顏磊，蔣卓，王大勇，王薦，黃屋宇，向興金，4，陳洪

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610041；2.中石化西南石油工程有限公司，四川成都 610000； 3.湖北漢科新技術(shù)有限公司，湖北荊州 434000；4.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100）

干熱巖抗高溫鉆井液體系研究

顏磊1，2，蔣卓3，王大勇2，王薦3，黃屋宇2，向興金3，4，陳洪3

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610041；2.中石化西南石油工程有限公司，四川成都 610000； 3.湖北漢科新技術(shù)有限公司，湖北荊州 434000；4.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100）

為了滿足干熱巖的開發(fā)需要，研制了一種抗溫性能達(dá)到260℃的高溫水基鉆井液；主要通過研制的高溫護(hù)膠劑HDC保持鉆井液體系中的各種膠粒的穩(wěn)定，配合相應(yīng)的高溫降濾失劑和高溫封堵劑等其它配伍性處理劑的協(xié)同增效作用，來提高鉆井液的抗溫性能。結(jié)果表明，該鉆井液抗溫性能好，穩(wěn)定性高，經(jīng)過260℃高溫老化后，仍能保持穩(wěn)定的流變性能和濾失性能，適合各種類型的高溫井的鉆井作業(yè)。

干熱巖；地?zé)豳Y源；抗高溫鉆井液；高溫護(hù)膠劑；鉆井液配方

近年來，隨著全球石油、天然氣等燃料總量的減少及其開發(fā)帶來的環(huán)境污染加劇，可再生且無污染的能源開發(fā)備受人們關(guān)注，新能源干熱巖的開發(fā)成為現(xiàn)階段的首選研究。干熱巖是埋藏于地底大約2～6 km深處、溫度在150～650℃、沒有水或蒸汽的熱巖體［1-2］。目前具有開采價(jià)值的主要集中在3 km左右、溫度在180～260℃范圍的巖體。干熱巖儲(chǔ)層的熱能存在于各種結(jié)晶巖或變質(zhì)巖等巖體中，主要為花崗巖類；較常見的有花崗巖、黑云母花崗巖、花崗巖長(zhǎng)石、黑云母麻巖等；干熱巖地層基本不涉及水敏性地層，因此鉆井液重點(diǎn)考慮流變性控制和濾失控制。作者通過研制的高溫護(hù)膠劑HDC配合相應(yīng)的高溫降濾失劑和高溫封堵劑等其它配伍性處理劑，研制了一種干熱巖抗高溫鉆井液體系并對(duì)其綜合性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

1 抗高溫鉆井液面臨的主要問題［3-4］

1.1 鉆井液黏度及流變性變化大

在超高溫的環(huán)境下（180℃以上），鉆井液的流型及各項(xiàng)流變系數(shù)將會(huì)發(fā)生很大變化，包括表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力及靜切力的大幅度上升或降低，并且該過程屬于不可逆的變化過程。高溫增稠現(xiàn)象嚴(yán)重時(shí)鉆井液整體呈泥膏狀；主要是高溫條件下粘土顆粒引起的化學(xué)變化，表現(xiàn)為溫度的變化影響介質(zhì)黏度和粘土顆粒間的相互作用程度，導(dǎo)致粘土過度分散。高溫降黏現(xiàn)象主要表現(xiàn)為高溫條件下鉆井液處理劑的水化基團(tuán)及吸附能力變?nèi)酢⒏叻肿硬牧辖到鈬?yán)重等。這些情況都會(huì)導(dǎo)致鉆井液體系流變性的惡化，加大鉆井過程的施工難度；并且，為了維護(hù)鉆井液性能，在鉆井過程中需要添加大量的處理劑，也使現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)處理頻繁，給作業(yè)施工帶來很大的麻煩。

1.2 鉆井液失水難以控制

高溫環(huán)境下，鉆井液失水控制問題主要體現(xiàn)在以下兩個(gè)方面：一方面，高溫環(huán)境下，處理劑在粘土表面的吸附作用明顯減弱，粘土顆粒更分散，并且粘土顆粒表面和處理劑分子的水化能力也會(huì)降低，水化膜變薄，使粘土顆粒不易形成很好的級(jí)配封堵結(jié)構(gòu)，從而造成濾失量增加；另一方面，一些降濾失劑長(zhǎng)時(shí)間處于高溫環(huán)境下，出現(xiàn)破壞失效的情況，導(dǎo)致濾失量的增加，從而易導(dǎo)致井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

1.3 鉆井液沉降穩(wěn)定性難以控制

在高溫環(huán)境下，各種加重材料及固相物質(zhì)的沉降穩(wěn)定性問題特別突出。研究表明，鉆井液中的處理劑在高溫環(huán)境下會(huì)降解，有效成分會(huì)降低，并且高溫下一些材料的黏度效應(yīng)得不到體現(xiàn)，使得鉆井液的懸浮能力顯著降低，加重了材料的沉降。

1.4 鉆井液維護(hù)難度大

在高溫環(huán)境下，鉆井液體系中的處理劑易發(fā)生降解，處理劑的各項(xiàng)性能得不到體現(xiàn)，導(dǎo)致鉆井液出現(xiàn)增稠、絮凝、降黏及失水難以控制等現(xiàn)象，且這些情況大多為不可逆的，只有通過大量的處理劑補(bǔ)充和換漿才可能保證鉆井施工的順利進(jìn)行，導(dǎo)致鉆井液的維護(hù)難度增大。

2 抗高溫鉆井液配方的構(gòu)建

研制或優(yōu)選抗高溫鉆井液處理劑是解決鉆井液抗溫能力的關(guān)鍵，特別是高溫護(hù)膠劑與其它抗高溫材料的協(xié)同作用是解決高溫問題的研究重點(diǎn)；室內(nèi)通過高溫護(hù)膠劑保持鉆井液中的膠體在高溫環(huán)境下的穩(wěn)定，配合其它處理劑的協(xié)同作用，可使鉆井液的抗溫性能提高到260℃。

2.1 抗高溫護(hù)膠劑的研究

抗高溫護(hù)膠劑的分子設(shè)計(jì)包括鏈結(jié)構(gòu)、官能團(tuán)和分子量的設(shè)計(jì)［5］。分子中包括以下基團(tuán)：

吸附基團(tuán)：主要是對(duì)粘土顆粒有強(qiáng)吸附能力的基團(tuán)，包括物理吸附和化學(xué)吸附。吸附基團(tuán)主要有陽離子基團(tuán)和非離子基團(tuán)。陽離子基團(tuán)：主鏈銨基——受位阻影響吸附能力弱；側(cè)鏈銨基——吸附能力強(qiáng)。非離子基團(tuán)：酰胺基——吸附能力強(qiáng)，熱穩(wěn)定性差，易水解，抗鹽性強(qiáng)；羥基——耐水解，吸附能力比酰胺基弱，耐溫抗鹽能力強(qiáng)。

水化基團(tuán)：起水化作用的基團(tuán)，有利于分子在水相介質(zhì)中溶解和分散，加強(qiáng)分子鏈在水相介質(zhì)中的鋪展?；撬峄核匦暂^強(qiáng)，對(duì)鹽不敏感，具有很好的抗高溫和抗鹽性，特別是在高溫下的抗鈣、鎂污染能力。羧基：水化能力強(qiáng)，但是在高價(jià)離子存在下易發(fā)生去水化，產(chǎn)生沉淀，抗高價(jià)金屬離子的能力較差。

特殊基團(tuán)：為達(dá)到抗高溫而引入的一些具有特殊作用的基團(tuán)，特殊基團(tuán)只有在超高溫條件下才能起作用。特殊基團(tuán)的引入可使處理劑在高溫環(huán)境下的穩(wěn)定性進(jìn)一步加強(qiáng)。

根據(jù)分子結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)原理，作者在室內(nèi)合成了一種抗高溫護(hù)膠劑HDC，其分子中各原子或原子團(tuán)以C－C、C－S、C－N等熱穩(wěn)定性較高的化學(xué)鍵鏈接，主鏈上帶有對(duì)粘土粒子有較強(qiáng)吸附能力的陽離子基團(tuán)和強(qiáng)水化的各種基團(tuán)；控制其相對(duì)分子量在適當(dāng)范圍，確保在使用濃度范圍內(nèi)對(duì)鉆井液黏度影響小，保證鉆井液的流變性良好。

2.1.1 常規(guī)聚合物體系評(píng)價(jià)

基本配方：2%土漿+0.2%NaOH+2%常規(guī)聚合物材料+3%磺化瀝青+3%SPNH+3%SMP-2+2%聚合醇+3%KCl+2%潤(rùn)滑劑+重晶石加重至1.30 g· cm－3。常規(guī)聚合物體系的抗溫性能評(píng)價(jià)見表1。

表1 常規(guī)聚合物體系的抗溫性能評(píng)價(jià)Tab.1 Tem perature resistance evaluation of conventional polymer system

2.1.2 抗高溫聚合物體系評(píng)價(jià)

基本配方：2%土漿+0.2%NaOH+2%高溫護(hù)膠劑HDC+3%磺化瀝青+3%SPNH+3%SMP-2+2%聚合醇+3%KCl+2%潤(rùn)滑劑+重晶石加重至1.30 g ·cm－3?？垢邷鼐酆衔矬w系的抗溫性能評(píng)價(jià)見表2。

表2 抗高溫聚合物體系的抗溫性能評(píng)價(jià)Tab.2 Temperature resistance evaluation of high temperature resistant polymer system

從表1、表2可以看出，常規(guī)鉆井液體系的抗溫極限為180℃，加入高溫護(hù)膠劑HDC后鉆井液的抗溫性能可提高到240℃，說明單獨(dú)使用高溫護(hù)膠劑HDC，其抗溫極限為240℃；針對(duì)260℃高溫，需要篩選相應(yīng)的其它抗溫材料，配合高溫護(hù)膠劑HDC來提高鉆井液體系的抗溫性能。

2.2 無機(jī)增黏劑的優(yōu)選

海泡石具有較高的耐溫特性，熱穩(wěn)定性好，在高溫下其晶體結(jié)構(gòu)仍無變化，可以保持好的造漿能力。但由于自身的水化能力很弱，在加量少的條件下，其水化后的黏度偏低；加量過多，固相含量的增加對(duì)體系也有一定影響。鑒于此，室內(nèi)研制了相關(guān)的無機(jī)增黏劑，配合海泡石來控制鉆井液體系的流變性能。無機(jī)增黏劑的優(yōu)選結(jié)果見表3。

表3 無機(jī)增黏劑的優(yōu)選Tab.3 Optim ization of inorganic tackifier

由表3可以看出，大部分材料滾后都出現(xiàn)黏度降低或增稠嚴(yán)重的現(xiàn)象，其中無機(jī)增黏劑HDT-6與海泡石配合具有好的流變性。

2.3 鉆井液體系濾失控制

用海泡石作為造漿材料的鉆井液體系必須配合降濾失劑及相應(yīng)的封堵材料才能使用。

2.3.1 抗高溫降濾失劑的篩選

室內(nèi)對(duì)現(xiàn)階段各類抗高溫降濾失劑進(jìn)行評(píng)價(jià)，包括樹脂類、褐煤類和聚合物類降濾失劑，從中篩選出抗高溫性能、濾失控制良好的降濾失劑。

基本配方：5%海泡石+2%高溫護(hù)膠劑HDC+ 4%～5%無機(jī)增黏劑HDT+0.3%NaOH+高溫降濾失劑。抗高溫降濾失劑的評(píng)價(jià)結(jié)果見表4。

表4 降濾失劑的評(píng)價(jià)Tab.4 Evaluation of filtrate reducer

從表4可以看出，磺化樹脂類降濾失劑對(duì)鉆井液的黏度影響不大，失水控制能力較好，并且與其它處理劑有好的配伍性。

2.3.2 封堵劑的篩選

室內(nèi)對(duì)各種封堵材料進(jìn)行了篩選，在高溫條件下，聚合物封堵和顆粒級(jí)配封堵對(duì)鉆井液的作用效果很?。坏橐悍舛屡c體系其它材料配伍性較好，對(duì)體系濾失控制具有好的效果。

基本配方：5%海泡石+2%高溫護(hù)膠劑HDC+ 4%～5%無機(jī)增黏劑HDT+0.3%NaOH+3%高溫降濾失劑HFL-A+碳酸鈣加重到1.10 g·cm－3。封堵劑的評(píng)價(jià)結(jié)果見表5。

表5 封堵劑的評(píng)價(jià)Tab.5 Evaluation of blocking agent

從表5可以看出，瀝青類封堵劑和惰性級(jí)配顆粒對(duì)體系的濾失不但沒有降低作用，反而起到反作用效果；而通過優(yōu)選形成的乳狀液在高溫條件下與其它鉆井液材料配伍性好，說明研究的乳液封堵技術(shù)可以很好地控制體系的濾失量。

2.4 高溫穩(wěn)定劑的篩選

從以上實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，體系各項(xiàng)性能穩(wěn)定，但是Φ6/Φ3偏低，滾后有輕微的沉降穩(wěn)定問題。因此，需要引入相應(yīng)的高溫穩(wěn)定劑HST-H。該高溫穩(wěn)定劑是一種非離子表面活性劑，主要通過吸附在粘土上、分散在鉆井液中保持整個(gè)鉆井液的穩(wěn)定性，提高鉆井液的抗高溫能力，維持鉆井液的高溫穩(wěn)定性。

基本配方：5%海泡石+2%高溫護(hù)膠劑HDC+ 4%～5%無機(jī)增黏劑HDT+0.3%NaOH+3%高溫降濾失劑HFL-A+5%特種油+0.5%乳化劑+碳酸鈣加重到1.10 g·cm－3。高溫穩(wěn)定劑的評(píng)價(jià)結(jié)果見表6。

表6 高溫穩(wěn)定劑的評(píng)價(jià)Tab.6 Evaluation of high temperature stabilizer

從表6可以看出，高溫穩(wěn)定劑的加入使體系的流變性得到改善，切力適當(dāng)提高，鉆井液的穩(wěn)定性提高，避免了體系中固相材料的沉降。

3 抗高溫鉆井液綜合性能評(píng)價(jià)

3.1 抗溫性能評(píng)價(jià)

基本配方：5%海泡石+2%高溫護(hù)膠劑HDC+ 4%～5%無機(jī)增黏劑HDT+0.3%NaOH+3%高溫降濾失劑HFL-A+5%特種油+0.5%～1%乳化劑+2%高溫穩(wěn)定劑HST-H+碳酸鈣加重到1.10 g·cm－3。

研究評(píng)價(jià)了抗高溫鉆井液在不同溫度下老化16 h后的流變性及失水控制情況，結(jié)果見表7。

表7 抗溫性能評(píng)價(jià)Tab.7 Evaluation of tem perature resistance

從表7可以看出，抗高溫鉆井液體系經(jīng)過不同高溫?zé)釢L后，仍具備很好的流變性和失水控制能力。說明體系各種材料發(fā)揮作用，處理劑之間的協(xié)同作用效果明顯，改善了體系的抗溫能力。

3.2 抑制性能評(píng)價(jià)

用50 g過4～10目具有一定水化能力的紅色露頭巖樣做熱滾回收率實(shí)驗(yàn)，分別測(cè)得巖屑在清水及抗高溫鉆井液體系的熱滾回收率為23.75%和88.92%，說明該鉆井液具有很好的抑制性能。

4 結(jié)論

1）研制的高溫護(hù)膠劑HDC，可以提高常規(guī)鉆井液的抗溫能力達(dá)到240℃；配合特有的乳化封堵技術(shù)及高溫穩(wěn)定技術(shù)，可使鉆井液的抗溫性能提高到260℃，為高溫深井的鉆探開發(fā)提供相應(yīng)的技術(shù)基礎(chǔ)。

2）構(gòu)建的抗高溫鉆井液體系，在260℃的高溫環(huán)境老化后，仍具備好的流變性和失水控制能力；并且穩(wěn)定性和抑制性能好，能夠滿足高溫井的作業(yè)要求，適用于干熱巖井的鉆井開發(fā)。并且該體系的溫度適用范圍廣，也適合于其它不同井段的鉆井作業(yè)。

［1］楊吉龍，胡克.干熱巖（HDR）資源研究與開發(fā)技術(shù)綜述［J］.世界地質(zhì)，2001，20（1）：43-51.

［2］毛永寧，汪小憨，呼和濤力，等.干熱巖地?zé)豳Y源商業(yè)開發(fā)的可行性研究［J］.地?zé)崮埽?012，（6）：3-7.

［3］王富華.抗高溫高密度水基鉆井液作用機(jī)理及性能研究［D］.青島：中國(guó)石油大學(xué)，2009.

［4］蔣官澄，姚如鋼，李威，等.高溫高密度鹽水基鉆井液性能［J］.東北石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2014，38（2）：74-79.

［5］邢偉亮，王薦，趙亞寧，等.古堡2區(qū)塊中深層抗高溫低自由水鉆井液體系性能研究［J］.化學(xué)與生物工程，2014，31（8）：67-70.

Study on Hot Dry Rock High Tem perature Resistant Drilling Fluid System

YAN Lei1，2，JIAN Zhuo3，WANG Da-yong2，WANG Jian3，HUANG W u-yu2，XIANG Xing-jin3，4，CHEN Hong3
（1.College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu 610041，China； 2.SINOPEC Southwest Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Chengdu 610000，China； 3.Hubei Hanc New Technology Co.，Ltd.，Jingzhou 434000，China； 4.Petroleum Engineering College of Yangtze University，Wuhan 430100，China）

In order to meet the requirement of hot dry rock development，a high temperature resistant water-based drilling fluid with high temperatrue resistant property of260℃was developed.A high temperature protecting agent HDC was developed tomaintain stability of various particles in drilling fluid system.Through synergistic effect of the corresponding agents such as high temperature filtrate reducer and high temperature block agent，the high temperature resistant drilling fluid was improved.Results showed that，the drilling fluid developed had good temperature resistant property and stability.After high temperature aging of260℃，the drilling fluid could stillmaintain stable rheological and filtration property，which was suitable for the drilling operations of all kinds of high temperature wells.

hot dry rock；geothermal resources；high temperature resistant drilling fluid；high temperature protecting agent；formula of drilling fluid

TE 254.3

A

1672-5425（2015）07-0055-04

10.3969/j.issn.1672－5425.2015.07.015

2015-03-11

顏磊（1982－），男，四川成都人，博士研究生，工程師，主要從事油氣田開發(fā)、油田化學(xué)、采油工程等相關(guān)領(lǐng)域的研究工作；通訊作者：向興金，教授，E-mail：hkjiangzhuo@163.com。