压严重，无法钻进，甚至发生卡钻。
在该区块一旦发生粘附卡钻和褐色泥岩缩径卡钻一般用油基解卡剂解卡，但是油基解卡剂存在以下不足：
1.浸泡时间长，一般为8-12h，如果在48h后未解卡就需要重新替出后再重新浸泡，有时需要两次或多次浸泡，施工周期长；
2.虽然经过多次浸泡，但成功较低，仅为50％；
3.油基解卡剂成本高，一旦不能解卡，耽误的周期和经济损失巨大。
因此，提供一种新型的泡酸解卡剂及其制备方法和泡酸解卡方法已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种泡酸解卡剂。
本发明的另一个目的还在于提供以上所述泡酸解卡剂的制备方法。
本发明的又一个目的还在于提供一种泡酸解卡方法，其利用以上所述的泡酸解卡剂。
为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种泡酸解卡剂，其中，所述泡酸解卡剂包括盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水；
其中，盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水的质量体积百分比浓度分别为15-20％、1.5-3％、3-5％、1-2％、5-10％及70-80％。泡酸解卡剂中各组分的质量体积百分比浓度之和为100％。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水的质量体积百分比浓度分别为15％、1.5％、3％、1％、5％及74.5％。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，所述缓蚀剂包括司盘80和石墨粉。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，所述司盘80和石墨粉的质量体积百分比浓度分别为1％和0.5％。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，所述铁离子稳定剂包括草酸。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，所述盐酸的质量百分比浓度为5-20％。现场作业过程中可对商购的质量百分比浓度为30-36％的浓盐酸进行稀释，以获得质量百分比浓度为5-20％的盐酸。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，所述HF酸的质量百分比浓度为40％。
作为本发明以上所述泡酸解卡剂的一具体实施方式，其中，所述泡酸解卡剂的密度为1.05-1.18g/cm3。所述泡酸解卡剂的密度可以通过其中所包含的重晶石粉的用量进行调节。
另一方面，本发明还提供了以上所述的泡酸解卡剂的制备方法，其中，所述制备方法包括：
常温、搅拌条件下，将盐酸、缓蚀剂、HF酸及铁离子稳定剂于水中混合均匀，再加入白油，得到所述泡酸解卡剂。
又一方面，本发明还提供了一种泡酸解卡方法，其中，所述泡酸解卡方法包括：
向发生卡钻的井中依次注入前置液、以上所述的泡酸解卡剂、后置液及替浆。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述方法还包括：先向发生卡钻的井中注入油基解卡剂进行解卡，若油基解卡剂重复注入2-10次(优选为2-5次)后仍无法解卡，则再向发生卡钻的井中依次注入前置液、以上所述的泡酸解卡剂、后置液及替浆。其中，重复注入的油基解卡剂的组成可以完全相同，也可以不同，可根据现场实际工况进行合理调整。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，以质量体积百分比浓度计，所述油基解卡剂包含15-20％的固体解卡剂RH、60-70％的柴油、5-10％的快速渗透剂(快T)以及10-20％的水。其中，固体解卡剂RH及快速渗透剂(快T)均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，以质量体积百分比浓度计，所述油基解卡剂包含75％的柴油、20％的快T渗透剂及5％润滑剂。其中，快T渗透剂即为快速渗透剂(快T)，可购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。此种组分的油基解卡剂是现场为缩短卡钻事故处理时间而采用的一种配制快速、便捷的油基解卡剂。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述泡酸解卡剂重复注入的次数为2-3次。若重复注入2-3次所述泡酸解卡剂仍无法解卡，则不能继续注入所述泡酸解卡剂，须采用***松扣等工程措施继续进行解卡。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，在重复注入所述泡酸解卡剂时，将前次注入的泡酸解卡剂替出后再进行下一次泡酸解卡剂的注入。在本发明的一些实施例中，可以采用泥浆将前次注入的泡酸解卡剂替出后再进行下一次泡酸解卡剂的注入。
本发明中，在向发生卡钻的井中注入所述泡酸解卡剂后，可以适当调整钻具的扭矩，并上提或者下放活动钻具至某一悬重，以辅助实现解卡。此外，本发明对调整钻具的扭矩时具体如何调整扭矩数值不做具体要求，其可以根据现场实际工况进行合理调整。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，在井发生卡钻的72小时内，向发生卡钻的井中注入所述的泡酸解卡剂进行解卡。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述泡酸解卡剂的注入量为6-12m3。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述前置液的注入量为2-5m3、后置液的注入量为2-5m3。另外，替浆的注入量需要根据现场井身结构和具体使用的泵排量在现场计算得到。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述前置液、所述后置液均为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4-5％的坂土浆、0.3-0.6％的黄原胶、重晶石粉以及水，其中，重晶石粉用量以将所述隔离液的密度调至1.30-1.75g/m3为准。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述前置液、所述后置液均为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％的坂土浆、0.5％的黄原胶、重晶石粉以及水，其中，重晶石粉用量以将所述隔离液的密度调至1.30-1.75g/m3为准。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，密度为1.60-1.75g/cm3，马氏漏斗粘度为60-70s，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：2-5％的坂土、0.2-0.3％的Na2CO3、0.3-0.8％的NaOH、0.6-1.5％的中分子聚合物降滤失剂、0.3-0.8％的高分子聚合物包被剂、7％-8％的KCl、0.5-1％的胺基抑制剂、10-20％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、0.5-2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2-5％的随钻堵漏剂、重晶石及水；
优选地，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
本发明中，替浆中所使用的各组分均为常规物质，可以通过商购获得。例如，在本发明的一些实施例中，所述有机盐、聚合醇可分别为有机盐Weigh1、聚合醇PPGS-1，二者均购自北京培康佳业技术发展有限公司；所述高分子聚合物包被剂可为克拉玛依市友联化工厂生产的高分子聚合物包被剂PMHA-Ⅱ；所述胺基抑制剂可为山东科润达石油科技有限公司生产的钻井液用抑制剂聚胺SMJA-1；所述中分子聚合物降滤失剂、液体润滑剂、固体润滑剂及随钻堵漏剂可分别为中分子聚合物降滤失剂SP-8、液体润滑剂LU-99、固体润滑剂LU-66、随钻堵漏剂TP-2，四者均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
作为本发明以上所述泡酸解卡方法的一具体实施方式，其中，所述发生卡钻的井包括发生卡钻的直井、大斜度定向井或者大位移水平井等。
本发明中，所述“质量体积百分比浓度”是指目标产品中所含组分的质量与所述目标产品总体积的比值。如目标产品中，组分A的质量体积百分比浓度为30％是指100mL的目标产品中，组分A的质量为30g。当然，本发明中的体积单位和质量单位不限于mL和g，可根据现场实际工况进行调整，但对于同一目标产品，所用的体积单位和质量单位需要保持一致。
与现有技术相比，本发明所能达成的有益技术效果包括：
1.本发明提供的泡酸解卡方法的工艺简单，且泡酸解卡剂的使用量少，单次注入量仅为6-12m3；
2.本发明提供的泡酸解卡方法的解卡施工时间短，一般情况下泵入泡酸解卡剂后仅需要1-8h就可实现解卡；
3.与油基解卡剂相比，使用本发明提供的泡酸解卡剂进行解卡的解卡成功率高，一般只要在发生粘卡72小时内及时注入所述泡酸解卡剂即可实现解卡，解卡率为100％；
4.本发明所提供的泡酸解卡方法有效避免了旋导或者LWD螺杆定向工具在泡油基解卡剂无效的情况后，采取***松扣，套铣打捞等工程手段仍无果后，沉埋旋导和LWD螺杆定向工具，最终填井侧钻所带来的巨大经济损失；
5.与油基解卡剂相比，使用泡酸解卡剂进行解卡时，泡酸解卡后，由于酸液具有强溶蚀性，其会全部渗入地层，对环境无污染。
具体实施方式
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书中的术语“包括”以及其任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、***、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
本发明所公开的“范围”以下限和上限的形式给出。可以分别为一个或多个下限，和一个或多个上限。给定的范围是通过选定一个下限和一个上限进行限定的。选定的下限和上限限定了特别范围的边界。所有以这种方式进行限定的范围是可组合的，即任何下限可以与任何上限组合形成一个范围。例如，针对特定参数列出了60-120和80-110的范围，理解为60-110和80-120的范围也是可以预料到的。此外，如果列出的最小范围值为1和2，列出的最大范围值为3，4和5，则下面的范围可全部预料到：1-3、1-4、1-5、2-3、2-4和2-5。
在本发明中，除非有其他说明，数值范围“a-b”表示a到b之间的任意实数组合的缩略表示，其中a和b都是实数。例如数值范围“0-5”表示本发明中已经全部列出了“0-5”之间的全部实数，“0-5”只是这些数值组合的缩略表示。
在本发明中，如果没有特别的说明，本发明所提到的所有实施方式以及优选实施方式可以相互组合形成新的技术方案。
在本发明中，如果没有特别的说明，本发明所提到的所有技术特征以及优选特征可以相互组合形成新的技术方案。
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附表及实施例，对本发明进行进一步详细说明。下列所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例，仅用于说明本发明，而不应视为限制本发明的范围。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
实施例1
本实施例提供了一种泡酸解卡剂，其中，以质量体积百分比浓度计，所述泡酸解卡剂包含15％的盐酸、1.5％的缓蚀剂、3％的HF酸、1％的铁离子稳定剂、5％的白油及74.5％的水；
其中，以质量体积百分比浓度计，所述缓蚀剂包括1％的司盘80和0.5％的石墨粉；
所述铁离子稳定剂为草酸；
所述盐酸的质量百分比浓度为20％；
所述HF酸的质量百分比浓度为40％；
所述泡酸解卡剂是在常温、搅拌条件下，于搅拌罐中将盐酸、缓蚀剂、HF及铁离子稳定剂于水中混合均匀后再加入白油得到的；
本实施例所提供的该泡酸解卡剂的密度为1.09g/cm3。
实施例2
本实施例提供了一种泡酸解卡剂，其中，以质量体积百分比浓度计，所述泡酸解卡剂包含15％的盐酸、1.5％的缓蚀剂、3％的HF酸、1％的铁离子稳定剂、5％的白油及74.5％的水；
其中，以质量体积百分比浓度计，所述缓蚀剂包括1％的司盘80和0.5％的石墨粉；
所述铁离子稳定剂为草酸；
所述盐酸的质量百分比浓度为15％；
所述HF酸的质量百分比浓度为40％；
所述泡酸解卡剂是在常温、搅拌条件下，于搅拌罐中将盐酸、缓蚀剂、HF及铁离子稳定剂于水中混合均匀后再加入白油得到的；
本实施例所提供的该泡酸解卡剂的密度为1.05g/cm3。
实施例3
本实施例针对准葛尔盆地艾湖油田玛18井区所钻采油井MaHW6475井，提供了一种泡酸解卡方法，其是利用实施例1提供的泡酸解卡剂实现的，包括：
其中，采油井MaHW6475井的基本情况以及复杂发生过程如下表1所示。
表1
针对采油井MaHW6475井存在的粘卡问题，本实施例采用泡酸解卡予以处理，详细处理过程包括：
2020年11月27日20:00接顶驱开泵，泵压正常，扭矩设置为18KN·M，未扭开，带扭上提120T，下放至原悬重110T，释放扭矩；扭矩设置为25KN·M，未扭开，带扭矩上提120T，下放至原悬重，释放扭矩，上提160T未扭开，再次设置扭矩为30KN·M，未扭开，带扭上提120T，放至原悬重，释放扭矩，接一根钻杆并设置扭矩为35KN·M，带扭矩上提至120T，下压至60T未扭开，释放扭矩，上提至180T未扭开。
随后制定措施，计划泡酸，组织解卡剂期间施工措施：降低排量至10L/L，每小时带扭矩30KN·M，活动钻具下压，每次下放10T，静止10min，最低放至40T，后半小时，释放扭矩，最大上挂吨位150T，静止10min，下放至80T，提至140T，静止10min，下放至90T，上提130T，静止10min，下放至100T。上提至原悬重，加扭矩30KN·M，带扭矩下压，重复上述操作。至2020年11月28日8:00未解卡。2020年11月28日18:00泡酸解卡剂(即实施例1提供的泡酸解卡剂)到井，至19:40注泡酸解卡剂作业完成，
其中，注泡酸解卡剂作业具体包括以下步骤：
依次注入前置液1.6m3、泡酸解卡剂7.5m3、后置液1.7m3并替浆22m3，
其中，所述前置液和后置液均为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％坂土浆、0.5％黄原胶、重晶石粉以及水，其中重晶石粉用量以将隔离液的密度调至1.75g/m3为准；
所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，设计密度区间为1.65-1.75g/cm3，马氏漏斗粘度为60-70s，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
本实施例中，替浆中所使用的各组分均为常规物质，可以通过商购获得。例如，所述有机盐、聚合醇可分别为有机盐Weigh1、聚合醇PPGS-1，二者均购自北京培康佳业技术发展有限公司；所述高分子聚合物包被剂可为克拉玛依市友联化工厂生产的高分子聚合物包被剂PMHA-Ⅱ；所述胺基抑制剂可为山东科润达石油科技有限公司生产的钻井液用抑制剂聚胺SMJA-1；所述中分子聚合物降滤失剂、液体润滑剂、固体润滑剂及随钻堵漏剂可分别为中分子聚合物降滤失剂SP-8、液体润滑剂LU-99、固体润滑剂LU-66、随钻堵漏剂TP-2，四者均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司；
至20:40，上提至原悬重，加扭矩32KN·M，扭矩突然释放，钻具解卡，从2020年11月28日19:40注入泡酸解卡剂作业完成到20:40解卡仅用1h。
至2020年11月29日8:00处理井漏(钻具解卡后，以6L/S开泵，漏失1m3，井口液面未见，灌浆泵开泵吊罐3.6m3的地面泥浆灌满，出口流量较小，至21:00配堵漏浆20m3，随钻堵漏剂的质量体积百分比浓度为10％，配堵漏浆间断吊罐累计灌浆12.3m3，以6L/S开泵泵堵漏浆，泵入3.2m3出口返出，仍有漏失无法建立正常循环，开泵划眼起钻；
至2020年11月29日8:00划眼起钻至4400米，累计漏失钻井液42m3；
其中，所述地面泥浆的组成与以上所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆相同；
以质量体积百分比浓度计，所述堵漏浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、10％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
本实施例中，堵漏浆中所使用的各组分均为常规物质，可以通过商购获得。例如，所述有机盐、聚合醇可分别为有机盐Weigh1、聚合醇PPGS-1，二者均购自北京培康佳业技术发展有限公司；所述高分子聚合物包被剂可为克拉玛依市友联化工厂生产的高分子聚合物包被剂PMHA-Ⅱ；所述胺基抑制剂可为山东科润达石油科技有限公司生产的钻井液用抑制剂聚胺SMJA-1；所述中分子聚合物降滤失剂、液体润滑剂、固体润滑剂及随钻堵漏剂可分别为中分子聚合物降滤失剂SP-8、液体润滑剂LU-99、固体润滑剂LU-66、随钻堵漏剂TP-2，四者均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司)。
本实施例中，复杂损失时间为36h。
实施例4
本实施例针对准葛尔盆地艾湖油田玛18井区所钻采油井MaHW6296井，提供了一种泡酸解卡方法，其是利用实施例1和实施例2提供的泡酸解卡剂实现的，包括：
其中，采油井MaHW6296井的基本情况以及复杂发生过程如下表2所示。
表2
针对采油井MaHW6296井存在的卡钻，钻具断裂问题，本实施例采用泡酸解卡予以处理，详细处理过程包括：
2020年6月26日22:20正常钻进至井深4979.11m，井底井斜87.01°，钻进时钻压35KN，排量16L/s，泵压26MPa，转速80r/min，顶驱给定钻井扭矩20KN·M，泥浆密度1.65g/cm3，马氏漏斗粘度63S，顶驱在运行过程中突然停止工作(顶驱停止工作时，扭矩为17.3KN·m，泵压无变化，仍为26MPa)，将钻机的转速调至0，上提钻具，上提钻具至120T，遇卡，下放至原悬重100T，随即操作顶驱，转速给定至30r/min，倒划眼，顶驱无反应。现场立即报告至玛湖项目部，23:30时由于顶驱无法转动，只能采用上提下放的方式，最大上提钻具至悬重150T，下放至原悬重100T，排量16.3L/s。后玛湖项目部指示逐渐上提至悬重190T，下放至悬重40T，期间执行不同上提下放指令，上提下放无效，以不同泵冲循环无效，处理复杂至2020年6月27日8:00，循环，活动钻具等待项目部进一步措施。
2020年6月28日00:00配密度为1.60g/cm3，马氏漏斗粘度为120S的油基解卡剂8m3，1:00固井泵车以0.5m3/min排量泵入油基解卡剂8m3，1:30泵入解卡剂完毕后，换泥浆泵以0.5m3/min排量泵入密度为1.65g/cm3，马氏漏斗粘度65S的隔离液3m3(以质量体积百分比浓度计，其包含4％的坂土浆、0.5％的黄原胶、重晶石粉及水，所述隔离液的密度为1.75g/m3)，1:50以0.7m3/min排量泵入油基解卡剂18.5m3，环空内出油基解卡剂6m3，钻具内油基解卡剂为2m3，停泵，每30min上下活动钻具，每120min开泵顶通一次，见返浆即停泵。至11:30上提钻具，期间上提悬重160-200T不等，下放钻具至悬重60-80T不等，上提下放无效，至12:20上提钻具至原悬重(100T)做卡瓦，卸开顶驱将转盘转至35圈，扭矩达到25KN·m，等待30min，未解卡。后释放扭矩，接顶驱活动钻具上提悬重至160T，下放悬重至80T。每120min顶通一次，见返浆即可。至28日15:10需要拆卸顶驱，后连接水泥头开泵顶通，每120min顶通一次，见返浆即可。
2020年6月29日8:00到16:21安装顶驱完毕，处理卡钻复杂，安装顶驱期间，悬重下放至70T，顶驱安装完毕后，随即将顶驱扭矩设置为25KN·m，上提钻具至原悬重100T，转顶驱32圈，上提钻具至悬重120T，下放至悬重30T，下压静止(多次活动钻具未解卡)。
随即上提原悬重100T，将钻具扭矩释放至0，将扭矩设置为30KN·m，旋转40圈，憋扭矩5分钟后，下放至悬重30T，未解卡，上提钻具至原悬重100T，下放至悬重30T。至17:00未解卡，上提钻具至悬重120T，下放至悬重30T，至17:50未解卡。
随即释放扭矩后，上提钻具至悬重180T，下放至悬重30T，后上提至原悬重100T，下放钻具至悬重60T，未解卡。
上提钻具200T，至18:10未解卡，下放钻具至原悬重100T，转顶驱42圈，扭矩达到32KN·m，下放钻具至悬重30T，将扭矩释放至0，未解卡。后制定措施建立循环，重新注入油基解卡剂，开泵循环，小排量循环，逐步将排量提至10L/s，泵压14MPa，循环90分钟后将排量提至16L/s，泵压25MPa，期间活动钻具。
循环活动钻具至21:40，将顶驱扭矩设置为35KN·m，上提钻具至原悬重，旋转46圈，憋扭矩5分钟后，下悬重30T，循环活动钻具。
其中，以质量体积百分比浓度计，以上所述油基解卡剂包含18％的固体解卡剂RH、63％的柴油、7％的快速渗透剂(快T)以及12％的水，并通过调整重晶石的加入量使所述油基解卡剂的密度为1.60g/cm3。其中，固体解卡剂RH及快速渗透剂(快T)均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
2020年6月30日5:00，泵入密度为1.56g/cm3，马氏漏斗粘度124S油基解卡剂33方，替浆19方，预计油基解卡剂井段3244-4979m(裸眼段全封)，钻具内预留7.5方，2-3小时顶用一次，出口返浆既停泵；
其中，所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，设计密度区间为1.65-1.75g/cm3，马氏漏斗粘度为60-70s，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
本实施例中，替浆中所使用的各组分均为常规物质，可以通过商购获得。例如，所述有机盐、聚合醇可分别为有机盐Weigh1、聚合醇PPGS-1，二者均购自北京培康佳业技术发展有限公司；所述高分子聚合物包被剂可为克拉玛依市友联化工厂生产的高分子聚合物包被剂PMHA-Ⅱ；所述胺基抑制剂可为山东科润达石油科技有限公司生产的钻井液用抑制剂聚胺SMJA-1；所述中分子聚合物降滤失剂、液体润滑剂、固体润滑剂及随钻堵漏剂可分别为中分子聚合物降滤失剂SP-8、液体润滑剂LU-99、固体润滑剂LU-66、随钻堵漏剂TP-2，四者均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
7:30将顶驱扭矩设置为20KN·m，上提钻具至原悬重100T，转顶驱30圈，扭矩达到20KN·m，下放钻具至悬重30T，未解卡，上提钻具至悬重130T，下放至悬重30T，下压静止(多次活动钻具未解卡)，8:20上提钻具至悬重100T，将扭矩释放至0，活动钻具。
10:30将钻具上提至悬重180T，下放至原悬重100T，将顶驱扭矩设置为25KN·m，转顶驱36圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，未解卡，下压静止。
12:10将钻具上提至悬重100T，释放扭矩，上提钻具至160T，下放至悬重40T，未解卡，活动钻具。
13:20上提至悬重100T，后又上提至180T，下放至100T，将扭矩设置为25KN·m，转35圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，下压静止。
14:40上提钻具100T，释放扭矩，上提180T，下压40T，将扭矩设置为30KN·m，上提至悬重100T，顶驱转42圈，扭矩达到30KN·m，上提至110T，下放至40T未解卡，上提钻具至悬重100T，释放扭矩，下放至40T，下压静止。
15:00上提钻具至悬重100T，释放扭矩至0，下放至悬重40T，后上提至180T，下放至悬重40T，未解卡，上提钻具至悬重190T，下放至悬重100T，将顶驱扭矩设置为30KN·m，转42.5圈，扭矩达到30KN·m，上提钻具至110T，下放至悬重40T，静止3min，未解卡，下放钻具至悬重100T，释放钻具扭矩至0。后上提180T，下放至40T。上提下放活动钻具，加扭矩下压静止。每间隔1h重复一次。
2020年7月1日9:30将顶驱扭矩设置为20KN·m，上提钻具至原悬重100T，转顶驱30圈，扭矩达到20KN·m，下放钻具至悬重30T，未解卡，上提钻具至悬重150T，下放至悬重40T，下压静止(多次活动钻具未解卡)，8:20上提钻具至悬重100T，将扭矩释放至0，活动钻具。
11:00将钻具上提至悬重180T，下放至原悬重100T，将顶驱扭矩设置为25KN·m，转顶驱36圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，未解卡，下压静止。
12:10将钻具上提至悬重100T，释放扭矩，上提钻具至160T，下放至悬重40T，未解卡，活动钻具。
13:20上提至悬重100T，后又上提至180T，下放至100T，将扭矩设置为25KN·m，转35圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，下压静止。
14:40上提钻具100T，释放扭矩，上提170T，下压50T，将扭矩设置为30KN·m，上提至悬重100T，顶驱转42圈，扭矩达到30KN·m，上提至110T，下放至40T未解卡，上提钻具至悬重100T，释放扭矩，下放至40T，下压静止。
继续执行以上措施，上提下放活动钻具，加扭矩下压静止。每间隔1h重复一次。
2020年7月2日8:00后每间隔1h，重复以上技术措施。继续以上下活动钻具，泡油基解卡剂为主。
其中，以质量体积百分比浓度计，以上所述油基解卡剂包含18％的固体解卡剂RH、63％的柴油、7％的快速渗透剂(快T)以及12％的水，并通过调整重晶石的加入量使所述油基解卡剂的密度为1.56g/cm3。其中，固体解卡剂RH及快速渗透剂(快T)均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
至7月2日12:30上提至原悬重100T，释放扭矩至0，上提钻具至204T，下放至60T，上提至210T，下放至悬重40T，上提钻具至悬重220T，静止2min，下放至原悬重100T，将扭矩设置为35KN·m，转顶驱50圈，扭矩达到35KN·m，下放至悬重40T，静止1h，未解卡。
13:30上提钻具至悬重100T，释放扭矩至0，上提至悬重144T，下放至悬重40T，上提钻具至悬重100T，将扭矩设置25KN·m，顶驱转34圈，扭矩达到25KN·m，下放钻具至悬重40T，下压静止，未解卡。
15:10上提钻具至悬重100T，将扭矩释放至0，活动钻具。
17:20将钻具上提至悬重180T，下放至原悬重100T，将顶驱扭矩设置为25KN·m，转顶驱36圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，未解卡，下压静止。
18:30将钻具上提至悬重100T，释放扭矩，上提钻具至160T，下放至悬重40T，未解卡，活动钻具。
19:50上提至悬重100T，后又上提至180T，下放至100T，将扭矩设置为25KN·m，转35圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，下压静止。
21:00上提钻具100T，释放扭矩，上提170T，下压50T，将扭矩设置为30KN·m，上提至悬重100T，顶驱转42圈，扭矩达到30KN·m，上提至110T，下放至40T未解卡，上提钻具至悬重100T，释放扭矩，下放至40T，下压静止。
2020年7月3日8:00执行以上措施，活动钻具，带扭矩下压，下压静止，期间间隔1h。
9:10上提至原悬重100T，释放扭矩至0，上提钻具至160T，上放至60T，上提至180T，下放至悬重40T，上提钻具至悬重170T，静止2min，下放至原悬重100T，将扭矩设置为25KN·m，转顶驱35圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，静止1h，未解卡。
10:10上提钻具至悬重100T，释放扭矩至0，上提至悬重150T，下放至悬重40T，上提钻具至悬重100T，将扭矩设置25KN·m，顶驱转34圈，扭矩达到25KN·m，下放钻具至悬重40T，下压静止，未解卡。
11:10上提钻具至悬重100T，将扭矩释放至0，活动钻具。
至16:00上提至原悬重100T，泥浆泵泵入密度为1.62g/cm3，马氏漏斗粘度为115S的前置液(所述前置液为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％坂土浆、0.5％黄原胶、重晶石粉以及水，其中重晶石粉用量以将隔离液的密度调至1.62g/m3为准)3m3，排量10L/s，泵压6MPa，后转为泵车以0.5m3/min排量泵入密度为0.89g/cm3的简易油基解卡剂(以质量体积百分比浓度计，其包含75％柴油、20％快T渗透剂及5％润滑剂)10.8m3，再以泥浆泵泵入密度为1.62g/cm3，马氏漏斗粘度为115S的替浆2m3，前期排量13L/s，后期逐渐将排量提至17L/s，泵压29.5MPa，至17:40替浆完毕，继续泡以上所述简易油基解卡剂，上提下放活动钻具，带扭下压，下压静止(期间多次活动钻具)；
所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
本实施例中，替浆中所使用的各组分均为常规物质，可以通过商购获得。例如，所述有机盐、聚合醇可分别为有机盐Weigh1、聚合醇PPGS-1，二者均购自北京培康佳业技术发展有限公司；所述高分子聚合物包被剂可为克拉玛依市友联化工厂生产的高分子聚合物包被剂PMHA-Ⅱ；所述胺基抑制剂可为山东科润达石油科技有限公司生产的钻井液用抑制剂聚胺SMJA-1；所述中分子聚合物降滤失剂、液体润滑剂、固体润滑剂及随钻堵漏剂可分别为中分子聚合物降滤失剂SP-8、液体润滑剂LU-99、固体润滑剂LU-66、随钻堵漏剂TP-2，四者均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
至23:00下放至原悬重100T，上提钻具至下钻204T，后上提至215T，再上提至225T，下放至80T，上提钻具至230T，下放至100T，将扭矩设置为35KN·m，扭矩达到35KN·m，下放至悬重80T，静止下压，未解卡。
至2020年7月4日8:00活动钻具，开泵循环。
循环至17:00，做泵入解卡剂前准备工作，17:35用泥浆泵泵入密度为1.62g/cm3，马氏漏斗粘度为200S的前置液(所述前置液为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％坂土浆、0.5％黄原胶、重晶石粉以及水，其中重晶石粉用量以将隔离液的密度调至1.62g/m3为准)3m3，泵入完毕后，改使用固井泵车以0.5m3/min排量泵入密度为1.05g/cm3的实施例2提供的泡酸解卡剂8m3，至18:20用泥浆泵泵入密度为1.62g/cm3，马氏漏斗粘度为200S的后置液(所述后置液为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％坂土浆、0.5％黄原胶、重晶石粉以及水，其中重晶石粉用量以将隔离液的密度调至1.62g/m3为准)2m3，后替入密度为1.62g/cm3，马氏漏斗粘度为70S的替浆22.2m3，排量16L/s，泵压25MPa，至19:00顶替完毕，钻具内泡酸解卡剂2m3，环空内6m3，活动钻具；
所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
本实施例中，替浆中所使用的各组分均为常规物质，可以通过商购获得。例如，所述有机盐、聚合醇可分别为有机盐Weigh1、聚合醇PPGS-1，二者均购自北京培康佳业技术发展有限公司；所述高分子聚合物包被剂可为克拉玛依市友联化工厂生产的高分子聚合物包被剂PMHA-Ⅱ；所述胺基抑制剂可为山东科润达石油科技有限公司生产的钻井液用抑制剂聚胺SMJA-1；所述中分子聚合物降滤失剂、液体润滑剂、固体润滑剂及随钻堵漏剂可分别为中分子聚合物降滤失剂SP-8、液体润滑剂LU-99、固体润滑剂LU-66、随钻堵漏剂TP-2，四者均购自克拉玛依市奥泽工贸有限责任公司。
19:30将钻具上提至悬重180T，下放至原悬重100T，将顶驱扭矩设置为25KN·m，转顶驱36圈，扭矩达到25KN·m，下放至悬重40T，未解卡，下压静止。
20:20将钻具上提至悬重100T，释放扭矩，上提钻具至200T，下放至悬重40T，未解卡，活动钻具。
20:40上提至悬重100T，后又上提至180T，下放至100T，将扭矩设置为30KN·m，转42圈，扭矩达到30KN·m，下放至悬重30T，下压静止。
21:00上提钻具100T，释放扭矩，上提170T，下压50T，将扭矩设置为30KN·m，上提至悬重100T，顶驱转42圈，扭矩达到30KN·m，上提至110T，下放至40T未解卡，上提钻具至悬重100T，释放扭矩，下放至40T，下压静止。
21:30上提钻具至悬重100T，设置顶驱扭矩30KN·m，转42圈，扭矩达到30KN·m，下放钻具至悬重40T，上提钻具至悬重110T，静止3min，下放至40T，未解卡。上提钻具至悬重100T，释放扭矩，上提钻具180T，下放至悬重100T，上提钻具至190T，下放至悬重100T，上提钻具200T，下放至悬重100T，上提钻具200T，下放至悬重100T，未解卡。设置扭矩为30KN·m，转42圈，扭矩达到30KN·m，下放至悬重40T，静止(期间活动钻具)。
至2020年7月5日凌晨2:30上提钻具至悬重180T，下放至悬重80T，上提至悬重190T，下放至78T，上提钻具至190T，下放至60T，上提钻具至悬重190T，下放至78T未解卡(期间活动钻具)。
3:15上提钻具至200T，下放至100T，设置扭矩25KN·m，转28.5圈，扭矩达到25KN·m，下放钻具至悬重80T，开始循环。采用泥浆(即表2中所示密度为1.65g/cm3，马氏漏斗粘度为63S的泥浆)将第一次注入的泡酸解卡剂替出后，再进行下一次的泡酸解卡剂的注入。
至2020年7月6日8:00，循环，活动钻具，处理泥浆，调整泥浆性能。
本实施例中，第一次注入泡酸解卡剂未实现解卡，其原因可能包括：1、卡点未计算准确；2、未准确替入卡钻井段；3、泡酸解卡剂中HF的加量可能不足。
2020年7月7日8:00循环，活动钻具，处理泥浆，调整泥浆性能,组织解卡剂准备第五次泡解卡剂，执行相关措施。
8:40固井泵车以0.5m3/min排量泵入密度为1.35g/cm3前置液(所述前置液为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％坂土浆、0.5％黄原胶、重晶石粉以及水，其中重晶石粉用量以将隔离液的密度调至1.35g/m3为准)3m3，至9.40又以0.5m3/min排量泵入密度为1.09g/cm3的实施例1提供的泡酸解卡剂12m3，再以0.5m3/min排量泵入密度为1.35g/cm3后置液(所述后置液为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4％坂土浆、0.5％黄原胶、重晶石粉以及水，其中重晶石粉用量以将隔离液的密度调至1.35g/m3为准)2m3，至11:40开始替浆，泥浆泵以0.8m3/min排量，泵压24MPa，泵入密度为1.62g/cm3，马氏漏斗粘度为70S的钻井液20.5m3，至12:20替浆完毕。钻具内泡酸解卡剂4m3，环空内泡酸解卡剂8m3，活动钻具；
所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％坂土、0.2％Na2CO3、0.3％NaOH、0.6％中分子聚合物降滤失剂、0.6％高分子聚合物包被剂、7％KCl、1％胺基抑制剂、10％有机盐、0.2-0.5％CaO、2-3％天然沥青粉、1-2％超细碳酸钙、2％聚合醇、1-2％液体润滑剂、1-2％固体润滑剂、2％随钻堵漏剂、重晶石及水。
12:40上提钻具至悬重180T，下放至40T，后上提钻具至悬重190T，后下放至悬重45T，上提钻具至悬重100T，设置顶驱扭矩为25KN·m，顶驱转34圈，扭矩达到25KN·m，下放钻具至悬重40T，下压静止，未解卡(期间多次活动钻具，带扭矩下压静止，未解卡)。
14:30上提钻具至悬重100T，下放至钻具至悬重50T，上提钻具至悬重180T，下放钻具至悬重40T，后上提钻具至悬重200T，下放至悬重50T，下压静止，未解卡，上提钻具至220T，静止3min，下放钻具至悬重40T，未解卡。上提钻具至悬重100T，设置顶驱扭矩35KN·m，顶驱转50圈，扭矩达到35KN·m，下放钻具至悬重40T，下压静止，未解卡(期间多次活动钻具，带扭矩下压静止，未解卡)。
至16:00上提钻具至悬重190T，下放至80T，后上提钻具至悬重205T，后下放至悬重60T，上提钻具至悬重210T(期间活动钻具)。
至16:25下放钻具至悬重100T，设置顶驱扭矩为35KN·m，顶驱转50圈，扭矩达到35KN·m，下放钻具至悬重60T，下压静止。
至16:40观察到钻具旋转5圈，悬重上升至70T，后上提钻具至悬重100T，钻具正常旋转，扭矩下降，恢复正常，复杂解除，建立循环，做起钻前准备。
综上可见，本实施例中，从2020年6月26日22:21钻进至4979米发生粘卡至2020年7月6日8:00处理卡钻作业施工期间，累计用时9天10小时，期间泡油基解卡剂多次未能解卡后，2020年7月7日8:40第二次注入泡酸解卡剂，并于当日下午16:40解卡，解除卡钻事故用时仅为8小时。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。
Claims (10)
1.一种泡酸解卡剂，其特征在于，所述泡酸解卡剂包括盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水；
其中，盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水的质量体积百分比浓度分别为15-20％、1.5-3％、3-5％、1-2％、5-10％及70-80％。
2.根据权利要求1所述的泡酸解卡剂，其特征在于，盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油及水的质量体积百分比浓度分别为15％、1.5％、3％、1％、5％及74.5％。
3.根据权利要求1或2所述的泡酸解卡剂，其特征在于，所述缓蚀剂包括司盘80和石墨粉；
优选地，所述司盘80和石墨粉的质量体积百分比浓度分别为1％和0.5％；
还优选地，所述铁离子稳定剂包括草酸；
还优选地，所述盐酸的质量百分比浓度为5-20％；
还优选地，所述HF酸的质量百分比浓度为40％；
还优选地，所述泡酸解卡剂的密度为1.05-1.18g/cm3。
4.权利要求1-3任一项所述的泡酸解卡剂的制备方法，其特征在于，包括：
常温、搅拌条件下，将盐酸、缓蚀剂、HF酸及铁离子稳定剂于水中混合均匀，再加入白油，得到所述泡酸解卡剂。
5.一种泡酸解卡方法，其特征在于，所述泡酸解卡方法包括：
向发生卡钻的井中依次注入前置液、权利要求1-3任一项所述的泡酸解卡剂、后置液及替浆；
优选地，所述发生卡钻的井包括发生卡钻的直井、大斜度定向井或者大位移水平井。
6.根据权利要求5所述的泡酸解卡方法，其特征在于，所述方法还包括：先向发生卡钻的井中注入油基解卡剂进行解卡，若油基解卡剂重复注入2-10次后仍无法解卡，则再向发生卡钻的井中依次注入前置液、权利要求1-3任一项所述的泡酸解卡剂、后置液及替浆。
7.根据权利要求5或6所述的泡酸解卡方法，其特征在于，所述泡酸解卡剂重复注入的次数为2-3次；
优选地，在井发生卡钻的72小时内，向发生卡钻的井中注入所述的泡酸解卡剂进行解卡；
还优选地，在重复注入所述泡酸解卡剂时，将前次注入的泡酸解卡剂替出后再进行下一次泡酸解卡剂的注入。
8.根据权利要求5或6所述的泡酸解卡方法，其特征在于，所述泡酸解卡剂的注入量为6-12m3。
9.根据权利要求5或6所述的泡酸解卡方法，其特征在于，所述前置液、所述后置液均为隔离液，以质量体积百分比浓度计，其包含4-5％的坂土浆、0.3-0.6％的黄原胶、重晶石粉以及水，其中，重晶石粉用量以将所述隔离液的密度调至1.30-1.75g/m3为准。
10.根据权利要求5或6所述的泡酸解卡方法，其特征在于，所述替浆为高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆，密度为1.60-1.75g/cm3，马氏漏斗粘度为60-70s，其中，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：2-5％的坂土、0.2-0.3％的Na2CO3、0.3-0.8％的NaOH、0.6-1.5％的中分子聚合物降滤失剂、0.3-0.8％的高分子聚合物包被剂、7％-8％的KCl、0.5-1％的胺基抑制剂、10-20％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、0.5-2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2-5％的随钻堵漏剂、重晶石及水；
优选地，以质量体积百分比浓度计，所述高密度钾钙基聚氨有机盐体系泥浆包含：4％的坂土、0.2％的Na2CO3、0.3％的NaOH、0.6％的中分子聚合物降滤失剂、0.6％的高分子聚合物包被剂、7％的KCl、1％的胺基抑制剂、10％的有机盐、0.2-0.5％的CaO、2-3％的天然沥青粉、1-2％的超细碳酸钙、2％的聚合醇、1-2％的液体润滑剂、1-2％的固体润滑剂、2％的随钻堵漏剂、重晶石及水。
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