钻井液的受侵及处理2

钻井液的受侵及处理钻井过程中，常有来自地层的各种污染物进入钻井液，使其性能发生不符合要求的变化，这种现象称为钻井液受侵。有的污染物严重影响钻井液的流变性和滤失性能，有的污染物能够腐蚀钻具。最常见的是油、气侵、粘土侵钙侵、盐侵和盐水侵，还有Mg2+，CO2、H2S和O2的污染。因其中一些已作介绍，下面着重介绍CO2、h2s、o2、盐膏层和高压盐水层的污染及处理。第一节CO2和02的污染一、 CO2的污染在许多钻遇的地层中含有C02,某些处理剂分解也会使钻井液含有C02气体。是一种酸性气体，当其混入钻井液后会生成HC03-和CO32-，即CO2+H2O=H++HCO3-=2H++CO32反应中生成的碳酸使钻井液PH值下降，其酸性比H2S强。并且也和钻井液中的碱反应，生成碳酸氢钠。C02气体流入井内将大大降低或完全抵消钻井液中的碱性。金属的腐蚀概念：金属腐蚀是指金属或合金与周围接触到的气体或液体进行化学反应而腐蚀损耗的过程。金属腐蚀的本质：M-ne-=Mn+。金属腐蚀的分类：1、 化学腐蚀：金属跟接触到的气体或液体等物质（如02、Cl2、H2S、S02等），直接发生化学反应而引起的腐蚀叫做化学腐蚀。该过程很缓慢。2、 电化学腐蚀：不纯的金属跟电解质溶液接触时，会发生原电池反应，比较活泼的金属失电子被氧化而引起的腐蚀。化学腐蚀和电化学腐蚀的比较化学腐蚀电化学腐蚀条件金属跟非金属（或非电解质）直接接触不纯金属或合金与电解质溶液接触（形成原电池）现象无电流产生有微弱电流产生本质金属被氧化的过程较活泼金属被氧化的过程实例铁在高温下形成Fe3O4等钢铁在酸性介质中的腐蚀，以及在潮湿空气中或海水中的腐蚀相互关系化学腐蚀和电化学腐蚀往往同时发生，但电化学腐蚀更普遍，危害更严重电化学腐蚀两种情况的比较(以钢铁在潮湿的空气中腐蚀为例)析氢腐蚀吸氧腐蚀条件水膜酸性较强水膜酸性较弱或呈中性电极反应正极(碳)2H++2e-=H2fO2+2H2O+4e-—4OH-负极(铁)Fe-2e-—Fe+2溶液反应Fe+2+2OH-=Fe(OH)24Fe(OH)2+O2+2H2O=4Fe(OH)3失去部分水转化为铁锈(Fe2O3・nH2O)发生情况相对较少非常普遍的腐蚀机理为：管材中的铁作为阳极被腐蚀，阳极放出氢气，其化学反应式如下：Fe+H2CO3-FeCO3+H2f阴极反应：2H++2e-—H2随着H+的消耗，弱酸(CO2+H2O)将会继续电离补充。阳极反应：Fe—Fe2++2e-温度：游离二氧化碳的腐蚀受温度影响很大。升高温度，腐蚀速率增加。分压：腐蚀速度还随着二氧化碳分压增加而增加。复配：水中同时含有。2、CO2腐蚀将会加重。原因：氧的电极电位高，易形成阴极，腐蚀性强；去膜：CO2使溶液呈酸性，破坏保护膜。室内和现场实验均表明，钻井液的流变参数，特别是动切力受HCO3-和CO；-的影响很大，尤其高温下的影响更为突出。一般随着HCO3-浓度的增加，T0呈上升趋势；而随着CO32-浓度的增加，T0则先下降后上升。由于经这两种离子污染的钻井液性能很难用加入处理剂的方法加以调整，因此，只能用化学方法将它们清除。通常加入适量Ca(OH)2即可清除这两种离子，由于pH值的升高，体系中的HCO3-先转变为CO32-：2HCO3-+Ca(OH)2=2CO32-+2H2O+Ca2+然后CO32-与Ca(OH)2继续作用，通过生成CaCO3沉淀而将CO32-除去：CO32-+Ca(OH)2=CaCO3I+2OH-二氧化碳气体的检验方法：将气体通入澄清的石灰水，能使澄清石灰水变混浊的气体就是CO2。在处理钙污染时，是用CO32-除去Ca2+，而现在又用从Ca(OH)2电离出来的Ca2+除去CO32-。这两者并不矛盾，恰恰表明在不同的受污染情况下，应采取不同的处理方法。在容易引起CO2污染的井段，HCO3-和CO32-对钻井液性能的危害性明显大于Ca2+。经证明，在容易引起CO2污染的钻井液中，应尽量保持Ca2+的浓度在50-75mg/L范围内。CO2污染的现象0钻井液中气泡增多；0钻井液pH值下降，加烧碱提高PH值时，速度慢，加量大。0钻井液粘度、切力上升，流动性能变差。CO2污染的处理方法：若pH值适中加CaSO4，加量为0.00285mg/L；若pH值过低加Ca(OH)2，加量为0.00123mg/L。使用有内涂层的钻具，防止钻具的腐蚀。使用出除气器，降低CO2在钻井液中含量。思考题：1、 CO2侵对钻井液性能有什么的影响？2、 CO2对钻具的腐蚀机理？3、 如何处理CO2侵？二、 O2的污染钻井液中氧的存在会加速对钻具的腐蚀，其腐蚀形式主要为坑点腐蚀和局部腐蚀。即使是在极低浓度的氧也会使钻具的寿命明显降低。钻井液中的氧主要来自大气。大气中的氧通过钻井液池、高压钻井液枪和钻井泵等设备在钻井液循环过程中混入，其中一部分氧溶解在钻井液中，直至饱和状态。清水、低固相钻井液很容易吸取氧气；高粘度、高切力的钻井液不容易吸收氧气，但吸收以后又很难使氧气逸出，除非使用除气器才能除去。通过实验表明，浓度为几个ppm的氧就足以引起明显的腐蚀，氧的含量越高，腐蚀速度越快。如果钻井液中有h2s或CO2气体存在，氧的腐蚀速度会急剧增加。氧腐蚀的化学方程式表示为：4Fe+3O2=2Fe2O3另一种氧腐蚀钻具的机理如下：§日极Fe—Fe+2+2e Fe+2—Fe+3+e阴极O2+2H2O+4e—4OH-将阳极和阴极的反应归纳在一起，则整个腐蚀电路的完整反应为：4Fe+6H2O+3O2—4Fe(OH)3I如果PH值＞4,则Fe(OH)3不溶于水，它可在金属表面形成保护层，则可抑制进一步的腐蚀。然而，如果钻井液中含有大量的Cl-，它将防碍Fe(OH)3保护层的形成，会使腐蚀速度继续随O2的增加而加快。氧腐蚀的特征是使铁生锈，在管材表面形成大片锈斑，由于表面的应力状态和小裂痕，小凹坑等会导致氧腐蚀造成很深的凹坑。控制氧腐蚀的方法有：首先应考虑采取物理脱氧的方法，用除气器等设备，并在搅拌过程中尽量控制氧的侵入量。如果将钻井液的pH值维持在10以上也可在一定程度上抑制氧的腐蚀，这是因为在较强的碱性介质中，氧对金属铁产生钝化作用，在钢材表面生成一层致密的钝化膜，因而腐蚀速度明显降低。解决钻具氧腐蚀的最有效的方法还是化学清除法，即选用某种除氧剂与氧发生反应，降低钻井液中氧的含量。常用的除氧剂有亚硫酸钠(Na2SO)＞亚硫酸铵［(NH4)2SOJ、二氧化硫(SO2)和肼(N2H4)等，其中以使用亚硫酸钠最为普遍。它们之间的反应方程式如下：2Na2SO3+O2=2Na2SO42(NH\SO+O=2(NH、SO.4,232 4,242SO2+O2+2H2O=2Na2SO4N2H4+O2=N2+2H2O在钻具内壁或外表面涂一塑料涂层，钻井液与此涂层接触时，将钻井液中的氧隔开。思考题：1、 02对钻具的腐蚀机理？2、 02腐蚀的影响因素？3、 控制氧腐蚀的方法有哪些？第二节H2S污染H2S是易致人死亡的仅次于氰化物的剧毒气体。因此，为确保工作人员的绝对安全，必须了解其性质和来源。一、 HS的物理性质及化学性质2、颜色：H2S是无色、剧毒、强酸性气体，人的肉眼看不见。气味：它有一种特殊的臭鸡蛋味，浓度低也可以伤害嗅觉，固不能用鼻子监测该气体。密度：它是一种比空气重的气体，相对密度为1.176g/cm3；爆炸极限：当H2S气体以适当的比例(4.3%-46%)天然气：6.5%----17%，氢气：4%-74与空气或氧气混合，遇火就会爆炸；可燃性：易燃，燃烧时发出蓝色火焰，并产生有毒的SO2气体，SO2会伤害人的眼睛和肺；二氧化硫无色气体；相对密度为2.264；辛辣刺激气味；毒性比硫化氢(H2S)弱；易溶于水，生成亚硫酸；分子量64.1；熔点-72.7°C；沸点-10C；不助燃。二氧化硫 8小时加权平均值2ppm，超15分钟短期暴露量平均值5ppm。可溶性：可在液体中溶解，溶解度与温度、气压有关；沸点：液态的H2S沸点很低，故通常为气态。二、 职业性安全暴露极限及毒气的强度等级H2S气体的职业性直接暴露的安全规定如下：（1） 、10ppm限时加权平均值是日工作8h的暴露安全极限。倘若不超过20ppm安全暴露工作极限，工人可在限时加权平均值为10ppm的气体中暴露工作8h。（2） 、15ppm为短期暴露限制，日工作8h内不能超过4次接触，每次接触不能超过15min，每次间隔时间不少于60min。（3） 20ppm是最大暴露限制，没有人能在20ppm的H2S气体中停留，在19ppm的H2S气体中人们可停留很短的时间，且必须按照职业性直接暴露的安全限制去做。不同浓度的H2S气体对人体的影响（毒性等级）见表1。表1毒性等级H2S浓度/PPm人体安全情况1有明显难闻的气味10暴露工人作8h尚可20暴露工作的最高限度1002-5min失去嗅觉、咽喉肿痛、头痛、恶心200迅速失去知觉、眼痛、咽喉痛500失去理智和平衡能力；2-15min呼吸困难（需人工呼吸）700立刻神志不清；大、小便失禁；抢救不及时将导致死亡1000知觉立即丧失；抢救不及时将导致死亡或大脑永久性损伤三、 H2S气体对钻井液的污染H2S主要对水基钻井液有较大的污染，它会使钻井液性能发生很大的变化。如密度降低、值下降、粘度上升，颜色变为瓦灰色、墨色或墨绿色。H2S主要来自含硫地层，此外，某些磺化有机处理剂以及木质素磺酸盐在井底高温下也会分解产生H2S。它对钻具和套管有极强的腐蚀作用。因此，一旦发现钻井液受H2S污染，应立即将其清除。清除的方法是加入适量烧碱，调整钻井液pH值大于10。H2S腐蚀：H2S的水溶液呈酸性，它能电离出氢离子：H2S=H++HS-HS-还能继续离解：HS-=H++S-2生成的S-2与金属作用生成FeSX黑色沉淀。但危害更大的是氢脆腐蚀破坏。腐蚀电池产生的氢聚集在阴极，一部分吸收电子变成分子状态，以气体逸出。但是有一部分氢原子可能渗入到钢的内部。进入钢材内部的氢原子遇到非金属杂质、微裂纹、空隙、晶格错断或其他缺陷时，就集合氢分子，，体积比氢原子膨胀20倍，氢浓度达到临界浓度时，钢材内压力升高达几十兆帕，于是钢材内部的微裂缝增多并扩展，使钢材强度下降，钢材变脆而发生断裂，这种现象称为氢脆。并非钢铁材料放入含硫化氢的介质后就立即发生脆裂，相反，却需要经过一个反应期，这段时间的长短随钢材应力的大小、材质强度的高低和钢材吸附氢离子的多少而变化。材料的应力状态不管是承受应力或残余应力，应力越大，破坏速度越快。而应力低于一定数值时，则不会发生氢脆，这个临界应力值由钢的强度决定。材料的抗张强度和硬度钢的强度和硬度越高，越易发生氢脆，如果抗张强度低于600帕，洛氏硬度小于Rc22，则不会发生氢脆。为了防止硫化氢应力腐蚀而使用高强度管材是错误的，而且是有害的。氢的浓度氢的浓度越高，则破坏速度越快；而当钻井液中H2S浓度很高时，硫化氢应力破坏就是一个严重的问题。在钻进过程中，硫化氢既可以以硫化氢水溶液的形式又可以以气体的形式进入井眼，通常是以天然气中的杂质的形式进入井眼。无论在什么情况下，硫化氢进入井内都是不希望发生的现象，它会引起钻井液性质的变化，钻井设备的腐蚀等。由于硫化氢毒性很大，它的逸出会对人体、动物和植物造成危害。在钻开含硫化氢的地层时有时候会有下述现象发生，在很短的时间钻井液就会发生稠化，直至不能流动，并且不适宜再次进入循环。实验研究表明，在硫化氢侵入的情况下，钻井液粘度会明显上升而PH值下降。在钻井液滤液PH值小于6时，钻井液变成膏糊状。由于这些膏糊具有非常高的粘度，它们会象网膜一样缠住搅拌器的叶片。在硫化氢大量从地层中逸出的条件下，如果钻井液的PH值接近7,则会在井筒围岩的内层形成具有高粘度和底PH值的钻井液凝块，这种凝块甚至可以成为钻具遇卡的原因。室温下的室内研究数据表明，在保持钻井液PH值大于9的情况下，侵入数量不太大的硫化氢并不引起钻井液的粘度和结构一力学性质的明显变化。所以，如果预计有硫化氢气体存在，钻井液的PH值应该保持在10以上。硫化氢与烧碱的反应如下：PH"0：住脆卜岫+鸟0PH=9-5：NaHS+NaOH^Na2S+H2°为了硫化氢对钻具的腐蚀，可采取如下措施：加入碱式碳酸锌其防止硫化氢腐蚀的机理是Zn+2与S-2生成ZnS黑色沉淀。这个反应进行得很快，而且可以在钻具上生成Zn(OH)2薄膜，起到保护作用。使用时最好是将PH值控制在9---11范围内，否则钻井液中Zn+2太多，会使粘土颗粒絮凝，影响钻井液性能。当钻井液中H2S含量为0---100ppm时，加入量约为0.8—1.0%，可使腐蚀速度减缓90%。碱式碳酸锌在我国四川使用时收到很好的效果，其加量一般维持在1—2%。加入海绵铁即磁铁粉Fe3O4,表面积很大，每克的表面积大于10m2，与硫反应生成，反应式随PH值变化。PH值＞7:Fe3O4+4H2S^3FeSI+4H2O+SIS+FeSfFeS2IPH值＜7:FeO+6HS—3FeSI+4HO+2HIJ 乙 乙 乙 乙一般加量为3—12%。PH值＜7除硫效果好，PH值为8—12时，除硫效果仅为20—35%。因为H2S为酸性物质，当PH值为7或低于7时，H2S可以稳定存在，而当PH值提高到9.5或更高时，H2S就要转变为碱式硫化物形式，从而降低其腐蚀作用，但不能完全消除。此外，还可以使用成膜剂将金属表面保护起来。第三节钻遇盐膏层及对策一、 钻遇盐膏层的征状在油、气田勘探开发的过程中，各个地区都不通程度地钻遇盐膏层井段，往往由于盐膏层的溶解、井壁坍塌、岩盐的塑性变形和软泥岩的水化、膨胀、缩径等，给钻井工作带来了一系列的困难。盐膏层在全国分布广泛，且岩石矿物沉积复杂，其厚度也由数米、数十米至上百米，累计厚度有时达上千米。其埋藏深度也不一样，有时几百米井深即可钻遇，有时却要几千米才能钻遇。其岩性特点复杂，如米花糖结构：膏层、岩盐、泥岩、页岩、芒硝、砂岩及其他岩性频繁交互，并有高压盐水层等。含有以氯化钠为主及其它水溶性无机盐类(如氯化钾、氯化镁、氯化钙、石膏及芒硝等)的地层称为盐膏层。我国江汉、中原、青海、四川、华北、胜利、新疆、长庆、塔里木等油田的部分构造上均钻遇盐膏层。其埋藏深度从地表至5000米不等。纯盐膏层总厚度从几十米到二千多米，单层厚度从几厘米至八十多米。盐层大多为纯氯化钠，有时亦以事盐(含氯化钾、氯化镁、氯化钙等)存在，经常与石膏、芒硝共存。以往钻进这类地层时经常出现下列征状：泥浆性能恶化，极易发生粘卡事故。1970年以前，江汉油田五场构造存在大段盐膏层中所钻的井，绝大部分都发生过粘卡或套管事故。使用饱和盐水泥浆和欠饱和盐水泥浆钻进时，出现起下钻遇阻卡，甚至在使用油包水泥浆钻进盐膏层时，如措施不当，照样发生卡钻。例如中原油田濮深2井，444.5mm钻头钻至2800米，因下套管遇阻，339.725mm套管仅下至2777.4m。采用密度为1.72-1.83g/cm3、粘度为33-36s、滤失量为2ml的低胶性油包水泥浆钻至3018m以后，经常出现接单根遇阻卡，放不到底，钻至3084米，上提遇卡，转动有蹩劲，上下活动4.7h后，钻头在3071.8m处卡死。我国部分油田钻遇盐膏层时所发生的卡钻事故见表4-69。这些事故大多数发生3000m以下的深井段的盐膏层或含盐膏泥页岩中。电测遇阻卡，固井质量差。中原油田从1976-1980年在文东地区共钻10口井，其中9口井因电测无法下至井底面没能取得测井资料。盐膏层井段井径不规则，水泥浆顶替效率差，固井合格率低。挤毁套管如中原油田东濮凹陷北部，就有44口井在盐层发生套管损坏。我国部分油田在盐膏层的卡钻情况

油田构造钻井时间钻进盐膏层时所发生卡钻与所报废井情况胜利辛镇凹陷1977年以前共钻3口井，因卡钻报废2口井，另1口井因电测遇阻卡血尢法取得电测资料华北高家堡1974-197年共钻3口井，发生卡钻11次，卡死5次，均因找不到落鱼或无法处理而提前完钻，其中家4井因卡钻3次均未成功，其中留落鱼3条江汉王场广华寺1972年以前2口超深井均因盐岩塑性流动和高压盐水重结晶而发生卡钻，被迫原钻具完井新疆库车1978-198年共钻3口井，发生卡钻6次，报废2口井四棵树凹陷1986-197年共钻3口井，卡钻5次，其中4次用爆炸松扣套铣解卡，1次用水基解卡剂解卡中原文东1977-198年共钻11口井，发生卡钻13次，报废4口井，侧钻3口井，事故完井3口青海狮子沟1983年狮深18井卡钻报废四川川中地区1984年以前钻进盐层发生阻卡，其中广参2井与广深1井分别遇卡11次与6次，经划眼与泡淡水泥浆解卡塔里木南喀1988-198年南喀1井钻进4648-4923米盐膏层，共发生7次卡钻，仅1次泡淡水解卡，其余6次均无法解卡而被迫侧钻（5）井喷、井漏由于盐层下面往往是高压油气水层或低压层，这些砂岩、泥岩层压力系数、破裂压力各不相同。为防止盐膏层塑性变形，必须采用高密度泥浆，因而钻进该组地层时（如技术套管没全部封住盐膏层），极易发生井喷、井漏、从而加剧了钻井过程中的井下复杂情况。二、盐膏层的危害（1） 盐膏层溶解后使井径扩大，对携带岩屑不利，易形成假井壁，给起下钻带来困难，有时甚至发生沉砂卡钻或砂桥卡钻。（2） 岩盐、泥页岩的混杂夹层中，岩盐被溶解后使岩盐上部的泥页岩失去支托而易发生井壁坍塌；对于含盐膏、岩盐、泥岩的井段，由于盐膏溶解造成蜂窝状，使泥页岩整体结构强度显著降低而引起井壁跨塌。（3） 盐膏层井段中的泥页岩，伊利石矿物含量较高，而起胶结作用的蒙脱石矿物含量较低，因而胶结性差，当钻井液侵入后易发生破碎剥落，使井壁不稳定。（4） 岩盐层在100°C以上（相当于300m以上井深）可产生塑性变形或流动，钻开后易发生缩径；当盐膏层中的软泥岩被钻开后，其内部的封闭压力被释放，也会发生缩径。（5） 盐膏、岩盐层下部常出现高压或高压盐水层，若控制不好易发生井喷。（6） 对钻井液严重污染，包括岩盐、石膏、盐水、高价阳离子及粘土对钻井液的污染，可使钻井液粘度、切力、滤失量上升，性能变化幅度大。（7）地质资料失真，影响固井质量，且对油层污染也较严重。（8）进入盐膏层后，较盘负荷加重，有时倒车，稍一停止钻具即有卡钻现象；有时会有泵压不稳甚至蹩泵现象。三、我国盐膏层分类及钻井过程所引起的各种复杂问题我国所钻遇的盐膏层由于沉积环境及所经受构造运动不同，所形成盐膏层亦不相同，按纯盐层厚度，盐膏层特点，夹层情况可按其分为两大类，各类盐膏层在钻井过程所遇到的井下复杂情况各不相同：第一类：盐岩为大段结晶盐（可为纯氯化钠，亦可含其它盐类（如氯化钾、氯化钙、芒硝等），较纯，单层厚度较大，一般为几十米，岩性比较稳定，纯盐层之间夹层亦比较厚，大多是一易水化膨胀、分散而成岩性较好的地层。例如江汉油田五场、广华寺构造，盐层以泥岩间互，泥岩以含伊利石为主，占93%-99%（大部分为98%-99%），其余为1%-7%绿泥岩。使用盐水钻井液钻进，泥岩段井径规则，接近钻头直径，而盐膏层井径扩大。又如四川川中地区盐岩层之间的夹层为白云岩、石灰岩，不易坍塌。钻遇这类浅部或中深井段盐膏层，井下情况比较正常。但钻遇深部盐层时，钻进、起下钻易发生阻卡，严重时发生卡钻。如卡在盐层井段，只要遇阻时下压吨位不要过大，一般可采用注入淡水、淡水钻井液或淡水胶液解卡；若下压位过大，可卡在含盐泥岩段，则泡淡水，解卡剂均很难解卡。第二类为复合盐膏泥岩层，层次多且层深，岩性弯化大，往往由薄层盐岩、盐膏，石膏、芒硝、泥岩、含盐膏泥岩等多种岩性所组成，例如中原油田濮深二井S33盐层，埋深2780-3084米，厚304米，共由170个小层十种岩性所组成，平均每层厚度为1.79m，其中盐膏占36.2%，泥岩占54.6%，油页岩、砂岩等占9.2%。上述各种泥岩的矿物发大多由伊利石、伊蒙混层、绿泥石、柯绿泥岩所组成，吸水膨胀，部分含盐泥岩24h的膨胀率可达36%，遇水易分散，回收率仅8%左右。个别地区（如青海狮子沟）则由伊利石与绿泥岩所组成。石膏单独成层很薄，普遍夹在盐岩或泥岩中。钻进这类复合盐膏泥岩层，井下情况极为复杂，经常起下钻遇阻卡，卡钻。以生卡钻前具有以下特征：（1） 钻时较快，时有蹩跳；（2） 泵压忽高忽低；（3） 钻屑增多或不返；（4） 转盘负荷变重，停转倒车严重，提不起，转不动，当即卡死；（5） 泥浆粘切上升，滤失量增大，泥饼增厚，氯离子升高；（6） 上下活动阻卡不消除，甚至卡死；（7） 停泵、倒泵、井下情况立即恶化，甚至卡死；（8） 转盘卸扣有倒车；（9） 接单根放不到底；（10）卡死后泵压大都正常，泡油、水、酸、解卡剂等均无效果，套铣倒扣亦往往因卡套管而失败。四、钻遇盐膏层时出现井下复杂情况原因分析通过对我国各油田钻盐膏层实践的调研与分析，钻盐膏层钻出现的各种井下复杂情况是由下述原因所引起的。1、 盐的溶解使用欠饱和盐水泥浆钻进时，盐极易溶于水中造成；（1） 泥浆性能恶化，滤失量、粘度、切力上升，泥饼弯厚，泥饼摩擦系数增大，从而易造成粘卡事故。（2） 井径扩大，其扩大率往往高达100%-300%，而泥岩段井径扩大率小，因而形成严重的糖葫芦井眼，造成电测遇阻，固井质量差。（3） 井塌、卡钻。含盐泥岩、含泥盐岩及盐胶结的同生角砾岩等均会因盐被溶解而发生泥岩与角砾坍塌。若坍塌严重，塌块多而大，不能及时带离井底，就有可能在钻井过程发生卡钻。2、 盐岩的塑性变形盐岩是一种具有塑性特点的地层，当其埋藏深度较深而被钻穿后，由于它的高度延展性能，盐岩几乎可以传递其上覆地层的全部覆盖负荷的重量。若当时使用的泥浆液柱压力不足以控制住这种塑性流动时，就会引起塑性变形，使井径缩小，这就是盐岩所具有的蠕变特性。所谓蠕变是指材料在恒应力状态下，变形随时间而逐渐增大的一种变形性态。通常岩石的弹性变形也会引起缩径，但弹性变形是短时间的问题，且变形量小。岩盐在深部高温高压作用下，即使井壁上应力仍处于弹性范围，但由于其有蠕变特性，因此也会导致井眼随时间而逐渐缩小。当应力足够大时，会在晶粒界面及矿物颗粒界面发生滑动，这一变形的结果使蠕变曲线向较大变形的一侧反弯，进入不稳定状态，最后使晶界松散、脱落，导致材料的破裂。一般认为盐岩层的塑性变性变性变形在低温状态是以矿物界面发生滑动，这一变形的结果使蠕变曲线向较大变形的一侧反弯，进入不稳定状态，最后使晶界松散、脱落，导致材料的破裂。一般认为盐岩层的塑性变形在低温状态是以晶层滑动为主，而在高温情况下则在滑动面出现多边形结构和再结晶。由于盐岩层的塑性变形（或蠕变）引起井眼缩径，常导致起下钻遇阻卡、卡钻。例如中原油田文218井使用密度1.79g/cm3泥浆，钻过盐岩层至3912米时，电测井径得知3856-3899米井段井径缩小18%-23%（比钻头直径小40-50mm）。继续电测时又遇阻，下钻划眼3912米停转盘，上提遇卡，转不动即卡死。又如南疆库喀1井电测变次值2732-2735米遇阻，经多次划眼后测得井径仅为135mm（钻头直径215mm）。因此说，盐岩的蠕变或塑性变性变形是钻进盐膏层过程中产生井下复杂情况的主要原因。盐岩的蠕变与塑性变形与下述因素有关：（1） 与井温有关，盐岩的塑性变形随温度升高而急剧变化。（2） 与井深有关。盐岩的塑性变形随盐层埋藏深度增加而加剧。（3） 与泥浆密度有关。盐岩的变形速率随泥浆密度增加而下降。（4） 与盐岩组分和成因有关。各种盐类在相同压差下产生塑性变形的速率各不相同。盐岩的塑性变形除了与盐岩组成有关外，还与盐岩成因有关。（5） 与钻开盐层时间有关。盐岩的蠕变形随时间而增大，刚钻开盐层时，作用在井壁的侧压力突然下降，盐岩从较高速率变形，造成缩径，井眼裸露时间越长，缩径越大，极易引起卡钻。3、含盐膏泥岩遇水分散、吸水膨胀和塑性变形（1）吸水膨胀因泥岩中含盐，遇水盐被溶解，水会继续沿着被溶解的通道不断侵入泥岩深部，增加水与泥岩接触面积，从而加剧表面水化，增大膨胀率。（2） 塑性变形在盐岩覆盖层下的泥页岩与其它沉积岩覆盖下的泥岩性质有很大差别。对此类泥岩进行研究后提出：在不肯性的致密盐岩层包围的或覆盖的泥页岩层中，可能还没有来得及承受上部覆盖压力而挤去粘土中的水分，也就是说还未经过成岩作用。故不管是地质年低多长，它仍然保持着原始的粘土性质（含水高、密度低），因而易于发生塑性变形、膨胀和分散、坍塌。当用低密度钻井液钻进时容易发生缩径，裸露时间长则会发生井塌。盐膏层中泥岩即使在上覆盖层压力与井温作用下，粘土表面所吸附的四层水逐渐被挤出成为孔隙水。由于泥岩上的表面吸附水的密度可高达1.40-1.70g/cm3,故当这些层间水变为孔隙水时，体积约增大40%-70%，若泥岩被盐层所封闭，而盐层不具备渗透性能，水无处可排，因而导致在两个盐层之间的泥岩孔隙中形成异常压带。钻开此类地层时，当钻井液柱压力低于泥岩孔隙压力时，泥岩就会缩径，导致井下复杂情况。由于此类泥岩含盐，盐在高温高压下所发生塑性变形亦会对含盐泥岩带来影响。因此，盐膏层塑性变形不仅发生在盐岩中，而且亦发生在含盐泥岩中。（3） 遇水分散当水基钻井钻开以盐为胶结的角岩、含盐泥岩、盐泥或存在盐脉的泥岩时，由于盐被溶解，而分散成细的粘土颗粒，软泥块或成为角砾、泥岩块而坍塌。4、 无水石膏、无水芒硝等的吸水膨胀盐膏层中的石膏、芒硝等盐类的原始状态均含结晶水，在成岩过程中覆盖压力作用下，将会逐步失去它们的结晶水而成为无水石膏、无水芒硝等。当使用水基钻井液钻开此类地层进，密度为2.9g/cm3的无水石膏就会吸水膨胀变为密度为2.3g/cm3的二水石膏，体积增大26%，而造成缩径。5、 盐的重结晶有关使用饱和盐水泥浆钻进深部盐层，往往地面循环系统会出现许多盐的结晶颗粒，而深部盐层仍然出现井径扩大与盐溶所引起的各种复杂情况。出现上现象是由于盐的溶解随温度升高而增加的缘故。当从地面往井底循环时，泥浆温度逐渐升高，原在地面处于饱和状态的盐水泥浆又变成不饱和，其含盐由饱和变为过饱和。过饱和溶液是不稳定的，它选择造当的位置沉淀其过剩的盐而形成再结晶（能在其上沉淀的固体一般称为种子晶体，这种晶体要求相当，通常只限于其饱和物质相似的固体、晶枋排列相似的物质或天然物）。故这种过饱和盐水泥浆就会在井眼上部钻杆、钻杆接头、上部盐层及地成面循环系统中重新结晶出来。各种盐及同一种盐不带结晶水的溶解有温度变化情况均不相同。正是由于盐的溶随温度而变，使用饱和盐水钻进对下部盐膏层仍会因盐溶而带来的各种井下复杂情况，而盐的重结晶给钻井操作带来困难，还会增加泵压，磨损钻具和泵的部件。6、 地质构造运动及沉积环境的影响同一油田相同层位的盐膏层分布在不同构造上，在钻井过程中所出现复杂情况的严重程度亦不相同，这是由于每个构造泥岩在沉积过程中形成层理发育程度，所受的构造运动而引起的地层破碎程度各不相同，所受的构造应用亦不相同。7、 盐膏泥岩层下的不同压力系数的油气水层给钻井工作带来更大的困难由于受某种条件限制，技术套管不能封死全部盐膏层，而位于盐膏层下面的部分已开发油气层，由于注水不足致使压力系数下降，而部分油气层未开发及盐水层仍处于高压，因此，为了防止盐岩层与含盐泥岩塑性变形，高压油气层及盐水层井喷所需采用高密度泥浆（密度可高达2.2-2.3g/cm3）会造成一些低压油气水层或破裂压力低的地层井漏，从而形成一种喷漏同时并存的极其复杂的情况。综上所述，第一类盐岩层各种下复杂情况是由盐的塑性变形、盐溶、盐的重结晶造成的。而第二类盐层则是由于上一个因素引起的。因此，在钻井过程中出现的井下复杂情况，第二类盐岩层比第一类盐岩层更为重要。岩盐、盐膏层井壁不稳定的原因盐膏层井壁不稳定的原因主要包括；结晶盐的溶解、泥页岩的水敏、盐膏层的塑性变形、应力平衡状态的破坏以及岩膏层强度小等因素。结晶盐的溶解盐膏层中的结晶主要是NaCl、CaSO4及Na2SO4、，无论使用何种类型钻井掖都难避免这些结晶盐的溶解。尤其需要指出的是，许多饱和盐水钻井液虽然对NaCl的溶解速度有一定的抑制作用，但对CaSO4、Na2SO4的溶解却无能为力。因此，由于这些结晶盐的溶解改变了盐膏层的原始受力状态，导致井壁不稳。泥页岩的水敏性伊利石的吸水能力虽然低于蒙脱石，但因地层泥岩中往往含有大量结晶盐和矿化度较高的水，从而提高了伊利石粘土的吸水能力。由于伊利石矿物的吸水机理不同于蒙脱石且具有较丰富的纹理，即使吸收少量水分也能引起泥岩强度较大幅度的下降，从而发生井垮而导致井壁不稳。盐膏层的塑性变形不仅盐膏层中大段盐层在100°C以上的高稳下有塑性变形特性，而且盐膏层泥岩井段亦有发生塑性变形的特点。某些地区盐膏层井段的塑性变形造成的缩径非常严重，划眼下钻后立即起钻即可遇卡，倒划眼起出后接着下钻又遇阻，故将这类地层称为“橡皮层'。例如胜利油田东风-5井自3095-3101.60m取心钻进6m，第二次下钻于3095.60m遇阻。划眼至井底（即3101.60m），取心无进尺，岩心筒中取出的岩心与第一次钻进取出的岩心完全一样，都是蓝灰色泥岩。这证明了“橡皮层”缩径的严重性。应力平衡状态的破坏盐膏层在长期成岩过程中形成了覆盖压力、孔隙压力和颗粒应力的平衡状态。钻开盐膏层后，就打破了原有的平衡状态。根据能量最低原理，必然趋向于新的平衡，其动力是泥岩地层所具有的物理势能和化学势能。因地层泥岩中含有不同的无机盐结晶体和无机盐水，有的盐水甚至是过饱和的，所以具有较高的化学势能。由于盐膏层泥岩的物理和化学势能的作用，致使泥岩变位、移动，产生变形，从而造成井壁不稳定。岩膏层强度小引起井壁不稳定钻井液呈紊流状态，钻头在盐膏层井段喷射，造成钻井液对井壁的冲刷和侵蚀；还有旋转钻具对井壁的撞击力，也会引起井壁的无稳定。五、盐膏层井壁稳定机理井壁不稳定的实质是力学不稳定。当井壁岩石所受的应力超过其本身的强度就会发生井壁的不稳定。其原因十分复杂，就其主要原因可归纳为力学因素、物理化学因素和工程技术措施等三方面，但是前两个因素最终均因影响井壁应力分布和井壁岩石的力学性能而能造成井壁不稳定。（1）力学因素钻井过程中保持井壁处于力学稳定的必要条件是钻井液液柱压力必须大于地层坍塌压力，且钻井液的实际当量密度低于与地层破裂压力对应的当量钻井液密度。钻井液密度过低不能控制盐岩层、含盐膏软泥岩和高含水软泥岩的塑性变形。在沉积岩中，岩盐在高温高压下的强度、（或屈服极限）很弱，且呈塑性应变状态，如果井壁围岩的应力状态超过其屈服极限，当井眼钻开后会立即产生缩颈而卡钻。岩盐也是流变性最强的一种岩石，尤其是在深部高温高压作用下，其流变性显得更加突出，既使井壁应力低于去屈服极限时，井眼也会由于岩盐的蠕变随裸露时间的增加而逐渐收缩，直至产生井眼闭合。要解决这个问题只有两个办法：一是溶解掉向井内收缩的盐，但是实际实施中很难掌握，搞不好会溶解砂泥膏层中的夹层盐，导致井壁垮塌；另外是加大钻井液密度，以控制井眼的收缩速率，但钻井液密度要适当，采用的钻井液类型以油包水乳化钻井液或过饱和盐水钻井液两种为易。根据国内外对岩盐蠕变的研究，可将其分为以下三个阶段：A、 初始蠕变（又称过渡蠕变）。此阶段在应变时间曲线上，岩石初始蠕变速率很高，随后速率变缓，其原因是应变硬化速度大于材料中晶粒的位错运动速度。B、 次级蠕变（又称稳态蠕变）。此阶段硬化速度和位错速度达到平衡。对于岩盐层，井眼的收缩是最重要的蠕变阶段。C、 第三阶段蠕变（又称不稳定蠕变）。当应力足够大时，会在晶粒界面及矿物颗粒界面发生滑动，这一变形的结果是蠕变曲线向较大变形的一侧反弯，进入不稳定状态，最后使晶界松散、脱落，导致材料的破裂。由于岩盐具有蠕变特性，因此若钻井液密度偏低，钻开井眼后，便会产生缩径，且随时间延长而不断增加。为了推导控制井眼收缩的钻井液密度公式，做了以下假设：盐层中的地应力是均匀的，其值为P0（MPa），并等于上覆压力；井内钻井液液柱压力为Pj（MPa）,井眼井径为a（cm）；岩层较厚，为各向同性体，直井，沿垂直方向不产生应变，即可把它视为平面应变问题；静水压力下岩盐不产生蠕变，或即只有差应力作用下才有蠕变；岩盐服从指数蠕变规律，且广义蠕变速率8、•与应力偏量Sjj具有相同的主方向。在这个假设前提下，经过弹性力学方程的推导，可以得到要控制井眼截面收缩速率为n（n为每小时井眼截面收缩的百分数）时，钻井液密度的计算公式如下:

D2(1-8)(1-9)100S_『200H V3B-r-HD2(1-8)(1-9)a3n-exp(E/RT)— (1+R)-Ax7.2x103式中S一上覆压力，Mpa;H一井深，m；r一距井轴的距离，cm；Pm一钻井液密度，g/cm3。n一井眼截面收缩率（为每小时井眼截面收缩的百分数）a一井眼半径T一盐层温度A—不同地区的蠕变参数B一岩石的流变参数E一孔隙材料的弹性模量R—摩尔气体常数（R=1.987calmol.k）由上式中可以看出，控制井眼面积收缩速率为n时的钻井液密度取决于岩盐的流变参数、上覆压力梯度、井深，而与井眼尺寸无关。因为可以证明井眼截面收缩率n和井眼半径a是成反比的。（1-8）式一积分方程，可用数值方法求解，求解时积分的上限取为10a已足够精确。（1-8）式表示，钻井液密度是井深H、盐层温度T和井眼截面收缩速率n的函数，因此可以据此绘制成钻井液密度图版。按照这些密度图版只要给定盐层的深度和温度，以及所欲控制的收缩速率n，便可直接由图版查得所需的合理钻井液密度值。如在中4井中，为了方便现场使用，根据寒武系已钻井康2井的有关数据绘出了康2井区适合寒武系复合盐岩地层的饱和盐水钻井液在不同温度、井深条件下盐层或复合盐层缩径速率分别为0.001/小时、0.005/小时和0.01/小时的合理钻井液密度图版，详见图5.2、5.3、5.4。该钻井液密度图版对中4井盐膏层钻井具有一定的借鉴作用。去V：区就估罡妻紫室一击氐《航去V：区就估罡妻紫室一击氐《航•还包|：.M••沁B1}i-4|厂 , -I严日乙.HI*械尊严日乙.HI*械尊图版的用法：横坐标表示盐岩地层的深度，纵坐标表示不同温度条件下钻不同井深盐岩地层缩径速率为0.001/小时、0.005/小时和0.01/小时的合理钻井液密度，图版中自上而下为温度递减的若干条合理钻井液密度随井深变化的曲线。已知盐层所处的深度和温度，查图版就可找出盐岩地层缩径速率为0.001/小时、0.005/小时和0.01/小时的合理钻井液密度。以缩径速率乘以井径和时间即为井眼在所观察时间段内的缩径量。根据多年的经验，钻穿盐膏层使用的钻井液密度必须满足下述5点要求：压稳高压油气水层，防止井喷；抑制盐岩层塑性蠕变；抑制泥岩（特别是软泥岩）地层缩径及蠕变；预防井漏;防止地层坍塌（主要技术措施是提高钻井液体系的抑制防塌能力）。（2）化学因素（I）钻盐及含盐沉积层的钻井液1、在岩盐沉积层中钻进的盐溶性用淡水钻井液打开岩盐地层时，钻下来的盐和构成井壁的盐会大量溶解.因为盐溶解极快（用盐来饱和钻井液只需要循环几个小时），所以，在盐沉积层的上部井径将扩大很多。初步计算表明，饱和100cm3钻井液需要消耗的岩盐超过10cm3。以致形成大尺寸扩孔，且又形成锯齿型台阶的可能，扩孔和台阶形扩孔往往是严重复杂情况产生的原因。由于钻头偏向扩径部分或偏向台阶的下部往往会造成钻具折断，此时打捞工作常常是没有希望的，而必须钻第二口井。另外，泥浆性能恶化，滤失量、粘度、切力上升，泥饼变厚，泥饼磨擦系数增大，从而易造成粘卡事故。①预防灾化学沉积岩中井径扩大的必要条件是预先用化学组成与被钻开地层的岩近似的盐来饱和钻井液。经常用食盐来饱和。温度随盐的溶解有很大的影响。在20°C时，NaCl,KCl,MgCl2的溶解度分别为26.4%,25.6%,35.5%，而在100r时分别为28.3%,36.0%,42.4%。在均质岩层中，例如在岩盐层中在很大程度上可以用钻井液净化系统不能够分离出去的细盐钻屑来预防由于井口温度和井底温度之差所引起的溶解度的增加而造成的井径扩大。溶解还与钻井液中盐的含量有关。根据盐的溶解平衡定律，向某种盐的饱和溶液中加入其他的可溶解盐，这种盐的溶解将被抑制。在含有三种盐的体系中也可以观察到这种现象。②保持岩盐构成的井壁稳定性的另一个条件是钻井液具有低的滤失量，使用CMC—500，CMC—600，CMC—700，淀粉，水解聚丙烯腈或甲基丙烯酸和甲基丙烯酰胺共聚物处理可以达到滤失量低的要求。使用由上述试剂（单独或混合使用）稳定的含有一定量原油或柴油的饱和盐水溶液，可以在岩沉积层中钻进或的钻井的最高经济技术指标。为了使原油或柴油更好的乳化，也为了提高稳定剂的活性，这些体系的pH值要保持在8〜10的范围内，用加烧碱或纯碱（比较常用）的方法来维持pH值。钻井液的热一盐稳定性在很大程度上取决于为降低滤失量而使用的稳定剂和化学添加剂一抗氧剂，后者能使稳定剂在高温下保持稳定钻井液的性质。2、 盐水稳定钻井液的配方b.g.戈罗德诺夫认为，稀硅酸盐钻井液是最有前途的热一盐水钻井液之一。在斯塔夫罗伯尔、乌兹别克斯坦、土库曼以及其他地区对于含有抗氧化剂一爱沙尼亚页岩酚和CMC稳定的和用新的水溶性纤维素醚试剂一羧甲基纤维素酚、羧甲基纤维素苯胺，羧甲基纤维素醇胺稳定的热一盐稳定钻井液配方进行了一系列试验，成功钻穿了一系列的深井超深井，（抗温高达200C），取得了良好经济效益。爱沙尼亚页岩酚的作用除了抑制CMC的热氧化降解以外，还是腐蚀抑制剂、润滑剂。在乌兹别克斯坦石油局，为了稳定钻盐层和含盐沉积层中的高温井段使用的钻井液，从1976年开始广泛使用了羧甲基纤维素苯胺，就羧甲基纤维素苯胺的作用效果和热稳定性来说，比羧甲基纤维素醇胺好一些而比羧甲基纤维素酶好得多。苏联的钻井实践证明，以羧甲基纤维素醚为基础的热一盐稳定钻井液配方适用于钻深井和超深井。3、 在二价及高价金属盐沉积层中钻进的盐稳定钻井液b.g.戈罗德诺夫认为稀硅酸盐钻井液是研究和试验热一盐稳定钻井液配方中最有意义的。CMC—600稳定的稀硅酸盐钻井液在NaCl充分饱和的条件下到200C是热稳定。在用CMC—700稳定时热稳定性达到230C。通过现场实践表明，由CMC—600稳定的稀硅酸盐钻井液不仅可以成功的用于钻坍塌沉积层，而且可以成功的用于钻大厚度的埋藏很深的含钙、镁的岩石，井下温度可达200C以上。这样的体系能确保预防在这些盐的沉积层中井径扩大。显然，这是由于在井壁上形成了难溶性水合硅酸钙或镁的膜，从而阻碍了这些盐的溶解和冲蚀。在此情况下，硅酸钠的用量与钻屑的比表面积成正比。（II）盐岩的再结晶盐岩的再结晶是通过盐岩的再溶解，饱和和过饱和等一系列过程产生再结晶。在井眼内，岩盐再结晶往往是造成卡钻的一种原因。使用饱和盐水泥浆钻进深部岩层时，往往在上部钻杆、接头及地面循环系统中出现盐的结晶，给钻井操作带来困难。而且还会增加泵压，磨损钻具和泵的部件。但对于深部岩层仍产生盐溶引起井径扩大及井下复杂情况。其原因在于盐的溶解度随温度增高而增加。在地面处于饱和状态的盐水泥浆泵至井底，泥浆又变得不饱和。因而溶解地层盐造成井径扩大。当泥浆从井底返到地面，泥浆温度下降，泥浆由饱和变成过饱和。因而在上部井段或地面形成大量重结晶盐粒。温度对复合盐溶解度的影响比纯盐大。钻进复合盐层时，重结晶现象比钻纯盐层严重。无水石膏等的吸水膨胀岩盐中往往夹杂其他盐类：石膏、芒硝、氯化镁、氯化钙等，它们原始状态均含结晶水。在上覆地层压力作用下，这些盐失去结晶水而成为无水石膏、无水芒硝等。可是当使用水基泥浆钻开此类地层时，无水石膏就会吸水变成二水石膏，体积增大26%(其他盐类也相同)因而引起岩石强度下降，易发生井塌，缩径。含盐膏泥岩吸水膨胀与塑性变形第二类盐层中泥岩夹层大部分均含有盐膏等可溶性盐类。当钻开这种含盐膏泥岩后，会出现以下一些复杂情况：1、塑性流动。含盐膏泥岩与盐岩一样具有流动特性。在深井段，当泥浆比重偏低时，同样会引起缩径。2、吸水膨胀。石油大学泥浆教研室层对胜利油田东风5号井含盐膏的红层进行试验，结果表明，含盐膏泥岩吸水能力很强，由吸水而引起膨胀。3、由于泥岩含盐，在沉积时其盐一部分被溶蚀形成许多空隙。采用水基泥浆时，其滤液会沿溶孔入侵。溶解盐、盐脉造成泥岩坍塌或井下复杂情况。六、钻进盐膏层的泥浆技术措施为了克服盐膏层钻井过程所出现的溶、塌、缩、卡、喷、漏等井下复杂情况及电测遇阻卡，固井质量不好，套管挤毁等，需要一套完整的技术措施。这包括井身结构设计，套管设计，正确的钻井措施、固井措施及泥浆措施。下面着重讨论钻盐膏层的泥浆技术措施。1、对盐膏层钻井液性能的要求：引起盐膏层井壁不稳定的原因主要是结晶盐的溶解、泥页岩的水敏性、盐膏层的塑性变形、应力平衡状态的破坏、盐膏地层强度小等。因此，对钻井液性能的要求如下：适当的钻井液密度。钻进盐膏层，仅靠优良的钻井液性能是不够的，尤其是岩盐、泥页岩的塑性变形更是如此，必须从力学观点出发，增加钻井液密度，一方面为压死水层，另一方面抑制岩盐、泥页岩的塑性流动，平衡地层压力，防止井壁不稳定。泥浆密度的确定：提高泥浆密度是防止盐层和含盐泥岩的蠕变和塑性变形的有效措施，这已被国内外钻盐层的实践所证实。上面已经分析过岩盐的塑性变形与温度、井深、封闭压力、压差、时间、岩盐组公等因素有关。因此必须根据具体情况确定控制岩盐流动所需的泥浆密度。良好的钻井液稳定性。钻进盐膏层钻井液必须具有抗盐、抗钙等污染的能里和抗高温能力。且具有良好的悬浮能力。钻井液稳定性包括聚结稳定性和动力稳定性两方面。钻井液的聚结稳定性，反映在盐膏层多种污染和高温条件下钻井液的胶体稳定状态，起决定作用的是适量粘土和足够有效的护胶剂，钻井液的动力稳定性反映的是钻井液对重晶石的悬浮能力。因此盐膏层钻井液必须具有这两方面的稳定性，即要有抗污染、抗高温能力，又要有良好的悬浮能力。具有多功能的抑制性。钻遇盐膏层钻井液要具有抑制结晶盐类的溶解、抑制无机高价离子的污染、抑制活性粘土矿物的水化膨胀、抑制低活性粘土矿物的破碎和裂解等作用。A抑制结晶盐类的溶解。可用预饱和的盐水或复合盐水钻井液，也可用油基或油包水乳化钻井液来达到抑制结晶盐溶解的目的。B抑制无机阳离子的污染。可用沉淀或络合的方法除去有害离子。C抑制活性粘土矿物。粘土矿物的活性反映盐膏层泥岩中膨润土含量的高低，其衡量标准是亚甲基蓝吸附量，又叫MBT值，MBT值越高的粘土其活性越强，即蒙脱石含量越高。为了使活性粘土惰化，最好使用钾基钻井液。D抑制低活性粘土矿物。对于泥页岩的稳定来说，无机盐类的化学抑制是必要的。但对于低活性泥页岩，尤其是微裂缝多、破碎程度高的泥页岩来说，仅靠无机盐类的抑制作用是不够的，必须采用化学抑制法，即包被法、覆盖法的综合措施。包被法是靠高分子聚合物吸附与泥页岩表面，泥页岩越稳定，需要的高分子包被剂越多，如絮凝剂、滤失剂、磺甲基褐煤和磺甲基酚醛树脂等。机械封闭是处理剂吸附于带正电的粘土的微裂缝表面，并封闭微细裂缝裂口，从而抑制粘土的裂解，如磺化沥青等。（4） 适当的流变性。流变性能好的基本要求是开泵泵压较低、洗井效果好、携砂和悬浮能力强。（5） 具有良好的润滑性。在钻进盐膏层井段时，需要钻井液具有良好的润滑性。一般来讲，降低固相含量，适当混油乳化，添加表面活性剂，增加PHP的含量，均可获得满意的润滑效果。（6） 具有合适的滤失量和优良的造壁性。为了稳定井壁，对滤失造壁性的基本要求是滤饼好，滤失小，井壁稳定。在人们使用KCl-PHP钻井液保持松滤饼、大滤失（高达及十毫米）取得钻进盐膏层成功之后，对失水造壁性有了一种新的认识，即聚合物钾盐钻井液能很好地稳定泥页盐。但仅作用于井壁表面是不够的，为了充分发挥其稳定作用，应使钻井液滤液有较大的渗透半径，从而能在更大范围内稳定泥页岩地层，这就需要滤失的范围要大一些。2、泥浆类型与配方的选择钻进盐膏层钻井液类型简介1） 、油包水乳化钻进液或油基钻井液这类钻井液连续相是油，所以不会发生泥页岩的水化膨胀。这类钻井液可防止由于水堵或粘土水化而造成的各种损害，还可防止无机盐类的溶解，而且抗稳性和抗盐侵的能力强，泥饼润滑性能好，摩擦系数低。2） 、饱和盐水钻井液在钻开盐膏层、岩盐层之前，使钻井液的含盐量达到饱和和过度饱和，能够防止盐膏、岩盐的溶解，从而保持了盐膏层井径规则和井壁稳定。3） 、钾盐聚合物钻井液使用钾盐聚合物钻井液的优点主要有，一是钾离子稳定泥页岩的原理是众所周知的，二是聚合物对泥页岩有包被作用，从而使泥页岩稳定性增强。聚合物一般是聚丙烯酰胺、磺甲基酚醛树脂等。此外还有复合盐聚合物钻井液、低粘土高钙混油钻井液和聚丙烯酸钙钻井液 等。另外，国内外用来钻进盐膏层的泥浆又可以分为如下五类：（1） 油基或油包水泥浆；（2） 欠饱和盐水泥浆；（3） 饱和盐水泥浆；（4） 复合盐饱和盐水泥浆;（5） 过饱和盐水泥浆。上述各类泥浆均可以用来钻进盐膏层，但各有利弊和其适用的范围。（1） 欠饱和盐水泥浆（即泥浆中含盐量低于饱和值）采用此种泥浆盐膏层均会因盐溶而引起井径扩大或含盐泥岩或含泥盐岩坍塌。但其成本低，处理维护方便。通常用来钻进总厚度（指盐膏）不大的浅层或中深井段不复杂的盐膏层。例如中原油田沙一盐层，华北荆邱构造的沙河街组盐层。此类泥浆不宜用来钻深部厚盐层与第二类复合盐膏泥岩层。（2） 饱和盐水浆（即泥浆的含盐量在地面达到饱和）该类泥浆在井底处于不饱和状态。故此浆虽能减少盐层溶解，但不能解决深部盐层溶解和盐的重结晶所引起的各种复杂情况。因此它们仅适用于井深小于3900-4500米的第一类盐膏层。而不宜用来钻第二类复合盐膏泥岩与第一类深部盐膏层。（3） 过饱和盐水泥浆在饱和盐水泥浆中加入盐的抑制剂与过量盐，使其含盐量在地面呈过饱和，而在井底高温下仍然处于饱和状态。要求CL-大于185000mg/l，而在地面的过量盐大于3-5kg/m3，因而能有效地防止因盐溶与重结晶而引起的各种井下复杂情况。故用来钻进第一类深部厚层盐膏层与第二类复合盐膏泥岩就比较安全。（4） 复合盐聚合物饱和盐水泥浆此类由NaCL、KCL等多种盐复配而成，适用于钻进夹有大量易吸水膨胀分散的含盐膏泥岩的复合盐膏层。但复合盐的种类、加量必须选配好，否则会因各种盐的溶解度随温度变化不同而泥浆难以稳定，而易发生盐的重结晶。采用上述四种泥浆钻进夹有层理、裂缝发育的泥岩的盐膏层时，必须在泥浆中加入磺化沥青与磺化酚醛树脂产品，封堵层理与裂缝，降低高温高压滤失量，改善泥饼质量，减少进入地层中滤液的数量，从而达到防止泥岩坍塌所造成的各种井下复杂情况。（5） 油基或油包水泥浆此类以油为连续相，不溶解盐，因而避免了盐岩溶解与含盐膏泥岩吸水膨胀、分散而引起的各种复杂情况。国内外均采用过此类泥浆顺利钻进深部盐层与复合盐、膏、泥岩互层。我国中原油田濮深7井就是使用油包水泥浆顺利穿过4367-5454米的沙四复合盐膏层，最终钻达5613.2米。平均井径扩大率为0.6%，井下情况正常，泥浆性能稳定，电测顺利。但此类油浆成本高（每m3超过一千元），柴油来源困难，对测井解释有影响，若钻遇漏失层，则堵漏材料的选择受到限制。此外，油浆具有可压缩性，其当量循环密度随井深而增加，易引起井漏。因而其普遍使用受到限制。油浆确实是用来钻进盐膏层一类较好的泥浆，但如果其水相活度与所钻泥岩不相匹配亦会引起井塌，若密度不足以抑制盐岩的塑性变形亦会造成缩径，从而引起起下钻遇阻卡，甚至卡钻。如其流变性能与地层不相匹配，亦会造成进塌，岩屑携带不出来等井下复杂情况。因此选用油浆钻盐膏层时还必须使其配方、性能与所钻盐膏地层相匹配。3、泥浆流变参数的优选在盐膏层钻井过程中所发生井径扩大与泥页岩坍塌除了与所选用的泥浆密度、含盐量、配方有关外，还与泥浆流变性能及环空流型有关。环空紊流对盐岩层与泥页岩的冲蚀亦会引起井径扩大与井塌。当中原油田使用油包水泥浆钻进文东构造3000米左右的盐膏层时，当使用的油浆塑性粘度为30-42mPa.s，动切力2-6Pa时，油浆在环空处于紊流，发生井塌，塌块可重达70-80g。当提高油浆塑性粘度至35-55mPa.S，动切力达10-15Pa，使其环空处于层流进，则井下情况恢复正常。又如美国在威力斯顿盆地，采用饱和盐水泥浆钻进2000-3000米盐岩层。在222.25mm井眼中，采用泵量1.2663m3/min、171.45mm钻铤处Z值为2854，井壁受到严重冲蚀，平均井径高达762mm。但在另一口井，采用相同类型泥浆，泵量为1.0017m3/min，并适当提高泥浆的塑性粘度与动切力，177.8mm钻铤处Z值为600---630，相同井段的平均井径降为304.8mm。根据SPE15513一文中所提出的观点，为了在盐膏层获得规则井眼，推荐的泥浆在环空处于层流而泥浆的塑性粘度、动切力又不宜过高，以避免引起过大激动压力而造成井漏。泵量亦必须适宜，以确保岩屑的携带。七、盐膏层钻井各阶段的工作要点1、 收集分析资料（1）地层压力系统，重点收集盐膏层段的上、下地层漏失压力资料；（2）盐膏层层位、埋深、类型，利用地震资料和区域完井地质、钻井资料确定盐膏层层位、埋深、类型和实钻特征（钻井液体系、密度、钻井过程中的阻卡情况等），重点是确定盐膏层类型，属纯盐层、复合盐层还是膏泥岩层以及盐膏层单层厚度。（3）盐膏层理化性能，收集地面露头和区域钻井、地质、分析化验资料。（4）地应力分析，利用地震资料、地层倾角资料分析计算区域地应力和地质构造应力。（5）其他钻井资料；钻时、井径、井眼轨迹、钻具组合、钻头、钻压、转速，漏、溢、塌、卡钻情况等。2、 钻井液设计（1）钻井液体系、