摘要
JG-2井位于云南省普洱市景谷傣族彝族自治县凤山镇，构造位置属思茅盆地景谷凹陷，完钻深度1829.44 m。钻遇地层主要为泥岩、砂岩、泥砾岩、石盐岩、钾石盐岩等，泥岩易发生水化膨胀剥落、造成井壁坍塌危害，局部松散砂岩易坍塌掉块，而石盐岩、钾石盐岩易溶蚀形成坍塌超径和盐矿心采取率低等安全和质量隐患。针对JG-2井上述施工难题，进入石膏脉盐岩地层后，采用饱和氯化镁盐水钻井液钻进，圆满地完成了工程钻井与取心任务，解决了钾石盐岩等盐矿心溶蚀、石盐岩粗颗粒不易携带、钻头泥包及松散砂岩坍塌掉块等技术难题，顺利取全盐岩层顶板与底板等岩心，获取了优质的石盐岩、钾石盐岩等盐矿心，全井平均岩（矿）心采取率达97.5%，且未发生溶蚀。本文成功经验可为从事类似钾盐钻探工程提供借鉴和参考。
关键词
云南景谷地区尚未发现工业钾盐矿，但存在相对较好的钾矿化特
以往在JG-2井附近完成的可借鉴钻孔有2个。其中，ZK-15孔于1967年12月施工完钻，位于JG-2井井口的北东东向，孔深96.59~550.87 m均为含盐地层，但限于当时的施工设备能力，550.87 m深度即终孔，更深部的含盐、含钾地层未被揭露。
部署在景谷地区某钾盐地质调查井，采用氯化钠盐水钻井液施工，由于氯化钠加量不足及钻井液性能较差，局部盐矿心采取率<50%。后期通过提高氯化钠加量至饱和以及改善盐水钻井液性能，盐矿心采取率达到98%，但含盐岩心均存在不同程度地溶蚀问题，导致盐矿心直径与质量未满足要求（见
图1 以往钻孔采用氯化钠盐水钻井液获取的盐矿心
Fig.1 The rock core obtained by sodium chloride drilling fluid
目前钾盐钻探工程主要采用卤水钻井
JG-2井设计井深1800 m。2022年7月8日开钻，2022年12月9日完钻，完钻井深1829.44 m。JG-2井钻遇地层为第四系、白垩系曼宽河组、白垩系勐野井组与景星组，地层岩性主要为棕红色泥砾岩、青灰色泥岩与粉砂岩等，具体详见
| 地 层 | 井段/m | 厚度/m | 岩 性 | |
|---|---|---|---|---|
| 第四系 | 0~20.10 | 20.10 | 灰褐、棕黄色粘土，碎块、角砾 | |
| 白垩系 | 曼宽河组 | 20.10~299.22 | 279.10 | 以浅灰紫—灰紫色粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩为主，局部夹薄层状—中层状粉砂质泥岩、泥岩 |
| 勐野井组 | 299.22~1776.16 | 1476.94 | 棕红色泥砾岩，青灰、棕红色含泥砾或泥砾质石盐岩、灰紫色粉砂岩与泥质粉砂岩、粉砂岩为主 | |
| 景星组 | 1776.16~1829.44 | 53.28 | 棕红色、粉砂质泥岩，青灰色泥岩、粉砂质泥岩夹少量白色砂岩；1819.08~1829.44 m为棕红色构造角砾岩，角砾成分为泥岩、粉砂质泥岩、砂泥质、钙质胶结，角砾呈次棱角状 | |
采用XY-9B型钻机施工，配备BW300/16型泥浆泵、QJQ200型泥浆清洁器和TGLW350N型离心机，采用三开井身结构及绳索取心钻进工艺，井身结构见
图2 JG-2井井身结构
Fig.2 Well structure diagram of Well JG-2
（1）299.22 m以深钻遇地层主要为棕红色泥岩或泥砾岩，这些泥岩岩粉悬浮在钻井液中，导致钻井液的固相含量增加及发生钻头泥包等问题，影响钻进效率；而砂岩井段裂隙发育、松散破碎易造成井壁坍塌、掉块。
（2）勐野井组顶板富钾杂卤石岩心及盐岩层段岩心遇水溶蚀，易出现岩心采取质量差、井径扩大等问题。
（3）三开Ø133 mm绳索取心钻探工艺要求盐水钻井液在滤失量与粘度控制方面保持协调平衡，即实现较低的粘度与良好的护壁性
（4）三开井段裸眼时间长，且破碎带较多、裂隙发育严重，给钻孔护壁、岩屑携带、岩心保护带来新的问题与挑战。
（5）石盐岩屑颗粒粗、易沉砂，对钻井液的悬浮与携带能力有较高的要求。
（6）盐矿心采取质量要求高，全井盐岩段及盐岩段顶、底板的盐矿心取心率>90%，且不能使用含钾离子的盐水钻井液施工。
因此，针对JG-2井上述施工难点问题，并满足绳索取心钻进工艺，要求使用的盐水钻井液必须具备优良的抑制钾石盐和石盐溶解能力、优良的护壁护心性能、较低的固相含量和较低的黏度。
JG-2井钻井设计要求钻井液处理剂不得含钾元素，以避免影响岩心样品成分分析。而前期景谷地区某钾盐地质调查井使用饱和氯化钠盐水钻井液施工，仍存在盐矿心溶蚀、岩心直径与质量未满足要求等问题。因此，通过总结分析现有钾盐钻探钻井液应用等资料，采用高溶解度盐抑制低溶解度盐溶解的原理，最终选用北京探矿工程研究所研制的饱和氯化镁盐水钻井液技术施工。该钻井液具有优良的抑制钾卤石等盐矿溶解能力和泥岩水化分散性能以及良好的流变性能等特点，主要材料有氯化镁、钠膨润土、抑溶剂、接枝淀粉GSTP、降失水剂GPNA、增粘剂GTQ、包被剂GBBJ、稀释剂及润滑剂等。饱和氯化镁盐水钻井液中各处理剂的主要作用见
| 处理剂 | 作 用 |
|---|---|
| 氯化镁 | 抑制剂，抑制钾石盐、石盐溶解 |
| 抑溶剂 | 降低高溶解性矿体的溶解速度及溶解度对温度的敏感性 |
| 降失水剂GPNA | 降低钻井液的滤失量 |
| 增粘剂GTQ | 提高钻井液的黏度和切力，降低钻井液的滤失量 |
| 接枝淀粉GSTP | 降低钻井液的滤失量 |
| 包被剂GBBJ | 絮凝沉淀岩粉 |
| 钠膨润土 | 提高钻井液的黏度和切力，降低滤失量 |
推荐使用的饱和氯化镁盐水钻井液为：氯化镁饱和溶液+0.2%~1%抑溶剂+0~1%钠膨润土+0.3%~0.5% GPNA+0.3%~0.5% GSTP+0.3%~1% GTQ+0.1%~0.2% GBBJ。以配方“氯化镁饱和溶液+0.3%抑溶剂+1%钠膨润土+0.5% GPNA+0.5% GSTP+0.5% GTQ+0.1% GBBJ”为例，室内对其进行性能测试评价，结果见
| 实验条件 | 苏式漏斗 黏度/s | 表观黏度/ mPa·s | 动塑比/ [Pa/(mPa·s)] | 静切力/ (Pa/Pa) | API滤失量/mL | 相对膨胀降低率/% |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 未陈化 | 25 | 14.5 | 0.21 | 0.25/0.5 | 4 | 88.4 |
| 室温陈化16 h | 40 | 27 | 0.35 | 1/1.5 | 4 | 88.9 |
从
一开井段使用聚合物钻井液钻进至66.40 m，岩心出现石膏脉盐层标志。为确保顺利采取盐矿层顶板岩心，将钻井液转换为无固相的饱和氯化镁盐水钻井液。一开、二开钻井液使用配方为：1 m³饱和氯化镁盐水+1~5 kg抑溶剂+5 kg GSTP+5 kg GPNA+5~10 kg GTQ+1 kg GBBJ+3~5 kg润滑剂+3~5 kg消泡剂。
随着三开深度增加，为了提高盐水钻井液的悬浮及携带石盐钻屑颗粒的能力，在饱和氯化镁盐水钻井液中适当加入了低粘增效粉（LBM）或钠膨润土。并且，添加了磺化沥青以增加钻井液对微裂缝封堵、防止坍塌的能力。为解决陈化后的黏度增升偏大问题，减少膨润土加量，并加入少量的稀释剂GSY。三开井段钻井液使用配方为：1 m³饱和氯化镁盐水+1~5 kg抑溶剂+1~3 kg LBM或钠膨润土+5 kg GSTP+5 kg GPNA+5 kg GTQ+5 kg磺化沥青+1 kg GBBJ+0~1 kg稀释剂GSY+3~5 kg润滑剂+3~5 kg消泡剂。
不同井段钻井液实测性能见
| 开次 | 密度/(g·c | 苏氏漏斗黏度/s | 表观黏度/（mPa·s） | API滤失量/mL | 泥饼厚度/mm | pH值 | 含砂率/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 一开 | 1.27~1.40 | 40~60 | 22.5~30 | 10~21 | 0.5~2 | 5~6 | 6 |
| 二开 | 1.27~1.35 | 28~37 | 25~33.5 | 8~11 | ≥0.3 | 5~6 | 1 |
| 三开 | 1.27~1.36 | 34~39 | 27~39 | 6~9 | ≥0.3 | 6~7 | 1~1.5 |
以一开、二开井段钻井液为例，三开井段钻井液配制类似，均在抑溶剂加入饱和氯化镁溶液之后。具体配制过程为：向体积1.2
现场配制饱和氯化镁溶液时，由于无水氯化镁与水接触后水化放热，溶液温度上升较快且产生高温。为避免给人员安全、环境保护带来较大的危害与影响，专门配置了由柴油罐改装的罐（容积3.6
图3 配制氯化镁饱和溶液的罐
Fig.3 Canister for preparing saturated solution of magnesium chloride
（1）严格按照钻井液配方配制，若钻井液性能需要较大调整时必须进行小样试验，确保调整后的钻井液性能满足井内安全需求。当钻井液的黏度偏高时，配制适量稀胶液与加入少量的稀释剂以降低黏度；当钻井液的黏度偏低时，可适当增加增粘剂和包被剂的加量，聚合物处理剂预先配制成胶液以便使用时减少分散时间。
（2）每个小班测试井口返出钻井液的性能，包括密度、苏氏漏斗黏度、中压滤失量、泥饼厚度、含砂量等。并观察与鉴别地层岩心岩性及层位，结合井内钻进参数和地层情况的变化及时调整钻井液性能。
（3）进入目的层加密测试氯离子与镁离子的含量，确保钻井液中氯化镁达到饱和状态，并采用浸泡实验评价钻井液抑制石盐、钾石盐等溶解的性能。
采用莫尔银量法和C
采用M
为确保钻井液能抑制钾石盐矿等溶解性能，进入盐层前采用浸泡实验评价石盐岩心（见
图4 石盐岩心浸泡实验
Fig.4 Soaking experiment of halite core
图5 NaCl与KCl试剂样品在不同介质浸泡实验
Fig.5 Soaking experiment of NaCl and KCl reagent
samples in different medium
从
从
（4）泥岩、泥砾岩井段钻进产生的泥岩岩粉掺入钻井液中，导致钻井液固相含量和密度增加、泥饼虚厚，而且钻头与卡簧泥包和堵心问题均较为突出。通过配备离心机及时清除有害固相、加入润滑剂改变钻头表面亲水性从而预防钻头泥包、起钻前循环与倒杆间隙时间大排量（≥300 L/min）冲洗钻头水道与井底等措施，有效解决了泥岩和泥砾岩地层钻头泥包和卡簧抱心的危害（见
图6 采取措施前后钻头与卡簧泥包情况对比
Fig.6 Comparison of bit and circlip balling before and after taking measures
（5）石盐岩粉在温差变化下产生盐析重结晶形成粗颗粒沉砂，而绳索取心钻具环空间隙小，饱和氯化镁钻井液切力不足导致粗颗粒石盐大多聚集于150~500 m井段。经过现场室内试验与现场测试对比，在钻井液中适当加入低粘增效粉或钠膨润土，可达到较好悬浮、携带石盐颗粒的效果。
JG-2井采用饱和氯化镁盐水钻井液施工，优质地完成了取心任务，盐矿心采取率与岩心直径均超过工程设计要求，并保障工程顺利完钻。具体应用效果主要有：
（1）钻井液具有优良的抑溶效果和护心性能。井深330.39 m揭露盐岩层顶板，井深1348.02 m时钻穿盐岩层底板，均顺利取出了完整的石盐岩、钾石盐岩岩心样品，全井平均岩（矿）心采取率97.51%。取出的含钾石盐岩、石盐岩等盐矿心表面光滑，未发生溶蚀（见
图7 取出的含盐层顶板、底板及石盐岩心
Fig.7 The photo of roof and floor strata and halite core
图8 取出的盐层岩心
Fig.8 The photo of core containing salt
（2）钻井液具有良好的护壁性能。三开470.67~1829.44 m井段主要为泥岩、石盐岩、泥砾岩、粉砂质泥岩等地层，地层岩性变化较快。施工裸眼时间长达94 d。但是，施工过程中井眼较为顺畅，井壁完整性较好，未发生坍塌卡钻或埋钻事故。二开井径扩大率为14.03%，三开全井段平均井径为149.8 mm，平均井径扩大率为12.2%。
（3）钻井液具有良好的携带性能。钻进过程中没有出现提下钻遇阻现象，提下钻顺畅，完钻后测井顺利。
（1）针对云南景谷凹陷钾盐调查JG-2井地层特点及施工难题，优选并成功应用了饱和氯化镁盐水钻井液技术，具体钻井液配方为：氯化镁饱和溶液+0.1%~0.5%抑溶剂+0~1%低粘增效粉或钠膨润土+0.5% GPNA+0.5% GSTP+0.5%~1% GTQ+0.1% GBBJ+0.3%~0.5%润滑剂+0~0.5%磺化沥青+0~0.1%稀释剂GSY。
（2）JG-2井66.40~1829.44 m井段采用饱和氯化镁盐水钻井液施工顺利，井壁稳定性好，二开井段平均井径扩大率为14.03%，三开井段平均井径扩大率为12.2%；钾石盐岩等盐矿心表面未发生溶蚀，岩心采取质量高，平均岩心采取率达97.5%。现场应用结果充分表明，饱和氯化镁钻井液具有优良的抑制钾石盐和石盐等溶解能力、良好的流变性和悬浮携带能力、良好的护壁和护心效果，可为类似钾盐钻探工程提供借鉴和参考，在云南钾盐钻探工程中应用前景广阔。
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