低温钻井液体系研究现状

张雨晨，郝树青,2，杜欣齐，吕锐杰，刘学畅

1.中国矿业大学资源与地球科学学院（江苏 徐州 221116）

2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室（江苏 徐州 221116）

3.中国矿业大学孙越崎学院（江苏 徐州 221116）

全球冻土及南极大陆占地球总面积的33%，广阔的面积中储存着大量的矿产资源及清洁的天然气水合物资源。在常年冻土、极地及深海区域钻井时，由于特殊的地理环境使得勘探过程中所使用的钻井液要在0 ℃以下具有良好的流变性能、滤失性能、润滑性能，并对地层有良好的封堵性能，还要求具有及时冷却钻具以及清洁井底的能力等。一般使用无机盐或醇类作为抗冻剂，结合降滤失剂、增黏剂等试剂配置出适合某地区的低温水基钻井液[1-3]。在极地等极端气温环境钻井时对钻井液的性能要求更加苛刻，要求在-60～-30 ℃下依然具有良好流变性能、护壁性能之外，还要对环境友好及不会对人体健康造成影响。多通过在航空燃油、柴油基或酯基[4-5]等溶剂中加入加重剂来平衡密度以满足极地开采需求。本文通过查阅相关文献，总结了低温水基钻井液、油基钻井液及酯基钻井液的应用研究现状，分析其优缺点并提出建议。

1 水基钻井液

水基钻井液相较于油基钻井液具有成本低、配置简单、添加剂选择多样且来源广泛、性能容易控制等优点，但容易受到污染且不易回收。目前在水基钻井液中所使用的抗冻剂多为醇类及无机盐类。但钻井液性能并不随着抗冻剂含量的增加而一直变好，例如当乙二醇的含量达到35%时可以抗-20 ℃的低温，但是含量再升高则会与其他的添加剂表现出不相容性，并且NaCl的含量影响着钻井液的流变性能及滤失量，含量越高其黏度越高，并且其滤失量也会随之升高[6]。所以在对目标区域进行钻井勘探时选择合适且含量合理的抗冻剂尤为重要。

1.1 醇类低温钻井液

从水基钻井液的工作特点来看，其耐温介质须是价格低廉、来源广泛、无毒无污染、可溶于水的，醇类由于其具有较低的冻点而被广泛关注。但并不是所有醇类均可作为抗冻剂，像甲醇、乙醇由于易燃、沸点低等缺点[7]而不被研究工作者所使用，而乙二醇、丙二醇等是钻井液最为常见的醇类抗冻剂，表1为乙二醇与丙二醇在不同体积分数下的凝固点。

表1 乙二醇与丙二醇在不同体积分数下的凝固点

杨军虎、Nikolaev等[8-9]面对天然气水合物（NGH）开采时易分解造成井壁水化坍塌等安全事故，采用复合醇（丙二醇和聚乙二醇）作为防冻剂结合水合物抑制剂配置成钻井液。发现复合醇钻井液密度合理、润滑性及流变性能优异、能够有效地抑制泥页岩的水化膨胀和水合物的生成。在-8 ℃下塑性度（PV）为25 mPa·s，动切力（YP）为10.5 Pa，滤失量仅为5.8 mL，16 h 内泥页岩的线性膨胀量仅为清水中的1/3，并且在12 h后几乎不再发生膨胀。

冯哲等[10]以乙二醇为主抗冻剂结合抑制剂（聚乙烯醇）、絮凝剂（水解聚丙烯酰胺）等研制出一种复合聚合物类钻井液，在-15 ℃低温条件下具有优秀的流变性能及失水性能，并随着乙二醇含量的增加其防塌性能在逐步提升，主要原因可能为乙二醇的链式分子结构与抑制剂聚乙烯醇分子结构相似，并且乙二醇水溶液呈现弱酸性能够加速聚合物的絮凝使其快速成膜提高钻井液的防塌性能。此类钻井液随着乙二醇的加入均为牛顿流体，严重影响钻井液的流变性能，故需要进一步对钻井液进行优化。

1.2 聚合醇类钻井液

聚合醇类钻井液是在20 世纪70 年代发展起来的一种新型钻井液体系，相较于传统的醇类钻井液体系具有以下优点：①固相含量低，能有效提升钻井速度；②在高速的剪切作用下固相与聚合醇分子之间及聚合醇分子之间的桥联易发生破裂，使其具有良好的流变性能及较高的动切力；③能抑制孔壁的水敏地层发生水化坍塌，有良好的防塌效果；④拥有低密度、低固相的特点使其能够有效地保护油气藏，降低对油气藏的伤害；⑤在钻进过程中易维护、易降解且价格低廉[11]。

在对冻土区天然气水合物钻探时，由于长年处于低温高压下，岩石会更加的致密，钻探速度会降低。为提高冻土区的钻探速度，使用5%聚乙二醇+1%PVP（K90）作为基浆，研究低温条件下不同的无机盐及表面活性剂对岩石的软化效果。发现表面活性剂对砂岩的软化效果大于无机盐类，并且十二烷基硫酸钠对砂岩的软化效果最好，能降低砂岩26.7%的显微硬度、30%的静态抗压强度、18.8%的动态抗压强度和38.5%的最大变形量，效果远好于甲酸钾、Mirapol Surf S210 等，可为聚乙二醇低温钻井液中砂岩表面活性剂[12]。韩月[13]以聚乙二醇为主结合NaCl 配置适合高原冻土区天然气水合物开采的钻井液，在-8 ℃下表观黏度（AV）为42 mPa·s，动切力（YP）为13 Pa，滤失量为8.6 mL，对泥页岩的水化有良好抑制作用，并通过COMSOL 软件探究钻井液对地层温压影响范围进行模拟。发现钻井液对井壁地层温压影响范围最大仅为0.2 m 和0.4 m，能够有效地保护地层减少钻井液对地层的侵害。

聚合醇类钻井液是近年来研制比较成功的钻井液，但当遇到水化能力强的Li+时其抑制性就会消失，故在使用此类钻井液时，应该探明钻探位置地化特征，减少由于井壁发生水化而坍塌的安全事故。

1.3 无机盐类钻井液

无机盐类钻井液体系的塑性黏度要低于其他钻井液体系，能够降低井下压力损失，提高钻井效率。常用的无机盐包括NaCl、KCl 等。NaCl 价格低廉、分布及来源广泛，常用在高原冻土区及海洋水合物勘探中充当耐低温介质，具有降低溶液凝固点（表2）[14]及一定的防塌性能等特点。KCl 亦可充当钻井液抗冻剂，但在相同含量下其凝固点高于NaCl，但抑制性强于NaCl，故其主要被当作抑制剂使用[15-16]。

表2 NaCl含量与凝固点关系

杨阳等[17]根据不同的聚合物对钻井液流变性能、滤失量及对岩石试块的抑制能力大小，配置出乙二醇（15%～20%）+NaCl（7.5%）+膨润土（1.5%）+聚乙烯醇（1.875%～2.25%）+水解聚丙烯酰胺（PHPA）（0.25%～0.313%）钻井液，应用于漠河盆地对天然气水合物的勘探中，发现其流动性随温度的降低变差，但降低幅度不大可以满足在该地区使用，并对井壁起着良好的防塌效果。

张川等[2]根据高原冻土区天然气水合物的储层条件，以NaCl 为抗冻剂结合成都理工大学自制的ALT-1、ALT-2稀释剂配置出在-14 ℃下具有良好性能的聚合物钻井液，滤失量仅为4.6 mL，在对得到的实验数据进行回归分析发现其在低温条件下趋势十分符合赫-巴模式拟合度，可以达到0.997，并建立低温条件下AV响应数学模型，精度在98.5%以上。

王胜等[18]研制以15%NaCl为基础液的无固相钻井液体系，配方为15%NaCl + 0.8% 植物胶+0.05%NaOH+0.5%FA，其中自制研制的特种聚合物FA解决了钻井液的低温技术问题，具有创新性。此方案简单，可改变处理剂的类型及含量，适用于不同的地质条件但其实用性还需进行现场实践。

周忠鸣等[19]选择NaCl、腐殖酸钾（KHM）、水解聚丙酰胺（PHP)等试剂，筛选出两组在低温条件下具有良好性能的钻井液。在-15 ℃下表观黏度分别为46.5、47.5 mPa·s，动切力分别为34、35 Pa，滤失量分别为6.8、7.6 mL。PHP 与KHM 进行配置能够有效地增强钻井液的抑制能力，满足高原冻土层的使用条件并且价格低廉具有一定的实用价值。但还需进一步在实地进行钻探试验，以此对钻井液的实用性进行验证和优化PHP 与KHM 的配比提高钻井液防塌性能。

无机盐类钻井液中材料来源广泛、价格低廉，在相同的含量下其凝固点要低于乙醇、乙二醇及甲酸盐类，是在高原冻土及深海中钻探天然气水合物常用的一种抗冻剂，但其对井壁的水敏地层的抑制性较小常需要添加抑制剂，而含量过高则会影响钻井液的流变性能及增大滤失量。故在以后的工作中应该着重关注钻井液中抗盐添加剂的开发，有效解决“盐侵”问题。

1.4 甲酸盐类钻井液

甲酸盐类钻井液具有对地层破坏性小、固相含量低、清洁能力强、污染小、对水敏地层抑制性强、与聚合醇类相复配时具有良好的防塌性能和润滑性等优点而引起广泛关注[20]。在甲酸盐中一般使用甲酸钾与甲酸钠，相同含量情况下甲酸钠的凝固点要远低于甲酸钾[21]。

WANG[22]以甲酸钾为耐温介质结合植物胶、纳米二氧化硅等配置成低温植物胶钻井液（水+15%HCOOK+0.6% kuli gum+0.3% 瓜儿豆胶+0.1%Nano silica+0.15%Na2SiO3），对其性能进行测试发现在-10 ℃下具有良好的流变性及黏弹性，在进行膨胀量测试时发现在清水中浸泡的试块在48 h时完全坍塌，在该钻井液中膨胀量为4.65 mm，且96 h 后依旧保存完好并在高寒复杂地质条件下进行实地应用，表现出良好的流变性能及防塌性能。

张鹏飞[23]选用甲酸钠作为抗冻剂，结合Na2SiO3、羟甲基淀粉等配置成的钻井液（1 000 mLH2O+5%钠土+16%HCOONa+0.1%Na2SiO3+1.5%羟甲基淀粉+0.2%瓜儿豆胶）具有良好的流变性能（AV=18 mPa·s，PV=12 mPa·s，YP=3.8 Pa），并在川藏线中易破碎地层进行实地钻探，使用此钻井液平均钻进速度提升66.7%，岩心采取率高达90%，并且形成了更加优异的泥皮保护膜。

尽管甲酸盐类钻井液在低温条件下拥有良好的流变性能、防塌性能、润滑性、易维护及能够有效地保护储层等优点，但是其价格要高于一般的无机盐（NaCl）和泥页岩抑制剂（KCl）故在实地应用方面并未进行大规模的应用，需要进行优化减少损耗量和提高回收率。

1.5 醇/无机盐类低温钻井液

钻井液中试剂的抗盐性能决定着无机盐的含量不能过高进而导致使用温度范围有限，醇类钻井液含有较少的黏土等固相颗粒令其在低温条件下流变性能较高于无机盐类钻井液，并且不与钻井液中添加剂发生化学反应，故将两者相结合可以在一定程度上缓解无机盐对试剂的“盐侵”伤害，扩大使用范围。

NaCl 和乙二醇复配得到的钻井液能在低温条件下体现出优异性能。10%NaCl+5% 乙二醇在-10 ℃条件下流动性良好未絮凝，并在-9.1 ℃下形成薄而密的滤饼，滤失量仅为8.2 mL，并且随温度的降低钻井液的非牛顿性随之增强[24]。邱正松等[25]在极地冻土钻探条件下，使用乙二醇与NaCl复配添加黄原胶(XG)、羟乙基纤维素和改性淀粉等配置成无固相钻井液，凝固点均小于-28 ℃、导热系数＜0.5 W/（m·K）。在-25 ℃时泥页岩膨胀率仅为0.4%～0.5%，远小于在清水中的10.4%。

Hao S Q[26]使用聚乙二醇（PEG）与NaCl 作为防冻剂结合抑制剂KCl及防塌剂羟乙基纤维素（HEC）利用正交实验法配置而成低固相钻井液（0.5%HEC+5%PEG+20%NaCl+ 5%KCl），满足钻井液在低温条件下的流变性能及失水量，并通过浸泡实验表明该配方能将NGH样品带到地面。

刘天乐[27]对适用于海底天然气水合物钻探的钻井液进行探究，配制出人造海水+10%聚乙二醇+3%膨润土+0.3%Na2CO3+20%NaCl+4%磺甲基酚醛树脂+1%低黏聚阴离子纤维素（LV-PAC）+1%聚乙烯毗咯烷酮PVP（K90）+0.5%NaOH，该钻井液密度适中，在16 h 膨胀实验后其线性膨胀量仅为13.8%，相较于清水减少了65.93%，能够抑制页岩膨胀，且在18 MPa 下，能够20 h 内抑制水合物生成，保证钻探的安全进行。

相较于单纯的无机盐基钻井液和醇基钻井液，对两者进行复配能够表现出更加优良的流变性能和对泥页岩的抑制性能，对不同类型抗冻剂进行复配以减缓或消除单个抗冻剂具有的缺陷是未来发展的重要方向。

2 油基低温钻井液

油基钻井液相较于水基钻井液更抗盐侵、润滑性能好和优秀的抑制稳定性成为非常规油气藏地层钻探开发的首选，但是其流变性能受温度的影响较大。

2.1 煤油、柴油机钻井液

煤油和柴油都是轻质石油，柴油运动黏度（3～8 mm2/s）高于煤油（1～2 mm2/s），均不溶于水可溶于醇类和其他有机溶剂。两者凝固点低，分别为-47、-50 ℃，多用于冰层的钻探中，是在南极钻探中使用最早的油基溶剂，亦是最早在南极地区使用的石油基钻井液。但煤油的渗透性高，容易侵入到有裂缝发育的地层当中，造成地层膨胀坍塌并且对地层环境造成严重的污染，两者均具有毒性，故随着毒性较低、易降解的脱芳香烃类溶剂油（ExxsolTMD30、ExxsolTMD40）和异构烷烃类（IsoparTMK）的出现，煤油柴油等逐步被取代[28]。

航空燃料钻井液是一类在极地极端低温条件下使用的钻井液，由石油加工而得，相较于柴油，其具有良好的流变性能、凝固点低更清洁等优点，但有一定的挥发性和毒性。1980 年于格陵dye3 被首次使用，之后中国的东方科考站以苯甲醚为加重剂添加乙醇、n-乙酸丁酯剂硅有机溶液进行改进。煤油、柴油及航空燃料等石油基钻井液，由于其自身密度不能满足极地钻探需求，需添加加重剂来调节其密度。美国首先在南极地区使用C2HCl3作为加重剂，又在20世纪80—90年代使用C2Cl4，但由于其毒性较高被三氯氟甲烷和三氯三氟乙烷所取代，随后研究人员相继开发出二氯氟乙烷、氢氟醚等毒性更加低的加重剂[29-31]。但不论哪种加重剂在低温条件下黏度高、价格昂贵、均具有毒性、对该地区的环境造成污染甚至破坏臭氧层而被舍弃，严重限制了其在极地地区的应用，在未来的研究应着重于无毒、无污染且价格适中的新型加重剂的开发。

以上石油基钻井液一般运用在极地等极端气候条件下，要求在-60～-30 ℃下具有良好性能，在一般的高原冻土区或者深海地区进行勘探由于石油基钻井液的污染性及价格的制约而被其他油基钻井液所取代。刘刚[32]采用气制油作为钻井液油相和作为水相的CaCl2溶液加入自制的乳化剂、降滤失剂等配置成一种新型的油包水耐低温钻井液，在-10 ℃下仍具有良好的流变性能和滤失量，并且可抗钻屑、CaCl2、劣质土等的污染。

2.2 甲基硅油类钻井液

甲基硅油是一种无色无味不易挥发且化学性质稳定的液体，与金属、塑料橡胶等不发生反应、不溶于水、甲醇等，但可以与煤油、苯等互溶，具有在低温条件下黏度系数小、无污染等优点[33]。甲基硅油属于塑性流体的密度与温度大致呈线性关系，随温度的降低密度增大，在-60 ℃密度约为0.98 g/cm3，-40 ℃时其流变性能良好并且流变特性与温度之间关系符合二次曲线方程μ= 0.001 9t2-0.123 3t+ 7.031 7（μ为运动黏度，mm2/s；t为温度，℃），推断出在-60 ℃时其运动黏度为21 mm2/s。将日本生产的硅油（2.0 mm2/s）与我国生产的硅油（5.0 mm2/s）进行对比，发现日产的硅油在-60 ℃下密度为0.952 g/cm3，运动黏度为12.29 mm2/s，而国产的则为0.993 9 g/cm3和43.06 mm2/s，相较而言常温下黏度在1.5～2.0 mm2/s更能符合其在低温条件下的钻探要求[34-35]。但是由于其价格是一般钻井液的5～10 倍严重制约了其在实地钻探中的应用，到目前还未应用在南极实地勘探当中。

3 酯基钻井液

酯基钻井液在低温条件下一般运用在极地冰层及对天然气水合物的钻探中，极地由于严酷的气象条件需要特殊的钻井液添加剂来保证钻井液在-30 ℃以下流变性能良好且在-60 ℃时运动黏度保持在10～15 mm2/s。

美国PICO 在对近25 万种化学物调查后总结出4 种潜在的酯类钻井液，正丙酯、n-乙酸正丁酯、醋酸戊酯及丙酸酯，对比其在低温条件下黏度、密度及污染性等因素，发现只有n-乙酸正丁酯符合条件。n-乙酸正丁酯是一种白色有水果气味的酯，凝固点-77 ℃，在-30 ℃密度为0.930 g/m3，溶于乙醇、乙醚、苯等，微溶于水。一般应用在极地环境，但对橡胶具有强腐蚀性并对人的身心健康有一定影响[34]，故在没有办法消除其乙酸蒸汽时不建议使用。

吉林大学韩丽丽[4]依据在极地极端气温条件下所使用的一种无毒、密度适中、环保及廉价的钻井液，对一元酸酯MFAE、二元脂肪酸酯STE-A、混合酯STE-B、多元醇混合酯STE-C 及二元酸酯DBE-N在低温条件下进行密度及流变性能测试，结果见表3。发现MFAE在低温条件下密度、黏度均符合极地冰层的钻探工作，STE-A 可以满足在-30 ℃左右环境的冰层钻探但在-45 ℃以下其黏度偏高，STE-B、STE-C 两种酯在-30 ℃以下密度黏度均偏高，但可以作为加重剂或增黏剂使用。将不同的脂肪酸酯在-60 ℃下测量黏度及密度，发现低分子饱和脂肪酸单酯的黏度范围在3.72～15.2 mPa·s，密度在0.934～0.964 g/cm3，其中又以丁酸丁酯性能最优（8.7 mPa·s、0.942 5 g/cm3），是在冰层钻探最为理想的钻井液材料。同时发现混合酯黏度及密度变化与酯的数量、分子间结构、碳氢链长度有关，数量越多、分子间作用力越大及碳氢链越长，酯的密度及黏度变化越大[35-36]。

表3 不同酯在不同温度下的密度及黏度

综上酯基钻井液能够在极地极端气温条件下具有合适密度及良好的流变性能，但由于其自身或多或少具有毒性易对人体的身心健康造成影响，个别适合极地钻探酯类但由于其具有强腐蚀性，腐蚀钻具及其密封圈使钻井工作不能长久。故在后面工作对现有的酯类进行复配挑选出在低温条件下具有理想密度和流变性能的酯基钻井液，开发出更加环保、无毒、污染小的新型酯基钻井液。

4 结束语

水基钻井液目前工艺已较成熟，其在低温条件下具有良好流变性能、原料来源广泛、添加剂比油基钻井液相比价格更加低廉、环保，但是其容易受到油气藏的污染并且钻井液的水分对井壁的水敏地层容易造成伤害且不好回收。油基钻井液目前在低温条件下一般应用在极地地区的钻井勘探以全油基钻井液为主，而在高原冻土、深海天然气水合物的开采时以油包水乳化钻井液为主是未来的发展趋势，相较于水基钻井液其自身抗污能力、抗盐能力强、良好的润滑性对油气藏的伤害小且可回收重复利用，但是会对开采地区周围环境造成污染且其成本高于水基钻井液。抗低温酯基钻井液一般使用在极地环境中，其在-60～-30℃下流变性能良好能满足在南极钻井需求，但其自身化学性质及在使用时用来调节密度的加重剂均对人体身心及周围环境有一定伤害，故在透气不好的环境下不建议使用。

目前对于低温钻井液多为室内研究，得到的理论值与实际施工数据有所差别，在未来对低温钻井液研究要与目标地区实际地层特性、钻井压力、钻井液对地层封堵机理、地层温压与钻井液之间传递规律进行数值模拟。对低温钻井液配方进行更加深入研究，目前所使用的水基低温钻井液中所使用抗冻剂含量影响着与其他试剂的协同作用效果，添加剂抗盐性能都有所欠缺，在以后的工作研究当中应该研发抗盐能力强的封堵剂、降滤失剂等新型试剂，构建功能易调节、后期易维护及对环境友好的钻井液体系。在对极地冰层钻井时一般使用油基、酯基钻井液，少量使用醇基钻井液。但由于油基、酯基钻井液影响人体健康、价格高昂和对周围环境有一定污染，在未来低廉、无毒环保的钻井液基液及加重剂是研究工作的重点方向。