1基础资料井位构造位置：位于阿克库勒凸起东南斜坡部钻井性质：探井1.2钻井地质任务：1) 探索阿克库勒凸起东边缘寒武系建隆性质，储层发育特征及含油气性。
为进一步研究寒武系－奥陶系的地层，沉积特征及储层发育，储层的成因机制提供基础资料;2) 取全，取准岩芯，测井，测试等基础资料，为储量计算提供准确资料；4之下各反射波的地质属性提3) 验证地震波组的地质属性，为准确标定T7供基础资料；4) 为进一步分析，研究油气运移，聚集规律等提供基础资料；5) 为测试，采油提供合格的井眼条件。
1.3 设计井深：8000m(钻台面算起)1.4 完钻原则1) 钻到设计井深，进入建隆体1的顶225m完钻。
2) 如寒武系钻遇好的油气显示(如井漏，井涌等油气显示井段)，强钻8－10米后，经测试获高产油气流，可提前完钻。
1.5 完钻方式：裸眼或套管完井。
塔深1井钻遇地层预测表4386目录1、塔河油田超深井钻井液技术难点2、国内外高温超深井钻井液状况3、塔深1井钻井液体系配方选择、性能要求及维护处理要点4、风险分析5、超深井钻井液配套工艺技术1、塔河油田超深井钻井液技术难点1.1 钻井液处理剂高温高压失效问题。
1.2 钻井液高温流变性的控制问题。
1.3 钻井液高温滤失造壁性的控制问题。
1.4 抗高温钻井液的护胶问题。
1.5 超深井段地层破碎，白云岩地层防塌问题。
1.6 超深井段地层破碎，防漏堵漏问题。
1.7 超深井奥陶系、寒武系地层为防塌防漏寻找一个安全钻井液密度窗口的问题。
1.8 超深井可能存在的高压问题。
1.9 超深井钻井液润滑性问题。
1.10 超深井钻井液陈化问题。
1.11 超深井膏盐层问题。
1.12 硫化氢、二氧化碳污染问题技术难点在塔河油田,按正常地温梯度2.2-2.3℃/100m计算，井深8000m的超深井,井底温度可达170-200℃左右,井底循环温度在150-170℃左右,所用钻井液体系必须能抗200℃左右的高温.在超深井的钻进中，可采用抗高温的钻井液体系有水基、合成基、油基钻井液，最为合适的是油基类钻井液体系，当考虑到成本、维护、环保等因素，建议使用水基磺化或聚磺钻井液.在水基钻井液体系中,温度对水基钻井液的影响非常大,特别是超过150℃的高温,在这种温度下,大多数聚合物处理剂医分解或降解,出现增稠,胶凝,固化成型或减稠等流变性恶化.这种变化不随温度而可逆.因此,温度是超深井钻井液中最重要的考虑因素,钻井液解决以下问题.1)钻井液用处理剂高温高压失效问题.2)钻井液高温流变性的控制问题.由于高温条件下钻井液处理剂易产生高温增稠或减稠效应,钻井液的高温高压流变性控制将是超深井钻井液关键技术之一.3)钻井液高温滤失造壁性的控制问题.解决好这个问题是有利于超深井井段地层的防塌,防漏.4)抗高温钻井液的护胶问题,最好选用美国的聚阴离子纤维素Drispac.5)深井超深井段地层破裂，易产生掉块，井塌，特别是白云岩地层岩屑结构松散易碎，结构裂缝多，易受溶蚀且严重，裂缝中充填物胶结性差，垮塌十分严重．在塔参１井白云岩垮塌表现特别严重，因此该井在奥陶系，寒武系地层应特别注意井塔问题．6)深井超深井段地层破碎，漏失性质大部分属于压力敏感性漏失，高温高压条件下，防漏堵漏工艺和材料选择已成为当务之急的研究课题.7)深井超深井奥陶系,寒武系地层寻找一个钻井液安全密度窗口来满足井下实际情况,既要防塌又要防漏十分困难,主要依靠选择合适的强有效封堵材料(包括软化点和颗粒粒径)来解决次复杂,最好是进口沥青或天然沥青.8)超深井可能存在高压问题,高压(钻井液高密度)将使高温流变性的控制更加困难,除了更易于增稠等外,还存在加重剂的悬浮,沉降稳定性等问题.9)超深井钻进中如何减少转盘扭矩,除工程措施和井身质量外,高温钻井液应给予最大的支持,如何调控钻井液的润滑性,选择何种液体和固体润滑剂也是一个难题.10)钻井液老化问题. 此外,还可能钻遇云质膏岩,膏盐岩,而膏岩的溶蚀易造成垮塌掉块,钻井液受污染等复杂情况,以及防H２S.CO２污染等问题．2、国内外高温超深井钻井液状况2.1 国内外高温超深井钻井液使用状况表1表22.2国内抗高温钻井液处理剂状况（见表2）表23、塔深1井钻井液体系配方选择、性能要求及维护处理要点3.1 各井段钻井液性能要求表3 分井段钻井液参数设计表3.2各井段钻井液体系配方选择及维护处理要点一至四开（0-6796m)塔河油田钻井液工艺比较成熟，这里着重讲五开、六开钻井液工艺技术。
3.2.1、五开钻井液体系配方（6796～7750m）本井段是塔深1井的主要目的层之一，确保钻井液高温稳定，防止井眼失稳（井塌、井漏）和保护储层是关键。
钻井液要充分具备抗高温、防漏、防喷、防塌、防油气层污染等能力。
目前，可抗高温钻井液体系主要有油基钻井液、合成基钻井液及水基钻井液，若配方材料选择合理，其抗温能力均可达200℃以上。
1）选用抗高温磺化钻井液体系。
（抗温≥200℃）钻井液配方：2.5～3% 般土或海泡石+ 0.3% Na2CO3 + 0.03～0.1% 抗高温包被抑制剂+0.3～0.5%聚阴离子纤维素Drispac+ 6～8% 磺化酚醛树脂（SMP-1）+ 3～5%磺化褐煤（SMC）或DS-1+3～4%磺化丹宁(SMT)+1～2% 封堵防塌剂+1～2%润滑剂+0.2～0.4%SP-80+0.2%抗氧化剂。
经实验分析，该钻井液配方经200℃高温老化，性能稳定，说明其抗温可达200℃以上。
正常情况完全满足本井抗高温要求。
该方案优点是：取材方便，成本较低，易于维护，尤其是当出现井漏时易于补充，且易于配制堵漏浆；缺点是：抗高温能力有限，对抗温材料要求较高。
2）钻井液配制及维护处理工艺技术要点：a、配制优质般土浆，预水化24小时以上。
b 、一定要使各种处理剂充分溶解和混合均匀，处理剂胶液的配方及浓度依据井下实际情况可作相应调整。
c 、井队上配制加重漏斗2-3台，功率不低于75马力，配制罐3-4个，分别用于配制般土原浆、处理剂胶液和备用。
d 、循环系统应满足能同时进行钻井液处理和加重，并能应付特殊条件下的各种作业。
e 、既做到处理剂的优质单一，以利于维护处理，又强调它们之间的协同作用，发挥磺化处理剂复配抗温能力，尤其是要充分注重对关键处理剂的使用。
f 、为最大限度地满足钻井液性能之稳定，处理剂必须以胶液的形式按循环周进行补充、维护处理，并建议预水化般土原浆，液体润滑剂等也加到胶液中与其一道进行补充。
g、强化固相控制技术，把钻井液中的无用固相降到最低限度。
这点对超深井尤为重要。
使用改性石棉调整钻井液流型，协同大小阳离子的抑制，以最大限度地满足提高深井超深井段的机械钻速。
h、高温和各种条件下可能遇到的污染，并有利于对环境的保护，钻井液的MBT值应控制在下限，并充分重视对高效稀释剂的使用。
i、必要时使用抗氧化剂提高钻井液之抗温性，防止钻井液稠化或钝化。
使用固体润滑剂降摩阻和扭矩值。
j、钻井液应满足各种特殊作业的需要——诸如：取芯、中测、电测、下套管固井等。
k、要全方位的考虑到深井的油气层保护问题——诸如：压差、固相颗粒、抑制性、护壁及暂堵、水敏、盐敏、储层特性及与流体接触时间、酸解堵及结垢等。
L、井场必须储备一定量的高密度钻井液（建议MW1.5—1.6×50—80方），和足量的加重材料（60—100吨）m、井场必须储备适量的堵漏剂、解卡剂、除硫剂、除氧剂、杀菌剂等。
n、充分注重投井处理的科学性和预见性，必须以理论和现场室内试验为基准，使用好各种处理剂，避免工作中的盲目性，将钻井液的管理和处理水平提高到一个新的高度。
（3）超深井钻井液工艺特别说明的几点：a、保证一个适中的优质预水化般土原浆浓度，以确保各种处理的高效发挥。
b、重视对SMP-1、SMC（PSC）、SMT复配的使用，以达到提高钻井液抗高温能力和土的容量限之目的。
c、重视SP-80、抗氧化剂的使用，以进一步提高钻井液的抗温能力，必要的可配合使用AS。
d、一定要有效地使用好防塌剂、润滑剂以满足钻井液的高温造壁性和润滑性，使用QS-2、沥青满足深井的油气层保护。
e 、必要时，SMT可以和生石灰配合使用，以保证钻井液分散适度，易于其流变性调控和防止钻井液的老化。
f、使用好高效护胶剂（聚阴离子纤维素Drispac），提高钻井液的高温稳定性。
特别是在钻井液低固相磺化体系中，也能保护钻井液中的胶体粒子，易调整钻井液高温流变性，控制低的失水量。
g 、切记要使用好SM-1、达以钻井液无论在任何条件下，都能完全彻底地把井眼中的岩屑（垮塌的或非垮塌的，大的或小的）携带干净。
其使用方法，关键在于必须用清水先将SM-1配制成20%左右浓度的胶液，预水化至少24小时才能使用，其次，由于加入SM-1后会使钻井液的造壁性变坏，且与其加量成正比，故建议使用时配合高温降失水剂一并使用。
h、杜绝使用任何不合格产品，药品的使用一定要单一，以便于维护。
i、要满足和控制一个适当的钻井液密度，最大限度地清除钻井液中的无用固相，尤其是粒径在2u以下的无用固相。
控制游离钙不大于200PPM。
3.2.2 采用欠平衡钻井时，选用低固相磺化钻井液如果采用正压钻井时，进入奥陶系无显示、无硫化氢，则采用负压钻井，如果有显示，有硫化氢，则又改为正压钻井。
采用负压钻井时，钻井液密度控制在1.08 ～1.13kg/cm3 之间，调整钻井液粘切，保证携砂要求，必要时，钻进中可采用定期稠浆顶替作业，采用正压钻井时，应采用随钻堵漏钻井液钻进，同时井场应储备加重材料150 ～200吨，有备无患。
3.2.3六开钻井液体系配方(7750～8000m)本井段是本井的目的层之一，确保钻井液高温稳定，防止井眼失稳(井塌、井漏)和保护储层是关键。
钻井液要充分具备抗高温、防漏、防喷、防塌、防油气层污染等能力。
配方及维护处理要点同五开。
4、风险分析在正常的情况下，即井底温度低于200℃，钻井液当量密度在1.50g/cm3以内，采用上述钻井液技术方案，作业风险不大，应能顺利钻达设计井深。
但如果出现以下情况，则风险大增：4.1、出现特高温（大于200℃，尤其220℃以上）和特高压（尤其是当量密度达2.0g/cm3以上）时，高温高密度将使钻井液流变性控制非常困难，钻井液成本大幅上升，甚至难以控制。
4.2、奥陶系、寒武系白云岩严重井塌、井漏。
拟解决办法：①进口部分可抗温达220℃以上泥浆材料，如美国产特种树脂Resinex、聚阴离子纤维素Drispac、进口或天然沥青等，提高钻井液的抗温能力；②出现特殊情况后，井漏允许时，将水基泥浆转换为合成基泥浆，如配方选择方案2。
5、超深井钻井液配套工艺技术5.1 井漏5.1.1 井漏的预防5.1.2 漏层的确定5.1.3 防漏治漏预案（1）工程上采取的措施采用欠平衡钻进。