李雄，董晓强，金军斌，杨小华

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

0 引言

在深部地层钻进过程中，经常钻遇高温高压地层，越来越多油气井使用高温、高密度钻井液施工。如国外的美国、北海，国内的大庆徐家围子地区、南海莺琼盆地等地区[1-2]。国内采用高温或高密度钻井液施工的井数逐渐增多。高温钻井液应用的代表井有泌深1 井[3]（236 ℃）、胜科1 井[4]（235 ℃）、徐闻X3 井[5]（211 ℃）；高密度钻井液应用的代表井有官深1 井[6]（重晶石加重，2.87 g/cm3）等。应用温度和密度都高的钻井液体系，国内鲜有实际应用报道。

大量钻井实践表明，采用重晶石加重的高密度钻井液在高温下普遍存在流变性能调控难、高温高压滤失量大、固相加重材料沉降等难题。在钻井现场，高温高密度钻井液容易出现“加重增稠 — 处理降黏 — 加重材料沉降（引发井下复杂，同时使钻井液密度降低）— 再次加重”的恶性循环，钻井液的流变性能和高温沉降稳定性能难以兼顾。此外，处理剂高温降解失效是导致钻井液的高温高压滤失量增大和流变性能变化的主要原因之一。

随着我国油气资源勘探向深部地层挺进，性能优良、高温沉降稳定性能突出的超高温高密度钻井液体系对深部超高温高压地层安全钻进、提速提效有着极其重要的意义[7]。

1 设计思路

超高温高密度钻井液体系多应用于高温和高压地层环境，这类地层多数通过井身结构设计为独立开次，因此设计钻井液体系时要考虑的要素相对较少。主要围绕超高温高密度钻井液的流变性能、滤失性能和高温沉降稳定性能的调控难题，进行体系设计及评价。

1）超高温对膨润土、处理剂和膨润土-处理剂相互作用都会产生影响，主要表现为钻井液pH值降低、处理剂降解加速和黏土的高温分散、高温聚结、高温钝化现象，进而影响钻井液滤失量增大、黏度上升或下降、沉降稳定性变差等。可在体系中引入超高温封堵降滤失剂，维持体系较低黏度、切力和滤失量，提高抗温能力。

2）采用重晶石加重的高密度钻井液固相含量高，一方面需要体系的黏度、切力足够悬浮重晶石以维持密度、防止沉降引发井下复杂及事故，另一方面需要体系的流变参数尽量低以利于施工和保证井下安全。可在体系中引入高密度分散剂，维持钻井液高温沉降稳定性能和流变性能的平衡。

3）超高温高密度钻井液体系多应用于深井、超深井，钻具在井下的摩阻不可小觑。可在体系中引入高效润滑剂，提高其润滑、防卡性能。

此外，在体系中引入适量的高温稳定剂，对膨润土颗粒护胶，可提高其高温稳定性。引入适量的无机盐，维持膨润土颗粒适度分散，有利于流变性能调控。维持体系pH 值在合理水平，有利于处理剂发挥更高效的作用。

2 配方与性能评价

2.1 核心处理剂研发

2.1.1 超高温封堵降滤失剂

利用Materials Studio 软件进行分子结构设计，在分子中引入环状结构、链烷基磺酸基及含可反应的活性点树枝状交联结构。通过接枝共聚和微交联工艺，合成出了具有可溶胀封堵和抗高温吸附作用的超高温封堵降滤失剂（SMPFL-UP）。分子结构中，交联聚合物形成的体型溶胀微区充当封堵粒子，微区周围的线型聚合物分子发挥水溶性和吸附性的作用（见图1）。SMPFL-UP 与各种阴离子型、阳离子型和两性复合离子型钻井液处理剂配伍性好、环境友好，用量少，作用时间长，维护处理方便。与常用的聚合物降滤失剂相比，其水溶液黏度更低，降滤失效果突出，经220 ℃老化16 h 后测试180 ℃的高温高压滤失量小于22 mL，满足超高温高密度钻井液体系的滤失量控制需求，应用在超高温（可达220 ℃）环境下优越性更为显著。

图1 超高温封堵降滤失剂分子结构设计示意图

图2 是该产品与收集的国内外降滤失剂样品的对比评价结果，实验基础配方：4%膨润土浆+15%评价土+0.2%烧碱+3%降滤失剂，经220 ℃老化16 h 后测试180 ℃的高温高压滤失量。结果表明，加入SMPFL-UP 的实验配方高温高压滤失量仅为6 mL，优于其他产品，效果显著。

2.1.2 超高温高密度分散剂

大量的固相使高密度钻井液黏度、切力升高、剪切稀释性差，不利于施工，也会聚结沉降影响钻井安全，超高温下这些问题更突出。为此，在分子中引入螯环结构、刚性苯环及含多反应活性点的结构，通过原料优选及工艺优化，合成出超高温高密度分散剂（SMS-H）。分子中羟基、胺基和磺酸基占有一定比例，有利于高温下吸附和水化，确保被分散的加重剂颗粒表面水化膜在超高温下仍具有一定厚度，阻止其聚集、沉降，维持体系的高温沉降稳定性。

此外，SMS-H 还有利于改善高密度钻井液的高温流变性能。图3 是SMS-H 与收集的国内外高密度分散剂样品的降黏率对比评价结果，实验配方为：基浆（4%膨润土+重晶石粉，密度为2.20 g/cm3）+1%分散剂。结果表明，密度为2.20 g/cm3的基浆中加入SMS-H，经220 ℃老化16 h 后降黏率高达65%，远优于其他同类产品。

图3 国内外分散剂样品降黏率对比评价结果

SMS-H 有利于高密度钻井液的高温流变性能和沉降稳定性能的调控，尤其适用于密度大于2.20 g/cm3的钻井液体系，与钻井液处理剂配伍性好，环境友好，用量少，作用周期长，维护处理方便。

2.2 处理剂优选

2.2.1 抗高温封堵防塌剂

为增强超高温高密度钻井液体系的防塌能力、改善滤饼质量，收集了国内外抗高温封堵防塌剂样品，参考标准SY/T 5794—2010 进行了评价和优选。实验浆配制完成，经220 ℃老化16 h，高速搅拌20 min 后测定180 ℃的高温高压滤失量。实验浆配方为：4%膨润土+4%评价土+2.5%防塌剂，实验结果见图4。由图4 可知，加入SMNA-1 的实验浆高温高压滤失量最低，其封堵和改善滤饼质量的能力明显优于国内产品，略优于国外同类产品，可优选为超高温高密度钻井液体系的封堵防塌剂。SMNA-1 是一种抗温达200 ℃以上，具有刚性结构和高温形变能力的封堵防塌处理剂[8]。

图4 抗高温封堵防塌剂对比评价结果

2.2.2 高温稳定剂

使用高温高压流变仪研究高密度钻井液流变参数随温度的变化规律发现（见图5），随着温度升高，高密度钻井液的流性指数n值逐渐增大，即剪切稀释性降低、流变性能变差，同时稠度系数K值逐渐减小，反映了稠度降低，悬浮稳定性变差，容易导致加重材料沉降，不利于井下安全。为此，进行了高温稳定剂优选，以确保核心处理剂发挥更高效作用。

图5 温度对高密度钻井液流变参数影响规律

大多数高温稳定剂产品的分子中含有强吸附和水化基团，可增强膨润土颗粒的Zeta电位和水化膜厚度，防止膨润土颗粒高温去水化后聚结失去稳定性，从而提高钻井液的高温稳定性。对收集的乳液类、硬质石蜡类等3 种高温稳定剂样品进行了评价，实验基浆配方为：4%膨润土+1%PAC-ULV +3%SMC+3%SMP+0.2%NaOH，加重到密度为2.00 g/cm3，分别测试经200 ℃静置老化后钻井液体系的高温高压滤失量和沉降系数，结果见表1。

表1 在基浆中加入1.5%高温稳定剂对高密度钻井液的影响

由结果可知，加入了乳液类产品GWW 的钻井液，经200 ℃静置老化达16～72 h 后，沉降系数最低，且高温高压滤失量最小。因此，可选用GWW 作为体系的高温稳定剂，提高体系在高温下的流变性能、高温高压滤失性能和沉降稳定性能。

2.2.3 高效润滑剂

在钻井液体系中添加润滑剂是为了降低钻具在井下的摩阻。在高密度钻井液中，选择润滑剂要同时考虑其物理存在状态和化学性质。高密度钻井液本身固相含量很高，常规的固体润滑剂可能不再适用；大多数以矿物油为基料（或将矿物油作为复合添加料）生产的液体润滑剂，加入高密度钻井液中会增大相界面阻力（即相界面由原来的水-固两相变为水-固-油三相），如果选材或使用不当，效果会适得其反。为优选适用于高密度钻井液的高效润滑剂，将国内外常用的10 种润滑剂样品加入到高密度钻井液中进行配伍性评价，实验基浆配方：4% 膨润土+1%PAC-ULV+3%SMC+3%SMP+0.2%NaOH，重晶石加重到密度为2.20 g/cm3，润滑剂加量为1%，经220 ℃老化16 h，用EP-B 型极压润滑仪测实验浆的极压润滑系数，与基浆对比计算降低率，实验结果整理后见图6。由图6可知，1%的润滑剂SMJH-1加入基浆后，其润滑系数降低56.01%。SMJH-1 表现出了最优的润滑性能，可优选为体系的高效润滑剂，提供超高温高密度钻井液的润滑性能。

图6 润滑剂优选实验结果

2.3 体系性能评价

根据设计思路，以研发的SMPFL-UP 和SMS-H 为核心，辅以优选的SMNA-1、GWW 和SMJH-1 等抗高温处理剂，采用重晶石加重，构建和研发了超高温高密度钻井液体系（SMUTHD），基础配方如下。将基础配方加重至密度为2.20～2.40 g/cm3，经220 ℃高温老化，评价钻井液的高温沉降稳定性能、流变性能、高温高压滤失量和润滑性能等。

（1.0%～1.5%）膨润土浆+（0.2%～0.8%）超高温封堵降滤失剂SMPFL-UP+（6%～8%）树脂类降滤失剂（SMC、SMP-3、SPNH）+（1%～2%）高效润滑剂SMJH-1+（1%～3%）抗高温封堵防塌剂SMNA-1+（1%～2%）超高温高密度分散剂SMS-H+（1%～1.5%）高温稳定剂GWW +烧碱

2.3.1 高温沉降稳定性

沉降稳定性反映了加重钻井液中加重剂颗粒在各种条件下（如高温高压环境、盐污染等）保持均匀分布的能力，文献[9]介绍了钻井液沉降稳定性的多种评价和预测方法。现阶段评价加重钻井液的沉降稳定性尚没有统一标准，钻井现场通常采用文献[10-11]中介绍的静态沉降方法评价，使用沉降系数（SF）来量化钻井液的沉降稳定性，即先将待测钻井液长时间静置，然后使用下层的密度除以上、下层密度之和。显然，SF最小值为0.50，表示上、下层密度相等，没有发生沉降。现场一般认为，当SF≤0.54 时，体系的沉降稳定性满足施工要求。该方法可以比较客观地反应高密度体系的沉降稳定性。

采用沉降系数评价方法，评价了SMUTHD 的高温沉降稳定性能，实验结果整理后见图7 所示。密度为2.20～2.40 g/cm3的钻井液在220 ℃高温下静置老化1～10 d，所有实验配方的SF值均小于0.54，显示出良好的高温沉降稳定性能。

图7 SMUTHD 在220 ℃下的沉降系数评价结果

2.3.2 流变性能和高温高压滤失性能

根据基础配方，分别配制了密度为2.20～2.40 g/cm3的超高温高密度钻井液，配方如下。

1.5%膨润土浆+0.5%SMPFL-UP+3%SMC+3%SMP-3+2%SPNH+1.5%GWW+1%SMJH-1+3%SMNA-1+1.5%SMS-H+0.3%CaCl2+0.5%NaOH+重晶石

测试经220 ℃老化前后的流变性能和高温高压滤失量，实验结果见表2。由实验结果可知，密度为2.20～2.40 g/cm3的钻井液分别经过220 ℃高温老化16 h 和65 h 后，均表现出良好的流变性能和滤失性能。其中，SMPFL-UP 分子中的“溶胀微区”充当封堵粒子，其周围的线型聚合物分子发挥水溶性和吸附性的作用，提高了钻井液的抗温能力，保证了高温高压滤失量小于12 mL。此外，钻井液经过不同时间的老化，其性能变化较小，表明体系抗温能力达到220 ℃，且持续抗温时间长。

表2 SMUTHD 经220 ℃高温老化前后性能评价结果

2.3.3 高温润滑性能

使用EP 极压润滑仪分别测试了密度为2.20～2.40 g/cm3的SMUTHD 经220 ℃老化65 h和202 h 后的润滑系数，结果见图8。

图8 SMUTHD 润滑性能评价结果

由图8 可知，随着密度升高，SMUTHD 的润滑系数逐渐增大；同一密度下，体系的润滑系数随着老化时间的增加呈增大趋势。SMUTHD 在不同密度、不同老化时间下，经220 ℃高温老化后极压润滑系数均小于0.18，表现出了良好的润滑性能。

根据上述性能评价结果可知，最高密度为2.40 g/cm3的SMUTHD，经220 ℃高温老化后流变性稳定、高温高压滤失量小于12 mL、极压润滑系数为0.178，经220 ℃静置7 d 后SF不大于0.54。体系中各处理剂协同增效，SMUTHD 表现出了良好的流变性能、高温沉降稳定性能、润滑防卡性能和高温高压滤失性能。

3 顺南蓬1 井五开现场应用

顺南蓬1 井部署于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州且末县境内，地处沙漠腹地，位于塔中Ⅰ号断裂带下盘古城墟隆起西缘18 号断裂带，所属的区块为新疆境内几个高地温梯度区块之一。该井为中国石化重点风险探井，完钻井深为7661 m，井底温度高达207.4 ℃，井型为直井，五开井身结构。五开钻遇地层有奥陶系下统蓬莱坝组、寒武系上统下丘里塔格组，蓬莱坝组主要岩性为厚层状灰白色白云岩，下丘里塔格组主要岩性为灰色、白云岩。施工最高钻井液密度大于2.00 g/cm3，高温高压地层环境给钻井液施工及维护提出了挑战，要求钻井液满足205 ℃下7 d 的SF不超过0.54。针对上述难点，五开采用了性能优良，沉降稳定性能突出的SMUTHD 钻井液施工，实钻井段为7080～7661 m，累计进尺581 m，取心9 次，钻井液性能见表3。

表3 顺南蓬1 井五开实钻钻井液性能

顺南蓬1 井五开施工期间钻井液性能稳定，振动筛返砂正常，起下钻井下无遇阻现象，取心过程顺利。SMUTHD 在现场应用中表现出良好的流变性能和高温高压滤失性能。五开井浆的漏斗黏度为45～50 s，塑性黏度为20～25 mPa·s，动切力保持在7.5～17.5 Pa 之间，190 ℃的高温高压滤失量小于11.0 mL。该井五开SMUTHD 的应用被甲方评定为优秀。此外，评价了顺南蓬1 井五开不同工况下钻井液的沉降稳定性能，结果见表4。

表4 顺南蓬1 井实钻钻井液沉降系数评价结果

由表4 可以看出，起下钻期间井底静置60.5 h的井浆、钻进井浆、取心井浆和完钻井浆的SF均小于0.52，低于设计要求的0.54，确保了井下安全。为进一步考察现场应用钻井液体系的稳定性，使用Turbiscan Tower 仪器对顺南蓬1 井完钻钻井液进行了72 h 的多重光散射扫描，结果见图9 所示。

图9 顺南蓬1 井完钻钻井液体系稳定性分析

图9 中横轴表示装样的高度，0 表示底部，纵轴表示背散射光强度差值（△BS），其绝对值越小，表示被检测的体系越稳定。根据检查结果可知，经过连续3 d 静置，样品上部约4 mm 的△BS大于0，说明仅析出约4 mm 高度的清液，析出液量极少，且清液以下样品的△BS曲线基本呈水平状态，说明清液以下体系均匀，底部无析出现象。进一步印证了SMUTHD 具有良好的沉降稳定性能。

4 结论

1.以自主研发核心处理剂为基础，通过优选配伍处理剂，形成了一套采用重晶石加重、具有良好流变性能和沉降稳定性能的超高温高密度钻井液体系SMUTHD。体系密度2.20～2.40 g/cm3、抗温达220 ℃，7 d、220 ℃沉降系数SF小于0.54。

2.SMUTHD 在顺南蓬1 井五开应用，表现出良好的流变性能、高温高压滤失性能和高温沉降稳定性能。其中，完钻井底温度207.4 ℃，施工钻井液密度为1.75～1.80 g/cm3，高温高压滤失量小于11 mL，7 d 高温沉降系数SF小于0.52。

3.SMUTHD 在顺南蓬1 井成功应用，表明了该体系配制、维护和关键性能的调控措施和工艺得到验证，解决了超高温高密度钻井液流变性、高温高压滤失量和高温沉降稳定性能等难以控制的技术难题，保证超深地层钻井施工的安全，实现了超高温高密度钻井液技术的重大突破。