常见地层综合情况、及钻井液技术.pptx

常见地层综合状况、复杂情况及钻井液技术;一、岩性组合特征 厚度210-430 m。灰黄色、棕黄色粘土、亚砂粘土夹粉、细砂层，疏松不成岩。上部见薄层海相沉积――灰黑色淤泥砂质粘土，海滩地区有贝壳层。中下部见钙质及铁锰质结核，夹有劣质泥炭。底部有含淡水砂层。 ;二、复杂情况提示 易发生井径扩大、井眼不规则，导致固井质量不好，其主要原因是平原组松散粘土和散砂易水化分散的结果。 三、复杂情况的原因 粘土的胶结性差。 ;四、钻井液技术要点 一般采用高粘切、高膨润土含量的膨润土浆或MMH膨润土浆用来防坍塌、防沉砂；对于大或特大砾石层，可适当提高钻井液的密度和环空返速，以利于钻屑的携带。 推荐钻井液性能为：参考井深：0～350 m；密度ρ：1.05～1.10g/cm3；漏斗粘度：40～60s；API失水：20～15ml；pH值：8～9；塑性粘度PV：5～15mpa.s；动切力YP：6～10pa； ;一、岩性组合特征 明化镇上 1、厚度350-450 m。 2、岩性组合特征 土黄色、棕黄色泥岩、砂质泥岩与灰白色砂岩互层，砂岩主要为中细砂岩。测井曲线呈“弓形”高电阻段。 明化镇下 厚度300-500 m 岩性组合特征 棕红色泥岩、砂质泥岩为主夹薄层粉细砂岩，夹钙质、铁锰质结核和灰绿色泥质条带。底部见燕尾双晶石膏，电阻较上段低。当下伏地层形成油藏时本层砂层含天然气，地震剖面上呈“亮点” 浅气层。沾化凹陷东部有浅油层。 ;二、复杂情况提示 1.地层造浆性强、井壁易塌、缩径、起钻过程中遇卡、拔活塞、压差卡钻，下钻遇阻、 划眼、测井不顺利等。 2.在披复背斜构造带上断层附近有浅气层，起钻喷气层。 3．易泥包钻头 三、复杂情况的原因 泥岩中伊蒙无序间层吸水膨胀、分散、缩径；高渗透砂岩形成厚泥饼；钻速高，环空钻屑浓度过高。 ;四、钻井液技术要点 1、采用抑制能力强的聚合物、两性离子聚合物、阳离子聚合物、MMH聚合物钻井液， 保持低粘、低切，控制好地层造浆，提高钻井液的抑制性和环空返速，搞好固控，起钻时灌满钻井液。 2、加入可在泥页岩表面产生润湿反转的润滑剂。 推荐钻井液性能为： 参考井深：350～1300 m；密度ρ：1.02～1.10g/cm3；漏斗粘度：30～40s；API失水：20～30ml；pH值：8～9；塑性粘度PV：10～15mpa.s；动切力YP：5～10pa；膨润土含量：＜35g/l； ;一、岩性组合特征 馆陶组上段 厚度80-500m。 岩性组合特征 棕红色、灰绿色泥岩、灰绿色粉砂质泥岩和灰色、灰白色砂岩互层，属河流相沉积。砂岩分七组，以曲流河沉积为主，占地层的25％～30％。在邻近生油洼陷的凸起的披复构造易形成油气藏。孤东、孤岛、埕岛等油田的油层胶结疏松，泥质胶结物含量在10％左右，易出砂。馆上段是本区的主要含油层系。 ;馆陶组下段 1、厚度70-600m。 2、岩性组合特征 自下而上由粗变细的正旋回沉积。以灰白色砾状砂岩、中、细砾岩、细砂岩为主，占60～80％，夹棕红、灰绿色泥岩。底部是厚层――块状含石英、黑色燧石的砂砾岩，沉积广泛，岩性稳定。大油田内其顶部砂层多见“上油下水”式的油层。 ;二、复杂情况提示 1、地层造浆性强、井壁易塌、缩径、起钻过程中遇卡、拔活塞、压差卡钻，下钻遇阻、划眼、测井不顺利等； 2、砾岩胶结性差，坍塌严重，易扩径、易被压漏而卡钻； 三、复杂情况的原因 泥岩中伊蒙无序间层吸水膨胀、分散、缩径；高渗透砂岩形成厚泥饼；钻速高，环空钻屑浓度过高。 ;四、钻井液技术要点 采用抑制能力强的聚合物、两性离子聚合物、阳离子聚合物、MMH聚合物钻井液，保持低粘、低切，控制好地层造浆，提高钻井液的环空返速，起钻时灌满钻井液。 推荐钻井液性能为：参考井深：1300～2300 m；密度ρ：1.10～1.15g/cm3；漏斗粘度：35～45s；API失水：20～10ml；pH值：8～9；塑性粘度PV：5～15mpa.s；动切力YP：5～10pa；膨润土含量：＜40g/l； ;一、岩性组合特征 东营组一段 厚度140-300m。 岩性组合特征 棕红、灰绿色泥岩与灰白色粉砂岩、细砂岩、含砾砂岩互层，底部有块状细砂岩、含砾砂岩（俗称胖砂岩），为对比标志层。在大中型油气田，胜坨、东辛、临盘、埕岛等均有油层，多数油田为稀油，且高产。 ;东营组二段 厚度170-200m 岩性组合特征 棕红、紫红、灰绿色泥岩与灰白色细砂岩不等厚互层。局部地区砂岩形成油气层。 东营组三段 厚度160-300m。 岩性组合特征 浅灰色、灰绿色粉砂岩、细砂岩与灰绿色、棕色泥岩不等厚互层。由南向北变厚颜色变暗，凸起上无沉积，边部上倾尖灭，在坳陷北部以暗色泥岩为主，在海域可能为生油层。 ;二、复杂情况提示 地层软硬交互，防蹩跳钻，防井斜； 造浆性强，钻井液性能不稳定，井