第二节 钻井液设计
一、钻井液体系的选择与性能设计
（一）、选择钻井液体系的原则 1．根据不同油气层性质选择
油气层的特性不同，对钻井液体系的要求也不同。钻井液体系必须与其相适应才能起到保护作用，并减轻损害，获取应得的产量。例如，水敏性很强的蒙脱土含量很高的油气层，就该选用对膨润土具有很强抑制能力的钻井液类型。
2．根据不同类型井，主要指的是那些对钻井液体系有特殊要求的井别，而不是完全按习惯分类的井别。
（1）超深井。这里一般指深度在5000m以上的井、其特点是高温、高压，因而对钻井液提出稳定性好（即恒高温一定时间后性能变化较小）、高温对性能影响较轻（即在高温下的性能与常温下对比不能差别过大）及在高压差下泥饼压缩性好的要求。
（2）定向斜井（含水平井）。该类井的主要特点是井眼倾斜，甚至与地面平行，在钻进过程中钻具与井壁的接触面积较大，摩阻高。故对钻井液提出低泥饼摩阻系数的要求，而且必须严格控制滤失量及泥饼质量。
（3）调整井（含高压力井）。该类型的主要特点是地层压力异常高，由于密度要求特别高，故一般选用分散型钻井液体系。
（4）区域探井和预探井。该类井的主要要求是能够随时发现产层，为此要求选用不影响地质录井（即钻井液荧光低）及易发现油气层位（即钻井液密度低）的钻井液体系。
（5）开发井。该类井的主要要求是在保护油层及提高钻速上，故在油气层上部采用聚合物不分散钻井液，到油气层即换用相适应的钻井液。
3．根据不同的地层特点选择
实践证明，不同地层对钻井液常常提出不同的要求，必须针对其特点采用相应的特殊措施，才能安全顺利地钻穿这些地层。
4．根据工程要求确定钻井液性能
钻井工程对钻井液性能要求体现在两个方面，一是确保安全钻进，就是要求性能能够适合井下的具体情况，能够对付井下出现的复杂情况。二是提高机械钻速。
提高机械钻速的要求如下：
（1）尽可能保持近平衡的压差。
所谓近平衡压差，是指无论在钻井中或起下钻时，由钻井液所产生的对地层的压力要尽量接近地层的孔隙压力。具体地说就是，尽可能降低钻井液密度的附加值，做到即安全又快速钻井。为此提出下列几点具体要求：
①预测准所钻地层的孔隙压力及破坏压力，精确地确定地层压力梯度值，为设计合理的套管程序提供可靠的必要条件，并算准平衡地层孔隙压力所需的静液柱压力。
②调整钻井液的流变性能时，在保持洗井液效能的前提下，尽可能采用较低的粘度和切力，以便在正常起钻速度下尽可能降低因抽吸而引起的压力降。
③绝对避免钻头泥包，尤其是在强造浆地层钻井时，要求钻井液具有较强的抑制性，故在钻井液中应加防包剂（或称洗涤剂）。
④尽可能降低钻井液流动阻力及保持适当的泵量，要求在钻井液中加入有效的润滑剂（或称减阻剂），以便降低由此所引起的对地层的附加压力。
（2）具有良好的剪切稀释特性。
剪切稀释特性是指钻井液的表观粘度随剪切速率而变化的性质。现代钻井技术要求钻井液通
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过钻头喷嘴时的粘度（即在环空低剪切速率下）的粘度变大，以便彻底清净井底，而且这种变化要快，即瞬时改变（钻井液一出水眼马上变稠）。高与低剪切速率下钻井液粘度变化幅度的大小，表征着该钻井液的剪切稀释特性的强弱。若这种变化幅度过小，则存在两种可能：一是水眼粘度过大；二是环空粘度过小。这都不利于提高钻速。因为水眼粘度过大，喷嘴钻屑含量过大，密度变高，压差增大，影响钻速的提高。若其变化幅度过大，也存在两种情况：一是水眼粘度很小；二是环空粘度很大。前者是钻井工程所需要的，而后者是不希望出现的。因为环空粘度过大，流动阻力也大，对地层的回压必然增高，流压增大，钻速下降。因此，对剪切稀释特性强弱的要求应该控制在低水眼粘度下，环空粘度达到满足清洗井底和携带钻屑要求的范围内就可以了。过高或过低都对钻速的提高不利。
（3）较强的清井及携屑能力。
在钻井中，井底干净与否直接影响钻头的切削效率。若井底的岩屑不能及时被带走，就会受到钻头的重复切削，钻速及钻头寿命就会受到影响。若岩屑虽然被及时冲离井底，而钻井液的携带能力差，岩屑上返速度慢，那么可以产生不利于钻井的后果。环空岩屑浓度过大，易堵塞环空空间，当量密度增加，流动阻力增大，对井壁的压力也增大，压差增加，易发生井漏，而且大量岩屑易粘附井壁，造成缩径，引起起下钻阻卡，产生井下各种复杂情况，影响钻井，甚至发生井事故。
一般用下列指标来检查其清井及携屑能力的好坏。 ①动切力（代号YP）：研究结果表明，动切力达到2.394Pa后钻井液就有足够的携带岩屑的能力，若再提高动切力，那么，携带岩屑的能力增加幅度变缓，故动力控制在4Pa左右是合适的。
②有效粘度（代号η）：是指在环空剪切速度下的表观粘度。目前通常检测的是出口粘度，不能反映出携砂岩屑的真正能力，因为漏斗粘度（或表观粘度）是随着剪切速率的变化而增减的，出口时的剪切速率低于环空的剪切速率，其结果不能真实地反映出我们所要求的环空钻井液的表观粘度。为此，必须事先根据所使用的钻井液类型，作剪切速率与粘度值的曲线图，使用时查出环空剪切速率对应的表观粘度值来，对此值的要求应根据当时钻井的具体情况加以确定。
③环空中钻井液岩屑含量：指在环空中钻井液所含岩屑的浓度，以百分数表示。在钻井中，若钻速很快而泵量不足，钻井液携砂能力欠佳，那就会使岩屑在环空中的上升速度降低，钻井液中岩屑的含量大量增加，结果常造成一系列井下复杂情况的发生。例如，钻头和钻具泥包、阻卡、堵塞井眼，甚至卡钻等。国外经过长时间的试验及实践后得出结论，环空钻井液岩屑含量在5%以内是比较安全的。胜利油田的实践证明，只需从钻井液及工程上采取相应措施，例如起钻前先充分循环钻井液，接单根时晚停泵，钻进一定进尺后短起下钻，尽可能提高泵排量，以及很好地调整钻井液流变参数，把岩屑运载比（即岩屑的上返速度与钻井液在环空上返速度之比值）控制在0.5以上，就可以把岩屑在环空钻井液中的含量放宽到9%，井下也是安全的。
在泵排量最大许可范围内，环空间隙一定的情况下，要达到上述岩屑浓度要求，主要应从调整钻井液性能方面入手。
从钻井液本身的性能看，岩屑上升速度与密度、粘切有关。钻井液的密度越大，即同样的岩屑在钻井液中所受的浮力越大，下沉速度越慢。但不能从密度上去寻找解决方法，因为它会影响到钻速。故应从粘切上去解决钻井液携砂能力问题。要想调整钻井液流变参数，就必须先确定钻井液适应哪种流变模式，而后才能以其反映携砂能力的指标加以要求。例如，用动塑比值来要求属于宾汉模式流体的钻井液，而用N值来要求适应幂律模式流体的钻井液。
这两种类型钻井液分别要求如下： 宾汉模式的动塑比值为0.48； 幂律模式的N值为0.5～0.7。 （二）、钻井液性能设计
当选定钻井液体系后，还需要对钻井液进行分层设计。
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1．钻井液密度
钻井液密度设计主要根据地层孔隙压力剖面，以保持平衡压力钻井的钻井液密度为最小钻井液密度。为了保证钻井安全，通常在钻井液密度设计中增加安全附加值ρC。国内外油田在油层附加0.05～0.10g/cm3，气层附加0.07～0.15g/cm3。则钻井液密度设计可按下式计算
ρm=ρp+ρc
式中ρm——钻井液密度，g/cm3；
ρp——地层孔隙压力当量钻井液密度，g/cm3； ρc——安全附加密度值，g/cm3。
若钻井井段中有特殊要求（如盐膏层或泥页岩地层，为防止地层坍塌，缩径），应考虑特殊需要，增加或减小钻井液密度。
2．钻井液固相含量
钻井液的密度主要是由其所含固相而造成的。固相含量与钻井液密度可根据图3-1-2-1选一个合适值。
图3-1-2-1 一般钻井液密度与固相含量的关系
3．钻井液流变性能
钻井液的流变性能与钻井液密度、固相含量、钻井液化学处理剂有关，一般以钻井液密度为根据，选择在不同密度下的最佳固相含量和流变性能的范围。可用图3-1-2-2选取铁铬盐钻井液的流变性能。
图3-1-2-2铁铬盐钻井液的流变性能的关系
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二、设 计 实 例
（一）、实例井的基本情况
江汉油田沔阳凹陷某井的地质剖面见表3-1-2-1
表3-1-2-1 地质预告剖面 层 位 平原组 广华寺组 荆河镇组 潜江组 新沟嘴组上 大膏层 底深，m 120 380 880 1450 1850 1870 1900 新 沟 嘴 组 下 Ⅰ油组 1930 Ⅱ油组 泥隔组 Ⅲ油组 沙市组 2060 2090 2210 2320 130 30 120 110 泥岩、膏质泥岩夹砂岩 泥岩 泥岩、膏质泥岩夹薄层砂岩 泥岩、膏质泥岩夹薄层砂岩 防卡 60 泥岩、膏质泥岩、砂岩 厚度，m 120 260 500 570 400 20 岩性简述 中上部泥砂夹粘土，下部砾石层夹粘土 粘土岩、疏松砂岩夹砾石层 泥岩夹砂岩 泥岩、含膏泥岩 泥岩、泥膏岩不等互层 泥膏岩夹薄层泥岩 防 卡 防 斜 故障提示 松散 防塌、防漏 防塌 防垮 防斜卡
根据地质预告剖面和邻井钻井实践，该井有大段的膏盐层和纯盐层。在钻进过程中，上部泥岩大量造浆，致使钻井液密度高，粘土含量高。当钻遇可溶性盐层溶解，可能会使钻井液性能恶化，流动性变差，以及盐层井径变大，钻至深部引起盐类重结晶，给钻井液维护处理，处理井下事故，以及正常钻井带来许多困难。
（二）、钻井液体系的选择
江汉油田经过多年实践，形成了钻膏盐地层的钻井液体系，即用PHP—80A—51—HPAN—钾盐或PHP—NaK—钾盐体系控制上部地层的造浆和垮塌，进盐层前50～80m加盐至预饱和，钻井时补充加盐，控制盐层溶解，保持含盐井段井壁稳定，井径规则；使用NTA抑制钻井液中盐类重结晶，解决重结晶的阻卡、卡钻等问题。
（三）、钻井液性能的确定 1．钻井液密度
根据邻井的地层压力剖面，全井地层压力系统小于1.0g/cm3。由于在钻井过程中要保证钻井液性能满足钻井工艺要求，控制钻井液密度低比较困难。根据邻井钻井液的使用情况，要求钻井液密度控制在1.2g/cm3左右。
2．钻井液粘度
本井上部平原组地层因流砂层及砾石层胶结疏松易漏、易垮，因此，粘度应大些，其余地层粘度可以小些。但随着井深的增大，易出现流砂和易垮、易漏地层，因此在粘度较小的基础上逐渐增加粘度。
3．滤失量和泥饼厚度
本井平原组上部和广华寺组地层，均属水敏性泥岩，易产生吸水澎胀。根据现场经验，钻井液性能滤失量应控制在10ml以内较合适。在广华寺组地层以下的膏盐层中钻进，为防止出现复杂情况，更应控制滤失量。根据邻井经验应控制在5ml以内。根据滤失量的控制值，其泥饼厚度浅层在2mm以内，深部地层在0.5mm以内。
4．含砂和固相含量
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本井使用的是低固相钻井液，要求固相含量小于8%。
根据钻井液密度、固相含量，并考虑油田钻井液使用的实际情况，设计的其他性能参数见表3-1-2-2。
表3-1-2-2 本井各井段钻井液性能设计
钻井液性能 地层 底 界 m 密度 g/cm3 1.05 1.20 粘度 S 760 >60 失水 ml － <10 泥饼 厚度 mm － <2 切 力 PH值 初，Pa 3.0 3.0 终，Pa 6.0 8.0 － <10 含砂 % — 塑粘 Pa·S — 流变及固相 动切力Pa － 固相含量 － 膨润 土含量 % － 平原 广华寺 潜 江 荆 江 新沟上 新沟下 沙市组 120 380 880 1450 1850 2210 2320 1.20 ～ 1.25 40 ～ 60 5 0.5 0 0 8 ～ 10 <0.6 20 ～ 25 4 ～ 10 <8% >2
（四）、钻井液维护 开始前，各井段主要处理剂日平均用量按照表3-1-2-3配成胶液补充，下油套之前加0.8t石墨粉减阻，井队应保证二级净化使用率达到要求，效果好，并按需要清罐，保证低固相含量。
表3-1-2-3 各井段主要处理剂日均用量
井段，m 0～150 160～2320 低粘CMS，kg 250 — 高粘CMS，kg 100 100 CMS，kg — 40 PHP，kg — 5 钾盐，kg － 600
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