摘要
为了解决深海油气井工程和大洋科学钻探深部高温井段钻井液流变稳定性和护壁性能等变差问题，以复合粘土为造浆材料，通过优选抗温抗盐降滤失剂、防塌剂和高温稳定剂等关键处理剂及钻井液配方优化研究，研发了一套耐230 ℃高温海水钻井液配方。采用高温高压流变仪、六速旋转粘度计和高温高压滤失仪等仪器，开展耐230 ℃高温海水钻井液的综合性能评价，如热稳定性、高温流变性等。实验结果显示，密度1.5 g/c
随着深海油气勘探开发及大洋科学钻探工程实施，井筒深度不断增加，钻遇地层日趋复杂，井内高温及井壁稳定性问题逐渐严重，对海水钻井液提出了更高的要
为了满足深海油气钻探和大洋科学钻探深部高温井段钻井液要求，笔者开展了耐230 ℃高温海水钻井液处理剂优选及配方优化研究，评价了海水钻井液的高温稳定性、高温流变性能等。
耐高温海水钻井液技术难点主要有：（1）处理剂必须具备良好的抗盐性能，否则由于胶体稳定性差钻井液易出现分
基于上述技术难点，开展高温海水钻井液配方设计，并重点评价钻井液的高温稳定性、高温流变性、抑制性和抗污染性能。
深海钻探钻遇的复杂地层将主要以破碎地层和压力地层为主，因此从井壁稳定及高温下钻井液携带能力考虑，选择低固相细分散钻井液更为合适。海水存在中高价金属离子，普通膨润土在海水中难以水化分散，导致膨润土钻井液容易出现分层。本研究在优选优质钠基膨润土基础上，搭配抗盐粘土作为造浆材料，可提高钻井液的悬浮稳定性，避免出现钻井液分层问题。引入适量氢氧化钠作为pH调节剂，维持钻井液的pH值在合理水平，促进粘土颗粒分散和聚合物分子水化，有利于处理剂发挥更有效的作用。在此基础上，围绕钻井液的热稳定性、流变性能和降滤失性能等，通过对抗温抗盐降滤失剂、高温防塌剂和高温稳定剂的优选和配方优化，进行体系设计与评价。
（1）模拟海水及基浆配制：由于不同地区海水矿化度不同，为保证实验条件一致，采用模拟海水配制钻井液，模拟海水配方为：1 L蒸馏水+1.65 g CaSO4·2H2O+8 g MgCl2·6H2O+3.48 g MgSO4·6H2O+27.2 g NaCl。基浆配方为：模拟海水+1%NaOH+3%钠基膨润土+2%抗盐粘土。
（2）测试方法；使用XGRL-4型高温滚子加热炉进行钻井液高温老化实验；采用HTD13145型六速旋转粘度计测试钻井液的流变性能，并计算表观粘度（AV）、塑性粘度（PV）、动切力（YP）以及动塑比（YP/PV）；采用SD-6型多联中压滤失仪测试钻井液的API滤失量（FLAPI）；采用GGS71-B型高温高压滤失仪测试高温老化后钻井液的HTHP滤失量（FLHTHP）；采用Fann 50 SL型高温高压流变仪测试钻井液的高温高压流变性能。
根据高温环境下钻井液存在流变性能难以控制、HTHP滤失量大、热稳定性差等问题，重点开展耐230 ℃高温海水钻井液用抗温抗盐降滤失剂、高温防塌剂和高温稳定剂等关键处理剂优选。
深海钻探作业时，海水组分中的C
注： 钻井液配方为:基浆+2%抗温抗盐降滤失剂；FLHTHP均在200 ℃、3.5 MPa下测定，下同
聚合物降滤失剂DDP为乙烯基单体和酰胺基单体的共聚物经强碱水解后的产物，聚合物分子量较大，支链多且含有抗盐官能团，因而具有良好的增粘作用和抗盐性。相比于其他降滤失剂，DDP在高温下可更好地吸附在粘土颗粒表面并提高粘土颗粒水化分散程度，增强粘土颗粒水化膜，封堵泥饼孔隙，从而降低钻井液滤失量。聚合物降滤失剂GSP-1作为一种多元共聚物，聚合物分子刚性大，具有较好的抗剪切性和降滤失性能。从应用成本考虑，DDP的市场价格比GSP-1高，因此引入GSP-1作为辅助降滤失剂可降低应用成本。
高温防塌剂的作用是高温下软化变形充填裂隙，提高破碎地层的胶结性，从而稳定井壁。对收集的3种高温防塌剂进行降滤失性能评价，钻井液配方为：基浆+2%高温防塌剂，测试230 ℃老化16 h前后钻井液的API和HTHP滤失量，结果见
图1 不同高温防塌剂性能评价结果
Fig.1 Test results of different high temperature anti‑collapse agents
从实验结果可知，含磺化沥青GST的钻井液HTHP滤失量为80 mL，API滤失量为158 mL，HTHP滤失量远低于其他钻井液，表明其封堵和改善泥饼质量的能力优于其他防塌剂。API滤失量高于HTHP滤失量，分析其原因为GST为沥青类处理剂，在常温下是固体颗粒状，因而无法改善泥饼质量，封堵降滤失作用有限，而在高温环境下，沥青颗粒因高温而软化，可以更好地渗透入泥饼孔隙中，提高泥饼质量，降低钻井液滤失量，在应用中表现为增强井壁稳定性，起到防塌封堵的作用。因此，优选磺化沥青GST作为耐230℃高温海水钻井液用高温防塌剂。
高温稳定剂一般为具有强还原性的材料，其作用是在高温条件下与钻井液中溶解氧进行氧化还原反应，降低钻井液中的溶解氧含量，从而减少分子链的氧化分解，提高聚合物处理剂和钻井液体系的抗温性能。对收集的4种高温稳定性进行性能评价，钻井液配方为：基浆+1%降滤失剂DDP+2%降滤失剂GSP-1+2%高温防塌剂GST+3%高温封堵剂GFD-1+2%高温稳定剂。测试配制的钻井液在230 ℃老化16 h前后的流变性能、API滤失量及HTHP滤失量，结果见
图2 不同高温稳定剂对海水钻井液性能的影响
Fig.2 Influence of high temperature stabilizers on the
performance of seawater drilling fluids
通过对不同处理剂配伍性研究和配方优化实验，优化出一套耐230 ℃高温海水钻井液配方，具体为：模拟海水+3%纳基膨润土+2%抗盐粘土+1%NaOH+1.5%降滤失剂DDP+2%降滤失剂GSP-1+3%高温防塌剂GST+2%高温封堵剂GFD-1+5%高温稳定剂WTD-1+重晶石粉，不同密度下的钻井液性能见
为了评价耐230 ℃高温海水钻井液在高温工况下长时间作业后的性能，测试钻井液在高温下老化16、32和48 h后性能（见
井内高温高压环境对钻井液流变性能的影响十分严重。实践证明，钻井液经高温作用后，常表现高温增稠、胶凝、固化及减稠，从而使钻井液流变性能发生剧烈变化，难以调控，严重时可能导致无法正常进行钻探作业。因此，对钻井液的高温高压流变性能进行研究，对高温海水钻井液的研究与现场应用具有重要的指导意义。采用Fann 50SL高温高压流变仪对经230 ℃老化16 h后密度为1.5 g/c
图3 耐230 ℃高温海水钻井液高温高压流变性能
Fig.3 Rheological properties of 230℃ HTHP seawater drilling fluid
深海钻探时，由于海床存在未固结的沉积物或者软结构岩石，地层松散，上部井段含有泥岩，易水化膨胀，导致缩径、井壁稳定性下降等问题。因此，需要对海水钻井液的页岩抑制性能进行研究。测试钻井液页岩抑制性的方法包括线性膨胀量和滚动回收率。线性膨胀量测试实验方法为：采用NP-02型页岩膨胀仪测试，使用老化后的耐230 ℃高温海水钻井液浸泡钙土岩心6 h，测试岩心线性膨胀量，计算相对膨胀降低率，测试结果见
图4 页岩抑制性能评价结果
Fig.4 Results of shale inhibition performance evaluation
钻井液的固相分为2大类：一是有用固相，主要包括膨润土、加重材料等；二是有害固相，包括钻屑、侵入的砂岩泥岩、劣质土等。有害固相过多容易导致钻井液性能恶化，现场应用主要表现为粘切增大，滤失量增大，泥饼增厚，钻探作业效率降低，严重时可导致井下事故隐患。因此，钻井液抗劣质固相污染的能力尤为重要。加入不同数量的劣质固相对钻井液抗污染性能进行评价，结果如
不同海域的海水成分不同，对钻井液性能会产生较大影响。为了更加充分评价耐230 ℃高温海水钻井液性能，分别采用渤海海水和黄海海水依据研发的配方配制耐230 ℃高温海水钻井液，测试钻井液经230 ℃老化16 h前后性能，结果如
结果显示，采用渤海海水和黄海海水配制的耐230 ℃高温海水钻井液，在高温老化前后，各项性能指标变化较小，表明耐230 ℃高温海水配方性能稳定，受不同地区海水的影响较小。深海钻探与陆地和浅海钻探不同，井位一般距离海岸线较远，就地取海水配浆可以降低钻井液成本，提高钻探效率，这突出了海水钻井液体系的重要性。该钻井液体系通过多种处理剂之间的协同效应，以及高温稳定剂的保护作用，体系耐温能力可以达到230 ℃。经过高温老化之后，钻井液动塑比（YP/PV）可达到0.4 Pa/mPa·s以上，根据现场应用经验来看，该钻井液可有效地携带岩屑。
（1）通过关键处理剂优选及钻井液配方优化实验，研制了一套耐230 ℃高温海水钻井液配方，其配方为：海水+3%纳基膨润土+2%抗盐粘土+1%NaOH+1.5%降滤失剂DDP+2%降滤失剂GSP-1+3%高温防塌剂GST+2%高温封堵剂GFD-1+5%高温稳定剂WTD-1+重晶石粉，密度≤1.5 g/c
（2）室内研究结果表明，研发的耐230 ℃高温海水钻井液具有良好的高温稳定性、高温流变性能、降滤失及抑制性能，在深海高温钻探工程中具有良好的应用前景。密度为1.5 g/c
（3）采用不同海域海水配制的耐230 ℃高温海水钻井液性能稳定，表明该钻井液具有良好的适应性，满足就地取海水配浆的施工要求。
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