深部地熱抗高溫甲酸鹽鉆井液體系研究

李曉東，熊正強，萬漢平，謝迎春，孫國強,步洪慶

(1.北京探礦工程研究所，北京 100083；2.核工業(yè)北京地質研究院，北京 100029；3.中核坤華能源發(fā)展有限公司，浙江杭州 311113；4.煙臺市芝罘區(qū)城鄉(xiāng)建設事務服務中心，山東煙臺 264000)

0 引言

地熱能是一種綠色低碳、可循環(huán)利用的可再生能源，具有儲量大、分布廣、清潔環(huán)保、穩(wěn)定可靠等特點(光新軍和王敏生，2016；李亞琛等，2016)。高效開發(fā)地熱資源對調整我國能源結構、節(jié)能減排、改善環(huán)境具有重要意義，符合國家“十四五”規(guī)劃中強調的“推動地熱能等能源清潔低碳安全高效利用”的指導方針，對于國家2030年前實現(xiàn)碳達峰和2060年前實現(xiàn)碳中和的目標意義重大(趙豐年，2020；黃嘉超等，2021)。隨著地熱勘查開發(fā)向深部發(fā)展，鉆遇地層的溫度越來越高，高溫地熱儲層的溫度超過200 ℃，部分地熱區(qū)塊預計井底溫度甚至超過240 ℃。深部地熱勘探開發(fā)對鉆井技術提出了更高的要求，而作為鉆井的血液，抗高溫鉆井液技術是深部地熱鉆探的關鍵技術之一(單文軍等，2013；李佳欣等，2016；鄭文龍等，2019)。

在深部地熱鉆探過程中，鉆井液中的各個組分在高溫環(huán)境下會發(fā)生物理變化與化學反應，出現(xiàn)鉆井液增稠、減稠、交聯(lián)固化等流變性難以控制的問題，影響鉆井作業(yè)的正常進行。油基鉆井液抗溫性能比水基鉆井液要好，但成本過高，且會對環(huán)境造成污染，因此深部地熱鉆探施工中通常采用水基鉆井液。國內石油地質院校及科研院所在抗高溫水基鉆井液方面開展了大量的研究工作，研制了抗溫200～270 ℃的多種抗高溫鉆井液體系(孫金聲和楊澤星，2006；李斌,2008；趙芙蕾和孫玉學，2011；常晨等，2012；褚奇等，2012；趙文等，2013；單文軍等，2014；張麗君等，2015；胡小燕等，2016；黃聿銘等，2017；劉曉棟等，2018；秦耀軍等，2019；許潔等，2015a，2015b，2018，2019；任小慶等，2021)。其中，甲酸鹽鉆井液因其優(yōu)異的高溫穩(wěn)定性、抗污染能力、環(huán)保性能及抑制性能等特點，受到越來越廣泛的關注與應用(陳樂亮和汪桂娟，2003；黃亞杰，2016)。甲酸鹽作為加重劑，密度可調范圍大，密度一般為1.0～2.39 g/cm3(趙虎等，2011；張永，2019)，且不增加固相含量，流變性易于調整，同時甲酸鹽可避免膨潤土在高溫下鈍化和去水化對鉆井液性能的影響，且泥皮薄韌而致密，對地熱儲層有良好的保護作用(李劍等，2011)。

1 甲酸鹽鉆井液研究現(xiàn)狀

甲酸鹽鉆井液是20世紀80年代末到90年代初國外研究的新型鉆井液體系。由于其具有無固相(或低固相)、密度可調范圍寬、耐高溫、強抑制、低腐蝕、抗污染、環(huán)境適應性好、保護油層效果好、摩阻小、與各種處理劑配伍性好等優(yōu)點，在實際應用中取得了較好的效果，并很快得到了推廣應用，20世紀90年代末期有了較快的發(fā)展。中國在20世紀末到21世紀初開始研究使用甲酸鹽鉆井液，并取得了一定進展。

吳飛等(2003)研制了甲酸鹽無固相鉆井液體系，經(jīng)過150 ℃高溫老化后仍具有良好的流變性。劉志良等(2008)研究形成了一套抗溫150 ℃、密度2.62 g/cm3的甲酸鉀鉆井液。趙強等(2014)研制了一種海水低固相甲酸鹽鉆井液體系，抗溫能力在140 ℃以上。葉艷等(2014)使用高濃度甲酸鉀基液、抗高溫抗鹽磺酸鹽復合共聚物、復合磺化處理劑等材料，研制了一套高密度甲酸鹽鉆井液體系，密度在2.2 g/cm3以上，抗溫160～180 ℃。王占林等(2014)研制了一套無固相甲酸鹽鉆井液體系，抗溫能力可達180 ℃。劉自明等(2014)在高溫高密度聚磺鉆井液體系中引入甲酸鉀，抗溫達到180 ℃。文華等(2015)建立了一套高溫高密度無黏土相甲酸鹽鉆井液體系，密度1.8 g/cm3，抗溫達到146 ℃。柳慶偉(2018)提出一套抗高溫和抗鹽、鈣污染的甲酸鉀高密度聚磺鉆井液體系，密度2.26 g/cm3，抗溫達到了180 ℃。許杰等(2019)選用增黏提切劑HTV-8和降濾失劑HTFL，構建了一套抗200 ℃高溫無固相甲酸鹽鉆井液體系，并成功應用于渤中19-6區(qū)塊，井底溫度185 ℃。

通過對國內近20年甲酸鹽鉆井液研究現(xiàn)狀的分析發(fā)現(xiàn)，目前甲酸鹽鉆井液研究溫度大都在200 ℃以內，抗溫200 ℃以上的甲酸鹽鉆井液研究較少。為滿足深部地熱開發(fā)要求，本文針對鉆井液高溫流變穩(wěn)定性及儲層保護作用，開展了抗240 ℃高溫甲酸鹽鉆井液的探索研究。

2 抗高溫鉆井液材料優(yōu)選

2.1 造漿材料優(yōu)選

以基準鈉膨潤土作為參照，對四種鈉膨潤土進行了性能評價，按照“水+4%鈉膨潤土”配制膨潤土漿，分別在30 ℃、60 ℃、90 ℃、120 ℃、150 ℃、180 ℃、210 ℃及240 ℃條件下滾動老化16 h，采用六速旋轉黏度計及中壓濾失儀測試鉆井液的流變性能和濾失性能。通過對比各膨潤土漿的表觀黏度、塑性黏度、動切力及API濾失量，優(yōu)選出鈉膨潤土(NB)作為造漿材料開展高溫鉆井液研究。

為提高造漿材料的抗鹽性能，選擇了一種抗鹽土(HPS)與優(yōu)選的鈉膨潤土(NB)結合使用，通過室內評價，取得了較滿意的效果。以“水+4% NB+2% HPS”配制的基漿為例，測試基漿在不同老化溫度條件下的流變性和濾失量，繪制曲線圖，見圖1。隨著老化溫度增加，基漿的流變性能及濾失性能穩(wěn)定，與單一的膨潤土基漿相比，黏度明顯提高，且流變性隨溫度變化較小，濾失量明顯降低。

圖1 “水+4% NB+2% HPS”漿液的流變性與濾失量隨

2.2 高溫增黏劑優(yōu)選

收集了5種抗高溫增黏劑樣品，使用蒸餾水配制“4% NB+2% HPS”的基漿，在25 ℃陳化16 h后加入1%高溫增黏劑樣品，在240 ℃高溫老化16 h后，使用六速旋轉黏度計及中壓失水儀測試加入高溫增黏劑樣品后的流變性和濾失量，試驗結果見圖2。

從圖2可看出，選取的5種高溫增黏劑的API濾失量相差不大，其中，高溫增黏劑GHD具有最優(yōu)的增黏效果，且高溫老化后的流變穩(wěn)定性最佳。因此，優(yōu)選高溫增黏劑GHD作為抗高溫甲酸鹽鉆井液用高溫增黏劑。

圖2 不同高溫增黏劑性能評價結果

2.3 高溫降濾失劑優(yōu)選

收集了8種抗高溫降濾失劑樣品，使用蒸餾水配制“4% NB+2% HPS”的基漿，在25 ℃陳化16 h后加入4%高溫降濾失劑樣品，在240 ℃高溫老化16 h后，使用中壓濾失儀及高溫高壓濾失儀測試加入高溫降濾失劑樣品后的鉆井液API濾失量及高溫高壓濾失量，試驗結果見圖3。

圖3 不同高溫降濾失劑性能評價結果

從圖3可看出，高溫降濾失劑GDSP和GSLT具有最低的高溫高壓濾失量，且API濾失量也相對較小。因此，優(yōu)選高溫降濾失劑GDSP和GSLT作為抗高溫甲酸鹽鉆井液用高溫降濾失劑。

3 抗高溫甲酸鹽鉆井液配方研究

3.1 配方優(yōu)選

通過鉆井液材料篩選，優(yōu)選出鈉膨潤土(NB)、抗鹽土(HPS)、高溫降濾失劑(GDSP)、高溫降濾失劑(GSLT)、高溫增黏劑(GHD)，根據(jù)抗高溫鉆井液需要，還需加入防塌封堵類材料，選用高溫防塌劑(GLQ)和高溫封堵劑(GFD-1)。選擇氫氧化鈉(NaOH)作為pH值調節(jié)劑，選擇無機鹽(氯化鈉，代號NaCl)和有機鹽(甲酸鈉，代號HCOONa)結合使用，與油氣鉆井常用的甲酸鉀相比，甲酸鈉具有更好的高溫流變穩(wěn)定性，且價格低廉，可滿足高溫地熱鉆井的需求。

采用正交試驗方法，通過大量試驗，得出抗高溫甲酸鹽鉆井液的最優(yōu)配方為：水+5% NaCl+5% HCOONa+0.5% NaOH+3% NB+4% HPS+1% GHD+3% GSLT+1.5% GDSP+1% GLQ+2% GFD-1。

3.2 鉆井液高溫穩(wěn)定性評價

按配方配制鉆井液，在240 ℃條件下分別老化16 h、32 h、48 h和72 h，采用六速旋轉黏度計、中壓濾失儀、高溫高壓濾失儀測試鉆井液性能，結果見表1。

通過表1數(shù)據(jù)分析，隨著老化時間的增加，鉆井液黏度呈緩慢下降趨勢。通過表觀黏度變化率可看出，鉆井液經(jīng)過240 ℃高溫條件下老化16 h，表觀黏度變化率僅為2.3%；經(jīng)過240 ℃高溫條件下老化72 h，鉆井液仍然具有良好的流變性和降濾失性能，證明該鉆井液具有良好的高溫穩(wěn)定性。

表1 不同老化時間的抗高溫甲酸鹽鉆井液性能評價結果

3.3 鉆井液懸浮穩(wěn)定性評價

按配方配制鉆井液，加重晶石至密度1.5 g/cm3，在240 ℃條件下老化16 h，采用六速旋轉黏度計和密度計測試鉆井液性能，其中，老化后的鉆井液靜置24 h后分別測定其上部和下部鉆井液的密度。結果見表2。

表2 加重后的抗高溫甲酸鹽鉆井液性能測試結果

試驗結果表明，抗高溫甲酸鹽鉆井液使用重晶石加重至密度1.5 g/cm3，鉆井液老化前后流變性能穩(wěn)定，且鉆井液靜置24 h后重晶石沒有明顯沉降，證明該鉆井液加重后仍然具有良好的流變性和懸浮穩(wěn)定性。

3.4 鉆井液封堵性能評價

按照配方配制鉆井液，分別加入1%、2%和3%高溫防塌封堵劑，在240 ℃條件下老化16 h，采用高溫高壓濾失儀進行模擬封堵評價，在高溫高壓濾失儀釜體底部加入20～40目石英砂模擬地層裂隙，測試鉆井液在溫度200 ℃、壓力3.45 MPa及20～40目石英砂砂床下濾失30 min時的封閉濾失量。根據(jù)封閉濾失量測試結果繪制圖表，見圖4。

由圖4可以看出，加入高溫防塌封堵劑后，封閉時間明顯縮短，封閉濾失量也顯著下降，證明在鉆井液中加入高溫防塌封堵劑后可有效起到封堵地層裂隙、防止鉆井液漏失的作用。

圖4 加入高溫防塌封堵劑的抗高溫甲酸鹽鉆井液封堵性

3.5 鉆井液抗巖屑污染性能評價

在高溫地熱鉆井過程中會產(chǎn)生大量的巖屑，隨著鉆井液循環(huán)積累，造成鉆井液巖屑污染，對鉆井液性能造成一定影響，因此，鉆井液抗巖屑污染性能也是鉆井液關鍵性能之一。本項目采用鈣土模擬巖屑，加入鉆井液中，通過鉆井液性能變化情況，來模擬巖屑對鉆井液性能的污染。

按照配方配制鉆井液，分別加入5%、10%和20%的鈣土，在240 ℃條件下老化16 h，采用六速旋轉黏度計、中壓濾失儀、高溫高壓濾失儀測試鉆井液性能，結果見表3。

由表3可以看出，在抗高溫甲酸鹽鉆井液中加入5%～20%的鈣土，經(jīng)過240 ℃老化16 h后，鉆井液表觀黏度和塑性黏度變化較小，API濾失量與HTHP濾失量均無明顯變化，證明該鉆井液具有良好的抗巖屑污染能力。

表3 巖屑污染模擬試驗測試結果

3.6 抗高溫甲酸鹽鉆井液與抗高溫可循環(huán)泡沫鉆井液之間相互轉化

在深部高溫地熱鉆井過程中，既可能遇到松散破碎地層，也可能遇到孔隙壓力較低的漏失地層。松散破碎地層需要鉆井液具有良好的護壁性能和較高的鉆井液密度；孔隙壓力較低、地層穩(wěn)定性較好的地層，需要密度較低的鉆井液；孔隙壓力較低、地層松散破碎，則需要鉆井液具有較低的密度和良好的護壁性能。因此，鉆探過程中為避免鉆井液浪費，需要針對鉆遇地層情況及井身結構等，進行不同密度鉆井液的相互轉化。

通過在抗高溫甲酸鹽鉆井液中添加0.5%的高溫發(fā)泡劑，轉化為可循環(huán)泡沫鉆井液，并對其性能進行試驗評價，評價結果見表4。

表4 高溫可循環(huán)泡沫鉆井液的性能測試結果

從表4可以看出，加入高溫發(fā)泡劑后，鉆井液密度明顯下降，密度降低率超過30%，經(jīng)過240 ℃高溫老化16 h后，高溫可循環(huán)泡沫鉆井液仍然具有較低的密度以及良好的流變性能和濾失性能，證明轉化后的可循環(huán)泡沫鉆井液具有良好的泡沫穩(wěn)定性及高溫穩(wěn)定性能。

通過在高溫可循環(huán)泡沫鉆井液中添加消泡劑，可將其轉化為抗高溫甲酸鹽鉆井液，經(jīng)過試驗優(yōu)選了2種消泡劑，即有機硅消泡劑和油基消泡劑DF-4。按照配方配制高溫可循環(huán)泡沫鉆井液，測定高溫可循環(huán)泡沫鉆井液加入消泡劑前后密度，測試結果見表5。

表5 高溫可循環(huán)泡沫鉆井液加入消泡劑前后的密度

從表5可以看出，向可循環(huán)泡沫鉆井液中添加消泡劑后的鉆井液密度與原抗高溫甲酸鹽鉆井液密度接近，證明消泡劑的加入可有效消除高溫可循環(huán)泡沫鉆井液中的泡沫，形成穩(wěn)定的水基鉆井液，從而實現(xiàn)高溫可循環(huán)泡沫鉆井液向抗高溫甲酸鹽鉆井液的轉化。從消泡后的密度對比可以看出，油基消泡劑DF-4的消泡效果優(yōu)于有機硅消泡劑。

4 結論

(1)為滿足深部高溫地熱鉆井需求，針對高溫作用下鉆井液流變性能難以控制及重晶石等惰性材料堵塞地熱儲層等關鍵技術難題，研發(fā)了一種抗高溫甲酸鹽鉆井液體系。通過性能評價表明，該鉆井液具有良好的高溫流變穩(wěn)定性、濾失造壁性、懸浮穩(wěn)定性、高溫封堵性能及抗巖屑污染性能，可滿足200 ℃以上深部高溫地熱鉆探的需求。

(2)針對深部高溫地熱鉆探過程中地層壓力系數(shù)變化、井身結構調整等情況，需要在高密度鉆井液與可循環(huán)泡沫鉆井液之間相互轉化，通過在抗高溫甲酸鹽鉆井液中添加高溫發(fā)泡劑，及在高溫可循環(huán)泡沫鉆井液中添加消泡劑，研發(fā)了兩種鉆井液之間相互轉化的工藝方法，可實現(xiàn)在不同孔隙壓力的地層鉆探施工中不同密度鉆井液的相互轉化，以滿足復雜地層的鉆探需求。