中国天然气水合物钻井液研究进展

邢希金

(中海油研究总院钻采研究院，北京 100028)

中国天然气水合物钻井液研究进展

邢希金

(中海油研究总院钻采研究院，北京 100028)

摘要：天然气水合物是未来的清洁能源，主要赋存于大陆架海洋底部和永久冻土中，目前世界范围内还没有大规模的商业化开发。现阶段共提出热激发法、降压释放法、注抑制剂法、CO2置换法、固体开采法5类开采方式。天然气水合物仅保存于低温高压环境，钻井时易引起水合物分解导致事故，关键在于钻井液，重点保持力学、化学井壁稳定及低温条件下的流变性。我国天然气水合物钻井液的研究成果集中在水基钻井液体系，主要研发的钻井液包括卤盐体系、聚合物体系、甲酸盐体系、聚合醇体系及稀硅酸盐体系。都具有相对较好的天然气水合物抑制性与低温流变性，但仍有待矿场实践检验。未来应加强钻井液冷却装备研制、高效水合物抑制剂的开发及开展矿场实验。

关键词：天然气水合物；低温钻井液；永久冻土；开采方式；可燃冰

Research Progress in Drilling Fluid for Natural Gas Hydrate in China

Xing Xijin

(Drilling&ProductionResearchInstitute,ChinaNationalOffshoreOilCorporationResearchInstitute,

Beijing100028,China)

Abstract:Natural gas hydrates are the future clean energy, mainly storing at the bottom of continental shelf and the perpetually frozen soil. Natural gas hydrates hasn’t been largely commercially developed all over the world. There are 5 development methods for natural gas hydrates at present: increasing formation temperature, depressurization, injecting inhibitors, replacement by CO2and solid mining. Natural gas hydrates only preserve in low temperature and high pressure, the drilling-in fluid of gas hydrate possibly results in some accidents because of easily decomposition and the key of success is the drilling fluid project, the points are to keep stability of mechanics and chemistry and to maintain rheological property in low temperature. The natural gas hydrate development drilling fluid research achievements in China mainly focus on water-based drilling-in fluid, mainly include halide salt drilling fluid system, polymer drilling fluid system, formate drilling fluid system, polyalcohol drilling fluid system and dilute silicate drilling fluid system. They all show good performance on inhibiting natural gas hydrate and rheological property in low temperature, but awaiting test in field experiment. In future, we should strengthen research and development of drilling fluid cooling equipment and highly effective hydrates inhibitors, and carry out field experiment.

Key words:natural gas hydrate; low temperature drilling fluid; frozen soil; develop way; combustible ice

天然气水合物又称可燃冰，石油钻井领域通常简称水合物。天然气水合物的商业化开采有利于缓解日益严峻的油气能源短缺问题，其作为石油和天然气的接替能源而倍受全球各国的关注。作为地球科学和能源工业的前沿课题，天然气水合物的开发技术研究有着划时代的意义。天然气水合物仅能在高压、低温条件下稳定存在，在钻探过程中，钻头附近地层应力释放导致地层压力下降，破坏水合物相态平衡，诱发天然气水合物分解；同时，钻井过程中钻具与地层摩擦生热，如果钻井液不能及时将产生的热量带走，也会改变天然气水合物原有保存条件，诱发天然气水合物分解。所以，在钻入天然气水合物层时，井底压力和温度的改变，都会破坏天然气水合物赋存的相态平衡，诱发天然气水合物发生分解，可能会发生井涌、溢流、井喷等钻井事故。因此，在打开天然气水合物地层时，首先要保证井内较低的钻井液循环温度、合理控制井底压力，确保水合物不至于大量分解；同时避免天然气水合物在钻井液循环系统中再次生成，从而达到安全钻进的要求。

要实现水合物层的安全钻井，核心技术在于钻井液。天然气水合物的相平衡性质决定了此类地层钻井与常规油气钻井之间有很大的差异，对钻井液性能提出了更高的要求。我国已在海底和青藏永久冻土层发现了天然气水合物，但尚未开展开采工作，钻井液技术的研究也比较少，天然气水合物钻井液的研究工作还停留在室内研究阶段，研究成果鲜见于钻探现场应用。为此，有必要对天然气水合物钻井液技术的相关研究成果进行系统总结，为我国天然气水合物未来勘探与开发奠定理论基础，提供技术支持。

1 天然气水合物赋存环境

天然气水合物形成并保存于高压低温条件，通常存在于大陆架海底地层及高纬度永久冻结带。苏联科学家研究发现，海洋底下是天然气水合物形成的最佳场所，海洋总面积的90%具有形成天然气水合物的温度和压力条件。海底形成的天然气几乎以天然气水合物形式保存在沉积物中[1]。地质学研究认为，天然气水合物的形成与海洋板块活动相关，海洋板块间的挤压或拉伸运动导致海底石油和天然气沿海洋板块的边缘裂隙向海底运移，当天然气运移到深海高压低温环境时，天然气与水发生化学作用形成水合物。在陆地上，天然气水合物主要存在于冻结岩层，且分布广泛。

高纬度永久冻结层，包括永冻浅海地带的地理环境均适合天然气水合物形成，在冰点温度以上的永冻层之下也发现有天然气水合物的存在。2007年5月我国在南海北部钻获天然气水合物[2]；2008年11月，国土资源部在青海省祁连山南缘永久冻土带(青海省天峻县木里镇，海拔4062m)成功钻获天然气水合物实物样品；2009年6月继续钻探，获得宝贵的实物样品，并对样品进行了室内鉴定，获得一系列原始数据[3]。2013年我国珠江口盆地东部海域首次钻获了高纯度新类型天然气水合物。

2 天然气水合物开采方式

天然气水合物开采的主导思想是将蕴藏于沉积物中的天然气水合物进行分解，然后加以利用。戴智红[4]在天然气水合物研究与开发现状中总结了热激发法、降压释放法、注抑制剂法等开采方式。世界上唯一商业化开采天然气水合物的生产井在俄罗斯西伯利亚麦索雅哈，使用了降压释放法和注抑制剂法[5]。也有学者提出了固体开采法、混合开采法。综合上述观点，目前已经提出的方法可以归纳为5种类型(表1)。

(1)热激发法。天然气水合物在加温时会分解，利用外界条件对天然气水合物层进行加热，当达到一定温度后就会破坏水合物存在的相平衡，使天然气水合物分解。注蒸汽和电力(或磁力)加热是热激发法开采水合物的代表性方法。

(2)降压释放法。天然气水合物在降压时具有分解的特性，通过降低井筒液柱的密度、降低液柱的高度或人工抽吸等方式可以有效降低水合物层的压力，破坏水合物的相平衡条件，促使其分解。目前降低地层压力的一种有效方法是开采天然气水合物层之下的游离气，通过控制开采压力来控制水合物分解速率。

(3)注抑制剂法。某些化学添加剂可以改变天然气水合物形成的相平衡条件，通过向天然气水合层持续注入化学添加剂就能够控制其分解与释放的速率，从而有效开采天然气水合物。

(4)CO2置换法。在海洋1500m水深以下，液化的CO2会生成CO2水合物。与甲烷相比，CO2更容易形成水合物，将CO2注入水合物层就有可能将天然气水合物中的甲烷分子置换出来，控制住CO2的注入速度就可以控制天然气水合物的开采速度。

(5)固体开采法。将海底固态天然气水合物直接取出水面是最初的思路，这种方法演化为混合开采法，或称为矿泥开采法。采集水合物层的气、液、固体水合物混合液，将该混合液在作业船或海上平台上进行处理，使其进一步分解，最终获取天然气。

天然气水合物开采方式及原理情况见表1。

表1　天然气水合物开采方式及原理表

无论使用上述哪种方式开采，首先都必须通过钻井建立水天然气水合物层与地面或海面的通道，要维持高压低温条件才能保证钻井成功，那么选择适合的钻井液工艺就是关键。

3 水合物层钻井特点

2002年邱存家等[6]对22种钻井液抑制水合物分解的性能进行评价发现，乳化钻井液具有非常强的水合物抑制性乳化钻井液中天然气水合物的形成主要受水相中盐含量控制。水基体系中同等浓度下，盐抑制水合物的效果依次为NaCl>KCl>NaCOOH>钙硝酸盐。在所测试的乙二醇中，乙烯乙二醇具有最好的抑制效果，10%浓度聚乙二醇在单独使用时也能发挥高效的抑制作用。

2004年孙涛等[7]在研究天然气水合物勘探低温钻井液性能时发现，低温条件下钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力及静切力等流变参数值较大。钻井液的低温增稠作用有利于天然气水合物钻探中井壁稳定和抑制天然气水合物分解。

2006年宁伏龙等[8]在研究天然气水合物水基钻井液时指出，在钻井液参数设计时除对天然气水合物的抑制外，相对密度、护壁性和流变性也要重点关注，这些性能指标对井壁稳定和井内安全起关键作用。

张凌等[9]总结了在赋存天然气水合物的永冻层钻进时，必须考虑以下因素：温度升高、压力降低天然气水合物很容易分解；天然气水合物一旦分解将释放出大量天然气，体积会膨胀至120～170倍；天然气水合物的稳定条件受天然气和水的混合成分制约；天然气水合物的分解反应吸收热量；水和天然气在井筒内容易再次生成天然气水合物；目前的研究尚未指出原位状态天然气水合物的物性。

2008年汤凤林等[10]研究了天然气水合物层钻井时井内温度规程与钻井液的关系。在冻土中钻井时井筒内钻井液温度变化与多因素相关，主要取决于冻土的温度、入口钻井液温度、井底破岩产生的热量、钻井液的性能和热交换系数等。其中入口钻井液的温度对井筒温度规程的影响较大，建议冲洗介质的入口温度以不导致井壁岩石解冻为宜，实验获得钻井液的入口温度应低于-2℃，盐水溶液的入口温度应低于-3℃。为了保证正常钻进，钻井液的温度宜与井壁岩石的温度尽量接近，可以选择冰点低的钻井液，适当加入降温添加剂也可以降低钻井液循环温度。

4 对钻井液的要求

综合上述文献，天然气水合物层的钻井液应满足以下要求：

(1)维持合理的钻井液密度。为了保持井壁力学稳定，钻井液液柱压力要能够平衡地层压力。

(2)保持良好的井壁化学稳定性。钻井液能够有效抑制泥页岩水化分散和天然气水合物生成。

(3)具有良好的低温流变特性。钻井液在使用前和使用过程中均应进行低温冷却，使其温度近于天然气水合物地层的温度，低温下钻井液应满足泵送要求，避免出现流不动或凝固现象。

(4)较好的携带岩屑的能力。钻井液能够及时将钻屑带出井筒，防止由于天然气水合物的存在增加钻井过程中的复杂情况。

(5)可调的井控能力。天然气水合物的分解是钻井面临的最大安全问题，体现在井控方面是可调的天然气水合物抑制能力及钻井液的密度、流变性等。

(6)满足环保方面的要求。无论是海洋还是高原，环境保护日益严格，钻井液应有利于当地生态环境的可持续发展。

5 我国水合物层钻井液研究进展

以分解抑制法为基础，国外在天然气水合物勘探实践中尝试过水基钻井液和油基钻井液，采用泡沫、乙酸丁酯及氟利昂进行钻井的实践，并有相关报道。国外采用水基钻井液进行天然气水合物钻探较多，在抑制天然气水合物分解方面，挪威采用无机盐和其他有机盐组成的高浓度含盐钻井液取得了较好的效果。

据报道，在热力学抑制性能上，盐和蒙皂土、水解聚丙烯酰胺等组成的钻井液也有较好效果。国外经验表明，水基钻井液体系在抑制天然气水合物分解方面优于油基钻井液体系。

近年来，天然气水合物的勘探与开发得到了许多国家的重视，我国也加大天然气水合物勘探开发技术的攻关力度，国家863计划课题、973计划及国家自然科学基金都有项目涉及[11]，在天然气水合物钻井液的研究方面也取得了一些进展。

2008年陈礼仪等[12]对高原冻土天然气水合物钻探低温钻井液基础液进行了研究，通过大量的试验，对卤盐、甲酸盐、有机醇3类基础液在常温和低温条件下的流变性变化规律有所认识，并获得了3类基础液的凝固点随浓度的变化规律，为低温钻井液体系研究打下了坚实的基础。

冯哲等[13]针对冻土中天然气水合物的钻探研制了乙二醇复合聚合物抗低温钻井液体系，其配方为PVA(125mL)+PHP(50)mL+乙二醇(80mL)+NaCl(35g)，该体系具有较强的抗低温能力和良好的流变性。同时研究发现在聚合物钻井液体系中加入乙二醇后，无论加量多少，钻井液均为牛顿流体，只对其剪切稀释性有所影响。

2009年王胜等[14]研究了高原冻土天然气水合物的赋存环境特性和钻井取心工艺技术特点。在低温钻井液基础液研究基础上，以15 %NaCl溶液作为基础液研制了满足高原冻土天然气水合物钻探要求的无固相低温钻井液体系。其配方为1000mL水+8‰SW+0.5‰NaOH +15%NaCl+5‰FA。其中FA处理剂为特种高聚物，是为了解决高原冻土天然气水合物钻探而研发的新型增黏剂。

2009年蒋国盛等[15]对海洋天然气水合物开发钻井液进行了研究，对以海水+3.0% NaCOOH+ 3.0% SK-2 +0.2% KPAM+0.1% LV-PAC+0.3% 改性淀粉为基本体系(基液)的甲酸盐钻井液进行评价，发现其低温(-5～20℃)稳定性比较好，但如果不添加天然气水合物抑制剂，在水深超过l400m后，混入大量天然气会很容易形成天然气水合物。而低热量的动力学抑制剂PVP(K30)能有效提高甲酸盐钻井液的天然气水合物抑制性，其加量在0.5%左右较为合适。

刘天乐等[16]针对海底天然气水合物地层的特性，在充分考虑现有的常用聚合醇钻井液体系的基础上，通过室内实验讨论了含动力学抑制剂的聚合醇钻井液在海底天然气水合物地层钻探中的适用性。该体系的配方为人造海水+3%膨润土+1% LV-PAC+4% SMP-2+10%聚乙二醇+20% NaCl+ l% PVP(K90) +0.5% NaOH。改良的低温聚合醇钻井液体系具有很好的页岩抑制性和流变性，能够满足井壁稳定、润滑钻具、携带钻屑及井眼清洁等要求，且密度适中。推荐的热力学抑制剂和动力学抑制剂复配使用，不仅能够有效防止天然气水合物生成，还可以有效抑制井筒内天然气水合物的重新生成。添加(0.5%～1%) PVP (K90)+ 10% NaCl就可以确保在井筒内压力为18 MPa的低温环境下，20h不会生成天然气水合物。

涂运中等[17]通过大量实验，得到一种加入无机盐和动力学抑制剂的稀硅酸盐钻井液，其配方为人造海水+2%膨润土+1% LV-PAC +3% SMP-2+3%硅酸钠+(10%~ 15%) NaCl+ (0.5%~1%)PV。其研制的硅酸盐钻井液不仅能具备携带岩屑和清洁井眼的性能，还能有效抑制井壁岩层的水化，抑制天然气水合物分解，以及控制天然气水合物在管线的再生成。可以满足深水含天然气水合物地层钻进的要求，确保天然气水合物地层钻探安全、高效地进行。

钻探天然气水合物地层井控风险较高，受钻井安全(水合物抑制)与环境保护影响，各国在天然气水合物地层钻井时倾向于选择水基钻井液体系，目前我国的天然气水合物钻井液研究也是沿水基路线发展，主要研究成果集中在卤盐体系、聚合物体系、甲酸盐体系、聚合醇体系及稀硅酸盐体系。水是天然气水合物生成与存在的必要条件，水基钻井液无疑会给工程作业带来问题。在含天然气水合物地层钻进时，井眼稳定问题是面临的主要难题之一，天然气水合物的存在及分解归根结底是影响井壁稳定的核心因素[18]，因此上述文献都围绕天然气水合物的抑制与低温流变性开展了大量的室内研究工作，所取得的研究成果为未来深入研究奠定基础。

5 结束语

与俄罗斯、美国、日本等国家相比，我国在天然气水合物钻井液体系方面的研究和应用严重滞后。我国的天然气水合物开发技术攻关尚处于起步阶段，借鉴国外的成功经验在室内取得了一定研究成果，这些成果尚有待于矿场实钻的检验。在含天然气水合物地层钻进时，其核心问题是天然气水合物的存在及分解导致的井壁稳定难题，基于目前的研究，未来在天然气水合物钻井液体系研究的同时应重点开展的工作包括以下几个方面。

(1)针对降低循环温度应加强钻井液冷却(或冷冻)设备的研制，特别是适用于海上和高原地区的近冰点冷却设备，配合气候窗口，选择在冬季作业，利用低温环境和增加钻井液地面循环时间达到冷却(或冷冻)效果。

(2)研发类似于国外已在天然气水合物层钻井中使用的表面活性蛋白、卵磷脂和聚乙烯吡咯烷酮(PVP)等化学抑制剂或更高效的化学抑制剂。

(3)尽快开展矿场先导试验，通过矿场应用查找研究中的不足，结合理论研究完善低温钻井液技术，以满足我国天然气水合物勘探开发的需求。

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中图分类号：TE358文献识别码：A

作者简介：邢希金(1981年生)，男，硕士，工程师，主要从事海洋石油开发钻完井液及非常规工作研究工作。邮箱：xingxj2@cnooc.com.cn。