川东地区钻井液工艺技术.docx
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川东地区钻井液工艺技术
川东地区钻井液工艺技术 （朱开顺编写）
一.地区地质情况概述
川东地区位于四川盆地川东断褶带的北段，介于大巴山推覆带前缘褶断带与川东弧形断褶带之间的过度地段。
详情见表１：
表1宣汉~达县地区地层简表
系
组
段
厚度（m）
岩性描述
岩相特征
白垩系
剑门关组
680-1100
棕红色泥岩与灰白色屑长石石英砂岩
浅湖与河流相
侏
罗
系
蓬莱镇组
600-1000
棕灰、棕红色泥岩与棕灰、紫灰色长石岩屑砂岩
浅湖与河流相
遂宁组
310-420
棕红色泥岩夹细粒岩屑砂岩
浅湖与滨湖
上沙溪庙组
1550-2300
棕紫色泥岩与灰绿色岩屑长石石英砂岩
浅湖与河流
下沙溪庙组
370-515
棕紫色泥岩夹细粒长石岩屑砂岩，顶部为黄灰、黑叶肢介页岩
湖泊与河流相
千佛崖组
270-400
绿灰色泥岩与浅灰色细-中粒岩屑砂岩夹黑色页岩
浅湖与滨湖相
自流井组
270-445
灰色灰绿色泥岩夹岩屑砂岩及黑色页岩、顶有介壳灰岩
湖相与河流相
三
叠
系
须家河组
310-1000
中上部黑色页岩夹岩屑砂岩，下部灰白色岩屑砂岩夹黑色页岩
湖相与河沼相
雷口坡组
三段
0-330
深灰色灰岩夹硬石膏灰岩
浅滩、潮间
二段
0-590
深灰色云岩与硬石膏互层
潮间
一段
30-135
硬石膏夹云岩及砂屑灰岩，底为“绿豆岩”
潮间
嘉陵江组
五段
30-120
上部硬石膏夹云岩及岩盐，下部云岩夹鲕或粒屑云岩
潮间、潮上
四段
50-290
上部硬石膏及岩盐，下部云岩夹鲕或粒屑云岩
潮间
三段
180-200
灰岩夹硬石膏及砂屑灰岩
浅海台地
二段
170-190
硬石膏与云岩及砂屑云岩互层
潮间
一段
310-420
深灰色灰岩夹紫灰色灰岩
浅海台地
飞仙关组
四段
30-60
灰紫色云岩与硬石膏
潮间
三段~一段
400-730
灰色灰岩紫灰色泥质灰岩上部夹鲕灰岩，底为灰质泥岩
浅海台地-海槽
二
叠
系
长兴组
80-120
灰色生物灰岩含燧石层，或具溶孔云岩
海槽
龙潭组
60-90
灰色燧石灰岩含燧石层，底为黑色页岩
浅海台地兼有台凹
茅口组
140-210
深灰色灰岩夹生物灰岩，顶有硅质，下部夹泥质灰岩
浅海台地
栖霞组
100-130
深灰色灰岩夹生物灰岩，含燧石结核
浅海台地
梁山组
5-15
黑色页岩夹砂岩
滨岸
石碳系
黄龙组
4-47.7
灰岩夹云岩或云岩
浅海台地兼潮间
志留系
韩家店组
77（未穿）
黄色、灰绿色、粉砂质泥、\粉砂质页岩夹生物碎屑灰岩、风暴岩
陆棚
由表１可见：
须家河组以上陆相地层以各种泥岩、砂岩和页岩为主，钻井液工艺技术应以突出防塌为重点；雷口坡组以下海相地层以各种灰岩为主，并夹杂多段石膏、盐岩层，同时也是产气的主要储层，所以钻井液工艺技术应以抗各类污染为重点，保持钻井液性能稳定，保证钻井安全生产。
二. 技术难点分析
该区属于高陡地质构造，最大地层倾角５５°，具有高压、高温、高含硫和“陡、硬、险、怪”四大特征，并且含有多套易坍塌的暗紫红色泥岩，多套煤层及碳质泥岩层，石膏层，膏盐层等复杂地层，钻进中出现了石膏浸、膏盐浸、硫化氢气浸、高压天然气浸、井漏、井涌等复杂情况，给钻井液性能维护与处理带来极大的困难。
.其难点有两个方面：
１.陆相地层 （须家河组以上地层）
该井段地层为沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组.，本井段主要技术难点就是防止井塌。
该井段井塌主要类型有高陡地层井塌、易水化性地层井塌、地应力引起的井塌等三大类。
从实钻资料看，该地区地层倾角大，砂泥岩互层薄而多，软硬交界面多，岩性变化大，砂岩胶结性好、强度高，泥岩胶结性差、强度低，中间填充物富含伊利石，易水化膨胀，产生掉块，同时，该井段含有多段煤层、碳质泥岩层，极易发生垮塌，形成锯齿状井眼，破坏地层应力平衡，产生大的泥岩掉块，造成严重井塌。
毛坝１井实钻资料统计，该井段暗紫红色泥岩159米，棕色泥岩9米，紫红色泥岩9米，主要大段泥岩分布井段如表2：
表2主要易塌泥岩段分布情况
岩性名称
井段
米
累计厚度米
层位分组
岩性描述
暗紫红色泥岩
873-912
26
上沙溪庙
色较均，质较纯，局部见砂质条带，泥岩矿物成分以伊利石为主,含少量高岭石和植物碳化屑；性脆、硬
暗紫红色泥岩
940-1005
49
上沙溪庙
暗紫红色泥岩
1250-1313
36
下沙溪庙
棕色泥岩
1658-1776
9
千佛崖－自流井
色不均，质不纯，性较软，结构多为不均；成分以伊利石为主,次为高岭石、绿泥石及氧化铁质色素。
紫红色泥岩
1785-1904
9
自流井
另外该井在须家河组共钻遇煤层34层，单层最厚达3.5米，累计总长41米，碳质泥岩层32层，单层最厚达15米，累计总长83米，主要单层煤层、碳质泥岩分布情况如表3：
表3主要煤层、碳质泥岩层分布情况
岩性名称
井段
米
厚度米
层位
岩性描述
煤层
2107-2109.5
3.5
须家河
色较均，质较纯，性较脆，光泽黑亮，染指，能燃，有烟。
成分以碳质为主,含少量泥质。
煤层
2296-2298
3
须家河
煤层
2531-2533
3
须家河
碳质泥岩
2151-2165
15
须家河
色较均，质不纯，性脆，局部见黑亮光泽，染指,点火可燃,有烟。
成分以泥质为主，局部富集碳质。
碳质泥岩
2299-2308
10
须家河
碳质泥岩
2578-2582
5
须家河
因此，.本井段钻井液的技术关键就是优选钻井液类型，控制泥岩和煤层的坍塌掉块，保证安全钻井。
２.海相地层 （雷口坡组以下地层）
该井段的复杂情况主要有：
雷口坡、嘉陵江、飞仙关组地层有硬石膏和膏盐层，注意防膏、盐侵及塑性缩径。
毛坝１井实钻资料统计：
2799-4327米，均为含膏层，含膏岩层累计厚907米，其中，含石膏50%以上594米，含石膏90%以上301米，含石膏98%以上79米，共有石膏层27层，累计厚609米，主要分布情况见表4；膏盐层19层，累计厚49米，主要分布情况见表5。
膏盐层溶解性好，以NaCL、CaCL2为主，钻井液滤液中氯离子浓度在10000ppm以上，最高达30530ppm，钙离子浓度在300ppm，以上，最高达484ppm。
地层以灰岩为主，胶结致密，硬而脆，在地层预应力作用下，会产生大的灰岩掉块。
飞仙关组是主要的目的层，为含硫高压天然气层，应该注意防喷、防漏、防卡、防HS，同时做好油气层的保护工作。
本井段井温高，应提高泥浆的抗温能力。
表4主要石膏层分布情况：
岩性名称
井段m
厚度m
层位
岩性描述
石膏层
2914-2942
28
雷口坡组
色较均、质较纯、较致密，可见粉末状结构。
矿物成分主要为结晶石膏,硬石膏占90%以上,可见少量卤化物晶体、灰质、泥质成分,泥质成分多为高岭石和有机质的混合体。
色杂，以灰白色为主微带黑色斑点，性较软。
石膏层
3198-3262
64
嘉陵江组
石膏层
3270-3575
306
嘉陵江组
石膏层
3580-3707
128
嘉陵江组
石膏层
3721-3834
113
嘉陵江组
石膏层
3928-3949
21
嘉陵江组
表5主要膏盐层分布情况：
岩性名称
井段m
厚度m
层位
岩性描述
膏盐层
3475-3478
4
嘉陵江组
色较暗、浅灰色带暗黑、性较脆、疏松、略带玻璃光泽。
矿物成分主要为石膏,占55%以上,次为岩盐。
岩盐因钻井液溶解不易观察到，仅偶见白色正立方状~长柱状岩盐晶体,但可见岩屑由于岩盐的溶解而呈炉渣状。
膏盐层
3485-3488
4
嘉陵江组
膏盐层
3503-3508
6
嘉陵江组
膏盐层
3532-3538
7
嘉陵江组
膏盐层
3806-3808
3
嘉陵江组
所以该井段钻井液工艺技术关键是：
除应具备的防塌能力外，还应具有较强的抗污染能力，当钻遇石膏层、岩盐层及高压气层、硫化氢时，钻井液能保持高度的稳定性，另外由于井深、井底温度高，钻井液还应具有高温稳定性。
三. 钻井液工艺技术的技术思路
由以上技术难点分析可知：
该区陆相地层以防塌为主，海相地层以抗污染、抗温为主，其整体技术思路是：
钻井液工艺应具有“两抗”、“六防”的能力，并且有随机应变地处理各种复杂情况的技术措施，以满足该井钻井施工的需要。
“两抗”是：
第一、钻井液要具有抗高温的能力，该区井深一般在4500米左右，要求钻井液和各种处理剂起码要抗150℃的高温，以防因高温钝化，或高温降解对钻井液性能的影响，确保钻井液性能的高温稳定性。
第二、钻井液要具有抗污染的能力，从地质预告和毛坝１井实钻资料来看，本区要钻遇大量.的石膏层、盐岩层.、盐水层和H2S含气水层，并且还要钻达高压气层，盐膏、盐水及各种气体对钻井液性能破坏极大，也极易引发钻井事故，所以钻井液必须有较强的抗污染能力，以适应该地层安全钻井的需要。
“六防”是：
第一、防塌，本区陆相地层以泥岩为主，极易水化分散，造成井壁失稳；海相地层的长段石膏井段中又夹杂较多的各种灰岩，石膏溶解后，大块灰岩脱落易造成突发性卡钻，因而钻井液的防塌技术思路不仅要抑制泥页岩的水化、分散，而且要改善钻井液流变特性和悬浮能力，预防突发性的大掉块引发的钻井事故。
第二、防漏，本区已钻井都不同程度地发生了井漏，有的甚至只进不出，川岳８３井漏速达１８０方/小时。
为了安全钻进，钻井液不仅具有防漏能力，还要有相应的堵漏技术措施，尽量减少因井漏造成的经济损失。
第三、防卡，本区卡钻的危险主要有两方面因素，一是钻井液密度较高，有粘卡的危险；二是突发性大掉块造成的硬卡。
预防粘卡主要从改善泥饼质量，提高钻井液润滑性方面解决；预防大掉块卡钻，要适当提高钻井液的动切力和悬浮能力。
第四、防喷，井喷主要危险是气，川岳８３井在４７１９－４７２７ｍ井段发生强烈井喷，喷高６０ｍ，火焰高５.８ｍ，正在施工的河坝1井钻进到嘉二段4482.51m时，也钻遇高压气层，用2.10的密度才平衡住。
这就要求钻井液不仅要根据井下情况适时加重，而且应具有抗气侵的能力，并且有利除气。
同时气中往往含有H2S，钻井液应能及时清除H2S，确保人身安全。
第五、防油气污染，首先是优选钻井液类型，使之适应保护油气层的需要，再就是综合应用油气层保护技术，例如复合屏蔽暂堵技术、防敏技术和防水锁技术等，提高勘探效果。
第六、防环境污染，钻井液处理剂不能含有害物质，钻井液排放应符合环保要求。
根据.以上的技术思路，钻井液的工艺技术应突出以下几个重点：
1、钻井液应具有较强的抗污染能力，钻遇盐膏层、H2S等复杂地层时钻井液性能要保持稳定，要求钻井液PH值较高，要达到12-13。
2、钻井液要有突出的抑制防塌能力，能有效地预防泥岩、泥页岩及灰质泥岩突发性的坍塌掉块引发的工程事故，钻井液的抑制泥岩水化分散能力和携岩能力要强化，要求钻井液要选用抑制性较强的钻井液体系，易塌井段API失水≤3ml、HTHP≤15ml、马氏漏斗粘度：
70-120秒、动切力：
8-15Pa。
3、钻井液要有抗温能力，使用的各种钻井液处理剂抗温能力要达到150℃以上，同时还应具有一定的防漏能力。
4、钻井液应能有效地保护油气层，从有害固相控制，使用屏蔽暂堵技术和
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