现场泥浆技术规范.docx
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现场泥浆技术规范
现场泥浆技术规范
泥浆技术是钻井工艺技术的重要组成部分之一，对钻井的成败、质量、速度、成本等有着致关重要的影响，因此，搞好现场泥浆技术工作，对确保钻井安全顺利、保证井身质量、降低钻井综合成本是十分重要的。
结合长庆石油勘探局在鄂尔多斯盆地多年的钻井经验，将现有的泥浆技术进行归纳总结，建立初步规范的现场泥浆维护与处理技术，对指导钻井生产将有十分重要的现实意义，也必将能够推动长庆局钻井液技术的进步和发展。
一、鄂尔多斯盆地钻井的主要地层
二、
鄂尔多斯盆地多年的油气井钻井表明，盆地内主要地层及在钻井中所发生的主要井下复杂问题，详见下表。
表一：
鄂尔多斯盆地主要地层及常见复杂情况
地层时代
界
系
统
组
提示
新生界
第四系
胶结松散，欠压实，易发生井漏。
第三系
中生界
下白垩系
志丹统
渗透性漏失，钻速快，泥浆量消耗大，密度上升快，易发生粘吸卡钻。
部分区块有出水现象。
侏罗系
上统
芬芳河组
中统
安定组
砂泥岩互层，较脆，分散性差，钻进中有剥蚀现象存在。
直罗组
上部易缩径，下部易垮塌，形成“大肚子”井眼，是起下钻及完井电测遇阻遇卡的主要井段。
下统
延安组
砂岩中高岭土含量较高，易吸水膨胀，造成缩径。
富县组
泥岩吸水分散性强，易发生井壁垮塌。
三迭系
上统
延长组
大段砂岩中高岭土含量丰富，极易吸水膨胀，造成缩径，是钻井中发生阻卡的主要井段之一，泥浆粘度愈高，固相含量愈高，发生阻卡几率愈大。
中统
纸坊组
地层造浆严重，注意控制泥浆性能。
下统
和尚沟组
地层相对稳定，要注意控制地层造浆。
刘家够组
地层原始压力系数低，普遍存在漏失。
上古生界
二迭系
上统
石千峰组
硬脆性页岩易发生吸水膨胀垮塌。
上石盒子组
硬脆性页岩易发生吸水膨胀垮塌。
下统
下石盒子组
气井主要目的层之一，上部存在硬脆性页岩，易发生吸水膨胀垮塌。
山西组
气井主要目的层之一，有大量煤层段存在，易发生煤层垮塌。
石炭系
上统
太原组
易发生煤层垮塌。
中统
本溪组
个别区块富含黄铁矿
下古生界
奥陶系
上统
背锅山组
中统
平凉组
下统
马家沟组
气井主要目的层之一，井漏、井喷时有发生。
局部存在的膏盐层和高压盐水层，对泥浆性能影响和破坏极为严重。
亮甲山组
冶利组
寒武系
上统
中统
下统
三、常用钻井液处理剂名称及主要作用
长庆石油勘探局在鄂尔多斯盆地多年的钻井中，逐步形成了目前使用十分广泛的钻井液体系，各种钻井液处理剂相对固定，主要见表2。
表二：
常用钻井液处理剂名称、代号及主要用途
序号
泥浆处理剂名称
（大类）
代号
主要作用
1
羧甲基纤维素钠盐
CMC（H、M、L）
提粘、降失水
2
聚丙烯酰胺，水解聚丙烯酰胺
PAM/PX-01/PHP
絮凝、抑制
3
聚丙烯酸钾
K-PAM
防塌
4
聚丙烯酸盐
PX-02/PAC-141/SK-1/AS-1
提粘、降失水
5
金属离子聚合物
PMHA-2/MMAP
防塌
6
水解聚丙烯腈（钠、钾、胺）盐
Na-HPAN/K-HPAN/NH4-HPAN
降失水
7
次生有机离子聚合物
GSJ-1
抑制、絮凝
8
无固相降滤失剂
FL-1
降失水
9
页岩长效防塌剂
CFT-98
防塌
10
磺甲基酚醛树脂
SMP/SMP-Ⅰ、SM-Ⅱ
高温抗盐降失水
11
多元树脂抗高温防塌降失水剂
SMSH
高温抗盐降失水
12
磺化沥青粉
FT-1/FT-127/FT-342
防塌、降失水
13
磺化褐煤
SMC
SMC
降粘、降失水
14
磺化栲胶
SMK
降粘、降失水
15
磺化丹宁
SMT
降粘、降失水
16
铁铬木质素磺酸盐
Fcls
降粘、降失水
17
硅氟降粘剂
SF-260
降粘
18
综合堵漏剂
HD-1、HD-2
堵漏
19
单向压力暂堵剂
DF-A/BS-1
堵漏、保护产层
20
复合离子聚合物
FA-367
抑制、提粘
21
有机硅腐植酸钾
OSAM-K
防塌、降失水
22
烧碱
NaOH
调整和控制泥浆PH值
23
极压润滑剂
RT-988
润滑
24
乳化剂
CXY
乳化
25
油溶性暂堵剂
OSS-1
保护产层
26
坂土（1、2、3）
27
钠化土
28
石灰石粉
CaCO3
加重、保护产层暂堵剂
29
重晶石粉
BaSO4
加重
30
纯碱
Na2CO3
促进配浆粘土水化和分散
31
细目碳酸钙粉
QS-1、QS-2
酸溶暂堵，保护油气层
四、常用泥浆类型及基本组成、现场维护与处理要点
长庆钻井在鄂尔多斯盆地多年的钻井中，逐步形成了下述几种钻井液类型，其基本组成和现场维护与处理要点相对成熟规范。
（一）、聚合物类钻井液
1、阴离子聚合物钻井液
（1）无固相阴离子聚合物钻井液
基本组成：
聚丙烯酰胺0.10-0.25%+聚丙烯酸钾0.15-0.25%以及适量的聚丙烯酸盐。
基本性能参数：
ρ1.00-1.02g/cm3，FV28-35s，PH7-7.5，FL实测，PV2-7mPa.s，YP0-0.5Pa。
现场维护与处理要点：
1）保持絮凝剂聚丙烯酰胺、防塌剂聚丙烯酸钾的有效含量，聚合物总量控制在0.35%以上为佳，同时还可用提粘剂聚丙烯酸盐调整钻井液粘度，以满足井下安全和携岩洗井、稳定井壁的需求。
2）按配方要求，预先配制聚合物胶液，水化4小时以上，按循环周进行泥浆量的补充和性能调整。
3）快速钻井阶段，聚合物消耗较快，要及时补充聚合物浓度较高的胶液，维持体系的性能相对稳定。
4）井深或钻遇易塌层位如直罗组、富县组等地层时，保持体系具有较高的防塌抑制性，适当增加聚丙烯酸钾等防塌剂的用量，防止易塌层位出现垮塌。
（2）低固相阴离子聚合物泥浆
基本组成：
2—3%的预水化坂土浆+聚丙烯酰胺0.05-0.15%+聚丙烯酸钾0.10-0.15%以及用聚丙烯酸盐、CMC、NaOH、SMK、SMP、Fcls等处理剂调节各性能参数，以满足井下安全、井壁稳定的要求。
基本性能参数：
ρ1.03-1.15g/cm3，FV33-55s，PH8.0-9.5，FL≤8ml，AV12-24mPa.s，PV14-27mPa.s，YP5-12Pa。
现场维护与处理要点：
1）在预水化坂土浆的基础上进行处理，保持足够的絮凝剂聚丙烯酰胺、防塌剂聚丙烯酸钾含量，充分利用固控设备，清除无用固相，保持泥浆清洁，维持泥浆具有良好的流动特性和絮凝作用。
2）调整和补充泥浆时，预先按基本配方配制聚合物胶液，按循环周加入，一般情况下，一个循环周的加入量小于循环提交的5%，连续三个循环周后暂停加入，待体系性能稳定后再逐步添加。
3）在保持体系具有良好的絮凝抑制性能的同时，注意用SMK、Fcls等调整泥浆的流动特性，严格控制泥浆的滤失量，保证滤饼光滑且薄而韧。
4）注意控制体系的PH值，控制在8.0-9.5为最佳，PH值过高则会导致体系的絮凝抑制性变差，PH值过低则会出现流动性变差、滤失量增大，滤饼虚而不实等，进而，导致井壁失稳影响井下安全。
2、阳离子聚合物泥浆
（1）无固相阳离子聚合物泥浆
基本组成：
0.5%阳离子聚丙烯酰胺+0.25-0.5%聚季胺盐+0.5-1.0%田菁粉。
基本性能参数：
ρ1.00-1.01g/cm3，FV27-29s，PH7，FL实测，阳离子含量“++”以上，PV1-4mPa.s，YP0-0.25Pa。
现场维护与处理要点：
1）该体系的絮凝抑制性极好，钻井速度极快，阳离子聚合物消耗较快，注意保持体系中阳离子浓度有效含量是使用好该体系的基础和关键。
2）从现场使用情况来看，体系中的有机阳离子含量保持在“++”以上为佳，同时还可依据需要用田菁粉调整泥浆粘度，提高体系的携岩洗井能力。
3）使用该体系时要注意保持泥浆泵排量，以尽可能大的排量来实现携岩洗井、井眼畅通的目的。
4）调整性能和补充泥浆量时，使用预先配制的阳离子聚合物胶液进行，防止泥浆性能出现较大变化，保持泥浆性能相对稳定。
（2）低固相阳离子聚合物泥浆
基本组成：
2-3%的预水化坂土浆、阳离子聚丙烯酰胺、聚季胺盐、田菁粉以及适量的SMK、Fcls等处理剂。
基本性能参数：
ρ1.03-1.12g/cm3，FV35-65s，PH8.0-9.5，FL≤8ml，K≤0.5mm，阳离子含量“++---+++”，AV13-21mPa.s，PV10-20mPa.s，YP5-12Pa。
现场维护与处理要点：
1）在预水化坂土浆的基础上逐步添加阳离子聚合物进行处理，再用SMK、Fcls、CMC、NaOH等调整泥浆性能，并保持体系有足够的井壁稳定剂阳离子聚丙烯酰胺、抑制剂聚季胺盐含量。
2）注意保持体系的PH值和阳离子含量是正确使用该体系的关键，PH值过高，体系的抑制性变差，PH值过低则会出现流动性变差、滤失量增大，滤饼虚而不实等，进而，导致井壁失稳影响井下安全。
3）充分利用固控设备，清除无用固相，保持泥浆清洁，维持泥浆具有良好的流动特性和抑制作用。
4）调整泥浆性能和补充泥浆量时，阳离子聚合物配制成胶液按循环周添加，其它处理剂也可预先配制成胶液按循环周添加，两种胶液的添加可同时进行，也可分开进行。
3、两性离子聚合物泥浆
（1）无固相两性离子聚合物泥浆
基本组成：
0.15-0.30%FA-367+0.20-0.35%JT-41
基本性能参数：
ρ1.00-1.01g/cm3，FV27-29s，PH7-7.5，FL实测，PV2-5mPa.s，YP0-0.5Pa。
现场维护与处理要点：
1）注意保持体系中FA-367的有效含量，利用聚丙烯酸盐类提粘剂来调整泥浆的粘度，以满足井壁稳定和携岩洗井的目的。
2）可辅以适量的氯化钙或氯化钾等无机盐来提高体系的抑制絮凝能力。
3）用胶液来补充泥浆量和调整泥浆性能。
（2）低固相两性离子聚合物泥浆
基本组成：
2—3%的预水化坂土浆+0.15-0.25%FA-367+0.15-0.25%JT-41以及适量SMK、Fcls、CMC、NaOH等处理剂。
基本性能参数：
ρ1.03-1.12g/cm3，FV35-60s，PH8.0-9.5，FL≤8ml，K≤0.5mm，AV10-23mPa.s，PV12-24mPa.s，YP3-12Pa。
现场维护与处理要点：
1）在水化坂土浆的基础上，按循环周逐步加入预先配制好的FA-367、JT-41胶液，用适量的CMC、SMK等处理剂调整性能，以满足钻井和井下安全的要求。
用NaOH调整泥浆的PH值，注意保持泥浆体系的流动性能，严格控制滤失量。
2）保持体系中FA-367等的有效含量，维持良好的流变特性。
3）特殊情况下可辅以氯化钾或氯化钙等调整泥浆性能，以满足稳定井壁和清洗井眼的需要。
（二）、分散型泥浆
1、三磺泥浆
基本组成：
4-6%预水化坂土浆、磺化酚醛树脂、磺化栲胶、磺化褐煤、磺化沥青粉以及CMC、NaOH、Fcls等处理剂。
基本性能参数：
ρ1.04-1.15g/cm3，FV35-65s，PH9.0-11.0，FL≤7ml，K≤0.5ml，MBT25-40mg/L，AV15-25mPa.S，PV12-20mPa.S，YP6-15Pa。
现场维护与处理要点：
1）在预水化坂土浆的基础上按配方依次加入SMP、SMC、SMK、FT-1（342）等三磺处理剂。
2）严格控制体系的坂土含量，保持体系具有足够的“三磺”含量，维持体系具有相对较高的PH值和良好的流变特性。
控制体系的总固相含量，
2、三磺盐水泥浆
基本组成：
4%盐+4-6%预水化坂土浆+1.0-1.5%磺化酚醛树脂+1-2%磺化褐煤+0.5-1.0%磺化栲胶+1.0-2.0%磺化沥青粉以及适量CMC、NaOH、Fcls等处理剂。
基本性能参数：
ρ1.04-1.12g/cm3，FV35-65s，PH9.0-11.0，FL≤7ml，K≤0.5mm，MBT25-40mg/L，AV15-25mPa.S，PV12-20mPa.S，YP6-15Pa。
现场维护与处理要点：
1）在预水化坂土浆中加入4%的盐和三磺处理剂，按设计要求调节好泥浆性能参数。
2）严格控制体系的坂土含量和含盐量，保持体系有足够的“三磺”含量，以增强体系的抗高温和污染能力，维持体系具有相对较高的PH值和良好的流变特性，以满足深井钻井的需要。
3）严格控制体系的总固相含量，充分利用固控设施清除有害固相，保持泥浆清洁。
3、聚磺泥浆
基本组成：
在三磺泥浆的基础上，加入聚丙烯酸盐等处理剂，增强钻井液的抑制性。
基本性能参数：
ρ1.04-1.15g/cm3，FV35-65s，PH9.0-10.0，FL≤8ml，K≤0.5mm，MBT25-40mg/L，AV15—25mPa.S，PV12—20mPa.S，YP7-15Pa。
现场维护与处理要点：
1）控制体系的坂土含量和聚合物含量，保持体系的“三磺”含量，以增强体系的抗高温能力、抗污染能力。
2）维持体系具有相对稳定的PH值，以便充分发挥聚合物的抑制作用，同时还要具有良好的流变特性，以满足安全钻井的需要。
（三）、完井液
1、酸溶性完井液
基本组成：
上部钻井液+2—3%超细目碳酸钙粉+0.5%DF-1。
基本性能参数：
ρ1.05-1.08g/cm3，FV40-70s，FL≤8ml，K≤0.5mm，PH8.5-9.5，MBT：
25-40mg/L，AV10-23mPa.s，PV9-18mPa.S，YP5-14Pa。
现场维护与处理要点：
1）利用固控设备充分处理上部使用的钻井液，将无用固相清除掉。
2）按上述基本配方配制完井液，保证完井液性能参数达到设计和井下安全要求。
3）钻井过程中维护和补充钻井液时按上部正常钻井的钻井液补充和维护处理，只是必须要添加可酸溶解堵的处理剂，同时还要保证体系中的可酸溶解堵的处理剂含量.
2、油溶性完井液
基本组成：
上部钻井液+4-5%油溶暂堵剂OSS-1+0.5-1.5%抑制剂CSJ-1+0.5-1.0%降滤失剂FL-1。
基本性能参数：
ρ1.05—1.08g/cm3，FV50-80s，FL≤7ml，K≤0.5mm，AV23-42mPa.s，PV20-40mPa.s，YP5-12Pa。
现场维护与处理要点：
1）清除上部钻井液中的无用固相，调整好性能。
2）按配方依次加入油溶暂堵剂等材料，循环均匀并调整好完井液性能。
3）钻进过程中确保完井液中有足够的油溶暂堵剂含量，保持完井液具有良好的流变特性，以保证井下安全和满足保护油气产层的需要。
（四）特殊泥浆
1、饱和盐水泥浆
基本组成：
35%盐+3-5%抗盐坂土+1-2%SMP+1.0-1.5%Fcls+0.5-1.0%HPS+0.15-0.25%CM+0.10-0.20%NTA等。
基本性能参数：
ρ1.23-1.28g/cm3，FV35-55s，Cl-18万ppm，PH8.5-9.5，FL≤5ml，K≤0.5mm，MBT25-40mg/L，AV12-20mPa.s，PV9-18mPa.s，YP3-7Pa。
现场维护与处理要点：
1）先配制坂土浆并进行水化，然后加入部分护胶剂及稀释剂，再加入30-35%的盐后，将剩余处理剂全部加入并进行充分搅拌。
也可用井浆转化，转化前要调整井浆坂土含量到30—40g/l。
2）下钻分段顶替，将老浆放掉，循环将含盐量调至饱和，并加入盐抑制剂NTA0.1—0.2%。
3）始终保持体系Cl-的浓度在18万PPM以上，控制体系具有良好的流变特性和尽可能小的滤失量，经常补充烧碱水，保持PH值大于8。
4）视井温和井深来调整泥浆的抗温能力及确定合适的泥浆密度，以满足安全钻井的需要。
5）由于井底温度高，地面温度低，随钻井液循环时，溶解在钻井液的盐会出现高温下溶解，低温下结晶析出的现象，为保持体系的含盐量，防止井下盐岩层溶解，除使用盐重结晶抑制剂外，还必须在体系中保持有适量的细盐颗粒悬浮其中，即出现所谓的过饱和现象。
2、油基泥浆
基本组成
柴油+3-4%有机土+15-20%氧化沥青+0.7-1.0%ABS+1%硬脂酸铝以及适量的氧化钙等。
基本性能参数
ρ0.90-1.25g/cm3，FV35-70秒，FL≤2ml，K≤0.5mm，AV30-70mPa.S，PV20-40mPa.S，YP8-12Pa，含水量≤1%。
现场维护与处理要点
1）现场配制油基泥浆前，必须将配浆系统清洗干净，不能任何残留水份存在。
2）并对循环系统配置适当的加热保温措施。
3）按配方提供的加料程序依次加入配浆料，充分搅拌循环均匀。
4）地面油基泥浆配制好后，一次性替换井筒水基泥浆，替换时必须使用一定的纯油做隔离液，保持油基泥浆的纯度。
5）严格控制油基泥浆的含水量，必要时增加生石灰使用量，将多余的水份除去。
6）视钻井需要确定合理的泥浆密度，保持良好的流变特性。
7）使用油基泥浆作业谨防着火和出现泥浆污染环境事件发生。
四、特殊钻井作业中的泥浆处理技术措施
钻井过程中经常遇到各种复杂情况，而每一次复杂情况的处理都有与之相对应的特殊钻井作业，其对泥浆的要求与常规钻井作业有很大的区别，这种区别就要求现场泥浆的维护与处理要具有很强的针对性，能积极有效地配合钻井工程解决井下复杂和事故，恢复钻井作业的正常有序进行，保证钻井施工的安全顺利。
1、卡钻
卡钻是钻井过程最常见的井下事故之一，损失巨大。
卡钻又进一步分为粘吸卡钻、沉砂卡钻、键槽卡钻、钻头泥包卡钻等多种类型，在每种类型的卡钻处理上，其对泥浆的要求都存在较大区别。
1）粘吸卡钻
粘吸卡钻，也叫压差卡钻，是钻井过程中最常发生的卡钻之一，其原因主要有钻具与井壁的接着面积大，泥浆密度高、泥浆液柱压力大，泥饼质量差、摩擦系数大等，其相应的泥浆维护与处理如下：
A、保持泥浆性能良好、均匀、稳定，泥浆的滤失量要小，泥饼要薄而坚韧致密；
B、控制泥浆固相含量，清除有害固相含量，维持尽可能低的固相含量，泥浆的含砂量控制在0.5%以内；
C、加入泥浆润滑剂，提高泥浆和泥饼的润滑性，如混油或加入磺化沥青粉等润滑剂等；
D、使用润滑性能良好的泥浆体系。
E、在设计范围内，尽量控制较低的钻井液密度，减少压差。
2）沉砂卡钻
沉砂卡钻的主要原因有：
A、井塌卡钻主要是钻进或起下钻过程中发生井壁坍塌在井底或某一井段卡住钻具，通常伴随有泵压升高、井口返出量减少直至不返、转盘扭矩增大等现象。
B、泥浆处理不当，造成泥浆粘、切下降幅度过大，排量过小，使井壁泥饼剥落或悬浮能力降低，停泵时钻屑或剥落的泥饼沉积形成砂桥，造成卡钻。
C、易造浆或易剥落地层与胶结牢固井径规则的地层交互，形成大小交错的“糖葫芦”井眼，易在小井眼台阶上形成砂桥，造成砂桥卡钻。
D|、地层剥落坍塌或泥浆悬浮能力低，井底有沉砂，在接单根或起下钻过程中操作不当，造成卡钻。
从沉砂卡钻的原因分析来看，其解决办法主要有：
A、维持合适的泥浆性能，保持良好的流变特性，增强泥浆的携岩洗井能力。
B、采用合适的泥浆的上返速度，维持平板型层流，防止对井壁的冲刷。
C、维持合适的泥浆密度，平衡地层；提高泥浆的抑制防塌能力，防止井壁垮塌。
D、适当延长循环洗井时间，减少停泵时间，严格控制钻具在井眼中的静止时间。
3）键槽卡钻
发生键槽卡钻的主要原因是井身质量不好，在某一井段能内存在有井斜角与井斜方位角的突然变化，即形成的所为“狗腿”时，由于起下钻或钻进过程中，容易在此处造成键槽，钻具易嵌入键槽中，从而造成键槽卡钻。
键槽卡钻与其它类型的卡钻完全不同，有相对固定的卡钻点，钻具有一定的活动范围，能建立正常的循环，泵压不升高等，在其处理上，泥浆方面主要是积极配合工程做好工作，保持泥浆的性能稳定，流变特性润滑性良好和充足的泥浆量。
4）钻头泥包卡钻
钻头泥包卡钻主要是钻头发生泥包后，上提钻具至规则井眼处或小井眼处时操作不当所造成的卡钻事故，对这种类型的卡钻事故主要采取工程措施来解决，如接方钻杆开泵建立循环、下放钻具等，对泥浆而言，只在卡钻解除或建立循环后，提高泥浆抑制页岩水化的能力或采用强抑制型泥浆，不用或少用分散类型泥浆处理剂。
5）缩径卡钻和岩盐层蠕动缩径卡钻
A、缩井卡钻主要是指地层具有较高的吸水膨胀性，使所钻井眼小于钻头尺寸，在上提、下放钻具时操作不当所造成的卡钻事故。
这类卡钻事故首先是加强短起下钻及划眼技术措施的落实，修正好井眼；其次是适当增大排量，改变泥浆流型，增大钻井液的冲刷作用，使井径有适度扩大；第三是采用强抑制泥浆，控制地层膨胀；第四是适当提高泥浆密度。
B、岩盐层蠕动缩径卡钻主要是指在岩盐层钻进中，由于岩盐层在高温（100度以上）下变成一个塑性体，在上覆地层压力的作用下，产生岩盐层蠕动和井径缩小，从而造成井下遇阻遇卡。
解决这类卡钻事故的方法主要有增大泥浆密度（但不可造成地层漏失）使其接近或等于上覆地层的压力，消除产生岩盐层蠕动和缩径；其次是使用清水或不饱和盐水泥浆循环，使挤入井内的岩盐溶解，从而实现解除卡钻的目的。
2、井喷
井喷是指在钻井过程中，地层流体侵入泥浆中并随泥浆循环而上窜直至喷出地面。
一旦发生井喷，再进行处理不仅事倍功半，而且损失之大、危害之大不可言述，因此防止发生井喷就显得十分重要。
A、开钻前注意收集、分析本地区已钻井的各项技术资料，清楚地层正常压力梯度和破裂压力，确定是否有异常压力地层。
B、确定合理的井身结构和套管程序。
C、选择合理的泥浆类型，确定合适的泥浆密度范围，保持泥浆具有良好的流变特性和稳定的性能参数。
D、起下钻作业过程中，防止发生抽吸及即时灌满泥浆，保持井筒内压力平衡。
3、井漏
井漏是钻井过程中常见的现象之一，轻微的漏失对钻井生产的影响不大，但大的漏失对钻井就有很大的影响，如不能及时处理，往往会导致井喷、井壁垮塌及发生卡钻事故，造成巨大的损失。
1）井漏类型：
钻井过程中发生井漏的因素很多，与钻井措施、泥浆密度、地层因素等有关，常见的井漏有如下几种：
A、渗透性漏失：
钻遇疏松、胶结不好或渗透率高的砂岩、砾石等地层易发生渗透性漏失，其特点是漏失量相对偏小，能够建立循环。
一般漏失速度为几---几十方/小时。
B、裂缝性漏失：
地层中存在有天然裂缝，由于受裂缝大小、长短、方向、连通性等因数的影响，一般裂缝小、裂缝长度短、连通性差所表现为小型漏失，一般漏失速度为几---几十方/小时；其余大多表现为大型漏失或特大型漏失。
一般漏失速度为几十---几百方/小时或只进不出。
C、溶洞性漏失：
天然溶洞多数存在灰岩地层中，钻遇这种地层时往往会发生溶洞性漏失，大多表现为只进不出。
D、压差性漏失：
主要是地层的压力梯度小、承压能力低，当泥浆密度高或下钻过猛等造成压力激动，压破地层，进而诱发井漏。
本地区刘家沟组地层的破裂压力一般在1.36g/cm3当量密度，个别区块仅有1.20g/cm3当量密度，其发生的漏失多数属于这种漏失类型，
2）井漏处理：
发生井漏并不可怕，要沉着冷静，分析井漏发生的原因，确定漏失类型，漏层深度，研究堵漏方案，即时迅速实施堵漏措施，将漏失损失降到最小。
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