2.2 深井超深井油基钻井液

2.2.1 国外深井超深井油基钻井液

        相比于水基钻井液，油基钻井液因在井壁稳定、润滑性、解卡防卡、抑制泥页岩水化分散、抑制地层黏土造浆以及优快钻进等方面具有明显的优势而成为钻探各种高难度高温深井以及各种复杂结构井的首要选择。随着井深的不断增加，对油基钻井液的抗温性能要求越来越高。自上世纪70年代开始，抗高温油基钻井液系列处理剂和体系就开始逐步研发。抗高温油基钻井液主要由各种型号的柴油、矿物油作为基础油，配合抗高温乳化剂、流型调节剂、降滤失剂和加重材料组成，可针对不同地质条件配套其他处理剂（储层保护剂、抗高温堵漏材料等），保障井筒的完整性，同时有效应对储层的漏失。国外油基钻井液应用典型案例见表3，列举了国外各大公司深井超深井油基钻井液体系特点及现场应用实例。

        目前国外抗260℃的高温油基钻井液技术已经比较成熟，基础液种类多，抗高温的处理剂研发深入，钻井液体系也实现了广泛应用。为了提高油基钻井液沉降稳定性，研发了粒径范围在0.1~10 μm的微粉重晶石和粒径范围在0.5~2 μm的微锰材料，大大提高了体系的沉降稳定性，同时兼具低摩阻的优点。该技术成功在俄罗斯萨哈林Oduptu油田的OP-11井进行应用，水平位移达11 475 m，未发生因钻井液沉降引起的井下复杂。

        近年来无机纳米材料成为了处理剂研发的热点。施沃克公司分别根据聚醚材料的多官能团结构，研发了具有抗高温性能的聚醚羧酸乳化剂、纳米型流型调节剂，复配少量的高性能有机土和油润湿剂形成抗超高温白油基钻井液，室内300℃热滚前后钻井液各项性能保持稳定。

        最新成果中，哈里伯顿根据含氟材料所具备的特殊润湿性能和抗高温能力，研发出系列高密度含氟处理剂，包括全氟聚醚基液（PFPE）、具有抗高温性能的含氟乳化剂和聚四氟乙烯类的降滤失剂（PTFE）。并以此为核心构建全氟聚醚基钻井液，理论抗温可达315.6℃，同时具有固相含量低、对钻具腐蚀小、利于井壁稳定及抗污染能力强等优点，该技术尚处于实验室研究阶段。

        鉴于大陆深井与深水大温差环境的不同，施沃克、哈里伯顿、贝克休斯以及新源能源等油服公司分别开展恒流变钻井液的研制。以线性烯烃、线性石蜡或气制油为基液，配合聚脂肪酸衍生物类的恒流变流型调节剂，形成黏度、动切力以及ECD等参数受温度影响小的恒流变钻井液，恒流变温度最大温差范围实现4~163℃。该钻井液具备沉降风险低和漏失风险小的特点，为深水环境的安全、高效钻探提供了技术支撑。

2.2.2 国内深井超深井油基钻井液

国内油基钻井液研究虽然起步晚，但近几年发展迅速，逐渐打破国外油服公司对抗高温油基钻井液的垄断。分别克服了塔里木库车山前、西南页岩气、准噶尔南缘和塔里木顺北地区存在的巨厚盐膏层、高压盐水层和泥页岩所带来的挑战。国内油基钻井液应用典型案例见表4。

        目前国内抗高温油基钻井液应用最深水平井为果勒3C井，井深9 396 m，（垂深8 057 m）；应用最深直井为蓬深6井，井深9 026 m；应用最高温度井为塔探1井，完钻井底温度216℃；应用最高密度井为乐探1井，使用密度2.68 g/cm³。

        王建华等人研发脂肪酸酰胺类单链多团高效乳化剂和腐殖酸酰胺类降滤失剂，形成了抗温220℃，密度2.6 g/cm³，抗盐水侵容量限达45%的高密度高抗盐水侵油基钻井液体系。在库车山前克深1101井现场应用过程中，四开很好地克服了溢漏同层的难题。期间采用排水降压工艺，共排出1 129.98 m³盐水，钻井液流变性、滤失效果、乳化稳定性和沉降稳定性均保持良好，最终顺利完钻。

        针对高温和地层压力波动变化大易引起钻井液沉降的难题，采用一定比例粒径0.1~10 μm的微粉重晶石加重，有效解决了塔探1井在216℃条件下使用密度1.25 g/cm³钻井液钻进时存在的沉降风险，最终顺利完钻。川庆钻探研发形成一套抗高温油基钻井液技术，成功攻克超深、超高温、超高压和高含硫等挑战，最终完成亚洲最深直井蓬深6井的钻探，完钻井深达9 026 m，井底温度达197℃。

        中海油服以研发的流型调节剂PF-MOVIS、增黏剂PF-FSGEL和降滤失剂PF-MOHFR为核心，形成恒流变温度3~180℃的深水恒流变钻井液体系FLATPRO，抗温达200℃以上，密度达2.2 g/cm³。在国内LS-W井等7口深水/超深水井成功开展钻井作业，其中现场最深作业水深2 619 m，钻井期间钻井液各项性能保持良好。

3. 深井超深井钻井液发展趋势

3.1 水基钻井液

        国内抗高温水基钻井液在抗温和抗盐性能等方面与国外还存在差距，需在抗高温机理、抗高温处理剂和高性能环保处理剂等方面进行攻关。

        (1)针对深层超深层的超高温条件，开展水基钻井液处理剂失效机理研究，包括高温热解导致降黏和滤失难以控制、高温过度交联导致增黏等；钻井液与井壁岩石作用机理的研究，包括高温条件下的抑制作用机理、岩石矿物与水的相互作用等。

        (2)研究官能团或者惰性原子、聚合物分子量和多分枝结构等对处理剂性能的影响，指导设计具有环保性能的抗高温处理剂。考虑无机纳米材料（纳米二氧化硅、碳纳米管、石墨烯等）与有机材料相结合实现抗温能力与功能性的双重提升。

        (3)储备抗超高温水基钻井液类型，形成抗温超240℃，密度大于2.2 g/cm³，抗饱和盐水的水基钻井液体系，强化高温条件下水基钻井液流变性、降滤失和封堵性。

3.2 油基钻井液

        目前国内深井超深井油基钻井液技术相对于国外尚处于追赶地位，需在作用机理、基础油、抗高温处理剂和相关配套技术方面进一步攻关。

        (1)开展油基钻井液处理剂及体系高温稳定作用机理、油基钻井液与井壁岩石作用机理、流变性与沉降稳定性之间的关系研究。

        (2)开展具有环保特性的基础油的研发，进一步配套开展具有抗高温性能的乳化剂、降滤失剂、封堵剂和流型调节剂等核心处理剂的研究，解决抗温与环保这一矛盾。同时研发应对不同井下复杂情况的油基钻井液专用处理剂，包括抗高温堵漏剂、降黏稀释剂、除硫剂、润滑剂和解卡剂等。

        (3)形成抗温300℃的抗超高温油基钻井液体系，强化超高温条件下体系的乳化稳定性、流变稳定性、降滤失和沉降稳定性等。

        (4)制订国家环保钻井液标准，指导废弃物减量化处理，推动钻井液绿色发展。

4. 结论

        国外深井超深井钻井液技术的发展已经比较成熟，油基钻井液和水基钻井液的现场应用温度均达到260℃以上，并形成可应对不同复杂的钻井液处理剂和体系。

        国内深井超深井钻井液技术近年来得到了长足的发展，但仍然处于追赶地位，其中水基钻井液的部分技术已达到国际领先水平，但均处于室内研发阶段；而油基钻井液尤其是抗温260℃以上的系列技术未实现突破。

        未来在深井超深井钻井液技术的机理研究、抗超高温钻井液处理剂研发和体系构建以及应对不同复杂类型的环保处理剂和堵漏材料等方面还需要加大研究力度，为深层超深储层的安全、高效钻探提供有力的技术保障。