摘要
随着深部油气、高温干热岩勘探与深地探测战略实施，钻井液长期处于高温高压恶劣环境，超高温高压下水基钻井液性能稳定性是超高温井钻探的一项关键技术。分析了超高温科学钻探工程钻井液面临的技术难题，提出了耐240 ℃超高温高密度水基钻井液配方的设计思路。采用单因素法，优选了耐240 ℃超高温高密度水基钻井液用关键处理剂。利用不同高温处理剂的协同增效作用，初步研发了一套抗温240 ℃、密度2.0 g/c
随着深部油气、高温干热岩资源勘探开发与深部科学钻探工程的实施，井筒内的温度和压力越来越高，钻井液将长期处于高温高压等恶劣环境
国外研发的钻井液处理剂和超高温水基钻井液技术抗温能力强。如Baker Hughes公司研制的抗高温降滤失剂Pyro-Trol和Kem Seal，可用于260 ℃高温地层；Chevron Phillips公司研制的抗高温増粘降滤失剂Driscal D和高温增粘剂HE300，抗温达240 ℃。在抗高温处理剂研究基础上，Schlumberger公司研发了抗温232 ℃的ENVIROTHERM NT钻井液，M-I SWACO公司研发了抗温260 ℃的DURATHERM钻井液。
国内也研制了一些新型抗高温处理剂和耐240 ℃超高温水基钻井液体系，并实施了一批高温井。例如，常晨
然而，现有抗高温增粘剂等处理剂抗温能力基本不超过240 ℃，且研发的超高温水基钻井液体系未进行长时间的高温老化模拟，其抗温能力与现场应用长时间高温静止工况有差距。目前，国内外已施工的高温井基本不超过240 ℃。
国内外典型超高温水基钻井液应用情况见
| 国家 | 钻井液名称 | 应用钻井 | 井深/m | 井底温度/℃ | 钻井液密度/(g·c |
|---|---|---|---|---|---|
| 前苏联 | 高温低密度聚合物钻井液 | 科拉半岛SG-3 | 12262 | 215 | - |
| 德国 | D-HT/HOE/Pyrodrill | KTB主孔 | 9101 | 约280 | ≤1.35 |
| 美国 | 分散褐煤-聚合物钻井液 | 密西西比海域 | 7178 | 213 | ≤2.09 |
| 低胶质DURATHERM | 路易斯安那州 | 6089 | 236 | ≤2.30 | |
| 日本 | G-500S高温水基钻井液 | “三岛”基地 | 6300 | 225 | - |
| 中国 | 超高温有机盐水基钻井液 | 青海油田碱探1井 | 6343 | 235 | ≤1.79 |
| 超高温高密度钻井液 | 顺南蓬1井 | 7661 | 207.4 | ≤1.80 | |
| 耐240 ℃高温水基钻井液 | 共和干热岩GR1井 | 3705 | 236 | ≤1.24 | |
| 超高温甲酸盐聚合物钻井液 | 松科2井 | 7018 | 241 | ≤1.50 | |
| 超高温水基钻井液 | 泌深1井 | 6005 | 236 | ≤1.30 | |
| 超高温高密度钻井液 | 胜科1井 | 7026 | 235 | ≤1.74 |
超高温科学钻探工程钻井液面临的技术难
（1）高温高压条件下钻井液的稳定性难以保证。实施超高温科学钻探工程，井内钻井液将长期处于200 ℃以上超高温高压环境，这将对钻井液的流变性能及护壁性能造成极其严重的破坏，如钻井液粘度急剧升高或降低，滤失量显著增大、泥皮变厚等，直接影响到岩粉的悬浮与携带、加重材料悬浮稳定、井内安全和施工成本
（2）高应力条件下井壁失稳问题。井筒越深，地应力越高，井壁岩石发生破坏的可能性也越大。在高地应力作用下，极易发生井壁坍塌、掉块、扩径和缩径等复杂情况，继而导致复杂井内事故。由高应力引起的复杂情况在前苏联科拉超深井和德国KTB主孔的施工中都有所体现，该项难题的解决也与钻井液密切相
（3）井下动力钻具的使用及取心钻进工艺，对钻井液性能要求更加严格。为保证高温井段井下动力钻具正常工作，要求超高温高压条件下钻井液仍应具有良好的流变性能和润滑性能。超深科学钻探工程的取心钻进，施工周期长，井壁裸眼时间也随之延长，井壁失稳风险显著增大，对钻井液的护壁性能要求更
针对超高温高密度水基钻井液存在的技术难题，开展耐240 ℃超高温高密度钻井液配方设计研究。设计耐240 ℃超高温高密度水基钻井液主要由抗盐粘土、高温降滤失剂、高温增粘剂、高温降粘剂、高温提切剂、高温防塌剂、高温封堵剂、高温润滑剂、高温乳化剂和加重材料等组成，各处理剂作用具体见
| 序号 | 处理剂类别 | 主要成分 | 作 用 |
|---|---|---|---|
| 1 | 抗盐粘土 | 海泡石 | 造浆材料，提高钻井液的粘度和悬浮能力 |
| 2 | 高温降滤失剂 | 褐煤树脂、磺酸盐共聚物 | 降低钻井液的滤失量 |
| 3 | 高温增粘剂 | 磺酸盐类共聚物 | 提高钻井液的粘度 |
| 4 | 高温降粘剂 | 磺化有机聚合物 | 调节钻井液的流变性能 |
| 5 | 高温提切剂 | 无机抗温材料 | 提高钻井液的切力和悬浮加重材料的能力 |
| 6 | 高温防塌剂 | 高软化点沥青 | 提高钻井液稳定井壁的能力 |
| 7 | 高温封堵剂 | 碳酸钙、矿物纤维等无机矿物 | 封堵微裂缝，提高井壁稳定性 |
| 8 | 高温润滑剂 | 白油等矿物油 | 提高钻井液的润滑性能 |
| 9 | 高温乳化剂 | 山梨醇油酸酯 | 对固相颗粒表面改性 |
| 10 | 有机/无机复合盐 | 氯化钠、甲酸盐 | 提高钻井液的密度 |
| 11 | 加重材料 | 重晶石 | 提高钻井液的密度 |
设计思路主要有：
（1）选用有机/无机复合盐和重晶石作为加重材料，降低钻井液中的固相含量，有利于超高温高压环境下钻井液的流变稳定性控制；
（2）选用抗温能力达240 ℃的高温增粘剂和高温降粘剂调控钻井液的流变性能；
（3）选用抗温能力强的高温降滤失剂、高温防塌剂和高温封堵剂，使耐240 ℃超高温高密度水基钻井液具有良好的降滤失性和护壁性能；
（4）选用抗温能力强的高温提切剂，提高耐240 ℃超高温高密度水基钻井液的切力和重晶石悬浮稳定性能；
（5）采用高温润滑剂和高温乳化剂对钻井液中固相颗粒进行表面改性，改善钻井液的流变性能。
由于钠基膨润土在盐水中分散性差，容易分层，影响造浆材料的性能。因此，开展抗盐粘土优选。收集了5种抗盐粘土，按照配方“淡水+20%甲酸钾+10%抗盐粘土”配制抗盐粘土基浆，采用六速旋转粘度计及中压滤失仪等仪器测试220 ℃高温老化前后钻井液的表观粘度及滤失量等性能，结果见
图1 不同抗盐粘土的表观粘度和滤失量测试结果
Fig.1 The results of apparent viscosity and filtration using different salt‑resistant clays
高温降滤失材料包括合成聚合物类、树脂类等。收集了4种高温降滤失剂样品，针对性开展了在甲酸盐钻井液中降滤失性能对比评价，具体优选实验方法为：按照配方“淡水+50%甲酸钾+6%抗盐粘土STC-4+3%不同高温降滤失剂”配制钻井液，采用六速旋转粘度计、中压滤失仪测试240 ℃高温老化16 h老化前后钻井液的流变性能及滤失量，再采用高温高压滤失仪测试老化后钻井液的180 ℃高温高压（HTHP）滤失量，结果见
| 材料名称 | 实验 条件 | 表观粘度/(mPa·s) | 塑性粘度/(mPa·s) | API滤失量/mL | HTHP滤失量/mL |
|---|---|---|---|---|---|
| 磺化褐煤SMC | 老化前 | 3 | 2 | 200 | - |
| 老化后 | 25 | 8 | 160 | 420 | |
| 褐煤树脂SPNH | 老化前 | 3.5 | 2 | 140 | - |
| 老化后 | 3.5 | 2 | 240 | 376 | |
| 酚醛树脂SMP-II | 老化前 | 3 | 2 | 120 | - |
| 老化后 | 9.5 | 5 | 280 | 452 | |
| 聚合物降滤失剂MSP | 老化前 | 18.5 | 17 | 5 | - |
| 老化后 | 14 | 13 | 8 | 78 | |
| 未加降滤失剂空白样 | 老化前 | 3 | 2 | 220 | - |
| 老化后 | 15 | 6 | 212 | 492 |
从
收集了4种高温增粘剂样品，具体优选实验方法为：按照配方“淡水+50%甲酸钾+4%抗盐粘土+2%不同高温增粘剂”配制钻井液，采用六速旋转粘度计、中压滤失仪测试240 ℃高温老化16 h老化前后钻井液的流变性能及滤失量，结果见
| 材料名称 | 实验 条件 | 表观粘度/(mPa·s) | 动切力/Pa | 动塑比/[Pa/(mPa·s)] | API滤失量/mL |
|---|---|---|---|---|---|
| 高温增粘剂GSP | 老化前 | 18.5 | 2.56 | 0.16 | 5.6 |
| 老化后 | 13.5 | 2.56 | 0.23 | 8.8 | |
| 高温增粘剂GSP-1 | 老化前 | 15 | 2.04 | 0.16 | 6 |
| 老化后 | 12.5 | 2.56 | 0.26 | 8 | |
| 高温增粘剂VIT | 老化前 | 43.5 | 17.89 | 0.69 | 9 |
| 老化后 | 29.5 | 5.62 | 0.23 | 23 | |
| 高温增粘剂GSO | 老化前 | 21 | 6.13 | 0.41 | 9 |
| 老化后 | 12 | 2.04 | 0.20 | 8.4 | |
| 未加増粘剂空白样 | 老化前 | 10 | 5.11 | 1.02 | 148 |
| 老化后 | 20.5 | 15.84 | 3.17 | 204 |
收集了3种高温降粘剂，具体优选实验方法为：按照配方“淡水+1%氢氧化钠+6%抗盐粘土STC-4+3%高温降滤失剂SPNH+3.5%聚合物降滤失剂MSP+2%SMC+2%高温防塌剂ASP+1.5%高温增粘剂VIT+13%高温封堵剂GFD+0.5%高温提切剂GMD+3%高温润滑剂HTE+0.5%乳化剂SEZ+80%有机/无机复合盐+重晶石（钻井液密度2.0 g/c
| 高温降粘剂 | 实验 条件 | θ6 | θ3 | 静切力/(Pa/Pa) | HTHP滤失量/mL |
|---|---|---|---|---|---|
| 硅氟降粘剂SF260 | 老化前 | 7 | 4 | 2/5 | - |
| 老化后 | 13 | 8 | 3.5/7.5 | 48 | |
| 磺化丹宁SMT | 老化前 | 24 | 17 | 7.5/23.5 | - |
| 老化后 | 10 | 9 | 4.5/8 | 62 | |
| 聚合物降粘剂PTH | 老化前 | 11 | 7 | 5/21 | - |
| 老化后 | 10 | 6 | 3.5/5.5 | 38 | |
| 未加降粘剂空白样 | 老化前 | 20 | 15 | 7/29 | - |
| 老化后 | 52 | 46 | 20/32.5 | 110 |
从
超高温高密度水基钻井液易发生加重材料沉淀问题，需要加入高温提切剂来提高钻井液悬浮加重材料的能力。收集了2种高温提切剂，具体优选实验方法为：按照配方“淡水+1%氢氧化钠+3%抗盐粘土STC-4+5%高温降滤失剂SPNH+1%聚合物降滤失剂MSP+5%SMC+2%高温防塌剂ASP+2%高温增粘剂VIT+8%高温封堵剂GFD+2%高温润滑剂HTE+0.5%乳化剂SEZ+50%甲酸钾+0.5%不同高温提切剂+重晶石（钻井液密度1.7g/c
| 提切剂 | 实验 条件 | 表观粘度/(mPa·s) | 动塑比/[Pa/(mPa·s)] | 静切力/(Pa/Pa) | 是否有重晶石沉淀 |
|---|---|---|---|---|---|
| 提切剂GGD | 老化前 | 109.5 | 0.28 | 2.5/7.5 | 否 |
| 老化后 | 73.5 | 0.15 | 2.5/6 | 是 | |
| 提切剂GMD | 老化前 | 106 | 0.30 | 4/9.5 | 否 |
| 老化后 | 98.5 | 0.21 | 6/9.5 | 否 | |
| 未加提切剂空白样 | 老化前 | 104 | 0.27 | 3.5/10.5 | 否 |
| 老化后 | 75.5 | 0.15 | 2.5/5.5 | 是 |
从
在前期优选的抗盐粘土STC-4、高温增粘剂VIT、高温降滤失剂MSP和SPNH、高温降粘剂PTH、高温提切剂GMD等关键处理剂的基础上，再复配高温防塌剂ASP、高温封堵剂GFD、高温润滑剂THE、乳化剂SEZ、有机/无机复合盐和重晶石配制超高温高密度水基钻井液。以考察钻井液经240 ℃老化16 h后的流变性、降滤失性和悬浮重晶石的能力为测试重点，开展抗温240 ℃、密度2.0 g/c
| 配方编号 | 具体配方 |
|---|---|
| 1 | 淡水+1%氢氧化钠+5%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+11%GFD+0.4%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 2 | 淡水+1%氢氧化钠+5%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+9%GFD+0.4%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 3 | 淡水+1%氢氧化钠+5%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+6%GFD+0.4%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+5%PTH+重晶石 |
| 4 | 淡水+1%氢氧化钠+3%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+6%GFD+0.4%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 5 | 淡水+1%氢氧化钠+5%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+6%GFD+0.4%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 6 | 淡水+1%氢氧化钠+4%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+6%GFD+0.3%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 7 | 淡水+1%氢氧化钠+4%STC-4+5%SPNH+3%MSP+2%ASP+6%GFD+0.3%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 8 | 淡水+1%氢氧化钠+4%STC-4+5%SPNH+3.5%MSP+2%ASP+5%GFD+0.3%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 9 | 淡水+1%氢氧化钠+4%STC-4+5%SPNH+2.5%MSP+2%ASP+6%GFD+0.3%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+8%PTH+重晶石 |
| 10 | 淡水+1%氢氧化钠+4%STC-4+5%SPNH+2.5%MSP+2%ASP+6%GFD+0.3%GMD+1.5%VIT+3%HTE+0.5%SEZ+80%有机/无机复合盐+5%PTH+重晶石 |
配方 编号 | 实验条件 | 表观粘度/(mPa·s) | 动塑比/[Pa/(mPa·s)] | 静切力/(Pa/Pa) | API滤失量 /mL | 180℃HTHP滤失量/mL | 备注 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 老化前 | >150 | - | 8.5/19.5 | 3.8 | - | - |
| 老化后 | 135.5 | 0.12 | 3/4.5 | 2 | 19 | ||
| 2 | 老化前 | >150 | - | 7.5/22 | 3.6 | - | - |
| 老化后 | >150 | - | 6/7.5 | 2 | 16 | ||
| 3 | 老化前 | >150 | - | 4/19.5 | 3.4 | - | - |
| 老化后 | >150 | - | 4/4.5 | 1.6 | 25 | ||
| 4 | 老化前 | >150 | - | 7/17.5 | 3.6 | - | 高温老化后出现重晶石沉淀 |
| 老化后 | 145 | 0.12 | 3/4.5 | 1.2 | 16 | ||
| 5 | 老化前 | >150 | - | 12.5/27.5 | 3.4 | - | - |
| 老化后 | >150 | - | 4/5.5 | 2 | 13 | ||
| 6 | 老化前 | >150 | - | 11/24 | 3.4 | - | - |
| 老化后 | >150 | - | 4/5.5 | 2 | 17 | ||
| 7 | 老化前 | 142 | 0.17 | 9/22.5 | 3.4 | - | - |
| 老化后 | >150 | - | 4.5/6 | 1.6 | 17 | ||
| 8 | 老化前 | >150 | - | 10/23 | 3.6 | - | - |
| 老化后 | >150 | - | 5/6.5 | 1.6 | 14 | ||
| 9 | 老化前 | 117.5 | 0.19 | 8/24 | 3.8 | - | - |
| 老化后 | 131.5 | 0.17 | 4/5 | 2 | 24 | ||
| 10 | 老化前 | 136.5 | 0.11 | 5.5/20 | 4 | - | - |
| 老化后 | 127 | 0.17 | 3.5/4.5 | 2.8 | 20 |
备注：表观粘度>150 mPa·s是指六速旋转粘度计测试时钻井液的600转读数超过300量程。
从
最终，初步优选出一套耐240 ℃超高温高密度水基钻井液配方（密度2.0 g/c
（1）针对超高温高密度水基钻井液技术难点，优选出抗盐粘土STC-4、高温增粘剂VIT、高温降滤失剂MSP和SPNH、高温降粘剂PTH、高温提切剂GMD等耐240 ℃超高温高密度水基钻井液用关键处理剂。
（2）通过大量的水基钻井液配方优化研究，初步研发了一套抗温240 ℃、密度2.0 g/c
（3）耐240 ℃超高温高密度水基钻井液具有良好的流变性、降滤失性和悬浮重晶石能力。经240 ℃老化16 h后，钻井液的表观粘度变化率<30%，API滤失量<3 mL，180 ℃HTHP滤失量≤24 mL。但是，还需要进一步深入研究，评价该最佳配方的钻井液在240 ℃老化不同时间后的性能变化。
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