2024年6月10日发(作者：东郭良吉)
２０１０年第９期 西部探矿工程 ２９
ＴＫ１ ２２８井三开膏盐层钻井液技术
陈红壮 ，黄河淳，高 伟
（中石化德州石油钻井研究所，山东德州２５３０００）
摘要：塔河油田１２区盐膏层相对于其它区块，主要表现为１２区的盐膏层埋藏深、盐膏层塑性蠕变
速率大、施工钻井液密度高等特点。ＴＫ１２２８井改变传统承压堵漏长裸眼穿盐技术，采用盐层及盐下
井段为专封井身结构，高密度钻井液下防止东河塘组压差卡钻，揭开柯坪塔格组不整合面防止井漏，
以及高压差和高蠕变速率下 ２０６．４ｍｍ＋ １７７．８ｍｍ复合套管的顺利下到位成为技术难点。
关键词：欠饱和盐水钻井液；盐膏层；Ｃ１一含量；密度；蠕变速率；井漏
中图分类号：ＴＥ２５４文献标识码：Ｂ文章编号：１０Ｏ４—５７１６（２０１０）Ｏ９一Ｏ０２９—０４
ＴＫ１２２８井是西北油田分公司在塔河油田１２区阿
克库勒凸起西南斜坡上布置的一口盐下开发井，采用四
不同设计两套施工方案，钻井液密度小于１．６５ｇ／ｃｍ３
采用方案一，否则按方案二施工。实际施工过程根据井
下情况钻井液密度控制在１．６９～１．７２ｇ／ｃｍ。，首选方案
一
级结构，井身结构设计与实钻情况对比见表１。
考虑到邻井出现的复杂情况，本井根据钻井液密度
，
出现井漏后，最终按照方案二中完。
表１ ＴＫ１２２８井设计与实钻井身结构对比
１钻井液技术难点
（１）盐层蠕变阻卡：该井盐层埋藏在５６９２ｍ以深，
（４）膏盐层 ２０６ｍｍ＋ １７７．８ｍｍ复合套管的下
入：膏盐层厚壁套管与井眼的小间隙、盐层蠕变缩径、高
盐顶上覆地层压力当量密度为２．４０ｇ／ｃｍ。，只有控制合
理的钻井液密度才能有效的平衡地层压力和消除盐膏
层的蠕变缩径，否则易发生盐层缩径卡钻。
压差等复杂情况下使复合套管的下入风险剧增。
２钻井液体系的选择
２．１邻井的施工概况及存在的技术问题
（２）东河塘组存在压差卡钻风险：东河塘组地层孔
隙压力为１．１３ｇ／ｃｍ。，存在大段的高渗透性石英砂岩，
高密度下易发生吸附压差卡钻。
（３）柯坪塔格组易发生严重井漏：柯坪塔格组地层
（１）ＡＤ３井盐层埋藏在５６７６ｍ以深，采用长裸眼穿
盐井身结构，经过９次承压堵漏７次重新穿盐之后，终
因盐层蠕变太快（最大蠕变速率４．５９ｍｍ／ｈ）无法满足
下入 ２７３．Ｉｍｍ套管要求，改为盐层专封结构，选择阳
微裂隙发育且有不整合面存在，高密度钻井液施工过程
离子悬浮液欠饱和盐水钻井液体系，钻井液密度控制在
１．７３～１．８０ｇ／ｃｍ。。
揭开不整合面将极易发生恶性井漏。
＊收稿日期：２００９—１ｌ一１２
第一作者简介：陈红壮（１９８３一），男（汉族），甘肃静宁县人，助理工程师，现从事石油钻井工程技术工作。
西部探矿工程
（２）ＴＫｌ２２５井盐层埋藏在５７８４ｍ以深，采用盐下
２０１０年第９期
长裸眼井身结构，以钻井液密度１．７０ｇ／ｃｍ。，Ｃ１一含量
１１００００ｍｇ／Ｌ开钻，具体施工过程逐步提高钻井液密度
至１．７６ｇ／ｃｍ３，在东河塘组６１５６ｍ发生卡钻，解卡后降
低钻井液密度为１．７４ｇ／ｃｍ。钻至６２６０．７４ｍ发生井漏
（层位Ｓ ｋ），经过多次堵漏后下入 ２０６ｍｍ＋
ｊ２ｊ１７７．８ｍｍ复合套管。
（３）ＴＫ１２３９井盐顶位于５６５８ｍ，以钻井液密度
１．６８ｇ／ｃｍ￣，Ｃ１一含量９５０００ｍｇ／Ｌ开钻，施工过程钻井
液密度控制在ｌ－７０～１．７２ｇ／ｃｍ３，顺利钻至Ｏａｓ提前中
完，盐层蠕变速率为２．１２ｍｍ／ｈ，下 ２０６ｍｍ＋
ｊ２『１７７．８ｍｍ复合套管至６１３５ｍ时发生卡套管事故，后
定，抑制地层造浆和抗污染，流变性易于控制，同时
该体系主要适用于盐膏层和低压漏失层同在一个裸
眼，钻井液密度提高受限的情况下，通过盐的溶解减
缓盐层蠕变。考虑到本井三开将钻遇地层压力低的
东河塘组、柯坪塔格组以及桑塔木组地层，存在很大
的压差卡钻的风险，根据邻井出现的复杂情况，本开
次采用聚磺混油欠饱和盐水钻井液体系，向欠饱和
盐水钻井液中混入４％～６％的轻质原油，增加钻井
液的润滑性和抑制性。
３钻井液工艺技术措施及实施效果
３．１欠饱和盐水钻井液体系转化实验
从５４３１ｍ侧钻，改为盐层专封结构。
２．２钻井液体系的合理选择
欠饱和盐水钻井液体系由于矿化度高，具有较
强的抑制性，能够有效的抑制泥岩水化，保持井壁稳
为保证顺利完成欠饱和盐水钻井液体系的转换工
作，现场转换之前通过２９组室内实验确定出转换配方，
即按照井浆：胶液一２：１混合均匀后，循环过程加入
１３ ９／６的工业盐之后加重至１．６５ｇ／ｃｍ３。欠饱和盐水钻
井液体系转换部分室内实验数据记录见表２。
表２欠饱和盐水钻井液体系转换室内实验
序号 实验配方
Ｐ ｎ１Ｐａ・ｓ） ｙＰ（Ｐａ） Ｚ（Ｐａ）
钻井液性能
（ｒｎＬ） Ｃ１一（１０ ｒｎｇ／Ｌ）Ｖｂ（ｇ／Ｌ）
井浆 ２８ ６．５ １．５／４．５ ３．２
井浆：胶液１＝２：１
井浆：胶液１—３：２
井浆：胶液２－－２：Ｉ
井浆：胶液２＝２．５：１
３３
２２
３０
３２
０．５
０．５
１２
－３
０．５／２．５
ｏｌｏ
１。５／３３．５
０．５／０．５
６．８
ＩＯ．８
７．４
７．ｏ
Ｈ一一１ ５ ５ ５ Ｏ ，ｎ
１ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ
７ ３ ４ １ ７ ７ ３
井浆：胶液３．－２：１＝
井浆：胶液３＝１．５：１
井浆：胶液４＝２：１
３２
４３
２７
２
４
３．５
ｏ．５／１３
１／１．５
ｏ．２５／１．５
５．６
８
６．３
注：按照配方混合加入１３ 的工业盐后加重至１．６５ｇ／ｃｍ３，在１２０￣Ｃ下热滚１８ｈ后测得室温性能。
主詈 ∞船
胶液配方１：５ ＳＭＰ一２＋５ ＳＰＣ一２２０十４
ＳＰＮＨ
Ｏ ８
液体系的转换。
３．２盐层蠕变缩径的控制 ．
胶液配方２：６ ＳＭＰ一２＋５ ＳＰＮＨ＋５ ＳＰＣ一
２２０ｔｏ．５ Ｎａ２ ＣＯ ＋ＮａＯＨ
盐膏层钻井主要难题在于盐岩、软泥盐的塑性
变形和蠕变，盐岩、石膏的溶解使井径扩大，出现井
胶液配方３：６ ＳＭＰ～２＋５ ＳＰＣ一２２０＋５
ＳＰＮＨ＋ＮａＯＨ
胶液配方４：０．６％Ｎａ２Ｃ ＋６％ＳＭＰ一２＋６
ＳＰＣ＋４ ＣＸＰ一２＋３ ＧＩ Ａ＋０．５ ＫＡＰＭ
通过实验记录表数据显示４号和６号两组实验较
为接近，同时钻井液高温后性能较为满足施工要求，因
此确定体系转换胶液配方为６ ９／６ＳＭＰ一２＋５ ＳＰＣ一
２２０＋５ ＳＰＮＨ，ＮａＯＨ、Ｎａ２ＣＯｓ的加量根据ｐＨ的要
求以及钻井液受污染程度确定，钻井液坂土含量根据实
验确定为２５￣３０ｇ／Ｌ，维护过程控制在２８ｇ／Ｉ 。按照室
内实验配方和实验步骤顺利完成三开欠饱和盐水钻井
壁垮塌。为解决这些井下复杂问题采用聚磺欠饱和
盐水钻井液体系，该体系根据盐底上覆地层承压能
力选择合适的钻井液密度来平衡地层压力，防止地
层的塑性变形；根据盐层蠕变情况，采用适当的含盐
量，通过调节含盐量既能随时溶解蠕变到井内的塑
性盐层，提高钻井液的抑制性，避免出现阻卡，又能
防止地层盐过度溶解造成井径扩大乃至泥岩框架坍
塌等复杂情况。
３．２．１合理钻井液密度控制
本井盐膏层开钻初期根据地质提示和邻井实钻钻
井液密度控制情况，以钻井液密度１．６７ｇ／ｃｍ。开钻，采
２０１０年第９期 西部探矿工程 ３ｌ
一１／
用“进一退三”措施，及时通过短起下钻情况掌握井下盐
层的蠕变情况，以达到找出合理钻井液密度控制范围和
确保安全时间。三开期间短起下钻情况统计如表３所
示。
叭叭Ｈ
表３ ＴＫ１２２８井膏盐层短起下钻（包括起下钻）情况统计
ＴＫ１２２８井三开优选方案一施工，以钻井液密度 井液密度随井深变化曲线如图１所示。
１．６７ｇ／ｃｍ３开钻，根据钻井液密度控制技术措施三开钻 ３．２．２钻井液中Ｃｌ一含量的控制
１．７５
１．７３
—
三１．７ｌ
受１．６９
１．６７
１．６５
５７６２ ５８２４ ５９３７ ６０１２
钻井液密度（ｇ／ｃｍ ）
图１三开钻井液密度随井深变化曲线
本井欠饱和盐水钻井液中Ｃｌ一含量的控制思路是
Ｃｌ一含量基本达到饱和状态，现场将井底返出高Ｃｒ含
在转型初期选择相对较低的Ｃｌ一含量（Ｃ１一含量在
量的钻井液单独收集储备，向循环钻井液中大剂量补充
９００００ｍｇ／Ｌ）开钻，钻进过程中溶解盐层自然增长，当
胶液维持钻井液量和性能稳定，同时降低Ｃｌ一含量控制
Ｃｌ＿Ｉ含量达到１４００００ｍｇ／Ｌ之后开始逐步控制自然增 在１５００００ｍｇ／Ｌ左右，本井段Ｃｌ一含量控制如图２所
长，钻井液在井内长时间静止之后，井底返出钻井液中
示。
井深（ｍ）
图２三开钻井液中ａ一含量控制图
３．３高压差下东河塘组钻井液技术
－
８０改善原油的乳化能力，提高钻井液整体润滑性能。
东河塘组地层岩性以中细石英砂岩为主，渗透性
三开加入原油之后泥饼摩阻基本控制在０．０３４９之内，
强，地层当量密度为１．１３ｇ／ｃｍ３，高密度钻井液施工过
高润滑性低摩阻保证了高密度情况下顺利钻穿视厚达
程极易发生压差卡钻。本井在施工过程进入东河塘组 １３４ｍ的东河塘砂岩。
之前通过胶液中加大ＧＬＡ和ＹＫ—Ｈ沥青类材料的含 ３．４高密度下柯坪塔格组钻井液技术
量达到３ ，以达到改善泥饼质量。根据邻井出现压差
柯坪塔格组地层以粉砂岩与泥岩互层，地层当量密
卡钻的教训分三次向钻井液中混入原油１５ｍ。，加入ＳＰ
度为１．１０ｇ／ｃｍ３，地层破裂压力当量密度为１．８９ｇ／ｃｍ３，
３２ 西部探矿工程 ２０１０年第９期
由于地层层理和微裂缝发育且存在不整合面，三开最高
钻井液密度１．７４ｇ／ｃｍ３下极易压漏地层发生恶性井
漏。向胶液中增加ＧＩＡ、ＰＢ一１和ＮＰＩ 一２等封堵性
材料的加入量以改善泥饼质量，增加地层承压能力。下
钻过程通过采用分段循环的形式破坏网架结构，防止长
时间静止后开泵引起压力激动导致恶性井漏。三开期
间ＧＬＡ的加量达２．５ ，ＰＢ一１和ＮＰＩ 一２的加量达
０．４５ ，同时控制坂土含量在２３．５～２６．７ｇ／Ｌ，动塑比
控制在０．３～０．５之间，钻井液流型较好。
３．５测井下套管钻井液技术
为保证电测和下套管作业施工一次到位，基于钻进
过程对井下情况的认真分析，针对６０ｍ膏盐层的特殊
井段，在电测下套管前钻井液处理过程有针对性的进行
封井作业，即分盐层井段和盐下井段两部分封井作业。
初选择较欠的Ｃｌ一含量开钻到后来逐步稳定的措施，既
缓慢增加Ｃｌ一含量又能够很好的抑制溶解。欠饱和盐
水钻井液体系在盐膏层相对纯的井段钻井液中Ｃｒ含
量控制在１５００００ｍｇ／Ｉ 左右能够很好的抑制盐层蠕变
而不引起井下复杂。
（３）技术措施得当，从未因钻井液问题发生复杂情
况。基于对井下情况的认真分析，对各井段可能出现的
复杂情况制定了技术措施，安全顺利钻穿盐膏层和东河
塘组大段砂岩，有针对性的进行电测和下套管前钻井液
性能调整的室内配方实验，最终以高润滑性低Ｃｒ含量
和强封堵性的封井浆封井，中完电测下套管一次到位。
５结论及建议
（１）本井段钻井液密度控制在１．７０～１．７２ｇ／ｃｍａ
能够很好的抑制盐层塑性蠕变引起的阻卡问题。
盐层井段的封井浆采用加入稀胶液的形式降低钻井液
中Ｃｌ一含量（Ｃ１一含量控制在１３００００￣１４００００ｍｇ／Ｉ 之
间），钻井液密度控制在１．７２～１．７３ｇ／ｃｍ。左右，同时
加入５ 的原油以增加钻井液的润滑性；盐下井段主要
存在大段砂岩，该井段的封井亦以低粘切高润滑性为
主，封井浆中原油含量达到５ ，粘度控制在５５～６０ｓ
之间，封井浆中针对性的加入沥青和无渗透油层保护剂
ＮＰＩ 一２增加钻井液的封堵性承压能力。根据邻井出
现复合套管挤坏情况，本井最终决定全程扩孔后全井段
下人 ２０６ｍｍ厚壁套管，套管下深５９６７．５ｍ。
４施工效果分析
（２）有针对性的进行电测和下套管前钻井液性能调
整的室内配方实验，最终以高润滑性低Ｃｌ一含量和强封
堵性的封井浆封井，中完电测下套管一次到位。
（３）针对塔河油田１２区的具体情况，建议在钻穿盐
膏层时采用欠饱和盐水混油钻井液体系，既可以抑制盐
膏层的溶解与蠕变，又可以提高钻井液的润滑性与高温
稳定性，有效的减少井下复杂情况的发生。
参考文献：
Ｉ－１］邱正松，丁锐，李健鹰，等．塔西南琼库恰克地区膏泥层井
壁稳定性研究［Ｊ］．钻井液与完井液，１９９５，１２（３）：６５－６９．
［２］孟庆生，江山红，石秉忠．塔河油田盐膏层钻井液技术［Ｊ］．
钻井液与完井液，２００２，１９（６）：７４—７６．
（１）钻井液性能控制良好，无大起大落现象。钻井
液粘度控制在５５￣６８ｓ之间，密度根据短起下钻情况控
制在１．７０～１．７２ｇ／ｃｍａ，Ｃ１一含量控制在１５００００ｍｇ／Ｉ
［３］钱晓琳，于培志，牛晓．艾丁一３井三开井段钻井液体系转
换技术［Ｊ］．钻采工艺，２００８，３１（６）：１１６－１１７．
左右，钻井液流型控制良好，动塑比控制在０．３～Ｏ．５之
间。
Ｉ－４］唐继平，王书琪，陈勉．盐膏层钻井理论与实践Ｉ－Ｍ］．北京：
石油工业出版社，２００４．
（２）钻井液密度和Ｃｌ一含量控制合理。本井段钻井
液密度控制在１．７Ｏ～１．７２ｇ／ｃｍ。能够很好的抑制盐层
塑性蠕变引起的阻卡问题。Ｃｒ含量控制技术到位，最
（上接第２８页）
ＴｈｅＳｅａｌｉｎｇＣｈａｒａｃｔｅｒｓ ａｎｄ Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ
Ｅｓ］焉捷年，黄林基．钻井液优化设计与实用技术Ｉ－Ｍ］．石油大
学出版社，１９９３．
ｓｅａｌｅｄ ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ ｖａｌｖｅ ｉＳ ｍｏｒｅ ｃｏｍｐｌｅｘ ｔｈａｎ
ｔｈｅ ｏｎｅ ｉｎ ｔｈｅ ｓｕｒｆａｃｅ．Ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ，ｔｈｅ ｖａｌｖｅ ｉｓ ｇｅｎｅｒａｌｉｚｅｄ ｉｎ－
ｔｏ ｔｗｏ ｋｉｎｄｓ：ｔｈｅ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｐａｃｋｅｄ ｓｅａｌ ｗｉｔｈ ｎｏ ｒｅｖｅａｌｉｎｇ ａｎｄ
ｔｈｅ ｆｌｕｉｄｉｃ ｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｄ ｓｉｄｅ ｔｏ ｓｉｄｅ ｓｅａｌ ｗｉｔｈ ｔｉｎｙ ｒｅｖｅａｌｉｎｇ．
Ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ Ｖａｌｖｅ ｉｎ Ｏｉｌ／Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ
ＢＡＩ Ｘｉａｏ－ｊｉｅ，ＨＡＮ Ｙｕ－ａｎ，ＨＡＮ Ｈａｉ－ｓｈｅｎｇ
（Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ￣Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｄａｑｉｎｇ
Ｄｒｉｌｌｉｎｇ ａｎｄ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｄａｑｉｎｇ
Ｔｈｅ ａｕｔｈｏｒ ｍａｋｅｓ ｔｈｅ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ａｎａｌｙｓｉｓ ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｔｈｅｏｒｙ
ｏｆｓｅａｌ，ｔｈｅ ｐｒｏｐｅｒｔｙ ｏｆ ｓｅａｌ ａｎｄ ｓｅａ１ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ．Ａｎｄ ｈｅ ｓｅｔｓ
ｏｕｔ １ ５ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｗｈｉｃｈ ｃａｎ ｌｉｍｉｔ ｔｈｅ ｓｅａｌａｂｉｌｉｔｙ ｏｆｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ
Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ １６３４１３，Ｃｈｉｎａ）
ｖａｌｖｅ．Ｉｔ ｃａｎ ｂｅ ｖａｌｕａｂｌｅ ｔＯ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎ，ｔｒｅａｔｍｅｎｔ，ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ
ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ．
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ ｖａｌｖｅ ｏｆ ｏｉｌ／ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｉｓ ｒｅｓｔｒｉｃｔｅｄ ｂｙ
ｗｅｌｌｂｏｒｅ ｓｉｚｅ ａｎｄ ｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ．Ｔｈｅｈｅｒｍｅｔｉｃａｌｔｙ
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ ｖａｌｖｅ￣ｓｅａｌ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ；ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ｒｅ～
ｓｅａｒｃｈ；ｓｅａｌａｂｉｌｉｔｙ
2024年6月10日发(作者：东郭良吉)
２０１０年第９期 西部探矿工程 ２９
ＴＫ１ ２２８井三开膏盐层钻井液技术
陈红壮 ，黄河淳，高 伟
（中石化德州石油钻井研究所，山东德州２５３０００）
摘要：塔河油田１２区盐膏层相对于其它区块，主要表现为１２区的盐膏层埋藏深、盐膏层塑性蠕变
速率大、施工钻井液密度高等特点。ＴＫ１２２８井改变传统承压堵漏长裸眼穿盐技术，采用盐层及盐下
井段为专封井身结构，高密度钻井液下防止东河塘组压差卡钻，揭开柯坪塔格组不整合面防止井漏，
以及高压差和高蠕变速率下 ２０６．４ｍｍ＋ １７７．８ｍｍ复合套管的顺利下到位成为技术难点。
关键词：欠饱和盐水钻井液；盐膏层；Ｃ１一含量；密度；蠕变速率；井漏
中图分类号：ＴＥ２５４文献标识码：Ｂ文章编号：１０Ｏ４—５７１６（２０１０）Ｏ９一Ｏ０２９—０４
ＴＫ１２２８井是西北油田分公司在塔河油田１２区阿
克库勒凸起西南斜坡上布置的一口盐下开发井，采用四
不同设计两套施工方案，钻井液密度小于１．６５ｇ／ｃｍ３
采用方案一，否则按方案二施工。实际施工过程根据井
下情况钻井液密度控制在１．６９～１．７２ｇ／ｃｍ。，首选方案
一
级结构，井身结构设计与实钻情况对比见表１。
考虑到邻井出现的复杂情况，本井根据钻井液密度
，
出现井漏后，最终按照方案二中完。
表１ ＴＫ１２２８井设计与实钻井身结构对比
１钻井液技术难点
（１）盐层蠕变阻卡：该井盐层埋藏在５６９２ｍ以深，
（４）膏盐层 ２０６ｍｍ＋ １７７．８ｍｍ复合套管的下
入：膏盐层厚壁套管与井眼的小间隙、盐层蠕变缩径、高
盐顶上覆地层压力当量密度为２．４０ｇ／ｃｍ。，只有控制合
理的钻井液密度才能有效的平衡地层压力和消除盐膏
层的蠕变缩径，否则易发生盐层缩径卡钻。
压差等复杂情况下使复合套管的下入风险剧增。
２钻井液体系的选择
２．１邻井的施工概况及存在的技术问题
（２）东河塘组存在压差卡钻风险：东河塘组地层孔
隙压力为１．１３ｇ／ｃｍ。，存在大段的高渗透性石英砂岩，
高密度下易发生吸附压差卡钻。
（３）柯坪塔格组易发生严重井漏：柯坪塔格组地层
（１）ＡＤ３井盐层埋藏在５６７６ｍ以深，采用长裸眼穿
盐井身结构，经过９次承压堵漏７次重新穿盐之后，终
因盐层蠕变太快（最大蠕变速率４．５９ｍｍ／ｈ）无法满足
下入 ２７３．Ｉｍｍ套管要求，改为盐层专封结构，选择阳
微裂隙发育且有不整合面存在，高密度钻井液施工过程
离子悬浮液欠饱和盐水钻井液体系，钻井液密度控制在
１．７３～１．８０ｇ／ｃｍ。。
揭开不整合面将极易发生恶性井漏。
＊收稿日期：２００９—１ｌ一１２
第一作者简介：陈红壮（１９８３一），男（汉族），甘肃静宁县人，助理工程师，现从事石油钻井工程技术工作。
西部探矿工程
（２）ＴＫｌ２２５井盐层埋藏在５７８４ｍ以深，采用盐下
２０１０年第９期
长裸眼井身结构，以钻井液密度１．７０ｇ／ｃｍ。，Ｃ１一含量
１１００００ｍｇ／Ｌ开钻，具体施工过程逐步提高钻井液密度
至１．７６ｇ／ｃｍ３，在东河塘组６１５６ｍ发生卡钻，解卡后降
低钻井液密度为１．７４ｇ／ｃｍ。钻至６２６０．７４ｍ发生井漏
（层位Ｓ ｋ），经过多次堵漏后下入 ２０６ｍｍ＋
ｊ２ｊ１７７．８ｍｍ复合套管。
（３）ＴＫ１２３９井盐顶位于５６５８ｍ，以钻井液密度
１．６８ｇ／ｃｍ￣，Ｃ１一含量９５０００ｍｇ／Ｌ开钻，施工过程钻井
液密度控制在ｌ－７０～１．７２ｇ／ｃｍ３，顺利钻至Ｏａｓ提前中
完，盐层蠕变速率为２．１２ｍｍ／ｈ，下 ２０６ｍｍ＋
ｊ２『１７７．８ｍｍ复合套管至６１３５ｍ时发生卡套管事故，后
定，抑制地层造浆和抗污染，流变性易于控制，同时
该体系主要适用于盐膏层和低压漏失层同在一个裸
眼，钻井液密度提高受限的情况下，通过盐的溶解减
缓盐层蠕变。考虑到本井三开将钻遇地层压力低的
东河塘组、柯坪塔格组以及桑塔木组地层，存在很大
的压差卡钻的风险，根据邻井出现的复杂情况，本开
次采用聚磺混油欠饱和盐水钻井液体系，向欠饱和
盐水钻井液中混入４％～６％的轻质原油，增加钻井
液的润滑性和抑制性。
３钻井液工艺技术措施及实施效果
３．１欠饱和盐水钻井液体系转化实验
从５４３１ｍ侧钻，改为盐层专封结构。
２．２钻井液体系的合理选择
欠饱和盐水钻井液体系由于矿化度高，具有较
强的抑制性，能够有效的抑制泥岩水化，保持井壁稳
为保证顺利完成欠饱和盐水钻井液体系的转换工
作，现场转换之前通过２９组室内实验确定出转换配方，
即按照井浆：胶液一２：１混合均匀后，循环过程加入
１３ ９／６的工业盐之后加重至１．６５ｇ／ｃｍ３。欠饱和盐水钻
井液体系转换部分室内实验数据记录见表２。
表２欠饱和盐水钻井液体系转换室内实验
序号 实验配方
Ｐ ｎ１Ｐａ・ｓ） ｙＰ（Ｐａ） Ｚ（Ｐａ）
钻井液性能
（ｒｎＬ） Ｃ１一（１０ ｒｎｇ／Ｌ）Ｖｂ（ｇ／Ｌ）
井浆 ２８ ６．５ １．５／４．５ ３．２
井浆：胶液１＝２：１
井浆：胶液１—３：２
井浆：胶液２－－２：Ｉ
井浆：胶液２＝２．５：１
３３
２２
３０
３２
０．５
０．５
１２
－３
０．５／２．５
ｏｌｏ
１。５／３３．５
０．５／０．５
６．８
ＩＯ．８
７．４
７．ｏ
Ｈ一一１ ５ ５ ５ Ｏ ，ｎ
１ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ
７ ３ ４ １ ７ ７ ３
井浆：胶液３．－２：１＝
井浆：胶液３＝１．５：１
井浆：胶液４＝２：１
３２
４３
２７
２
４
３．５
ｏ．５／１３
１／１．５
ｏ．２５／１．５
５．６
８
６．３
注：按照配方混合加入１３ 的工业盐后加重至１．６５ｇ／ｃｍ３，在１２０￣Ｃ下热滚１８ｈ后测得室温性能。
主詈 ∞船
胶液配方１：５ ＳＭＰ一２＋５ ＳＰＣ一２２０十４
ＳＰＮＨ
Ｏ ８
液体系的转换。
３．２盐层蠕变缩径的控制 ．
胶液配方２：６ ＳＭＰ一２＋５ ＳＰＮＨ＋５ ＳＰＣ一
２２０ｔｏ．５ Ｎａ２ ＣＯ ＋ＮａＯＨ
盐膏层钻井主要难题在于盐岩、软泥盐的塑性
变形和蠕变，盐岩、石膏的溶解使井径扩大，出现井
胶液配方３：６ ＳＭＰ～２＋５ ＳＰＣ一２２０＋５
ＳＰＮＨ＋ＮａＯＨ
胶液配方４：０．６％Ｎａ２Ｃ ＋６％ＳＭＰ一２＋６
ＳＰＣ＋４ ＣＸＰ一２＋３ ＧＩ Ａ＋０．５ ＫＡＰＭ
通过实验记录表数据显示４号和６号两组实验较
为接近，同时钻井液高温后性能较为满足施工要求，因
此确定体系转换胶液配方为６ ９／６ＳＭＰ一２＋５ ＳＰＣ一
２２０＋５ ＳＰＮＨ，ＮａＯＨ、Ｎａ２ＣＯｓ的加量根据ｐＨ的要
求以及钻井液受污染程度确定，钻井液坂土含量根据实
验确定为２５￣３０ｇ／Ｌ，维护过程控制在２８ｇ／Ｉ 。按照室
内实验配方和实验步骤顺利完成三开欠饱和盐水钻井
壁垮塌。为解决这些井下复杂问题采用聚磺欠饱和
盐水钻井液体系，该体系根据盐底上覆地层承压能
力选择合适的钻井液密度来平衡地层压力，防止地
层的塑性变形；根据盐层蠕变情况，采用适当的含盐
量，通过调节含盐量既能随时溶解蠕变到井内的塑
性盐层，提高钻井液的抑制性，避免出现阻卡，又能
防止地层盐过度溶解造成井径扩大乃至泥岩框架坍
塌等复杂情况。
３．２．１合理钻井液密度控制
本井盐膏层开钻初期根据地质提示和邻井实钻钻
井液密度控制情况，以钻井液密度１．６７ｇ／ｃｍ。开钻，采
２０１０年第９期 西部探矿工程 ３ｌ
一１／
用“进一退三”措施，及时通过短起下钻情况掌握井下盐
层的蠕变情况，以达到找出合理钻井液密度控制范围和
确保安全时间。三开期间短起下钻情况统计如表３所
示。
叭叭Ｈ
表３ ＴＫ１２２８井膏盐层短起下钻（包括起下钻）情况统计
ＴＫ１２２８井三开优选方案一施工，以钻井液密度 井液密度随井深变化曲线如图１所示。
１．６７ｇ／ｃｍ３开钻，根据钻井液密度控制技术措施三开钻 ３．２．２钻井液中Ｃｌ一含量的控制
１．７５
１．７３
—
三１．７ｌ
受１．６９
１．６７
１．６５
５７６２ ５８２４ ５９３７ ６０１２
钻井液密度（ｇ／ｃｍ ）
图１三开钻井液密度随井深变化曲线
本井欠饱和盐水钻井液中Ｃｌ一含量的控制思路是
Ｃｌ一含量基本达到饱和状态，现场将井底返出高Ｃｒ含
在转型初期选择相对较低的Ｃｌ一含量（Ｃ１一含量在
量的钻井液单独收集储备，向循环钻井液中大剂量补充
９００００ｍｇ／Ｌ）开钻，钻进过程中溶解盐层自然增长，当
胶液维持钻井液量和性能稳定，同时降低Ｃｌ一含量控制
Ｃｌ＿Ｉ含量达到１４００００ｍｇ／Ｌ之后开始逐步控制自然增 在１５００００ｍｇ／Ｌ左右，本井段Ｃｌ一含量控制如图２所
长，钻井液在井内长时间静止之后，井底返出钻井液中
示。
井深（ｍ）
图２三开钻井液中ａ一含量控制图
３．３高压差下东河塘组钻井液技术
－
８０改善原油的乳化能力，提高钻井液整体润滑性能。
东河塘组地层岩性以中细石英砂岩为主，渗透性
三开加入原油之后泥饼摩阻基本控制在０．０３４９之内，
强，地层当量密度为１．１３ｇ／ｃｍ３，高密度钻井液施工过
高润滑性低摩阻保证了高密度情况下顺利钻穿视厚达
程极易发生压差卡钻。本井在施工过程进入东河塘组 １３４ｍ的东河塘砂岩。
之前通过胶液中加大ＧＬＡ和ＹＫ—Ｈ沥青类材料的含 ３．４高密度下柯坪塔格组钻井液技术
量达到３ ，以达到改善泥饼质量。根据邻井出现压差
柯坪塔格组地层以粉砂岩与泥岩互层，地层当量密
卡钻的教训分三次向钻井液中混入原油１５ｍ。，加入ＳＰ
度为１．１０ｇ／ｃｍ３，地层破裂压力当量密度为１．８９ｇ／ｃｍ３，
３２ 西部探矿工程 ２０１０年第９期
由于地层层理和微裂缝发育且存在不整合面，三开最高
钻井液密度１．７４ｇ／ｃｍ３下极易压漏地层发生恶性井
漏。向胶液中增加ＧＩＡ、ＰＢ一１和ＮＰＩ 一２等封堵性
材料的加入量以改善泥饼质量，增加地层承压能力。下
钻过程通过采用分段循环的形式破坏网架结构，防止长
时间静止后开泵引起压力激动导致恶性井漏。三开期
间ＧＬＡ的加量达２．５ ，ＰＢ一１和ＮＰＩ 一２的加量达
０．４５ ，同时控制坂土含量在２３．５～２６．７ｇ／Ｌ，动塑比
控制在０．３～０．５之间，钻井液流型较好。
３．５测井下套管钻井液技术
为保证电测和下套管作业施工一次到位，基于钻进
过程对井下情况的认真分析，针对６０ｍ膏盐层的特殊
井段，在电测下套管前钻井液处理过程有针对性的进行
封井作业，即分盐层井段和盐下井段两部分封井作业。
初选择较欠的Ｃｌ一含量开钻到后来逐步稳定的措施，既
缓慢增加Ｃｌ一含量又能够很好的抑制溶解。欠饱和盐
水钻井液体系在盐膏层相对纯的井段钻井液中Ｃｒ含
量控制在１５００００ｍｇ／Ｉ 左右能够很好的抑制盐层蠕变
而不引起井下复杂。
（３）技术措施得当，从未因钻井液问题发生复杂情
况。基于对井下情况的认真分析，对各井段可能出现的
复杂情况制定了技术措施，安全顺利钻穿盐膏层和东河
塘组大段砂岩，有针对性的进行电测和下套管前钻井液
性能调整的室内配方实验，最终以高润滑性低Ｃｒ含量
和强封堵性的封井浆封井，中完电测下套管一次到位。
５结论及建议
（１）本井段钻井液密度控制在１．７０～１．７２ｇ／ｃｍａ
能够很好的抑制盐层塑性蠕变引起的阻卡问题。
盐层井段的封井浆采用加入稀胶液的形式降低钻井液
中Ｃｌ一含量（Ｃ１一含量控制在１３００００￣１４００００ｍｇ／Ｉ 之
间），钻井液密度控制在１．７２～１．７３ｇ／ｃｍ。左右，同时
加入５ 的原油以增加钻井液的润滑性；盐下井段主要
存在大段砂岩，该井段的封井亦以低粘切高润滑性为
主，封井浆中原油含量达到５ ，粘度控制在５５～６０ｓ
之间，封井浆中针对性的加入沥青和无渗透油层保护剂
ＮＰＩ 一２增加钻井液的封堵性承压能力。根据邻井出
现复合套管挤坏情况，本井最终决定全程扩孔后全井段
下人 ２０６ｍｍ厚壁套管，套管下深５９６７．５ｍ。
４施工效果分析
（２）有针对性的进行电测和下套管前钻井液性能调
整的室内配方实验，最终以高润滑性低Ｃｌ一含量和强封
堵性的封井浆封井，中完电测下套管一次到位。
（３）针对塔河油田１２区的具体情况，建议在钻穿盐
膏层时采用欠饱和盐水混油钻井液体系，既可以抑制盐
膏层的溶解与蠕变，又可以提高钻井液的润滑性与高温
稳定性，有效的减少井下复杂情况的发生。
参考文献：
Ｉ－１］邱正松，丁锐，李健鹰，等．塔西南琼库恰克地区膏泥层井
壁稳定性研究［Ｊ］．钻井液与完井液，１９９５，１２（３）：６５－６９．
［２］孟庆生，江山红，石秉忠．塔河油田盐膏层钻井液技术［Ｊ］．
钻井液与完井液，２００２，１９（６）：７４—７６．
（１）钻井液性能控制良好，无大起大落现象。钻井
液粘度控制在５５￣６８ｓ之间，密度根据短起下钻情况控
制在１．７０～１．７２ｇ／ｃｍａ，Ｃ１一含量控制在１５００００ｍｇ／Ｉ
［３］钱晓琳，于培志，牛晓．艾丁一３井三开井段钻井液体系转
换技术［Ｊ］．钻采工艺，２００８，３１（６）：１１６－１１７．
左右，钻井液流型控制良好，动塑比控制在０．３～Ｏ．５之
间。
Ｉ－４］唐继平，王书琪，陈勉．盐膏层钻井理论与实践Ｉ－Ｍ］．北京：
石油工业出版社，２００４．
（２）钻井液密度和Ｃｌ一含量控制合理。本井段钻井
液密度控制在１．７Ｏ～１．７２ｇ／ｃｍ。能够很好的抑制盐层
塑性蠕变引起的阻卡问题。Ｃｒ含量控制技术到位，最
（上接第２８页）
ＴｈｅＳｅａｌｉｎｇＣｈａｒａｃｔｅｒｓ ａｎｄ Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ
Ｅｓ］焉捷年，黄林基．钻井液优化设计与实用技术Ｉ－Ｍ］．石油大
学出版社，１９９３．
ｓｅａｌｅｄ ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ ｖａｌｖｅ ｉＳ ｍｏｒｅ ｃｏｍｐｌｅｘ ｔｈａｎ
ｔｈｅ ｏｎｅ ｉｎ ｔｈｅ ｓｕｒｆａｃｅ．Ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ，ｔｈｅ ｖａｌｖｅ ｉｓ ｇｅｎｅｒａｌｉｚｅｄ ｉｎ－
ｔｏ ｔｗｏ ｋｉｎｄｓ：ｔｈｅ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｐａｃｋｅｄ ｓｅａｌ ｗｉｔｈ ｎｏ ｒｅｖｅａｌｉｎｇ ａｎｄ
ｔｈｅ ｆｌｕｉｄｉｃ ｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｄ ｓｉｄｅ ｔｏ ｓｉｄｅ ｓｅａｌ ｗｉｔｈ ｔｉｎｙ ｒｅｖｅａｌｉｎｇ．
Ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ Ｖａｌｖｅ ｉｎ Ｏｉｌ／Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ
ＢＡＩ Ｘｉａｏ－ｊｉｅ，ＨＡＮ Ｙｕ－ａｎ，ＨＡＮ Ｈａｉ－ｓｈｅｎｇ
（Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ￣Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｄａｑｉｎｇ
Ｄｒｉｌｌｉｎｇ ａｎｄ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｄａｑｉｎｇ
Ｔｈｅ ａｕｔｈｏｒ ｍａｋｅｓ ｔｈｅ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ａｎａｌｙｓｉｓ ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｔｈｅｏｒｙ
ｏｆｓｅａｌ，ｔｈｅ ｐｒｏｐｅｒｔｙ ｏｆ ｓｅａｌ ａｎｄ ｓｅａ１ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ．Ａｎｄ ｈｅ ｓｅｔｓ
ｏｕｔ １ ５ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｗｈｉｃｈ ｃａｎ ｌｉｍｉｔ ｔｈｅ ｓｅａｌａｂｉｌｉｔｙ ｏｆｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ
Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ １６３４１３，Ｃｈｉｎａ）
ｖａｌｖｅ．Ｉｔ ｃａｎ ｂｅ ｖａｌｕａｂｌｅ ｔＯ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎ，ｔｒｅａｔｍｅｎｔ，ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ
ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ．
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ ｖａｌｖｅ ｏｆ ｏｉｌ／ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｉｓ ｒｅｓｔｒｉｃｔｅｄ ｂｙ
ｗｅｌｌｂｏｒｅ ｓｉｚｅ ａｎｄ ｔｈｅ ｄｏｗｎｈｏｌｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ．Ｔｈｅｈｅｒｍｅｔｉｃａｌｔｙ
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ ｖａｌｖｅ￣ｓｅａｌ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ；ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ｒｅ～
ｓｅａｒｃｈ；ｓｅａｌａｂｉｌｉｔｙ