深部地热探采井护壁工艺
摘 要：西安深部地热井0～700 m为Q系地层，低温层；700～2100 m为R系地层，中高温层，最高达93°。采用的护壁材料为NV-I钠土，低温层选用PAC141为泥浆体系的主体聚合物，中高温层选用PAC142为泥浆体系的主体聚合物，现场对泥浆性能进行连续维护。使用PAC泥浆实现了长裸眼钻进，出水量大，水温稳定，水质洁净，护壁效果明显提高。
关键词：深部地热井；NV-I钠土；PAC泥浆；护壁
中图分类号：P634.6＋2 文献标识码：B
文章编号：1000-3746(2000)02-0037-02
近10年来，我队在西安38口地热井施工中使用PAC泥浆护壁钻进，平均井深1712 m,最深达2105 m，井径71/2～121/4in(190.5～311 mm)。成井后平均出水量1800 m3/d，最大单井出水量达3300 m3/d，井口水温57.5～88 ℃，最高达93 ℃。因此，我队以成井质量优、合同信誉高、信息回访及时的优势赢得了西安地热探采井的开发市场。本文结合钻井实践对深层地热井的护壁工艺作一介绍。
1 地质特征及热储层条件
0～700 m为Q系地层，主要由亚粘土、粘土、中粗砂岩与砂砾互层、粉细砂与粘土互层、局部夹砂砾等构成，由于粉砂、粘土成分较多，透水性较差，构成稳定的隔水顶板。
700～2100 m为R系地层，主要由泥岩、细中粗粒砂岩、砂质泥岩与细砂、中粗砂呈不等厚互层，含砾粗砂岩、细砾岩构成。由于细、中砂成分较多，透水性较强，是较理想的取水层，其取水层总厚达80～400 m。
深部新第三系(N2-1)砂岩与砂砾含水层中赋存的中高温热水，主要由大气降水补给，通过周边山区构造破碎带，不断渗入至基底不透水岩石和岩浆岩的热传递而加温并储存于砂岩孔隙间，再通过断裂破碎带垂直向上运移至热储层中。由于断裂有利于地下热水的储存和运移，深部有岩层孔隙热，上覆有一定厚度的新生代保温盖层，因此具备了形成地下中高温地热井的地质构造条件。Q系低温层平均地温梯度＜2 ℃/100 m；R系中高温层平均地温梯度3～4 ℃/100 m，最高达93 ℃。
2 护壁工艺技术
2.1 护壁材料
钠土NV-I：造浆原料；阳离子型磺化栲胶SMK：降粘剂、热稳定剂；腐植酸钾KHm：页岩抑制剂；羧甲基淀粉CMS：降失水剂(中低温地层，其加量高于PAC142)；复合离子型聚丙烯酸盐PAC141：增粘、絮凝、包被剂；乙烯基单元多体共聚物PAC142：降粘、降失水剂；氢氧化钠NaOH：酸碱度调节剂。
2.2 Q系低温地层护壁技术
0～700 m选用具有强包被粘土作用的PAC141为泥浆体系的主体聚合物。该井段的泥浆配方(质量比，%)；NV-I 4～5，CMS 1～2，PAC141 (3‰水溶液)0.5～0.8，NaOH 1～2，SMK 0.3～0.5，KHm 0.5。性能：密度1.05～1.10 kg/L，漏斗粘度40～80 s，API失水量8～10 mL/30 min，泥饼1.5 mm，pH值7～8.5，塑性粘度23 mPa*s，屈服值13.511 Pa，含砂量≤4%。
2.3 R系中高温地层护壁技术
700～2100 m采用具有较强抗剪切稀释作用的PAC142为泥浆体系的主体聚合物。该井段泥浆配方：NV-I 3～6，SMK 1～1.5，PAC142 (3‰水溶液)1～2，NaOH 1～1.5，CMS 0.8～1，KHm 0.5。性能：密度1.08～1.12 kg/L，漏斗粘度24～36 s，API失水量6～8 mL/30 min，泥饼0.5～1 mm，pH值7.5，塑性粘度19 mPa*s，屈服值10.743 Pa，含砂量≤2%。
2.4 现场维护
配浆后要连续进行维护，使其性能基本保持不变。需根据泥浆性能变化及时补充各种处理剂或新泥浆，提前2天配制PAC141∶CMS∶NaOH(1∶2∶1)、PAC142∶SMK∶NaOH(1∶1.5∶0.5)复合水溶液以备用，其加量根据现场试验确定，一般按下列技术措施进行维护。
2.4.1 泥浆大型处理
用井内泥浆、地面泥浆及新补充浆液进行配方试验，并按循环周期进行处理，按配方顺序加入处理剂量，并随时测试井口泵入及返出浆液的性能，掌握处理效果。
2.4.2 提高塑性粘度和切力
控制NV-I加量，保持泥浆悬浮与携带岩屑的能力，以防地热对井内泥浆产生增稠或固化现象，必须加入抗温、抗盐的结构增粘剂PAC-CMS-NaOH。
2.4.3 降低粘度和静切力
当泥浆失水量较低时，可直接加入清水处理，同时加入抗钙、抗盐、抗温的结构降粘剂PAC142-SMK-NaOH与抑制剂KHm，以防地热对井内泥浆中的-CONH2-、-OH-、Ca2+等起反应，从而改变粘土晶格表面的结构和带电情况，降低粘土活性。
2.4.4 降失水
随着钻井加深，地热对泥浆中各种粒子的热运动加剧，液相粘度降低，导致流动阻力减小，泥浆粘度下降，失水量上升，应用PAC142-SMK-NaOH复合水溶液效果更佳。
2.4.5 防塌
遇构造断层带时，增大CMS、KHm加量。
2.4.6 除砂
为了控制或清除泥浆中的岩屑，可加入PAC141高分子絮凝剂絮凝岩屑(一级除砂)，同时利用JSN-2B型泥浆净化机对泥浆中的无用固相进行净化(二级除砂)。
3 工艺技术效果
1989～1992年，我们在XFR1、XJR1、DR504、YDR 四口地热井施工中，使用PHP-CPAN双聚泥浆护壁钻进6745 m，平均台月效率512 m，时效2.44 m/h，纯钻时间利用率为36%，井内事故时间平均占6.3%，成井周期110～135天，单位进尺钻头费用58.5元/ m，泥浆成本为13.5元/m。1993年至今一直使用PAC泥浆实现长裸眼安全钻进，成井率达100%，水井出水量及井口水温稳定，水质洁净。特别是护壁工艺效果有了明显的提高，从而大大地提高了钻井效率，缩短了成井周期，平均每口井节约资金30余万元。
3.1 井壁稳定，成井周期短
PAC泥浆体系中的羧胺基、羟基、磺酸基等活性基团在热力学状态下，加速粘土微粒充分软化并附着井壁而形成润滑的泥饼，使井壁滑润稳定，便于维护管理，实现安全高效钻井。CGR3井成井井深2020 m，成井周期82天；WDR1井成井井深2105 m，成井周期89天；CFR1井成井井深2010 m，成井周期78天；CSR1井成井井深2015 m，成井周期92天。比XFR1、DR504井成井周期平均缩短65.8%，台月效率提高63.9%，时效提高47.5%，时间利用率提高69.9%，节约资金1000余万元。
3.2 动塑比变化小，牙轮钻头碎岩效率高
PAC泥浆的塑性粘度与动切力基本保持在比较稳定的状况下冲洗井底。一般情况下塑性粘度13～19 mPa*s，屈服值5.382～10.743 Pa，因此该泥浆在环空中流态稳定，有利于升举岩屑，增加钻具的润滑性，降低扭矩，减小摩擦阻力，使牙轮钻头在井底能够充分发挥水力效率，从而提高钻头的碎岩效率。据钻井资料统计，钢齿(楔形齿)与镶齿钻头在井深800～2100 m砂质泥岩、细砂、中粗砂互层中钻进的一组数据显示：夹角较小的楔形齿钻头最高钻速5.3 m/h，平均钻速2.2～4.6 m/h，钻头寿命130～460 m；夹角较大的楔形齿钻头最高钻速4.5 m/h，平均钻速1.4～3.2 m/h，钻头寿命80～290 m；镶齿钻头最高钻速3.1 m/h，平均钻速1.5～2.7 m/h，钻头寿命70～250 m。由此可见，在西安深部地热钻井中，浅层选用夹角较大的楔形齿钻头，深层选用夹角较小的楔形齿钻头，钢齿钻头比镶齿钻头更能充分发挥压碎、冲击、剪切碎岩效果，使钻头的单位成本降低64.1%，泥浆费用也随之降低16%。
3.3 热稳定性好，井内事故率低
泥浆性能稳定，循环流型变幅小，一般一个台班小剂量处理一次，10～15天全面调整一次即可。这充分表明，PAC泥浆中各种粒子的热运动较缓慢，粘土表面和处理剂亲水基团的水化作用维持时间长，因此PAC泥浆体系中的分子热运动能量较低，使泥浆长时间处于热力学稳定状态中冲洗井底，基本上杜绝了泥包钻头、粘卡钻具及岩屑沉积埋钻等井内事故的发生。XFR1井于井深1501.35 m、XJR1井于井深1760.70 m均因故钻具停留井内8～10 h，当提拉力达480～560 kN时，钻具仍一丝未动，经过9～13 h的振击、泡油才将钻柱的吸附力解除掉，顺利将钻具提出井外。CGR3井于井深1682.60 m、CSR1井于井深1735.40 m亦因钻机故障，钻具被迫静置井内9～16 h，当提拉力达350～450 kN(仅高于钻具质量8%～15%)时，钻柱就有活动量了，均用大泵量将岩屑返出井口，钻柱便可恢复自由旋转钻进状态，因此井内事故时间率下降39.7%。
3.4 固相含量低，水井质量高
由于粘土颗粒分散细化，泥浆的固相含量≤2%，水泵工作泵压＜3 MPa，因此泥浆中的固相颗粒堵塞破坏含水通道的影响小，并易于破壁和清洗，不污染含水层。XFR1、DR504、YDR、XJR1井破壁换浆时间为22～34 h，洗井16～24 h，井口出水量大、水温波动较大，水头损失大，抽水试验时间相对延长10～15天。而CGR3、WDR1、CFR1、CSR1四口超2000 m深井破壁换浆12～18 h，洗井14～20 h，井口出水量、水温均衡稳定，水头损失小。因此，水井交井优良率100%，且使用寿命长，从信息回访中得知38口地热井至今尚未出现水井质量问题。
此外，精细滤水管的制作工艺，优化洗井工艺和抽水试验工作，同样是不可忽略的重要环节。