摘要：在即将实施的青藏高原永久冻土层天然气水合物的钻探中，钻井液体系的研制起着举足轻重的作用。通过对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的分析研究，以流体低温特性理论为指导，同时借鉴国外的先进经验，提出了以分解抑制法为基础进行低温钻井液体系设计的技术方案。在低温钻井液基础液研究的基础上，以15%NaCl溶液作为基础液研制出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，弥补了国内在这方面研究的不足，为实施高原冻土天然气水合物钻探做好了钻井液方面的技术准备工作。

关键词：青藏高原；冻土；天然气水合物；钻探；无固相低温钻井液；研制

    天然气水合物钻探不同于一般的油气钻探，其中最大的难点在于钻井过程中产层温度压力的改变使天然气水合物处于不稳定状态而导致天然气水合物发生分解^[1]。冻土是天然气水合物主要赋存地带之一，冻土钻井内的温度是选择钻井液品种、性能和数量的重要依据，也是确定合理的钻井规程、保证正常钻井、避免事故的一个重要因素，而钻井液是保证井内温度正常的关键^[2]。在高原冻土天然气水合物的钻探中，钻井液必须能有效抑制水合物的分解，维持其相态平衡，同时在低温条件下必须具有良好的流变特性以有效悬浮岩屑和维持井壁稳定。目前对天然气水合物层的勘探，在钻井液技术方面的主要研究成果有两项，即分解抑制法和分解容许法。分解抑制法主要是通过钻井液的冷却，防止天然气水合物层温度上升，将相平衡状态维持在水合物的分解抑制状态。在钻进永冻土层时，基本上都采用这种方法^[3]。此次试验研究工作也主要立足于分解抑制法对无固相低温钻井液体系进行研究。

    无固相钻井液是在低固相钻井液基础上发展起来的不用黏土仅加入化学处理剂、人工配制的能适应钻井要求的钻井液。其种类较多，笔者主要对常用的植物胶类、生物聚合物类等无固相钻井液进行低温试验研究。主要研究了NaCl对其性能的影响，如何通过添加处理剂对其性能进行改善以及处理后的钻井液在低温条件下的性能等。通过大量试验，得到了初步满足高原冻土天然气水合物钻探的无固相低温钻井液体系^[4～5]。笔者是以15%NaCl溶液为基础液进行无固相低温钻井液体系研究的。

    植物胶是一种天然植物高分子聚合物，有很好的亲水性和可溶性，其胶液经过适当的改性处理后具有良好的粘结性、黏滞性、降失水性、流变性、润滑性、防塌、携带岩屑和减震的性能，对岩心可起到很好的保护作用，此类钻井液已广泛应用于复杂破碎地层的勘探取心中，是一种应用前景广泛的环保型钻井液。在高原冻土天然气水合物钻探中对钻井液的要求主要是钻井液在低温条件下能保持相应的流变性等性能，并能抑制水合物的分解。笔者主要针对当前应用较广泛的SW植物胶进行了研究，主要研究NaCl对植物胶液性能的影响、植物胶液的流变特性随温度变化的规律，以及如何通过添加处理剂使植物胶类钻井液在低温下满足高原冻土天然气水合物钻探的要求。

1.1.1 NaCl对植物胶液性能的影响

向植物胶钻井液中加入NaCl后，其凝固点下降的同时钻井液性能也发生了明显的变化(见表1)。从表1可以看出：植物胶液的漏斗黏度、表观黏度和塑性黏度等在加入NaCl后下降比较明显，尤其是漏斗黏度，当加入15%NaCl后漏斗黏度从90s下降到了55s。也就是说NaCl对植物胶液的性能产生了较大的影响，因此需要加入处理剂对其进行处理。

配方	密度(g/cm3)	漏斗黏度(s)	表观粘度(mPa·s)	塑性黏度(mPa·s)	pH值
1000mLH2O+8‰SW+1‰PAM+0.5‰NaOH	1.02	90	48	34	10
1000mLH2O+8‰SW+1‰PAM+0.5‰NaOH+15%NaCl	1.14	55	44	30	10

1.1.2 处理剂的选择

向其中加入处理剂HT和FA等对其进行处理，HT和FA为抗盐处理剂，起到稀释、降滤失作用。其中HT为非增黏型，FA为增黏型，是为了解决高原冻土天然气水合物钻探低温钻井液问题，与科研合作单位共同开发的特种高聚物处理剂。植物胶液经处理后的性能如表2所示。

    从表2可以看出：酸碱性对植物胶液的性能影响较大，pH值应控制在10左右，此时NaOH加量为0.5‰；处理剂与NaCl的添加顺序对植物胶液性能影响不明显，先加入NaCl后加入处理剂操作更简便，且NaCl更易溶解；由于PAM的絮凝作用对钻井液的性能会产生一定的影响，通过加入增黏型处理剂FA而去掉PAM，达到了较好的效果；在提高钻井液黏度方面，增黏型FA比非增黏型HT效果更好些。

1.1.3 低温性能

    比较而言，在去掉PAM后以FA作为处理剂时植物胶液性能较好。于是，对其单独试验，测试其漏斗黏度、表观黏度、塑性黏度等，并将其放入低温环境，测试低温下的流变性情况。经FA处理后的SW植物胶液低温性能见表3。

    由表3可以看出：经FA处理后的SW植物胶液其凝固点为-12℃；其黏度随温度降低有一定程度的增大，温度从25℃下降到-10℃时，其漏斗黏度从62s增加到132s，表观黏度从47mPa·s增加到65mPa·s，塑性黏度从30mPa·s增加到55mPa·s。从表3数据可以看出，尽管随温度降低其黏度有所增加，但增加幅度有限，控制在了较为合理的范围内，能较好地满足高原冻土钻探钻井液方面的技术要求。

    这里的生物聚合物指黄原胶，是野油菜黄单胞杆菌以碳水化合物(如玉米淀粉等)为主要原料，经发酵过程生产的一种用途广泛的微生物胞外多糖，简称XC。黄原胶是一种白色或浅黄色的粉末，可溶于热水或冷水，它是目前国际上性能较为优越的生物胶，具有增稠、悬浮以及乳化稳定等理化性质。通过加入NaCl降低溶液凝固点，并经处理剂对其性能进行调整后可以作为一种高原冻土天然气水合物钻探无固相低温钻井液。试验表明：浓度对XC溶液黏度有较大的影响。浓度从5‰增加到10‰，其漏斗黏度从28s增加到194s。结合高原冻土天然气水合物钻探对无固相低温钻井液黏度的要求，选定8‰XC溶液作为试验研究对象，此时漏斗黏度值为56s。

1.2.1 NaCl对XC钻井液性能的影响

加入15%NaCl对XC溶液性能影响情况如表4所示。

    由表4可以看出，XC钻井液的黏度在加入15%NaCl后发生了明显变化，表观黏度和塑性黏度降低幅度较小，漏斗黏度下降明显，从84s降低至56s。需要加入处理剂对其性能进行调整。

1.2.2 处理剂的选择

在处理剂选择方面，主要就抗盐处理剂HT和FA进行了试验，加入处理剂HT和FA后XC钻井液的性能如表5所示。

    由表5可以看出，加入5‰FA或5‰HT处理剂后XC钻井液性能得到了一定程度的改善，相对而言，经增黏型抗盐处理剂FA处理后的XC钻井液性能较好，加入5‰FA后其漏斗黏度为104s，处于比较合适的范围。于是对该方案在低温下的性能进行试验。

1.2.3 低温性能

将经FA处理后的XC钻井液置入低温环境，测试其在不同温度下的黏度，该方案XC钻井液在低温下的性能如表6所示。

配方	密度(g/cm3)	凝固点(℃)	温度(℃)	漏斗黏度(s)	表观粘度(mPa·s)	塑性黏度(mPa·s)	pH值
1000mLH2O+8‰XC+0.5‰NaOH+15%NaCl+5‰FA	1.14	-12	25	104	42	21	9
			0	180	48	27
			-5	185	50	28
			-10	200	52	29

    由表6可以看出：随着温度降低，XC钻井液的黏度增加比较快，温度从25℃下降到～10℃后，其漏斗黏度从104s增加到200s，表观黏度从42mPa·s增加到52mPa·s，塑性黏度从21mPa·s增加到28mPa·s，增幅都比较大，尤其体现在漏斗黏度方面。从流体低温理论可以知道，随着温度的降低，其黏度会有不同程度的增大。不同溶液的黏度随温度降低而增大情况会有所不同。从表6可以看出，温度的降低对XC钻井液黏度变化影响比较明显。要使表中所列方案的性能满足高原冻土天然气水合物钻探的要求，还需要进一步通过添加处理剂限制黏度的增加幅度，使其黏度控制在合适的范围之内。

    通过对上述两类无固相低温钻井液的试验研究，比较其性能，相对而言，植物胶类钻井液性能更好，尤其是在低温条件下其漏斗黏度、表观黏度及塑性黏度等更能满足高原冻土钻探对钻井液方面的技术要求，于是选定了SW植物胶液作为高原冻土天然气水合物钻探无固相低温钻井液的优化方案。其优化方案及其性能如表7所示。

配方	密度(g/cm3)	凝固点(℃)	温度(℃)	漏斗黏度(s)	表观粘度(mPa·s)	塑性黏度(mPa·s)
1000mLH2O+8‰SW+0.5‰NaOH+15%NaCl+5‰FA	1.14	-12	25	62	47	30
			-10	132	65	55

从表7可以看出：SW植物胶类钻井液经抗盐处理剂FA处理后其性能较为理想，漏斗黏度、表观黏度及塑性黏度都控制在较为合适的范围内。FA处理剂为特种高聚物，是与科研合作单位为了解决高原冻土天然气水合物钻探无固相低温钻井液而一起研发的新型处理剂，为本次试验研究的突破点。

    1) 通过大量试验，以15%NaCl溶液作为基础液研制出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，弥补了国内在这方面研究的不足，为实施高原冻土天然气水合物钻探做好了钻井液方面的技术准备工作。

    2) 研制了适用于高原冻土天然气水合物钻探无固相低温钻井液体系的新型处理剂FA，解决了无固相钻井液体系的低温技术问题。

    3) 提出了高原冻土天然气水合物钻探无固相低温钻井液体系的优化方案，根据钻探施工对低温钻井液性能的不同要求，通过改变处理剂的使用，可达到不同的效果，且方案简单，使用方便。

    4) 建议进一步对生物聚合物类钻井液进行试验研究，寻找合适的处理剂控制其黏度随温度降低而增大的程度，使其满足高原冻土天然气水合物钻探对钻井液方面的技术要求。

    5) 所研制的低温钻井液体系是在实验室研究取得的，需要现场检验后才能确定其实用性，建议尽快在高原冻土地区进行现场试验，从而对方案进行改进和完善。

[1] 蒋国盛，王达，汤凤林，等.天然气水合物的勘探与开发[M].武汉：中国地质大学出版社，2002.

[2] 汤风林，张生德，蒋国盛，等.在天然气水合物地层钻进时井内温度规程与钻井液的关系[J].地质科技情报，2002，21(4)：96-99.

[3] 李常茂，耿瑞伦.关于天然气水合物钻探的思考[J].岩土钻掘工程，2000，29(3)：5-8.

[4] 陈礼仪，王胜，张永勤.高原冻土天然气水合物钻探低温泥浆基础液研究[J].地球科学进展，2008，23(5).

[5] 周怀阳.天然气水合物[M].北京：海洋出版社，2000.

 

(本文作者：王胜¹ 陈礼仪¹ 张永勤² 1.“地质灾害防治与地质环境保护”国家重点实验室 成都理工大学；2.中国地质科学院勘探技术研究所)