饱和盐水盐层水平井钻井液技术
何振奎  邓新华  孟怀启  张国新
（中石化河南油田分公司工程技术研究院，河南南阳）
【摘  要】  钻井液是盐层钻井的关键技术之一，它直接影响钻井作业的成败。采用连通井开发地下盐，则在盐层段要进行水平钻井，钻井液技术更为显得重要。通过近年来对舞阳、叶县盐业开发的现状调查及室内试验，研究出一套以护胶降滤失剂A为主剂的适应于连通盐井钻井的饱和盐水钻井液，并对其进行了配方优选、配方性能评价包括抑制性评价、润滑性评价、抗污染评价。现场试验一组井，其中一口直井一口水平井，成功解决了泥页岩吸水膨胀、缩径、坍塌、非开发盐膏层段盐溶导致井径扩大起下钻遇阻卡、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。通过压裂连通成功。
【关键词】  饱和盐水水平井钻井液  处理剂优选  配方性能评价  钻井**  钻井周期缩短

河南油田八、九十年代在叶县、舞阳地区钻井10多口，其中6口在H1－H2段上部1100～2200m钻遇盐岩层。大部分应用聚合物抗盐如聚丙烯酰胺-铁铬盐、PAC141聚合物系列等钻井液钻井。井眼溶蚀严重，盐层井径扩大率大于50%，有的井则更高，如舞4井的盐膏层段1450～2410m的井径扩大率30%～120%，舞5井的盐膏层段1450～2410m的井径扩大率为20%～74%。
2000年在该区块重点探井田一井施工中，实施了欠饱和盐水聚合物钻井液技术。该体系具有较强的抑制性强，抗污染效果较好，具有一定的防卡、防塌能力，保证了该井顺利钻探。基本满足了钻井的要求，但盐膏层的井径扩大率等不尽如人意。
饱和盐水钻井液体系在河南油田的研究与应用尚属，利用饱和盐水钻井液开采盐，而且在盐层段应用水平井技术钻井更是一大新的课题。叶县、舞阳境内地下蕴藏丰富的氯化钠，利用直井或定向井开采其效果都不如利用水平连通井开发好。连通井有时采用一直一水平井，有时是两口水平井，通过压裂形成连通。在盐层钻井即要抗盐污染，又要防止盐层段盐溶井径扩大，还要防止盐层塑性流动（蠕动）缩径造成卡钻。
地下丰富盐层的发现有力的支援了地方经济的发展，现在两地正在大规模开发。
1  存在的问题及钻井液体系的确定
2004年叶县所钻的一口直井XL3-2井，应用欠饱和盐水钻井液，当钻至设计井深1560m时发生粘卡，由于钻头水眼堵无法用解卡液解卡，采取各种措施捞出钻杆31根，挽回了较大的经济损失，但终因下部环空固化无法倒扣套铣而报废。损失时间113d，还有大量没捞出的钻具，经济损失巨大。
目前叶县、舞阳施工的大部分井几乎都采用欠饱和盐水钻井液，滤失量大，经常出现井下复杂情况，如卡钻、井塌划眼、电测卡电缆、起下钻遇阻卡、下套管不到底等情况。岩样录井总是捞不到盐样，事故多，钻井周期长，严重影响了盐矿的开发进度。
因为要钻的是盐层厚度较大的直井或盐层水平井，根据国内外钻盐膏层的技术现状，结合舞阳孟寨盐矿的地层特点，决定使用饱和盐水钻井液体系，其理由如下：
孟寨盐矿采用连通井开采，一口直井一口水平井或两口水平井对接，不管是哪一种都要钻穿上部大段的盐膏层、泥岩层夹层。如果使用淡水抗盐钻井液体系或欠饱和盐水钻井液钻井，则在十多层甚至几十层盐膏层处会使盐膏大量溶解，形成“大肚子”井眼，而在泥岩层又会使其吸水膨胀、剥落掉块，结果给钻井工作带来很大的问题，也会导致固井质量不合格。
使用饱和盐水钻井液则可完全避免上述问题。由于钻井液滤液中NaCl或Cl-含量达到饱和，钻遇盐膏层时阻止其溶解，不会形成“大肚子”。另外由于饱和盐水钻井液具有很强的抑制性，当钻遇泥岩段时能够抑制其膨胀、分散，保证井径规则，井径扩大率小，起下钻畅通、钻井速度提高、水平段井眼轨迹易于控制并能保证固井质量合格。
2  地理、构造位置、地质分层及岩性
矿区位于孟寨乡境内，是一个以舞阳凹陷区域构造背景，地层倾向为北偏东23º、倾角为6 º的单斜构造。矿区内没有发现断层，矿体多层复式矿床，内部矿层对比性好，厚度变化小，为典型的碎屑岩系硬石膏—石膏型矿床。该地区位于北纬30 º30´，东经113 º37´，磁偏角为3.45º。主要开采层位是核1段22盐群。
平原级＋上寺组
上部淡黄色、灰黄色流砂层。下部浅黄色、灰白色、杂色细砂岩，砾状砂岩与灰黄色、棕红色泥岩呈不等厚互层，成岩性差。
廖庄组
顶部杂色砾状砂岩，含砾砂岩夹棕色泥岩呈略等厚互层，局部夹杂色砾状砂岩和棕红色泥岩。下部杂色砾状砂岩，浅灰色含砾砂岩与与棕红色、灰黄色泥岩呈不等厚互层，局部夹浅灰色粉砂岩。
核1段
顶部杂色砾状砂岩，含砾岩夹棕色泥岩和粉砂质泥岩。上中部为棕色、灰色泥岩与灰色含石膏泥岩，石膏岩，夹灰色泥岩，褐灰色页岩，灰质泥岩和含膏盐泥岩。下部为灰色泥岩夹白色盐岩为主要含盐岩井段。
3  室内研究
3.1  抗盐钻井液处理剂的优选
（1）淡水基浆：在5000mL水中加入200g安丘产钙膨润土和12g碳酸钠，高速搅拌20min，于室温下养护24h备用。
（2）饱和盐水基浆：在5000mL4%的膨润土基浆中加入26%NaCl，高速搅拌20min，于室温下养护24h备用。
将所需样品加入基浆中，高速搅拌20min，于室温下养护24h或室温养护24h后再在一定温度下滚动16h，在室温下高速搅拌5min，用ZNS型失水仪测定钻井液的API滤失量，用ZNN-D6型旋转粘度计测定钻井液的流变性。
（3）聚合物A、PAC141、FA367在饱和盐水浆中的性能对比
在饱和盐水基浆中分别加入A、PAC141和 FA367，实验结果见表1。由表1可以看出，A的提粘效果和降滤失效果比PAC141、FA367好，粘度随着加量增加而增加，滤失量随着加量增加而降低，A浓度控制在0.7%～1.0%较好。
3种处理剂的饱和盐水浆在80℃条件下养护16h测性能，结果见表2。两种温度条件下A体系的粘度和滤失量变化不大，而PAC141、FA367体系随温度增高粘度明显降低，滤失量明显升高，说明A的抗温效果比PAC141、FA367强。
表1  聚合物A、PAC141、FA367在饱和盐水浆中的性能对比
处理剂        加量/%        PV/mPa?s        YP/Pa        θ10″/Pa        θ10′/Pa        FL/mL
PAC141        0        6.0        2        0.5        1.0        158
        0.3        8        3        0.5        1.5        32
        0.5        11        3        1.0        1.5        29
        0.7        13        4        1.0        2.0        27.5
        1.0        16        5        1.5        2.5        18
FA367        0.3        9        3        0.5        1.0        31
        0.5        11        4        0.5        1.5        28
        0.7        14        4        1.0        2.0        27
        1.0        17        6        1.0        2.0        16
A        0.3        13        4        0.5        0.5        25
        0.5        19        6        0.5        1.0        12
        0.7        26        8        1.5        2.0        10
        1.0        30        11        1.5        2.5        9
表2  抗温能力对比（80℃）
泥浆类型        温  度        PV/mPa?s        YP/Pa        FL/mL
饱和盐水基浆+1.0%PAC141        室  温        16        5        18
        80℃        13        3        23
饱和盐水基浆+1.0%FA367        室  温        17        6        16
        80℃        14        2        21
饱和盐水基浆+1.0%A        室  温        30        11        7
        80℃        29        9        8
三种体系的抗温降滤失性能如图1。













图1  降滤失性抗温能力对比
（4）页岩滚动回收率试验
表3  页岩滚动回收率评价结果
处理剂        溶液浓度    %        0.42mm筛回收率    %
清  水        0        15.4.
PAC141        0.7        68.1
FA367        0.7        73.6
A        0.7        88.7
试验条件：在80℃下滚动16h

页岩滚动回收率如图2所示。










图2  页岩在三种处理剂溶液和中清水中的回收率
试验采用舞5井1680m井段6～10目岩样，用《泥页岩理化性能试验方法》进行试验，试验结果见表3。由表3得知，相同溶液浓度条件下A的岩岩回收率明显高于其余两种处理剂，说明A的抑制性比PAC141、FA367的效果好。
综合上述试验结果，选A为饱和盐水钻井液体系主处理剂。
3.2  抗盐钻井液配方优选
舞阳盐层在1460m以下，0～1460m采用淡水钻井液，饱和盐水钻井液是用上部地层淡水钻井液转化而成。上部地层淡水钻井液基本配方：4%膨润土+0.2%HPAM+0.2%MMH+0.5%SJ-2+0.4%DSJ-2，后面简称基浆。选择A、SMP、HV-CMC进行复配将基浆转化成饱和盐水钻井液体系，实验结果见表4。在配方1#淡水浆中加入盐后，失水大幅度上升，性能变差。加入抗盐增粘降失水剂A、抗盐降滤失剂SMP、护胶增粘剂HV-CMC等，通过调整加量得到配方4#。该配方流变性好，滤失量低。
基浆：4%膨润土+0.2%HPAM+0.2%MMH+0.5%SJ-2+0.4%DSJ-2
1#  基浆+26%NaCl
2#  1#+0.7%A+1%SMP
3#  2#+0.5%HV-CMC
4#  3#+1.0%A
5#  4#+0.5%RH-3
表4  饱和盐水配方优选试验
配方        ρ
g/cm3        AV
mPa?s        PV
mPa?s        YP
Pa        Gel
Pa        APIFL
mL
基浆        1.03        37        26        11        2/5        5.0
1#        1.25        22        17        5        0.5/1        15
2#        1.25        31        22        9        0.5/3        7
3#        1.25        34        23        11        0.5/3        6
4#        1.25        36        26        10        0.5/4        4.6
5#        1.25        36        26        10        0.5/4        4.5
3.3  配方性能评价
3.3.1  抑制性评价
用舞5井1680m井段6～10目岩样进行试验。分别称取岩样50g置于装350mL溶液的养护罐中，在80℃条件下滚动16h后用0.42mm筛回收烘干测页岩回收率，结果见表5。由表2.5可知，配方4#、5#的回收率*高，反映其抑制性*好。

表5  页岩滚动回收率实验结果
配  方        基浆        1#        2#        3#        4#        5#
岩样
质量        养护前        50.00        50.00        50.00        50.00        50.00        50.00
        养护后        25.10        36.15        39.35        39.80        44.60        44.70
滚动回收率  %        50.2        72.3        78.7        79.6        89.2        89.4
3.3.2  润滑性评价
利用极压润滑仪和泥饼粘滞系数测定仪，评价了以上的润滑性能，结果见表6。由表6可以看出，淡水基浆的润滑性好，转化成饱和盐水后润滑性变差，不利于水平段钻井。加入润滑剂RH-3后润滑性明显好转，润滑系数达到钻水平井的要求。
表6  润滑性评价结果
配  方        基浆        1#        2#        3#        4#        5#
润滑系数        0.1384        0.3172        0.2899        0.2657        0.2493        0.1391
泥饼粘滞系数        0.0855        0.1228        0.1191        0.1083        0.1089        0.0663
3.3.3  抗污染评价
由上述试验结果得知，配方5#性能优于其它配方。用舞5井1680m井段过100目筛岩样粉对配方5#进行污染试验。在配制好的泥浆中加入页岩粉，经过80℃、16h滚动老化后测泥浆性能，实验结果见表7。由表7可知，随着页岩加量的增加，泥浆的流变性变化不大，数值波动在允许的范围内，说明体系的抗污染能力、抑制能力强。
表7  饱和盐水钻井液体系抗污染评价结果
序  号        页岩粉
%        AV
mPa?s        PV
mPa?s        YP
Pa        APIFL
mL
1        0        38        27        11        5
2        3        39        27        12        5
3        5        41        30        11        4.5
4        10        43        31        12        4
4  小结
（1）选择A为饱和盐水主处理剂，其抗能力强，抑制效果好，加量控制在0.7%～1.0%之间.
（2）优选出的饱和盐水钻井液配方流变性好，滤失量低，抗污染能力，有利于井壁稳定，满足舞阳盐层钻井的需要。直井用配方：基浆+26%NaCl+0.7%～1.0%A+1%SMP+0.5%HV-CMC，水平井用配方：基浆+26%NaCl+0.7%～1.0%A+1%SMP+0.5%HV-CMC+0.5%RH-3。
5  现场试验
5.1  JX1井饱和盐水钻井液试验
构造位置：舞阳凹陷孟寨次凹南部斜坡带；设计井深1780m（垂深）；目的层：核桃园组一段；完钻原则：钻穿22盐群进入底板5～10m完钻；完钻层位：核一段。
5.1.1  一开简况
一开使用φ375.65mm钻头，钻至井深259m，φ273mm表层套管下至井深257.90m。
一开使用膨润土＋CMC淡水钻井液。钻井液密度1.10g/㎝3，漏斗粘度FV50～60s。钻进顺利，下套管顺利。

5.1.2  二开钻井液体系及维护
5.1.2.1  259～1460m井段
钻具组合：φ241mm钻头＋φ196.8mm钻铤×9.05m＋φ203mm钻铤×54.82m＋φ178mm钻铤×84.43m＋φ127mm钻杆至井口。钻井参数：钻压120kN，转速90r/min，泵压10MPa。钻井液体系：MMH＋聚合物钻井液。维护与处理：在一开钻井液基础上，将MMH、水解聚丙烯酰胺按1:1的比例配制成0.4%的水溶液钻进时均匀加入，以控制上部泥岩地层造浆，提高钻井液体系的抑制性，改善钻井液流变性。将降滤失剂SJ-2T和DSFJ-2配制成5%（2:1）的水溶液随钻加入钻井液中，以控制钻井液滤失量、形成薄而致密的泥饼，以避免泥岩膨胀、剥落，避免在砂岩地层形成厚泥饼导致起下钻遇阻卡。钻井过程中保持振动筛、除砂器、离心机长期运转，以*大程度地**钻井液的有害固相，防止粘卡事故的发生。
钻井液性能（如表8）。
表8  259～1460m井段钻井液性能
密度
g/cm3        Funnel FV
s        中压失水
mL        PV
mPa?s        YP
Pa        泥饼
mm        pH        含砂量
%
1.05～1.18        45～55        6        27        11        0.5        8～9        0.3
钻进过程中井下没有发生复杂情况，如井塌、卡钻、井漏、井涌井喷等。起钻顺利下钻到底，开泵一次成功。
5.1.2.2  饱和盐水井段1461～1750m
钻具组合：φ241mm钻头＋φ196.8mm无磁钻铤×9.05m＋φ178mm钻铤×137.56m＋φ127mm钻杆至井口。φ178mm技术套管下至1565m。电测井径平均井径扩大率为3.40%。钻井起下钻畅通无阻，各趟电测均顺利到底，没有卡电缆现象，下套管顺利，固井质量合格。
钻井参数：钻压120～160kN，转速90r/min，泵压10MPa。钻井液体系：饱和盐水聚合物钻井液。维护与处理：
根据地质设计，井深1465m将钻遇**层膏盐层，因此从1461m开始钻井液体系的转化。即从淡水聚合物钻井液转换成饱和盐水聚合物钻井液。
首先在钻井液中加入0.7%～1%的抗盐护胶降失水剂A，加入1%的抗盐降失水剂SMP。现场用管线接入了Cl-含量达120000mg/L的盐水，此时将该盐水加入钻井液中，随着盐水的加入，钻井液粘切上升、失水量增大，进一步加入后粘切不断下降，此时钻井液中的Cl-约为120000mg/L，还没有达到饱和，继续向钻井液中加入工业NaCl，检测钻井液滤液中Cl-的含量，当达到189000mg/L时开始恢复钻井。当钻至井深1468m时振去筛下可见白色石膏岩屑。
钻井过程中要不断地加入NaCl，使其始终达到饱和。不断用0.7%～1%的A和1%的SMP控制钻井液滤失量，将钻井液滤失量维持在6～8mL，以防止泥岩膨胀缩径垮塌和砂岩层形成厚泥饼。当钻井液粘度低于45s时，加入0.2%CMC（HV）水溶液将粘度调整至50s以上。饱和盐水钻井液pH值易下降，当pH值下降至7.5钻井液池面有气泡时用1%NaOH水溶液提高pH值至9～10。
钻井过程中要保持振动筛、除砂器、离心机正常运转。
工程措施上，每钻进100m进行一次短程起下钻，以破坏泥岩段的缩径和砂岩层形成的厚泥饼。钻井液性能（如表9）。

表9  1461～1750m井段钻井液性能
ρ
g/cm3        Funnel
FV
s        中压
失水
mL        泥饼
mm        pH        PV
mPa?s        YP
Pa        含砂量
%        摩阻系数
1.28～1.30        55～65        6～8        0.5        9～10        26        9        0.3        0.1423
1565～1750m为主要盐层开发段，裸眼完井。
钻井液流变性较好，其它性能也很好地满足了井下实际要求。从捞得的岩样看，10多层膏盐和盐岩层与所夹的泥岩层岩样录井清晰，特别是22盐群盐层厚达14m，而其它的两个互隔1km的钻井队由于没有使用饱和盐水钻井液，在岩样录井中没有见到石膏和盐岩。与井深、井型相同的邻井相比，钻井周期节约5d。
5.2  JX2水平井饱和盐水钻井液试验
地理位置：舞阳县孟寨乡黑龙庙村北；构造位置：舞阳凹陷孟寨次凹南部斜坡带；设计井深1780m（垂深）；测深1927m；目的层：核桃园组一段；完钻原则：在22盐群底板上140m处开始造斜，造斜半径不大于140m。完钻层位：核一段。
5.2.1  一开简况
一开使用φ394.0mm钻头，钻至井深251m，φ273mm表层套管下至井深250m。一开使用膨润土＋CMC淡水钻井液。钻井液密度1.10g/㎝3，漏斗粘度FV50～60s。钻进顺利，下套管顺利。
5.2.2  二开钻井液体系及维护
5.2.2.1  251～1200m井段
钻具组合：φ241mm钻头＋φ197mm无磁钻铤×9.05m＋φ203mm钻铤×55.84m＋φ177.8mm钻铤×77.4m＋φ127mm钻杆至井口。钻井参数：钻压150kN，转速90r/min，泵压10MPa，排量30L/s。钻井液体系、维护与处理同JX1井。
钻进过程中井下没有发生复杂情况，如井塌、卡钻、井漏、井涌井喷等。起钻顺利下钻到底，开泵一次成功。
5.2.2.2  饱和盐水直井段1201～1866m
（1）钻具组合1201～1568m
φ241mm钻头＋φ197mm无磁钻铤×9.05m＋φ203mm钻铤×55.84m＋φ177.8mm钻铤×77.4m＋φ127mm钻杆至井口。钻井参数：钻压150kN，转速90r/min，泵压10MPa，排量30L/s。
钻具组合1568～1866m
φ152.4mm钻头＋φ120mm单弯螺杆＋φ88.9mm无磁抗压钻杆×9.5m＋φ88.9mm钻杆。钻井参数：钻压40kN，泵压15MPa，排量10L/s。
（2）钻井液体系
饱和盐水聚合物钻井液。
（3）维护与处理
维护处理方法与JX1井相同，钻井液性能控制也与JX1井相同。本段平均井径扩大率为2.67%，起下钻正常，固井质量合格。
5.3  饱和盐水水平段1866～1927m
5.3.1  钻具组合
φ152.4mm钻头＋φ120mm单弯螺杆＋φ88.9mm无磁抗压钻杆×9.5m＋φ88.9mm锥度钻杆×300m＋φ88.9mm钻杆。
5.3.2  钻井参数
钻压20～60kN，转盘转速20～60r/min，泵压15MPa，排量10L/s。
5.3.3  钻井液体系
饱和盐水聚合物钻井液。
5.3.4  维护与处理
根据地质设计，井深1265m将钻遇**层膏盐层，因此从1200m开始用饱和盐水聚合物钻井液。
用0.3%的抗盐护胶降失水剂A，加入1%的抗盐降失水剂SMP。将钻井液滤失量维持在5～9mL，以防止泥岩膨胀缩径垮塌和砂岩层形成厚泥饼。当钻井液粘度低于45s时，加入0.2%CMC（HV）水溶液将粘度调整至50s以上，将钻井液粘度、切力调整到设计范围，充分携带岩屑，防止岩屑床形成。饱和盐水钻井液pH值易下降，当pH值下降7.5钻井液池面有气泡时用1%NaOH水溶液提高pH值至9～10。每天检测钻井液中Cl-含量，当其含量低于189000mg/L时继续向钻井液中加入工业NaCl，直至饱和。开始造斜时还要加入0.5%的润滑剂RH-3，提高钻井液的润滑性，以防止粘卡事故的发生。
钻井过程中要保持振动筛、除砂器、离心机正常运转。
工程措施上，每钻进50～80m进行一次短程起下钻，以破坏泥岩段的缩径和砂岩层形成的厚泥饼。
5.3.5  钻井液性能（如表10）
表10  饱和盐水段1200～1927m钻井液性能
ρ
g/㎝3        Funnel FV
s        中压失水
mL        泥饼
mm        pH        PV
mPa?s        YP
Pa        含砂量
%        摩阻系数
1.28～1.30        55～65        6～8        0.5        9～10        28        11        0.3        0.1066
5.3.6  井下情况
钻井起下钻畅通无阻，钻井液流变性好，携带能力强无岩屑床形成。全井钻井液材料费用：27.56万元，钻井液成本：138.28元/m。两口井经压裂后连通成功。
6  结论与认识
（1）研制的饱和盐水钻井液体系，成功完成两对连通式盐层水平井。
（2）在饱和盐水钻井液中优选使用了抗盐护胶能力强的A主处理剂，其抗盐能力强，抑制效果好，携带能力强有利于水平井岩屑床的清扫。
（3）研究开发的盐井直井饱和盐水钻井液和盐井水平井饱和盐水钻井液体系，满足了现场钻井要求，所用处理剂少。体系简单、易维护。
（4）井下**无事故：起下钻畅通、电测、下套管顺利。
（5）有利于岩样录井，砂、泥、膏盐、岩盐层位分明，解决录井捞不到盐样的问题。
（6）抑制盐层溶解、泥页岩水化膨胀缩径和砂岩段形成厚泥饼，有利于水平井井眼轨迹控制和固井质量合格。
（7）与相邻的其它钻井承包商所钻的同类型井相比钻井周期缩短4.5～5d。
参考文献
[1] 唐继平，王书棋等著.盐膏层钻井理论与实践.石油工业出版社，2004
[2] 张明勇.S84井塑性蠕动盐膏层钻井液技术.石油钻探技术，2003，Vol．31．No．2 Apr。58～59页
[3] 刁立孟，鞠德平.对付盐膏层的钻井液技术.钻井液与完井液，1990，第7卷第4期.37～44页
[4] 安文华，王忆棋. 克拉2号气田盐膏层高压气层钻井液技术.钻井液与完井液，2003年第20卷第3期。12～17页
[5] 魏殿忠，孟怀启等. 田1井欠饱和盐水钻井液技术.钻采工艺，2001，第24卷第6期.74～75页