陈忠华(中海油田服务股份公司，天津 300459)

0 引言

随着国内外对石油消费需求的不断增加和油气资源储量的进一步开采，海上油气勘探开发逐步向深层和超深层地层发展，钻遇高温高压地层也越来越频繁。比如美国、前苏联等已开采地区的地温梯度平均达4.0 ℃/100 m、井底最高压力超过110 MPa、井底温度超过200 ℃，钻井液密度高达2.20 g/cm3。国内南海东部海域以及崖城、陵水、乐东和南海中南部海域的作业环境复杂，井底温度大于200 ℃的深井、超深井也普遍增多，其中乐东、崖城区块井底温度最高达到240 ℃。海上高温高压井的开发难度非常大，一方面：要求使用高密度钻井液来平衡高地层压力；另一方面：海上高温高压井的泥线温度一般为0～20 ℃，而井底温度很多超过200 ℃，钻井液的性能同时面临着高温和低温的考验。

海上高温高压油气藏存在着海水较深，泥线的温度较低和下部深层井段温度较高，压力较大的特点。钻井液应用方面主要存在以下4个难点：(1)海水深度较高的作业井，由于上部是密度低的海水，所以其上覆地层压力较低，上部地层岩石的结构疏松，胶结强度较低，容易出现坍塌压力高，井壁易失稳，易漏失的问题；(2)海上作业井的泥线温度一般为0～4 ℃，低温的作业环境可能导致隔水管井段钻井液的黏度和切力增大，流变性能变差，还可能出现显著的胶凝现象，导致钻井液调控困难，ECD大幅波动而产生井漏、井壁失稳等复杂事故；(3)海上高温高压井的井底温度一般超过200 ℃，钻井液的聚合物处理剂在高温情况下易分解、降解或高温交联，导致钻井液体系出现黏度切力大幅降低或升高，甚至出现钻井液凝胶或固化，失去流动性等钻井液流变性恶化现象；(4)海上高温高压区块的地层压力较高，作业的钻井液体系密度较高，高密度的钻井液存在固相含量高、加重材料易沉降、钻井液流变性能、滤失性能和ECD不易控制等难题，可能会导致憋泵卡钻、井底漏失、井喷溢流等复杂事故[1-4]。

1 海上高温高压油井钻井液应用现状

1.1 高温高压水基钻井液

国外在海上高温高压水基钻井液体系及钻井液处理剂方面研究起步较早，且研究系统、全面[5-6]。大型的油服公司均研发出自己的高温高压水基钻井液体系，比如Milpark研发的Pyro-Drill钻井液是以改性磺化褐煤和铬褐煤为主要处理剂，添加抗高温有机包被剂和其他抗高温处理剂配置，Pyro-Drill钻井液抗温可达201 ℃，而且具有一定的抗盐和抗水侵能力，但是也存在体系的抑制性能相对较差的问题；Baroid公司研发的Polynox钻井液，其抗温超过200 ℃，高温高压滤失量较低，而且在含钙高的地层中应用时，体系性能稳定；Baker Hughes公司的PERFORMAX钻井液，结合了聚合醇的浊点作用和铝的化合作用相，大大提高了体系的抑制性，对页岩地层的孔隙和微裂缝具较强的封堵作用，能够提高机械钻速；麦克巴的Durather钻井液抗温在260 ℃以上，密度可达2.40 g/cm3，体系抗温能力强，热稳定性好，抗污染能力强；麦克巴公司的低胶体PHPA钻井液体系的抗温性能在260 ℃以上，而且体系在高温下与油基钻井液类似，流变性能变化很小，该体系在美国多口井中应用效果良好，其中一口井的井深为6 089 m、井下温度为236 ℃；EXXON的无毒高温EHT钻井液，在井底温度最高达215.5 ℃，钻井液密度达1.86 g/cm3的陆地和海上钻井中成功应用；壳牌公司的超高温高密度甲酸铯钻井液，体系采用可完全水溶的甲酸铯为加重材料，在不加固体加重剂的情况下密度可达2.37 g/cm3，已成功应用超过100口海上大斜度大位移井、高温高压井，现场最高密度可达2.25 g/cm3，最高温度可达220 ℃；Chevorn服务公司的分散性褐煤-聚合物钻井液在墨西哥湾的钻井中应用广泛，该体系在密西西比海域钻进一口井深7 178.04 m，井底温度 212.8 ℃的作业井，密度2.088 g/cm3，钻井液性能稳定，具有较强的抗污染能力、抑制能力，对环境的影响较小。

与国外相比，我国在海上高温高压水基钻井液技术研究方面起步较晚，整体水平与国外还存在差距，但也在不断地进步与发展。许明标等[7]研究出一种抗温可达240 ℃的抗高温水基钻井液体系，体系中加入了一种使用反相乳液聚合方式研制出的油包水型抗高温增黏护胶剂MG-H，其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性，能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制；中海油服COSL公司罗健生等[8]研究出一套无土相、强抑制、高性能HEM聚胺水基钻井液，其现场应用密度达到1.94 g/cm3，最高井温为160 ℃，成功解决了深水低温流变性差、气体水合物危害、井壁失稳、漏失等难题；2017年，在HEM水基钻井液基础上，通过研制抗高温降滤失剂DRISTEMP、HTFL，将HEM钻井液体系的抗温性能提高到180 ℃；林四元等[9]在常规的聚磺钻井液中引入新型抗高温聚合物Calovis HT、POROSEAL，室内评价该钻井液密度可达2.30～2.40 g/cm3、抗高温可达200～220 ℃。该体系在莺歌海盆地压力系数2.20～2.40、温度190～200 ℃的高温高压井中应用效果良好，解决了常规聚磺钻井液体系中高温下性能控制困难的难题。

1.2 高温高压油基钻井液

油基钻井液具有良好的润滑性能和抑制性能，其热稳定性也可达200 ℃以上，所以在井壁易垮塌、高温高层等复杂地层作业，一般首先考虑使用油基钻井液。

国外油基钻井液在海上高温高压井的应用要远远多于水基钻井液，高温高压油基钻井液技术已经非常成熟[10-11]。麦克巴公司研发的VERSACLEA低毒逆乳化油包水钻井液体系，具有很强抗温性(＞230 ℃)，曾在LD22-1-7井、YC13-1调整井项目等成功应用，井底温度超过207 ℃；Bechtel公司的低粘低毒LVT钻井液体系，在加利福尼亚的一口井深7 327 m的超深井943-29R井中成功应用，该井井底温度超过260 ℃，而且钻遇易坍塌泥岩段；斯伦贝谢公司研发了一种抗温260 ℃、密度可达2.04 g/cm3的超高温油基钻井液RHADIANT，该体系在泰国湾一口井使用，井底最高静止温度222 ℃，电测静止长达90 h未发生漏失，钻井液表现出优越的高温热稳定性能；哈里伯顿公司研发了一种以全氟聚醚油(PFPE)为基础油的超高温氟基逆乳化钻井液，体系抗温达到315 ℃以上，具有良好的热稳定性能、润滑性能、页岩抑制性能、抗污染和抗腐蚀性能；国际石油公司采用柴油或者低毒矿物油为基油，添加聚合物降滤失剂、有机土和乳化剂等核心助剂形成了研制全油钻井液体系，该体系抗温可达204 ℃下，现场60多口井的应用表明全油基钻井液体系具有良好的应用性能。

国内在海上高温高压油基钻井液的研究起步较晚，无论是技术水平还是应用方面都与国外差距很大。国内以前的海上高温高压井一般采用国外油基钻井液技术，如南海西部LD22-1-7井井底温度最高达到207 ℃，密度最高可达2.24 g/cm3,使用了麦克巴Versaclean HT体系；YC21-1-4井井底最高温度达到197 ℃，密度最高可达2.34 g/cm3，使用了Baker OBM体系。近年来，COSL和长江大学研发的油基钻井液PDF-MOM在南海地区进行试用，该体系可抗220 ℃高温，现场应用效果良好。

1.3 高温高压恒流变合成基钻井液

海上深水钻井过程中，钻井液面临泥线温度低但井底温度高、钻井液流变性难于调控等问题。尤其是在钻探海上高温高压井时，井底温度较高，最高可达到200 ℃以上，泥线到钻井平台的温度较低，一般只有0～20 ℃。这就要求所用的高温高压高密度钻井液体系在高温和低温流变性变化不大，具有恒流变的功能。恒流变合成基钻井液体系是指在传统合成基钻井液的基础上通过处理剂的优化和改性发展起来的一种适合深水钻井的新型钻井液体系，体系的黏度、切力受温度和压力的影响小，具有降低循环当量密度、有效防止重晶石沉降、减少漏失等优点。

Schlumberger MI SWACO开发了一种恒流变合成基钻井液体系RHELIANT PLUS，该体系通过使用新的流型调节剂，使钻井液流变性能受温度影响小，井眼清洁及悬浮重晶石能力强，有利于ECD 及钻井液漏失的控制，最高密度可以达到2.16 g/cm3，抗温可以达到177 ℃；Halliburton Baroid推出了一种恒流变合成基钻井液ACCOLADE，体系的合成基基液由毒性较低可生物降解的酯和内烯烃组成，不含有机土，抗温可达150 ℃，在墨西哥湾深水区作业，体系流变性能稳定，ECD波动小，无井下复杂事故发生；Steve Young 等研发出一种恒流变钻井液体系 New Flat Rheology System，该该体系通过一种复合乳化剂提高钻井液的乳化、润湿和润滑性能，体系密度最高密度可达2.17 g/cm3，抗温可达180 ℃。

国内高温高压恒流变合成基钻井液技术发展与国外技术相差较小，近年来发展较为成熟。中海油服COSL公司罗健生等[12-14]以运动黏度较低的深水煤制油为基油，体系中加入少量有机土和具有乳化功能的聚合物作为增粘剂。该体系低温高压流变性能稳定，抗钻屑污染的能力强，能满足深水钻井作业的要求；胡文军等[15]以低黏度的气制油Saraline 185 V为基油，构建了深水恒流变合成基钻井液FLAT-PRO体系。该体系在南海西部某油田应用数口井，其中水深近2 500 m，泥线温度2.33 ℃，最深井深超过5 000 m。在整个钻井作业过程中，FLAT-PRO钻井液流变性变化平稳，携岩能力强，润滑性好，井壁稳定，起下钻顺利，电测成功，下套管一次到位；使用成本低、环保且低温流动性好的大豆油乙酯生物柴油作为基础油，构建了一套密度为1.2 g/cm3的生物柴油基恒流变钻井液体系。该体系可以在油水比为90∶10，温度为2～90 ℃条件下保持恒流变性，抗温可达160 ℃，可抗5%的海水和10%的页岩屑污染，环保性能优良。

2 海上高温高压钻井液存在的问题

尽管国内在海上高温高压钻井液研究方面开展的工作较多，且部分指标接近或领先于国外，但从整体情况看，国内还缺乏专用的钻井液处理剂，与国外技术还存在较大差距。国内海上高温高压钻井液技术主要存在以下6个问题：

(1)钻井液处理剂在高温高压条件下失效问题。海上钻井中由于可能受台风等因素影响，钻井液一般要求至少保持稳定的性能。而钻井液处理剂长时间在高温高压条件下容易高温增稠、胶凝，或者超高温降解失效；

(2)加重材料沉降问题。钻井液在高温高压条件下需要加入大量的重晶石铁矿粉等加重材料平衡地层压力，加重材料容易发生沉降，破坏钻井液的长期沉降稳定性能；

(3)钻井液流变性调控和ECD控制问题。高温高压条件下，钻井液的固相含量较高，流变性调控困难，起下钻过程压力激动和抽汲压力增大，可能导致窄密度压力窗口地层因为ECD波动过大而发生喷漏复杂情况；

(4)井壁稳定性和防漏堵漏问题。在高温高压井泥页岩井段等敏感地层钻进时，要加强泥浆的高温高压滤失造壁性和封堵防塌能力，防止泥页岩膨胀、缩径或垮塌，造成井壁失稳。在高温高压井裂缝性地层、多压力体系地层或者窄压力窗口等复杂地层钻进时，极易发生溢流、井涌、井喷、井漏等复杂情况，需要提高钻井液的抑制封堵性和相应的防漏堵漏技术；

(5)润滑防卡问题。高温高压钻井液固相含量较高，而且深水高温高压井的井眼结构一般较为复杂，钻进过程中的摩阻扭矩大，特别是在高难度大斜度井或大位移井中，钻井液的润滑阻卡性能要求更高；

(6)环境保护问题。高温高压钻井液体系中的部分添加剂加量较大，色度较深，而且生物毒性高对环境污染大，废弃泥浆的后续处理方法困难，成本较高，需要研制出生物毒性较低的钻井液处理剂，解决海上高温高压钻井液环境污染大、排放难、处理成本高的难题。

3 海上高温高压钻井液的发展方向

随着海上油气资源的勘探和开发，海上深层和超深层区块的钻井也越来越频繁。比如我国南海地区的高温高压勘探区域已从东方区域扩展到崖城、陵水、乐东及其他的南海中南部海域。作业井的井深更深，井底温度和井底压力更高，预计温度可达250～275 ℃，压力可达140 MPa(压力系数2.3～2.4，压力窗口极窄)，作业环境更加困难复杂。要想实现海上高温高压资源的全面开发，仍面临巨大技术挑战，需要解决的关键技术主要有：

(1)水基钻井液。国内海上高温高压水基钻井液大部分研究仅局限在实验室合成，研究的针对性还不强，缺乏专用的钻井液处理剂，应把研究重点放在以下3个方面：①处理剂的研制。研制高温高压降滤失剂、降黏剂、抑制剂、润滑剂、封堵剂和井壁稳定剂等，平衡钻井液的流变性和高温高压滤失量控制的矛盾，优化钻井液配方，进一步提高钻井液的抗污染和抗温能力；②环保性能优化。聚磺等水基钻井液体系存在处理剂加量大、环境污染大，色度深排放处理困难等问题，在海上应用受限。需要研究抗高温且生物毒性较低的聚合物钻井液处理剂，形成环境友好的高温高压水基钻井液；③进一步提高钻井液抗温性能。南海高温高压勘探区域将由东方区域扩展到崖城、陵水、乐东及南海中南部海域，预计温度可达250～275 ℃，压力可达140 MPa(压力系数2.3～2.4，压力窗口极窄)，需进一步加强抗240 ℃以上，密度2.4 g/cm3以上高温高密度水基钻井液体系的研究。

(2)油基钻井液。国内高温高压油基钻井液应用相对不足，主要存在抗高温聚合物材料的抗温能力和稳定性不足，降滤失剂高温降失水性能不足加量大等问题。可以通过改善油基钻井液的悬浮稳定性、流变性、生物毒性和乳化稳定性等方面开展研究：①处理剂的研制。研制高性能油基钻井液高效乳化剂、增黏剂、降滤失剂等处理剂，形成抗温性能超过220 ℃、密度高于2.4 g/cm3的超高温高密度油基钻井液体系；②新型可逆乳化钻井液体系。新型可逆乳化钻井液具有较低的滤失量和较高的乳化稳定性，通过乳化剂的选择与研制，优化钻井液的综合性能；③低毒或无毒油基钻井液。环保法规越来越严，油基钻井液应用范围受限，通过研制或优选低芳香烃的矿物油、无芳香烃基油和植物油无毒或低毒基础油，以及环保可降解的处理剂，构建环境友好型的油基钻井液体系。

(3)恒流变合成基钻井液。恒流变合成基钻井液体系的黏度、切力受温度和压力的影响小，流变性能稳定，是超深水区域常用的钻井液体系。目前的关键技术是开发出密度大于2.0 g/cm3，抗温超过180 ℃的高温高压恒流变钻井液体系，高温下保持体系的恒流变性能可以从以下方面研究：①体系中加入少量有机土和聚合物类增黏剂复配。要求聚合物在低温下呈卷曲状态，温度升高时分子链会不断展开，平衡温度对黏度的影响，保持不同温度下体系流变性能稳定；②体系中加入少量有机土和温度活化型表面活性剂形成网状结构。该网状结构随温度升高结构增强，随温度降低结构减弱，原理类似于MI-SAWCO公司RHELIANT体系中的流型调节剂RHEFLAT。

3 结语

海上高温高压钻井除了要面临高温高压条件下钻井液中的各种组分发生降解、增稠、胶凝、固化，钻井液性能不易调整和控制等问题，还要克服深水条件下泥线温度低井底温度高、气体水合物堵塞管汇、井眼清洁差、重晶石沉降等一系列难题。总的来说，过去10 年海上高温高压钻井液技术得到了快速的发展，取得了一定成果，高性能高温高压水基钻井液及恒流变合成基钻井液技术发展都比较成熟，但是仍然要加大对海上高温高压钻井液技术的研究力度。特别是国内，近些年对海上高温高压钻井液的技术的研究主要在于钻井液配方的室内优化，缺乏核心产品与技术的自主研发，整体上与国外仍有较大差距。国内外需要开发性能更好的海上高温高压钻井液体系，实现海上高温高压井安全高效的钻进，来应对海上高温高压钻井越来越多的挑战与机遇。