本发明涉及一种复配型海相天然气水合物储藏钻井液，具体涉及天然气水合物开采领域。
背景技术：
：自然界中的天然气水合物主要分布在大陆边缘的海洋深水区和陆上永冻地区，前者占己发现数量的绝大多数。天然气水合物是很有潜力的替代能源之一，对天然气水合物的研究是当代地球科学和能源工业发展研究的一大热点。海底沉积层蕴藏有大量的天然气水合物，要对赋藏在地下一定深处的天然气水合物进行勘探和开发，钻井是必不可少的重要手段。天然气水合物的相平衡性质决定了此类地层钻井与一般油气地层钻井有很大不同，也导致这类地层钻井面临更加复杂的井内问题，目前天然气水合物钻井液的主要问题有以下几点：(1)天然气水合物地层中钻进时，由于储层井壁和井底附近地层应力会释放，地层压力降低；以及钻头切削岩石、井底钻具与井壁及岩心的摩擦都会产生大量的热能，使水合物稳定存在的温度压力条件被破坏；从而引发水合物的分解，造成井壁失稳，对钻井作业造成不利影响。(2)钻井液侵入以及水合物的分解会不同程度导致地层孔隙压力增大，孔隙压力增加使得保持井壁稳定所需钻井液密度也相应增大，这不仅严重影响钻速，而且增加井壁渗透，使井周的孔隙压力增大，从而进一步降低井壁的稳定性，形成恶性循环。(3)钻井过程中由于进入地层中的钻井液滤液以及地层中水合物分解产生的水，导致地层含水量逐渐增大。当地层含水量过高时，会使水合物地层骨架水化加剧，导致井壁更加不稳。并且，水合物分解还会使地层的渗透性增大，钻井液向井壁渗透产生渗透压力，使地层的坍塌压力提高，破裂压力降低，使井壁更易坍塌与压裂，降低了井壁稳定性。(4)对于海底天然气水合物储藏，天然气水合物储藏在钻井过程中，水合物的分解使储藏土体中的超静空隙压力迅速升高，从而可能引发海底滑坡或者海底地基失稳，进而可能引起钻孔、钻井平台、海底管道等设施的破坏。中国专利文献公开号cn103146364b，
专利名称：为《一种强抑制水基钻井液》，由水100份，聚胺抑制剂0.2-4份，包被抑制剂0.1-1份，水合物抑制剂10-25份，增粘剂0.1-1份，降滤失剂0.5-5份，和液体润滑剂0.5-3份组成。该钻井液可抑制深水浅部地层井壁失稳，可解决深水钻井中水合物的生成问题，可适用于3000m水深的钻井作业中。中国专利文献公开号cn104531106a，
专利名称：为《一种高效水合物抑制性环保钻井液》，由水、膨润土、季胺盐型双子表面活性剂、无机盐、羧甲基淀粉钠、阳离子聚丙烯酰胺、固体防塌润滑剂gfrh组成，可用于陆地或海洋的油气资源开采，有效抑制水合物的生成，并且钻井液组分对环境危害小，具有高效、环保等优点。中国专利文献公开号cn105018052a，
专利名称：为《一种低固相低温聚合物钻井液》，包含基础液和处理剂，其中基础液以钠基膨润土与氯化钠溶液进行复配；处理剂为磺化物阳离子交换树脂与多聚糖作为流型调节剂进行复配。该钻井液在低温条件下分解抑制性强、流变性能好、失水量低。上述钻井液对天然气水合物储藏钻井均有一定的效果，但均未考虑使用复配型水合物抑制剂。要确保天然气水合物地层钻井安全顺利地进行，就必须采取措施对井内温度和压力进行严格控制，利用具有良好低温性能的钻井液尽可能控制并降低水合物的分解程度，以保持井壁稳定和井内安全，因此在上述基础上，本发明提出一种复配型海相天然气水合物储藏钻井液。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种复配型海相天然气水合物储藏钻井液，本发明钻井液包括以下组分：甲酸钠、氯化钠、乙二醇、低粘度羧甲基纤维素lv-cmc、聚丙烯酸钾、黄原胶、聚乙烯吡咯烷酮k90、聚氧化乙烯、丙二醇单甲醚以及配制水，可用于海相天然气水合物储藏钻井使用，具有无固相、耐低温的作用，钻井液中通过加入动力学抑制剂与增效剂复配，具有较强的水合物生成抑制效果，并且钻井液组分对环境危害小，具有高效、环保、原料廉价易得等优点。为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案。一种复配型海相天然气水合物储藏钻井液，其特征在于，所述钻井液包括以下组分：甲酸钠质量比为2.8％-3.2％、氯化钠质量比为9％-11％、乙二醇质量比为14％-16％、低粘度羧甲基纤维素lv-cmc质量比为1.8％-2.2％、聚丙烯酸钾质量比为1.8％-2.2％、黄原胶质量比为0.4％-0.6％、聚乙烯吡咯烷酮k90质量比为0.8％-1.2％、聚氧化乙烯质量比为0.8％-1.2％、丙二醇单甲醚质量比为0.8％-1.2％，余下组分为配制水。优选地，所述钻井液包括以下组分：甲酸钠质量比为3％、氯化钠质量比为10％、乙二醇质量比为15％、低粘度羧甲基纤维素lv-cmc质量比为2％、聚丙烯酸钾质量比为2％、黄原胶质量比为0.5％、聚乙烯吡咯烷酮k90质量比为1％、聚氧化乙烯质量比为1％、丙二醇单甲醚质量比为1％，余下组分为配制水。上述钻井液中，所述甲酸钠作为钻井液主剂、增稠剂、防塌剂，易生物降解，且无毒，对环境无污染，具有极强的页岩抑制能力，并能减轻地层渗漏的程度，适度防止井漏，可保证钻井过程中的井壁稳定，减少井下事故发生。上述钻井液中，所述氯化钠作为热力学抑制剂，并作为抗低温剂，降低钻井液的凝固温度。上述钻井液中，所述乙二醇作为抗低温剂、动力学抑制剂增效剂；乙二醇是一种二元醇，具有较强的氢键形成能力，与水混合后，可以与水形成稳固的氢键，可以大幅度降低溶液的冰点。上述钻井液中，所述低粘度羧甲基纤维素lv-cmc作为增稠剂、防塌剂使用。上述钻井液中，所述聚丙烯酸钾作为防塌剂使用。上述钻井液中，所述黄原胶作为塑流剂使用，可调节钻井液的流型。上述钻井液中，所述聚乙烯吡咯烷酮k90作为动力学抑制剂使用，并且聚氧化乙烯、丙二醇单甲醚作为动力学抑制剂增效剂，复配动力学抑制剂的抑制效果较单独使用动力学抑制剂时有明显提高。上述钻井液中，所述配制水为常规水源水，例如河水、井水及经过滤的海水等；钻井液配制方法为常规钻井液配制方法。所述钻井液使用中，可在钻井平台配备相应的钻井液冷却设备，用于控制钻井液低温；可在钻井平台配备相应的固控设备，用于将分散到钻井液中的黏土颗粒除去，达到降低固相的作用。所述钻井液使用中，在起下钻、更换钻头及测井时，可根据需要向钻井液中加入重晶石来提高钻井液密度，用于抑制水合物分解，防止井喷，可调节钻井液密度至1.2-2.0g/cm3，后续钻井时通过地面循环设备将重晶石取出，使钻井液恢复初始密度。所述钻井液使用中，如遇盐膏层、泥页岩易垮塌地层，可向钻井液体系中加入氯化钙溶液。所述钻井液使用中，可根据实际储藏需要加入碱度控制剂来调节ph值在9-10之间。本发明相对于现有技术其优点在于：1、本发明使用甲酸钠作为钻井液主剂，且为无固相钻井液，具有良好的流变性以及较强的页岩抑制能力，能减轻地层渗漏的程度，并能够较为充分地携带和悬排钻屑，可有效减少和防止钻屑的重复破碎。2、本发明钻井液可解决天然气水合物储藏钻井过程中水合物生成问题，可防止在钻井过程中形成水合物造成的卡钻，防喷器及导管堵塞等安全事故。3、本发明钻井液具有良好的低温稳定性，通过控制钻井液保持低温状态，可防止天然气水合物储藏钻井过程中钻孔底部位水合物的大量分解，可避免引发孔径严重扩大、井喷、井塌、套管变形和地面沉降等事故。4、本发明钻井液对储层造成的损害小，有利于在钻进过程中发现和保护天然气水合物产层。该钻井液具有无固相、低密度的特点，因此，在钻进过程中可实现近平衡甚至是欠平衡压力钻进，可有效降低固相对地层的侵入，从而有利于降低对天然气水合物储层的损害。5、本发明钻井液采用复配型水合物抑制剂，通过动力学抑制剂与增效剂复配，其水合物生成抑制效果较单独使用动力学抑制剂有明显的提升，对于海相天然气水合物储藏，可减少水合物的分解，从而减少引发海底滑坡或者海底地基失稳的几率。具体实施方式下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。下述实施例中使用的甲酸钠为德州润昕实验仪器有限公司生产，分析纯；氯化钠为天津市鼎盛鑫化工有限公司生产，分析纯；乙二醇为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；低粘度羧甲基纤维素lv-cmc为任丘市诚亿化工有限公司生产；聚丙烯酸钾为河北燕兴化工有限公司生产；黄原胶为任丘市诚亿化工有限公司生产；聚乙烯吡咯烷酮k90为河南博爱新开源制药有限公司所生产，分析纯；聚氧化乙烯为美国陶氏化学公司生产，分析纯；丙二醇单甲醚为美国陶氏化学公司生产，分析纯；甲烷气体来自武汉华星工业技术有限公司，纯度99.9％。在下述实施例中，各名词缩写符号、单位对应关系如下：温度，简写为t，单位摄氏度；表观粘度，简写av，单位mpa.s；塑性粘度，简写为pv，单位mpa.s；动切力，简写为yp，单位pa；滤失量，简写为fl，单位为ml。实施例一，钻井液中各组分含量为：甲酸钠质量比为2.8％、氯化钠质量比为9％、乙二醇质量比为14％、低粘度羧甲基纤维素lv-cmc质量比为1.8％、聚丙烯酸钾质量比为1.8％、黄原胶质量比为0.4％、聚乙烯吡咯烷酮k90质量比为0.8％、聚氧化乙烯质量比为0.8％、丙二醇单甲醚质量比为0.8％，余下组分为配制水。实施例二，钻井液中各组分含量为：甲酸钠质量比为3％、氯化钠质量比为10％、乙二醇质量比为15％、低粘度羧甲基纤维素lv-cmc质量比为2％、聚丙烯酸钾质量比为2％、黄原胶质量比为0.5％、聚乙烯吡咯烷酮k90质量比为1％、聚氧化乙烯质量比为1％、丙二醇单甲醚质量比为1％，余下组分为配制水。实施例三，钻井液中各组分含量为：甲酸钠质量比为3.2％、氯化钠质量比为11％、乙二醇质量比为16％、低粘度羧甲基纤维素lv-cmc质量比为2.2％、聚丙烯酸钾质量比为2.2％、黄原胶质量比为0.6％、聚乙烯吡咯烷酮k90质量比为1.2％、聚氧化乙烯质量比为1.2％、丙二醇单甲醚质量比为1.2％，余下组分为配制水。上述实施例一、二、三钻井液配置方法为常规钻井液配置方法，通过以下实验方法对其进行评价：1钻井液页岩水化抑制性评价对钻井液进行相关性能的室内评价时，抑制性评价实验是其中的一个重要组成部分，本发明采用泥页岩膨胀抑制实验进行测试，具体实验数据如表1所示。表1水化抑制性评价数据由表1可以看出，在相同条件下，实施例一、二、三钻井液体系对页岩膨胀的抑制能力非常明显。其中，初始2小时线膨胀百分率仅为3.3％、3.2％、3.1％，而实验结束时，16小时的线膨胀百分率仅为7.6％、7.4％、7.2％，而相对比的清水相为40.3％；实验过程中，清水中的页岩膨胀百分率随着时间的推移呈大幅度增长的趋势，而在实施例钻井液中页岩膨胀百分率的变化却比较平稳，待实验进行到16h时，页岩的膨胀率变化较小，膨胀率变化逐渐趋于平缓。由此可见，该钻井液体系能显著降低泥页岩的水化膨胀量，可以有效地防止地层因水化而造成的井壁不稳定。2钻井液低温流变性评价海底含水合物地层温度一般为0℃-4℃，以分解抑制法钻进水合物地层，常通过降低钻井液的温度来抑制水合物的分解，所以要求钻井液温度低于地层温度，并具有良好的低温性能。在钻井液低温流变性的实验中，首先在高低温试验箱中冷却钻井液至某一恒定的温度。当钻井液的温度降低至实验所需要的某一恒定温度时，在此温度下继续进行1小时的冷却。期间，每15分钟用玻璃棒匀速搅动钻井液两分钟，使钻井液内部的温度保持均匀分布，然后在此温度下通过六速电动旋转粘度计来测试钻井液的流变性参数。待流变性测试完毕之后，迅速用比重计测试钻井液的密度，之后立即测试钻井液的滤失量。最终测量包括10℃、5℃、0℃、-5℃、-10℃条件下钻井液流变性的变化情况。实验测试了钻井液在5个不同温度的性质，实验结果如下表。表2实施例一钻井液在不同温度下的流变性表3实施例二钻井液在不同温度下的流变性t(℃)ρ(g/cm3)gel(pa/pa)pv(mpa.s)yp(pa)fl(ml)101.151.5/220.47.76.651.161.5/222.37.96.101.172/2.524.18.25.9-51.172/2.526.28.85.7-101.172/2.528.49.35.4表4实施例三钻井液在不同温度下的流变性t(℃)ρ(g/cm3)gel(pa/pa)pv(mpa.s)yp(pa)fl(ml)101.161.5/221.47.96.551.171.5/223.28.26.101.182/2.524.38.55.8-51.182/2.526.68.95.7-101.182/2.529.79.55.3从表2-4可知，随着温度降低，钻井液的塑性粘度和切力增加，但变化不大，都在可接受的范围内。此外，钻井液动塑比较高，有利于携带岩屑，清洁井眼，滤失量随温度降低而降低。所配置的钻井液在低温条件下流变性和稳定性较好。3甲烷水合物生成抑制评价在钻井液的水合物生成抑制性能评价方面，本发明在高压反应釜内通过采集试验过程中温度、压力等参数的变化，并结合可视化窗口的直接观察进行；实验测试方法为：首先把配制好的一定体积的钻井液放入反应釜中，通入甲烷气体，设置好高压低温试验环境，切断气源，打开数据采集软件，观察反应釜内的温压变化，对采集到的温度压力数据进行保存，在实验过程中，为了模拟钻柱转动，控制搅拌速度为200r/min，在存在扰动的条件下测试本发明钻井液的水合物抑制效果。深水钻井过程中，钻井液从井底到钻井平台循环周期大约为2-4h，根据api标准以及通用实验方法，在模拟一定水深海底的温度和压力条件下，含有水合物抑制剂的钻井液在16h内无水合物生成，即说明该钻井液可满足深水钻井对水合物抑制性的要求，实验温度选择2℃、-5℃、-10℃，压力选择5mpa、10mpa、15mpa，搅拌速度为200r/min，实验时间选择16h。对比例1将去离子水装入天然气水合物抑制性评价实验装置的反应釜中，模拟500m深度钻井环境，即实验压力为5mpa，实验温度为2℃，搅拌速度为200r/min，反应釜中水合物的生成时间为1.7h。对比例2将氯化钠配置成质量百分数为10％的水溶液，装入天然气水合物抑制性评价实验装置的反应釜中，模拟1500m深度钻井环境，即实验压力为15mpa，实验温度为2℃，搅拌速度200r/min，反应釜中水合物的生成时间为3.2h。表5水合物生成抑制数据表编号初始压力(mpa)最终压力(mpa)压力降(mpa)温度(℃)实施例一54.820.182实施例一109.730.27-5实施例一1514.610.39-10实施例二54.830.172实施例二109.740.26-5实施例二1514.620.38-10实施例三54.840.162实施例三109.750.25-5实施例三1514.630.37-10结果表明：在实施例一、二、三钻井液体系实验过程中，反应釜内压力和温度在16小时的反应时间内没有发生明显的变化，其压力曲线一直较为平稳，开盖后溶解在内的气体顷刻间放出，未观察到水合物的生成，据此可知，本发明钻井液体系能够在动态环境中很好地抑制水合物的生成。4抗污染能力评价测试钻井液抗污染能力：在钻井液中加入一定量的膨润土(4％，8％)养护72h后测试其性能，评价抗污染能力，测试温度为5℃，结果见下表。表6实施例一钻井液体系抗污染能力评价配方ρ(g/cm3)gel(pa/pa)pv(mpa.s)yp(pa)fl(ml)实施例一1.141.5/221.48.16.3实施例一+4％膨润土1.182/2.522.18.65.6实施例一+8％膨润土1.212.5/325.39.84.9表7实施例二钻井液体系抗污染能力评价配方ρ(g/cm3)gel(pa/pa)pv(mpa.s)yp(pa)fl(ml)实施例二1.161.5/222.37.96.1实施例二+4％膨润土1.192/2.524.78.75.5实施例二+8％膨润土1.222.5/326.69.94.8表8实施例三钻井液体系抗污染能力评价由表6-8可以看出，钻井液中加入4％和8％膨润土后，钻井液的粘度和切力有所上升，但变化幅度不大，表明该钻井液抗污染能力较强。5回收率评价通过滚动分散实验测试钻井液的回收率，以某区块海底岩屑作为测试对象，在80℃下热滚16h，用孔径为0.45mm的筛回收，实验数据如下表。表9不同体系滚动回收率对比体系一次回收率(％)二次回收率(％)实施例一90.389.4实施例二90.589.6实施例三90.890.0从表9可以看出，钻井液体系的回收率较高，一次和二次回收率均达到90％左右，岩屑一次回收率反应钻井液化学抑制性强弱，二次回收率反应经过钻井液浸泡后的岩屑在清水中的分散性，分散性越小说明岩屑被抑制作用越强，井壁更趋于稳定。6润滑性测试利用钻井液极压润滑仪，测试了本发明钻井液的极压润滑系数，结果表明三个实施例的极压润滑系数分别为0.0913、0.0927、0.0933，均在0.1以内，表明本发明钻井液具有良好的润滑性。当前第1页12