干热岩抗高温钻井液体系研究

颜磊，蒋卓，王大勇，王荐，黄屋宇，向兴金，4，陈洪

（1.成都理工大学能源学院，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.湖北汉科新技术有限公司，湖北荆州 434000；4.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

干热岩抗高温钻井液体系研究

颜磊1，2，蒋卓3，王大勇2，王荐3，黄屋宇2，向兴金3，4，陈洪3

（1.成都理工大学能源学院，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.湖北汉科新技术有限公司，湖北荆州 434000；4.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

为了满足干热岩的开发需要，研制了一种抗温性能达到260℃的高温水基钻井液；主要通过研制的高温护胶剂HDC保持钻井液体系中的各种胶粒的稳定，配合相应的高温降滤失剂和高温封堵剂等其它配伍性处理剂的协同增效作用，来提高钻井液的抗温性能。结果表明，该钻井液抗温性能好，稳定性高，经过260℃高温老化后，仍能保持稳定的流变性能和滤失性能，适合各种类型的高温井的钻井作业。

干热岩；地热资源；抗高温钻井液；高温护胶剂；钻井液配方

近年来，随着全球石油、天然气等燃料总量的减少及其开发带来的环境污染加剧，可再生且无污染的能源开发备受人们关注，新能源干热岩的开发成为现阶段的首选研究。干热岩是埋藏于地底大约2～6 km深处、温度在150～650℃、没有水或蒸汽的热岩体［1-2］。目前具有开采价值的主要集中在3 km左右、温度在180～260℃范围的岩体。干热岩储层的热能存在于各种结晶岩或变质岩等岩体中，主要为花岗岩类；较常见的有花岗岩、黑云母花岗岩、花岗岩长石、黑云母麻岩等；干热岩地层基本不涉及水敏性地层，因此钻井液重点考虑流变性控制和滤失控制。作者通过研制的高温护胶剂HDC配合相应的高温降滤失剂和高温封堵剂等其它配伍性处理剂，研制了一种干热岩抗高温钻井液体系并对其综合性能进行了评价。

1 抗高温钻井液面临的主要问题［3-4］

1.1 钻井液黏度及流变性变化大

在超高温的环境下（180℃以上），钻井液的流型及各项流变系数将会发生很大变化，包括表观黏度、塑性黏度、动切力及静切力的大幅度上升或降低，并且该过程属于不可逆的变化过程。高温增稠现象严重时钻井液整体呈泥膏状；主要是高温条件下粘土颗粒引起的化学变化，表现为温度的变化影响介质黏度和粘土颗粒间的相互作用程度，导致粘土过度分散。高温降黏现象主要表现为高温条件下钻井液处理剂的水化基团及吸附能力变弱、高分子材料降解严重等。这些情况都会导致钻井液体系流变性的恶化，加大钻井过程的施工难度；并且，为了维护钻井液性能，在钻井过程中需要添加大量的处理剂，也使现场维护处理频繁，给作业施工带来很大的麻烦。

1.2 钻井液失水难以控制

高温环境下，钻井液失水控制问题主要体现在以下两个方面：一方面，高温环境下，处理剂在粘土表面的吸附作用明显减弱，粘土颗粒更分散，并且粘土颗粒表面和处理剂分子的水化能力也会降低，水化膜变薄，使粘土颗粒不易形成很好的级配封堵结构，从而造成滤失量增加；另一方面，一些降滤失剂长时间处于高温环境下，出现破坏失效的情况，导致滤失量的增加，从而易导致井下复杂情况的发生。

1.3 钻井液沉降稳定性难以控制

在高温环境下，各种加重材料及固相物质的沉降稳定性问题特别突出。研究表明，钻井液中的处理剂在高温环境下会降解，有效成分会降低，并且高温下一些材料的黏度效应得不到体现，使得钻井液的悬浮能力显著降低，加重了材料的沉降。

1.4 钻井液维护难度大

在高温环境下，钻井液体系中的处理剂易发生降解，处理剂的各项性能得不到体现，导致钻井液出现增稠、絮凝、降黏及失水难以控制等现象，且这些情况大多为不可逆的，只有通过大量的处理剂补充和换浆才可能保证钻井施工的顺利进行，导致钻井液的维护难度增大。

2 抗高温钻井液配方的构建

研制或优选抗高温钻井液处理剂是解决钻井液抗温能力的关键，特别是高温护胶剂与其它抗高温材料的协同作用是解决高温问题的研究重点；室内通过高温护胶剂保持钻井液中的胶体在高温环境下的稳定，配合其它处理剂的协同作用，可使钻井液的抗温性能提高到260℃。

2.1 抗高温护胶剂的研究

抗高温护胶剂的分子设计包括链结构、官能团和分子量的设计［5］。分子中包括以下基团：

吸附基团：主要是对粘土颗粒有强吸附能力的基团，包括物理吸附和化学吸附。吸附基团主要有阳离子基团和非离子基团。阳离子基团：主链铵基——受位阻影响吸附能力弱；侧链铵基——吸附能力强。非离子基团：酰胺基——吸附能力强，热稳定性差，易水解，抗盐性强；羟基——耐水解，吸附能力比酰胺基弱，耐温抗盐能力强。

水化基团：起水化作用的基团，有利于分子在水相介质中溶解和分散，加强分子链在水相介质中的铺展。磺酸基：水化特性较强，对盐不敏感，具有很好的抗高温和抗盐性，特别是在高温下的抗钙、镁污染能力。羧基：水化能力强，但是在高价离子存在下易发生去水化，产生沉淀，抗高价金属离子的能力较差。

特殊基团：为达到抗高温而引入的一些具有特殊作用的基团，特殊基团只有在超高温条件下才能起作用。特殊基团的引入可使处理剂在高温环境下的稳定性进一步加强。

根据分子结构的设计原理，作者在室内合成了一种抗高温护胶剂HDC，其分子中各原子或原子团以C－C、C－S、C－N等热稳定性较高的化学键链接，主链上带有对粘土粒子有较强吸附能力的阳离子基团和强水化的各种基团；控制其相对分子量在适当范围，确保在使用浓度范围内对钻井液黏度影响小，保证钻井液的流变性良好。

2.1.1 常规聚合物体系评价

基本配方：2%土浆+0.2%NaOH+2%常规聚合物材料+3%磺化沥青+3%SPNH+3%SMP-2+2%聚合醇+3%KCl+2%润滑剂+重晶石加重至1.30 g· cm－3。常规聚合物体系的抗温性能评价见表1。

表1 常规聚合物体系的抗温性能评价Tab.1 Tem perature resistance evaluation of conventional polymer system

2.1.2 抗高温聚合物体系评价

基本配方：2%土浆+0.2%NaOH+2%高温护胶剂HDC+3%磺化沥青+3%SPNH+3%SMP-2+2%聚合醇+3%KCl+2%润滑剂+重晶石加重至1.30 g ·cm－3。抗高温聚合物体系的抗温性能评价见表2。

表2 抗高温聚合物体系的抗温性能评价Tab.2 Temperature resistance evaluation of high temperature resistant polymer system

从表1、表2可以看出，常规钻井液体系的抗温极限为180℃，加入高温护胶剂HDC后钻井液的抗温性能可提高到240℃，说明单独使用高温护胶剂HDC，其抗温极限为240℃；针对260℃高温，需要筛选相应的其它抗温材料，配合高温护胶剂HDC来提高钻井液体系的抗温性能。

2.2 无机增黏剂的优选

海泡石具有较高的耐温特性，热稳定性好，在高温下其晶体结构仍无变化，可以保持好的造浆能力。但由于自身的水化能力很弱，在加量少的条件下，其水化后的黏度偏低；加量过多，固相含量的增加对体系也有一定影响。鉴于此，室内研制了相关的无机增黏剂，配合海泡石来控制钻井液体系的流变性能。无机增黏剂的优选结果见表3。

表3 无机增黏剂的优选Tab.3 Optim ization of inorganic tackifier

由表3可以看出，大部分材料滚后都出现黏度降低或增稠严重的现象，其中无机增黏剂HDT-6与海泡石配合具有好的流变性。

2.3 钻井液体系滤失控制

用海泡石作为造浆材料的钻井液体系必须配合降滤失剂及相应的封堵材料才能使用。

2.3.1 抗高温降滤失剂的筛选

室内对现阶段各类抗高温降滤失剂进行评价，包括树脂类、褐煤类和聚合物类降滤失剂，从中筛选出抗高温性能、滤失控制良好的降滤失剂。

基本配方：5%海泡石+2%高温护胶剂HDC+ 4%～5%无机增黏剂HDT+0.3%NaOH+高温降滤失剂。抗高温降滤失剂的评价结果见表4。

表4 降滤失剂的评价Tab.4 Evaluation of filtrate reducer

从表4可以看出，磺化树脂类降滤失剂对钻井液的黏度影响不大，失水控制能力较好，并且与其它处理剂有好的配伍性。

2.3.2 封堵剂的筛选

室内对各种封堵材料进行了筛选，在高温条件下，聚合物封堵和颗粒级配封堵对钻井液的作用效果很小；但乳液封堵与体系其它材料配伍性较好，对体系滤失控制具有好的效果。

基本配方：5%海泡石+2%高温护胶剂HDC+ 4%～5%无机增黏剂HDT+0.3%NaOH+3%高温降滤失剂HFL-A+碳酸钙加重到1.10 g·cm－3。封堵剂的评价结果见表5。

表5 封堵剂的评价Tab.5 Evaluation of blocking agent

从表5可以看出，沥青类封堵剂和惰性级配颗粒对体系的滤失不但没有降低作用，反而起到反作用效果；而通过优选形成的乳状液在高温条件下与其它钻井液材料配伍性好，说明研究的乳液封堵技术可以很好地控制体系的滤失量。

2.4 高温稳定剂的筛选

从以上实验数据可以看出，体系各项性能稳定，但是Φ6/Φ3偏低，滚后有轻微的沉降稳定问题。因此，需要引入相应的高温稳定剂HST-H。该高温稳定剂是一种非离子表面活性剂，主要通过吸附在粘土上、分散在钻井液中保持整个钻井液的稳定性，提高钻井液的抗高温能力，维持钻井液的高温稳定性。

基本配方：5%海泡石+2%高温护胶剂HDC+ 4%～5%无机增黏剂HDT+0.3%NaOH+3%高温降滤失剂HFL-A+5%特种油+0.5%乳化剂+碳酸钙加重到1.10 g·cm－3。高温稳定剂的评价结果见表6。

表6 高温稳定剂的评价Tab.6 Evaluation of high temperature stabilizer

从表6可以看出，高温稳定剂的加入使体系的流变性得到改善，切力适当提高，钻井液的稳定性提高，避免了体系中固相材料的沉降。

3 抗高温钻井液综合性能评价

3.1 抗温性能评价

基本配方：5%海泡石+2%高温护胶剂HDC+ 4%～5%无机增黏剂HDT+0.3%NaOH+3%高温降滤失剂HFL-A+5%特种油+0.5%～1%乳化剂+2%高温稳定剂HST-H+碳酸钙加重到1.10 g·cm－3。

研究评价了抗高温钻井液在不同温度下老化16 h后的流变性及失水控制情况，结果见表7。

表7 抗温性能评价Tab.7 Evaluation of tem perature resistance

从表7可以看出，抗高温钻井液体系经过不同高温热滚后，仍具备很好的流变性和失水控制能力。说明体系各种材料发挥作用，处理剂之间的协同作用效果明显，改善了体系的抗温能力。

3.2 抑制性能评价

用50 g过4～10目具有一定水化能力的红色露头岩样做热滚回收率实验，分别测得岩屑在清水及抗高温钻井液体系的热滚回收率为23.75%和88.92%，说明该钻井液具有很好的抑制性能。

4 结论

1）研制的高温护胶剂HDC，可以提高常规钻井液的抗温能力达到240℃；配合特有的乳化封堵技术及高温稳定技术，可使钻井液的抗温性能提高到260℃，为高温深井的钻探开发提供相应的技术基础。

2）构建的抗高温钻井液体系，在260℃的高温环境老化后，仍具备好的流变性和失水控制能力；并且稳定性和抑制性能好，能够满足高温井的作业要求，适用于干热岩井的钻井开发。并且该体系的温度适用范围广，也适合于其它不同井段的钻井作业。

［1］杨吉龙，胡克.干热岩（HDR）资源研究与开发技术综述［J］.世界地质，2001，20（1）：43-51.

［2］毛永宁，汪小憨，呼和涛力，等.干热岩地热资源商业开发的可行性研究［J］.地热能，2012，（6）：3-7.

［3］王富华.抗高温高密度水基钻井液作用机理及性能研究［D］.青岛：中国石油大学，2009.

［4］蒋官澄，姚如钢，李威，等.高温高密度盐水基钻井液性能［J］.东北石油大学学报，2014，38（2）：74-79.

［5］邢伟亮，王荐，赵亚宁，等.古堡2区块中深层抗高温低自由水钻井液体系性能研究［J］.化学与生物工程，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

颜磊（1982－），男，四川成都人，博士研究生，工程师，主要从事油气田开发、油田化学、采油工程等相关领域的研究工作；通讯作者：向兴金，教授，E-mail：hkjiangzhuo@163.com。