杨文权 ，张宇，程智 ，罗仁文，何勇波，王东明，肖飞 ，薛莉

（1.渤海钻探工程有限公司，天津300452；2.渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，天津300452 3. 华北油田公司勘探事业部，河北任丘062550；4.渤海钻探库尔勒分公司，新疆库尔勒841000）

华北油田杨税务区块安X井奥陶系潜山取得高产油气流重大发现，实现了冀中北部奥陶系深潜山勘探的新突破。低固相超高温钻井液技术在安探4X井首次成功应用后，为了保证勘探部署的顺利实施，需对配套的超高温钻井液技术继续进行升级优化。杨税务区块潜山地层岩性主要为灰岩、泥岩，由于地温梯度高（2.91 ℃/100 m），井底预测最高温度在210～230 ℃之间，裸眼段长度普遍在1000 m以上[1-4]，为应对可能遇到的泥岩导致的井壁失稳问题，钻井液不仅要保证高温条件下具有良好的携岩效果，而且需要控制高温高压滤失量，保证钻井液的护壁防塌能力。

1 室内研究

针对现场钻井需求，钻井液配方优化的基本思路为，首先确定膨润土的最优加量，然后优选合适的高温保护剂，在此基础上，研选抗高温增黏降滤失剂和抗高温防塌剂构建形成体系配方。与高密度钻井液表现不同的是，低密度钻井液在高温条件下对膨润土容量限制更宽，同时要求增黏降滤失剂在高温下不但能够有效地控制高温高压滤失量，而且具有较高的黏度和切力，有利于井下岩屑的携带。

1.1 膨润土含量的确定

膨润土的含量是超高温下钻井液性能调整的关键因素。高密度钻井液在超高温条件下，要求严格控制膨润土的含量，一般超过200 ℃，为了保持钻井液性能的稳定，尽量控制膨润土含量在2.0%左右，避免钻井液高温增稠，流变性失控。而根据安探4X井室内实验，低密度钻井液与之不同的是，具有更宽的膨润土使用范围，含量在3.5%左右，最高不超过4%。[7]因此，针对材料替代后的配方，室内对不同膨润土含量的钻井液性能进行了评价，钻井液配方如下，实验结果见表1。

（3%～4.5%）膨润土浆+0.2%NaOH+2%石油树脂类+1%高温保护剂+1%降滤失剂BH-HFL+1%纳米防塌剂BH-RDJ，石灰石加重到1.15 g/cm3

表1 不同膨润土含量的钻井液性能

从表1可以发现，随着膨润土加量的增加，当膨润土含量在4%以内时，钻井液高温老化后的流变性具有较合理的性能，当膨润土含量增加到4.5%时，钻井液的动切力在高温老化后具有较高的数值，说明钻井液体系出现了一定程度的高温增稠现象。因此，确定优化后的钻井液配方严格控制膨润土含量在4%。

1.2 高温保护剂含量的确定

高温保护剂的加入可以提升钻井液的抗温效果，一方面其中的表面活性剂成分与聚合物的相互作用增加聚合物分子上的亲水基团，克服高温去水化作用和取代基脱落造成的分子亲水性的不足；另一方面，是因为钻井液中含有大量的胶体颗粒，高温保护剂在颗粒表面的吸附阻止了高温导致的聚合物分子不可逆卷曲现象的发生[8-9]。不同高温保护剂含量下的钻井液性能见表2。

评价配方：4%膨润土浆+0.2%NaOH+2%石油树脂类+（0～3%）高温保护剂+1%增黏降滤失剂BH-HFL+1%纳米润滑防塌剂BH-RDJ，石灰石加重到1.15 g/cm3

表2 不同高温保护剂含量的钻井液性能

由表2可以看出，未加高温保护剂时，钻井液高温老化后表观黏度下降降幅达58.7%，中压滤失量达7.6 mL，加入高温保护剂后，钻井液表观黏度下降趋势减缓，降幅在45%左右，中压滤失量在1%表面活性剂的加量时即降至4.6 mL，中压滤失量得到有效控制，这是由于高温保护剂在一定程度上阻止了高温导致的钻井液聚合物分子链的不可逆卷曲及断链。在加入3%高温保护剂后，钻井液高温老化后动切力出现了下降。因此，确定优化后的钻井液配方控制高温保护剂含量在2%左右，最高不超过3%。

1.3 增黏降滤失剂的优选

通常降滤失剂均为合成聚合物或天然改性高分子，在高温下易发生分子链断裂而降解，失去降滤失功能[10-13]。要提高降滤失剂的抗温性能，需要通过分子结构优化设计，提高其抗温性能，室内优选了一种以AMPS等抗高温单体为主要原料合成的聚合物BH-HFL作为降滤失剂，该聚合物以AMPS等抗高温单体为主要原料合成，AMPS作为带有磺酸基团的乙烯基单体，具有良好的热稳定性，可以有效提高聚合物抗温能力，并评价了其含量对高温下钻井液流变性的影响，结果见表3。

评价配方：4%膨润土浆+0.2%NaOH+2%石油树脂类+2%高温保护剂+（0～3%）增黏降滤失剂BH-HFL+1%纳米润滑防塌剂BH-RDJ，石灰石加重到1.15 g/cm3

表3 不同降滤失剂含量的钻井液性能

通过表3可以发现，加入优选的增黏降滤失剂后，高温老化后钻井液的滤失量有了明显下降，230 ℃下的滤失量由未添加降滤失剂的9.6 mL降至4.2 mL，同时流变性也维持在合理的范围内，表明钻井液的抗温能力得到了明显提升，增黏降滤失剂加量在2%时，有着较好的切力，保证了钻井液的携岩能力。因此，确定优化后的钻井液配方控制增黏降滤失剂含量在2%。

1.4 防塌剂含量的确定

目前防塌剂主要通过提高钻井液的抑制性和封堵能力的方法稳定井壁[14-15]。选用以热稳定性较强的刚性芳环为骨架的封堵型防塌剂，室内优选了一种纳米润滑防塌剂BH-RDJ，该防塌剂以热稳定性较强的刚性芳环为骨架，并评价了其含量对高温下钻井液流变性的影响，结果见表4。

评价配方：4%膨润土浆+0.2%NaOH+2%石油树脂类+2%高温保护剂+2%增黏降滤失剂BHHFL+（0～3%）纳米润滑防塌剂BH-RDJ，石灰石加重到1.15 g/cm3

表4 不同防塌剂含量的钻井液性能

通过表4可知，加入优选的纳米润滑防塌剂后，可以在近井壁形成一层致密承压封堵层，高温老化后钻井液的滤失量进一步下降，230 ℃下的滤失量可降至4.0 mL，同时流变性稳定性好，维持在合理的范围内，表明钻井液的抗温能力得到明显提升，纳米润滑防塌剂加量在2%时，有着较好的流变性及切力，保证了钻井液的携岩能力。因此确定优化后的钻井液配方控制纳米润滑防塌剂含量在2%。

1.5 体系配方的确定

杨税务区块潜山深井，以安X井为例，在井深6000 m以后，预计井底温度达到200 ℃以上，钻进至井深6300 m以后预计井底温度达到230 ℃以上，在关键处理剂优化基础上，确定配方如下。

4%膨润土+0.2%NaOH+2%石油树脂类降滤失剂+2%高温保护剂+2%增黏降滤失剂BHHFL+2%纳米润滑防塌剂BH-RDJ

表5为从安X井现场取样的评价数据，可以发现，优化后的钻井液经过220 ℃高温老化后流变性几乎不变，同时很好地控制了高温高压滤失量，在230 ℃的情况下也保持了较好的流变性，同时滤失量也控制在较低的范围，能够满足高温钻进需求。

表5 抗温230 ℃钻井液的配方评价（密度为1.16 g/cm3）

为了进一步验证该配方的抗温性能，采用高温高压流变仪 （OFITE1100型）测试了体系配方在高温状态下的流变性，结果见表6。由表6可以看出，该配方的流变性虽然随着温度的升高逐步下降，但下降趋势整体稳定，保持了较好的初终切及动切力，在180 ℃的情况下该钻井液体系稳定。为进一步评价其抗温性能，进行了220 ℃高温流变性评价，结果见表7。

表6 抗温230 ℃钻井液的高温流变性

对比2组评价数据，可以看出，2组评价实验数据重复性好，进一步表明该配方抗温性能稳定，且能保持较好的初终切力及动切力，同时，由表7可以看出，整体性能无突然变化，动切力在220 ℃下由2.3 Pa上升至4.5 Pa，表明在220 ℃左右，抗温材料的效果有了进一步发挥，这可能是由于抗温材料的耐热分子结构在高温下才充分舒展，发挥作用，表明该钻井液配方在高温下整体稳定，可以保持正常的维护周期，现场应用中不会出现性能一步恶化的现象。

表7 抗温220 ℃钻井液配方的高温流变性

2 现场应用情况

目前，该钻井液体系已在杨税务区块应用7井次，大幅提升了钻井液的抗高温性能和高温下的悬浮携砂效果，钻井液体系在高温条件下具有良好的流变稳定性，保证了井下作业的正常进行。应用井次见表8。

表8 抗230 ℃钻井液的应用井次

现场应用中，井温接近180 ℃时，逐步增加抗温钻井液材料的用量，以胶液形式调整钻井液，同时保持膨润土含量4%。杨税务区块潜山井钻进过程中，钻井液性能稳定，携砂效果好，井壁稳定，起下钻无挂阻。由表8可以看出，杨税务区块钻进至井深6000 m左右时，井底温度普遍达到200 ℃，由于井底温度过高，原钻井液配方材料在高温作用下效果逐渐变差，动切力出现了明显下降，降幅在25%以上，最高达38.5%，表明钻井液悬浮岩屑能力逐渐降低，难以满足下步钻井需要。

随着抗温230 ℃材料的逐步加入，钻井液的切力、动切力、高温高压滤失量逐渐恢复，动塑比也维持在合理范围，表明经过抗温230 ℃配方初步调整后，钻井液具备了足够的抗温能力，其中安X-3井在井深6300 m之后，井底温度接近230 ℃，动切力达到16 Pa（见图1），表明体系仍保持着足够的抗温能力。

图1 杨税务部分井钻井液的动切力变化

3 结论及认识

1.通过室内实验，确定了合适的抗温钻井液膨润土，高温保护剂以及增黏降滤失剂和纳米润滑防塌剂的含量，最终确定了抗230℃的钻井液体系配方，大幅提升了钻井液的抗高温性能和高温下的悬浮携砂效果。

2.该钻井液配方室内评价在常温及高温下整体稳定，拥有较好的流变性、动切力及较低的失水。

3.该钻井液体系已在杨税务区块应用7井次，钻井液体系在高温条件下具有良好的流变稳定性，保证了该区块井下作业的正常进行。