深部盐岩层绳索取心钻井液技术研究与应用

郑文龙，乌效鸣，吴 笛，肖长波，卢予北

(1. 中国地质大学(武汉)工程学院，湖北武汉 430074；2. 四川省地质工程勘察院，四川成都 610041；3. 河南省深部探矿工程技术研究中心，河南郑州 450053)



深部盐岩层绳索取心钻井液技术研究与应用

郑文龙1，乌效鸣1，吴 笛1，肖长波2，卢予北3

(1. 中国地质大学(武汉)工程学院，湖北武汉 430074；2. 四川省地质工程勘察院，四川成都 610041；3. 河南省深部探矿工程技术研究中心，河南郑州 450053)

由于次生应力场的作用以及盐岩易溶于水的特性，深部盐岩层钻进存在岩层蠕动、钻井液易遭受盐钙侵等问题；钻进参数选择不合理易导致盐岩层取心效率低、岩心冲蚀严重。本文以河南省叶舞凹陷ZK3井为例，采用石油钻井与绳索取心相结合的措施，解决了普通固体矿产钻探设备在深部地层取心中效力不足的问题；通过阳离子交换容量测定、矿物组分鉴定、钻井液体系优选及性能测试等试验，确定了针对上部泥岩地层的聚合物钻井液体系，中部含膏泥岩的欠饱和盐水钻井液体系，下部盐岩层取心段的饱和盐水钻井液体系。通过确定合适的钻井液密度与临界环空返速，可以有效控制深部盐岩层蠕变与井壁冲蚀，适度提高排量以成倍提高钻进速度。钻进过程中钻井液性能稳定，体系转换顺利且性能易于调整，为取心任务的顺利完成提供了有力保证。

盐岩层 绳索取心 钻井液 井壁稳定 岩心冲蚀 临界返速 叶舞凹陷 河南

Zheng Wen-long, Wu Xiao-ming, Wu Di, Xiao Chang-bo, Lu Yu-bei. Drilling fluid technology suitable for core drilling in deep salt beds [J]. Geology and Exploration, 2015, 51(5)：0977-0983.

盐岩层大致分为两类，一类为纯盐岩层，另一类为复合盐岩层。正确区别纯盐岩层和复合盐岩层，是钻好盐岩井的首要工作(龚志敏，1995)。无论是纯盐岩层还是复合盐岩层，均普遍存在施工复杂和井下事故频发的现象。膏盐层、软泥岩、硬质无水石膏等均对钻井作业影响很大(蒋明英等，2010)，尤其是由于盐膏层的蠕动而造成的埋钻、卡钻以及挤毁套管等事故给钻井工程带来重大的经济损失(郭春华等，2004)。

金衍等(2000)从力学与物理角度对盐岩层事故原因进行了分析，认为次生应力场的作用以及盐岩易溶于水的特性导致了盐岩层钻进的复杂性(金衍等，2000)。曾义金等(2003)则认为除高压导致盐岩层蠕动外，盐岩地层渗透率过低而难以在井壁上形成有效泥皮，钻井液在一定环空返速下导致盐岩井壁冲刷溶蚀严重而加剧了井壁失稳。钻进过程中，随井深增加，深部盐岩层上覆压力增大，井底温度升高，因而确保钻井液在循环过程中性能稳定至关重要。如钻遇复杂地层，就要求泥浆具有适当的密度、良好的造壁性能和抗污染性能(胡继良等，2012)。

鉴于上述理论依据，许多专家推荐使用油基钻井液、饱和盐水钻井液或欠饱和盐水钻井液在盐岩层钻进。国外石油天然气与盐矿钻探过程中，常采用油基钻井液以控制盐岩地层发生溶蚀与塑性蠕变，预防含有石膏与石盐的软泥岩水化分散带来的井下复杂情况(唐军等，2014)。但是，越发严格的环保条例与成本考虑限制了油基钻井液的广泛应用(Zhongetal.,2011)。郑力会等(2005)提出了有机盐加重钻井液体系，与无机盐盐水钻井液相比，有机盐钻井液可在保持低固相含量的前提下达到更高的加重密度，但同时也存在成本过高问题。地质勘查单位普遍存在岩心采取率要求高、钻井液成本预算有限、取心工作延长建井周期、固相控制设备不完善等客观情况，从而对盐岩层取心钻进过程中钻井液性能的维护与调整工作提出了极大考验。

为保证中原沉积岩地区深部盐岩层取心钻进工作的顺利进行，本次研究在对河南叶舞凹陷ZK3井钻遇地层岩石矿物组分鉴定及盐岩层蠕变特性研究的基础上，通过优化井身结构设计、优选与地层相适应的钻井液体系、确定合理的钻井液密度等措施，采用石油钻井与绳索取心“二合一”技术，有效实现了深部盐岩层快速取心钻进的目的。

1 地层情况与取心要求

河南省叶舞凹陷ZK3井位于叶县盐田范围内，0～1900m内地层情况为：第四系更新统平原组(Qp)，由亚粘土及砂质粘土、棕红色粘土、砾石层组成；上第三系渐新统上寺组(Nsh)，由泥岩、砂质泥岩及泥质砂岩组成；下第三系渐新统廖庄组(El)，由泥岩、砂质泥岩、细砂岩、泥质砂岩组成，下部可见白云质泥岩；下第三系始新统核桃园组(Eh)，由石盐岩、泥质盐岩及含膏泥岩、泥质膏岩组成。上部地层固结性差，遇水易软化；下部地层石盐岩夹泥质盐岩、泥质膏盐，易发生塑性变形，钻井液易遭受盐钙侵。根据实钻录井资料分析，1900～2360m岩性以细粒砂岩、砂质泥岩、泥岩、粉砂质盐岩为主，钻井液易遭受盐侵。

取心要求包括：(1)在2000～2630m连续取心，终孔直径大于95mm；(2)岩心采取率不低于75%，矿心和顶、底板岩心采取率不低于85%；(3)岩心采取过程中最大回次不超过3～4m；(4)严格、谨慎使用钻进泥浆，保证岩心原状(卢予北等，2012)。

2 井身结构与取心工艺

盐井上部通常要求在满足地质录井的基础上进行不取心钻进以减少费用，为直接获取地质资料，又常在下部进行大段取心；开采井则要求井身结构简单、施工方便、服务年限长。因此，探采结合井必须在满足探的基础上兼顾采的要求，这必然加大了盐井施工的难度(王道乐，1994)。该井为典型的探采结合井，除探查深部盐岩层外，兼探查该地区深部地热资源。从勘探目的与优化井身结构出发，确定了如下井身结构及套管程序设计，如表1所示。

该井取心段位于2000m以下，如采用岩心管提钻取心方式，采取岩心及起下钻辅助工序所占总时间比例将达到30%～40%(武汉地质学院，1980)，这必然导致建井周期大幅延长，非一般岩心钻探施工单位所能承受。尽管已有多家单位在大口径深部取心方面开始采用长筒取心以缩短非取心时间，但仍无法满足该井设计中岩心采取过程中最大回次不超过3m～4m的要求。为了增加纯钻时间，提高钻进效率，采用绳索取心钻进是最有效的途径之一(鄢泰宁，2009)。本次研究最终决定采用Φ120mmPDC绳索取心钻头+Φ110mm取心筒+Φ110mm钻铤+Φ120mm扶正器+Φ89mm绳索钻杆的钻具组合进行取心工作。

表1 井身结构与套管规格

3 钻井液体系选择

除油基钻井液和有机盐加重钻井液外，盐岩层钻进可供选择的钻井液体系主要为欠饱和盐水钻井液与饱和盐水钻井液体系。对于欠饱和盐水钻井液而言，钻井中Cl-含量的控制非常重要。Cl-含量过低容易出现“大肚子”井段，过高则无法有效溶解井壁盐岩。其钻井液维护要点在于：含盐量越低，降粘问题越突出；含盐量越高，护胶问题越重要。而饱和盐水钻井液的维护要点在于以护胶为主，降粘为辅，着重考虑添加重结晶抑制剂，以解决盐的溶解度随温度上升而增加导致井底含盐量不饱和问题(鄢捷年，2001；郭春华等，2004)。

盐水钻井液多是在上部钻井液体系的基础上通过直接转化而来，转换要点在于：首先将坂含控制在较低的范围内，通过抗盐类处理剂充分护胶后逐步添加NaCl至设计加量并调整到设计密度，通过与体系相配伍的降粘剂调整粘切。无论是欠饱和盐水钻井液还是饱和盐水钻井液，都曾在钻进盐岩层中取得了良好的施工效果(龚志敏，1995；李益寿等，2005)。

采用饱和盐水泥浆成本较低，抑制盐溶能力较强，而用于盐岩层取心尚不多见(王德承等，1990)。其中，以铁铬盐作为降粘剂，以CMC、淀粉等作为护胶剂的饱和盐水钻井液曾在盐岩层取心钻进中得到应用(孙国强，1992；王有占，1993；刘鸿燕等，2011)。考虑到FCLS在使用中易起泡，高价铬对环境危害大，当前钻井工程中已逐渐限制其使用。聚合物钻井液因具有固相含量低、剪切稀释性好、钻进速度快等优点已得到广泛应用。靳红兵等(2011)以CMC和NH4HPAN为主剂将KCl聚合物钻井液体系转换为饱和盐水钻井液，选用CQX-172型单动双管取心筒完成了149.83m的取心任务；王卫民等(2010)在S/D-1井选用了聚磺饱和盐水钻井液，收获了170.64m盐岩心，同时发现PDC取心钻速为金刚石取心钻速的3倍。

在综合考虑防止岩层蠕变、减弱岩心溶蚀、控制钻井液成本以及环境保护等因素之后，最终确定如下针对性钻井液技术方案：上部泥岩地层以聚合物钻井液体系实现快速钻进；中部含盐岩、盐膏层段以欠饱和盐水钻井液体系有效控制井壁溶蚀并控制钻井液成本；下部取心段在上部欠饱和盐水钻井液的基础上转化为饱和盐水钻井液，兼顾护心、护壁的目的。

4 室内试验

4.1 泥页岩阳离子交换容量测定试验

通过对现场钻屑进行阳离子交换容量测定试验，以表征不同地层在钻进过程中钻屑水化分散能力的强弱。试验测得二开段和三开段钻屑的阳离子交换容量分别为5mmol/(100g钻屑)和3mmol/(100g钻屑)，说明上述层段的钻屑水化分散能力较弱，这与钻屑中粘土矿物的种类和含量有关。

4.2 盐岩溶解性试验

为表征盐岩心在不同含盐量盐水中的溶解情况，取三开段盐岩心碎屑并研磨，称取10g研磨后的岩心粉末于8MPa下稳压10min制取人工岩心，岩心表面积约为10.6cm2；室温下将岩心分别置于100ml含盐量为0、50g/L、100g/L、200g/L的盐水溶液及饱和盐水中；于2h后测试Cl-变化情况，计算岩心溶解速率分别为0.38g·cm-2·h-1，0.28 g·cm-2·h-1，0.24 g·cm-2·h-1，0.15 g·cm-2·h-1，0.03 g·cm-2·h-1。这说明随着盐浓度的增加，盐岩溶解速率逐渐降低。为保证盐岩层取心顺利且有效控制盐岩溶蚀，在取心段宜采用饱和盐水钻井液体系。

4.3 XRD衍射矿物组分鉴定试验

2000m以下为设计取心段，取心、护心难度大，防止井壁失稳要求高。每钻进100m采取岩心碎块进行XRD衍射矿物鉴定试验，分析不同地层岩石的矿物组成及百分含量，试验结果见表2。

表2 盐岩层矿物组分(%)

由表2可知，进入三开地层后，绿泥石等粘土矿物含量大幅减少，除石盐矿物外，还含有大量的石英、方解石等惰性矿物。可溶性盐的类型测定结果表明NaCl含量在75%～90%，CaSO4含量为3.5%～6%。所以，对于取心段而言，钻井液体系选择应以防止盐侵为主，兼顾防石膏侵，尽量选择抗盐和抗钙的处理剂。

4.4 钻井液配方基本性能测试

在上述地质与工程资料的基础上，通过实验室内钻井液体系选择与正交试验，优选针对上部泥岩地层、中部含盐膏地层、下部取心段盐岩地层的钻井液配方，分别记为1#，2#，3#。

1#:5%NV-1+0.2%Na2CO3+0.1%KPAM+0.6%NaHPAN+0.1%XY-27+0.25%KHm;2#:5%NV-1+0.2%Na2CO3+10%NaCl+0.1%KPAM+0.8%NaHPAN+0.8%LV-CMC+0.15%HV-CMC+0.2%KHm+0.1%NaOH;3#:3%NV-1+31.5%NaCl+0.1%KPAM+0.7%NaHPAN+0.9%LV-CMC+0.3%KHm +0.9%FKJ-2+0.2%NaOH+8%凹凸棒土，以重晶石加重至设计密度。针对上述三种配方进行了基本性能测试，测试结果见表3。结果表明，上述钻井液体系针对性强，流变性良好，易于现场转换和维护。

表3 钻井液基本性能测试

*：2#与3#配方的高温高压动态滤失量测试温度分别为45℃，60℃；转速为120r/min；/表示未测。

4.5 膨胀量测定试验

分别取三套地层的典型岩样，岩性分别为泥页岩、粉砂质泥岩和粉砂质石盐岩；粉碎后过100目的分样筛，105℃条件下烘干4h，并在室温下冷却24h。分别称取6.5g样品，使用岩心压制机在4MPa压力下恒压5min制备人工岩心，分别记为a、b、c和A、B、C，并记录岩心高度；将a、b、c三个岩样浸泡在清水中，将A、B、C三个岩样浸泡在相对应的1#、2#、3#钻井液中，使用ZP-1膨胀仪进行膨胀量测定试验，实验结果见图1。

图1 膨胀量试验结果Fig. 1 Test results of swelling capacity

结果显示，三种岩样在钻井液中的24h膨胀量相比于清水分别减少了87%、84%和95%，表明三种钻井液均具有良好的抑制性。

4.6 泥页岩滚动回收试验

取2050m和2350m处岩样，分别记为二号岩样和三号岩样。其中，二号岩样为粉砂质泥岩，三号岩样为粉砂质石盐岩；粉碎后过4～10目的分样筛。称取过筛岩样40g，分别置于清水、10%NaCl溶液、20%NaCl溶液、2#钻井液和3#钻井液中。在80℃下滚动16h，将热滚后的钻井液和岩心碎屑过40目分样筛，在105℃下烘干4h，在室温下冷却24h，称量筛余物质量。筛余物质量与原试样质量(40g)的比值记为滚动回收率(%)，结果如表4所示。

表4 泥页岩滚动回收试验结果(%)

结果表明，2#与3#钻井液热滚回收率均较高，说明其抑制性较好。通过观察滚动回收后的岩样可以发现，清水中回收的岩样虽然也有部分较大颗粒，但基本上都是砂岩碎屑，其余全部水化分散，说明该地区岩样热滚时具有极强的水化分散性；相比而言，所使用的盐水钻井液具有较高的热滚回收率，而且热滚后的钻屑完整性较强。

4.7 其它性能评价

以EP润滑系数测定仪和NF-2型粘附系数测定仪分别测定了三种钻井液的极压润滑系数和泥饼粘附系数。1#，2#，3#润滑系数分别为0.32，022，0.20；粘附系数分别为0.28，0.26，0.23。表明该盐水钻井液具有良好的润滑性，能够有效预防粘附卡钻和钻头泥包。

此外，还对2#和3#钻井液做了抗盐侵与抗钻屑(泥页岩)污染试验，试验结果见表5。随着钻屑、NaCl、CaSO4的加入，钻井液的粘度、切力与滤失量略有增加，pH值略有下降,而总体性能变化不大，表明该钻井液具有较好的抗污染能力。

5 现场应用与问题分析

5.1 钻井液现场应用

为保证中原沉积岩地区深部盐岩层取心钻探顺利进行，河南叶舞凹陷盐矿普查ZK3井使用上述三种钻井液配方在该区盐岩地层进行取心钻进工作，并取得了良好的使用效果。在应用过程中该钻井液性能稳定，没有出现因为泥页岩水化分散而导致的造浆问题，一开、二开和三开钻井液苏氏漏斗粘度分别在30s、37s和40s左右，二开后钻井液中压滤失量控制在15ml/30min以内，2000m以深控制在7ml/30min以内。现场固控设备组合为振动筛与除砂器，因固相清除能力有限，钻井液含砂量偏高。各层段钻井液性能参数见表6。

自1996m开始取心钻进，至2386m完钻，进尺390m，取心长度374.2m，取心率为95.9%，满足了取心率≥75%的要求；随井深增加，地面泥浆温度升高，完钻时实测井底温度为68℃，地面泥浆温度为45℃;由于井底温度较低，整个钻进过程中未观察到重结晶现象；Cl-含量始终保持在175000～186000mg/L左右，有效保证了含盐量始终维持在饱和状态，抑制了盐岩溶解；石膏含量0～8%不等，多呈粉末状及星点状分布，局部呈团块状分布，由于其溶解度较低，泥浆护胶充分且坂含较低，未观察到钙侵现象。初始钻速在1～2m/h，提高排量后钻速达到4m/h，取得了良好的提速效果，但是测井曲线表明，大排量冲洗条件下井径扩大率也有所增加。

5.2 现场问题分析

在ZK3井钻进过程中，当井深超过1500m时，钻速下降明显；绳索取心钻进时，因提升钻具阻力较大而出现埋钻事故。钻进效率低下除与钻头选型、钻压、转速等有关，还与排量及钻井液流变性能密切相关。如果钻屑不能被及时排出地面，在井底造成重复切削，必然导致钻速下降。表征钻井液携带钻屑能力的指标为携带比。

表5 钻井液抗污染试验

表6 典型地层钻井液性能参数

(1)

(2)

式(2)中：vc为雷诺数取2000时的临界返速，m/s；μp为塑性粘度，Pa·s；ρ为钻井液密度，g/cm3；τ0为动切力，Pa；D为井径，cm；d为钻杆或钻铤外径，cm。

结合现场钻具尺寸与井身结构，对钻进各阶段达到临界返速时所需临界排量进行了计算，并对不同排量条件下钻速、井眼扩大率、岩心冲蚀情况做了统计。如在全面钻进1652～1996m段，通过TBW1200与QZ3NB-800两种型号的泥浆泵进行对比试验，钻速由1.125～1.75m/h提高到3.125～3.375m/h，最大超径率由35.97%增至157.4%；在1996～2300m取心段，通过BW320与QZ3NB-800两种型号的泥浆泵进行对比试验，钻速由1～2m/h提高到4m/h，最大超径率由19.9%增大至123.3%。结果表明，无论是全面钻进还是取心钻进，在相同地质条件下，排量提高后钻速均大幅提高，井眼扩大率也随之增大，而岩心冲蚀程度变化不大。

6 结论

(1) 通过简化井身结构，采用石油钻探与绳索取心相结合的方法，大幅提高了取心速度。通过控制临界环空返速，适当提高排量成倍提高钻进速度。该工程的实施对今后深部盐岩层取心钻进工程具有良好的借鉴意义。

(2) 所优选钻井液体系针对性强，在上部泥岩地层实现了快速钻进，在岩盐取心地层有效控制了岩层蠕动变形与井壁冲刷溶蚀；三种钻井液体系易于现场转换与维护，控制了钻进成本，取得了良好的护壁、护心效果。

(3) 钻井液体系转换应在进入盐岩层顶板50m左右进行，转换过早成本较高，转换过晚易遭受盐钙侵；除合理控制钻井液密度外，工程上可配合划眼、短起下等措施以有效预防盐岩层钻进时发生阻卡。

(4) 随着深部探矿工程的不断推进，地质勘探单位在钻井液技术方面应给予足够的重视程度与投入力度，为安全、快速取心钻进创造良好的条件。

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Drilling Fluid Technology Suitable for Core Drilling in Deep Salt Beds

ZHENG Wen-long1, WU Xiao-ming1, WU Di1, XIAO Chang-bo2, LU Yu-bei3

(1.FacultyofEngineering,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan,Hubei430074; 2.SichuanInstituteofGeologicalEngineeringInvestigation,Chengdu,Sichua610041; 3.HenanResearchCenterofDeepPartProspectingEngineering,Zhengzhou,Henan450053)

With the function of the secondary stress field and the property of salt soluble in water, problems such as formation creeping, salt and calcium contamination often arise while drilling in deep salt beds. Unreasonable drilling parameters can result in low drilling efficiency and serious core washout. In this work, drilling equipment capacity deficiency is solved by combination of oil drilling and core drilling. With the CEC test, XRD test and different kinds of drilling fluid parameter tests, this work optimized the polymer drilling fluid system, unsaturated salt water drilling fluid system and saturated drilling fluid system for drilling in shale formations, salt-bearing strata and salt beds, respectively. Performances of the drilling fluids are stable, easy to transform and adjust. As a result, the borehole washing capability is improved by controlling critical annular velocity, and penetration rate is enhanced by increasing flow rates.

salt bed, core drilling, drilling fluid, borehole stability, core washing out, critical annular velocity, Yewu sag, Henan

2015-06-15；

2015-08-18；[责任编辑]郝情情。

河南省国土资源厅地质矿产科技攻关项目《豫西复杂地层快速钻探技术研究》(编号：2011-622-11)资助。

郑文龙(1988年-)，男，中国地质大学(武汉)博士研究生在读，主要从事钻井液与压裂液方面研究工作。E-mail：15138480305@163.com。

TE254

A

0495-5331(2015)05-0977-07