單文軍，陶士先，胡繼良，劉三意，李艷寧，岳偉民

(北京探礦工程研究所，北京 100083)

1 高溫鹽水鉆井液研究面臨的主要問(wèn)題

在深井、超深井鉆井過(guò)程中，高溫及地層所含電解質(zhì)導(dǎo)致鉆井液性能惡化，造成井壁坍塌、掉塊，井眼縮徑、不規(guī)則等復(fù)雜井內(nèi)情況，影響施工質(zhì)量和施工成本。鹽水鉆井液具有較好的抗地層鹽鈣污染和抗溫能力，較多地應(yīng)用在深井、超深井和鹽膏層鉆探中(王關(guān)清等，1998;張琰，1999;曾義金等，2005)。目前，深井超深井高溫鹽水鉆井液面臨的主要問(wèn)題有以下幾個(gè)方面。

1.1 高溫前后流變性變化明顯(瞿凌敏等，2011)

高溫作用能引起鉆井液表觀粘度、塑性粘度、動(dòng)切及靜切上升或下降，屬于不可逆變化。高溫增稠，嚴(yán)重時(shí)鉆井液膠凝成一團(tuán);高溫減稠是高溫引起的化學(xué)變化，在微觀上表現(xiàn)為溫度的變化影響介質(zhì)粘度和粘土顆粒間的相互作用程度，以及鉆井液處理劑的吸附、脫附、降解程度等，因此需要添加大量的處理劑來(lái)維護(hù)解決。鉆井液高溫流變性不穩(wěn)定會(huì)使現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)處理頻繁，給施工帶來(lái)很大麻煩。

1.2 高溫條件下，濾失量顯著增大(王學(xué)楓等，2008)

一方面，地層中的高價(jià)離子(如:Ca2+、Mg2+、Na+等)通過(guò)壓縮粘土顆粒的擴(kuò)散雙電層、降低粘土的￡電位、減薄水化膜，消弱了粘土礦物的分散性，使粘土顆粒不易形成端-端或端-面連接的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，從而造成濾失量上升;另一方面抗鹽降濾失處理劑長(zhǎng)時(shí)間處于高溫環(huán)境，會(huì)導(dǎo)致部分失效，濾失量增大，從而易導(dǎo)致井下復(fù)雜情況。

1.3 高溫老化后，鉆井液懸浮力差

對(duì)于高溫鹽水鉆井液來(lái)說(shuō)，加重材料的沉降問(wèn)題特別突出。研究表明，懸浮穩(wěn)定劑在高溫情況下會(huì)降解，使鉆井液的懸浮能力顯著降低，從而導(dǎo)致重晶石沉降。

1.4 腐蝕性加劇

氧化物、碳酸鹽和硫酸鈉、鈣、鎂等，會(huì)通過(guò)鉆井液添加水、地層水、鉆井液處理劑或者鉆進(jìn)的某種地層(如鹽層、石膏層等)等進(jìn)入到鉆井液中，由于大部分的腐蝕過(guò)程都有顯著的電化學(xué)作用，而各種溶解鹽類又會(huì)增加鉆井液的導(dǎo)電率。因此，溶解鹽會(huì)加速腐蝕作用，此外，某些溶解鹽能使鉆柱發(fā)生點(diǎn)蝕和應(yīng)力腐蝕破裂。

1.5 鉆井液體系維護(hù)難度大

深井、超深井鉆遇鹽膏層時(shí)，溶解的鈣、鎂離子會(huì)對(duì)鉆井液流變性能造成破壞，導(dǎo)致鉆井液出現(xiàn)絮凝等現(xiàn)象，且破壞是不可恢復(fù)的，這勢(shì)必加大鉆井液性能的維護(hù)難度。

2 國(guó)內(nèi)外高溫鹽水鉆井液技術(shù)研究現(xiàn)狀

2.1 國(guó)外高溫鹽水鉆井液技術(shù)研究現(xiàn)狀

2.1.1 鉆井液處理劑

國(guó)外深井、超深井鉆井起步較早，研制了大量耐溫200℃以上的抗鹽、抗鈣鉆井液處理劑，典型產(chǎn)品見(jiàn)表1。

表1 國(guó)外研制的耐溫200℃以上的抗鹽、抗鈣鉆井液處理劑一覽表Table 1 Foreign－developed drilling fluid additives against temperature 200℃ with salt－ and calcium resistance

從表1可以看出，國(guó)外在抗高溫、抗鹽處理劑及體系方面的研究起步較早，研究的抗高溫抗污染處理劑抗溫效果好，較好地滿足了深井、特殊井鉆探及油氣層保護(hù)、環(huán)境保護(hù)等方面的需求。

2.1.2 鉆井液體系

21世紀(jì)初國(guó)外抗高溫抗鹽鉆井液技術(shù)發(fā)展較快，出現(xiàn)了一大批抗高溫、抗鹽性能優(yōu)良的鉆井液處理劑，目前國(guó)外研究的抗高溫抗鹽鉆井液體系主要包括以下幾種(Tehrani et al.，2007，F(xiàn)itzgerald et al.，2006):

(1)海泡石鉆井液體系(徐成孝，1987)

海泡石是一種富含纖維質(zhì)和鎂元素的粘土礦物，其顆粒為條狀，隨著溫度的升高而由條形狀結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變?yōu)楸∑瑺罱Y(jié)構(gòu)的富鎂蒙脫石，能更好地控制流變性和濾失量，更適合用于高溫鉆井液體系中。海泡石粘土基漿有較強(qiáng)的抗鹽污染能力、熱穩(wěn)定性，高的膠凝強(qiáng)度和優(yōu)良的抗剪切能力。依據(jù)海泡石鉆井液開(kāi)發(fā)的皂石-海泡石聚合物鉆井液體系主要由皂石、海泡石、高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物降濾失劑、低相對(duì)分子質(zhì)量聚合物解絮凝劑等組成，抗溫能力可提高到 260°C。

(2)有機(jī)鹽鉆井液(徐同臺(tái)等，2007;Downs et al.，2006;Ron et al.，2006)

有機(jī)鹽是近幾年發(fā)展起來(lái)的一種新型無(wú)固相水基鉆井液體系，甲酸鈉、甲酸鉀、甲酸銫等具有溶解度高、溶液密度高、結(jié)晶點(diǎn)低的特點(diǎn)。高濃度有機(jī)酸鹽與現(xiàn)有高溫處理劑有較好的配伍性，在高溫濃度條件下仍比較容易形成符合要求的泥漿體系。其優(yōu)點(diǎn)是抗腐蝕、抗鹽性能好，缺點(diǎn)是成本較高。

(3)低膠體鉆井液體系

低膠體水基鉆井液主要加入木質(zhì)素鉻、褐煤和樹脂、高溫濾失控制劑和液體穩(wěn)定劑、聚合物增粘劑，熱穩(wěn)定性達(dá)260℃。這種鉆井液在高溫下的流變性基本與油基鉆井液的一致，但其對(duì)固相含量的控制要求嚴(yán)格。該鉆井液體系在美國(guó)很多地區(qū)的深井中應(yīng)用并取得了良好的效果。

(4)聚合物鉆井液體系(胡繼良等，2012;朱寬亮等，2009)

國(guó)外聚合物鉆井液體系主要有:Magcobor公司的Duratherm system、Baroid公司的 Polynox體系、milpark公司的PYRO-DRILL體系、I.D.F的Poly Tempy體系。這些鉆井液體系有以下特點(diǎn):① 由無(wú)機(jī)鹽Ca(OH)2或KCl和有機(jī)聚合物包被劑及高溫穩(wěn)定劑組成;②熱穩(wěn)定性能好，抗溫達(dá)200℃以上，抗鹽抗鈣能力強(qiáng);③對(duì)環(huán)境污染小。

麥克巴公司研制的低膠體水基鉆井液體系，熱穩(wěn)定性達(dá)260℃，當(dāng)溫度達(dá)204℃，鉆井液的稠度不會(huì)增加。在該鉆井液體系中主要加入木質(zhì)素鉻、褐煤和樹脂、高溫濾失劑和液體穩(wěn)定劑、聚合物增粘劑。在美國(guó)很多地區(qū)的深井中應(yīng)用并取得了良好的效果，順利鉆成一口井深為6089m、井下溫度為236℃的井。

2.2 國(guó)內(nèi)高溫鹽水鉆井液技術(shù)研究現(xiàn)狀

2.2.1 鉆井液處理劑

國(guó)內(nèi)相對(duì)國(guó)外起步較晚，但發(fā)展比較迅速，也研制了大量耐溫200℃以上的抗鹽、抗鈣泥漿處理劑，典型產(chǎn)品見(jiàn)表2。

表2 國(guó)內(nèi)研制的耐溫、抗鹽、抗鈣泥鉆井液處理劑一覽表Table 2 Domestic drilling fluid additives with temperature-，calcium-and salt resistance

從表2可以看出，國(guó)內(nèi)研究的抗高溫抗污染處理劑較國(guó)外還有很大的距離，但經(jīng)過(guò)幾十年的迅速發(fā)展，目前抗高溫抗鹽處理劑的研究與應(yīng)用已經(jīng)取得了長(zhǎng)足的進(jìn)步，現(xiàn)有的產(chǎn)品基本可以滿足200℃高溫以內(nèi)深井鉆井的需要，部分產(chǎn)品性能已經(jīng)達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平，在應(yīng)用方面已經(jīng)積累了一定的經(jīng)驗(yàn)。但是在耐260℃以上、抗鹽、抗鈣達(dá)飽和鉆井液體系的研究較國(guó)外還有一定的差距，因此新型抗高溫、抗污染鉆井液處理劑及體系是我國(guó)今后深井、超深井鉆井研究的重點(diǎn)。

2.2.2 鉆井液體系

國(guó)內(nèi)在抗高溫抗鹽鉆井液體系研究方面，近年也取得了一定的進(jìn)展。

(1)中原石油勘探局鉆井一公司針對(duì)文301井埋藏深、厚度大的破碎泥膏鹽混層段，采用了鉀基聚磺飽和鹽水鉆井液(高云金等，2003)，該鉆井液抑制了鹽膏泥層水化膨脹，防止了因?qū)娱g膨脹性不一致而引起的地層掉塊、坍塌，保證了井壁穩(wěn)定，井徑規(guī)則，滿足了長(zhǎng)鹽層段深井優(yōu)質(zhì)、安全、快速施工的要求。

主要配方:清水+1%LV-CMC+1.5%PSP+1%SS-1(抗溫降濾失劑)+1%FJ-101+0.25%PAMS-900(AMPS多元共聚物)，并用1%JS-1、0.25%A-903膠液調(diào)整切力和濾失量。該鉆井液體系在三開(kāi)階段流變性能一直維護(hù)的很好，逐步加入PSP、SMC，高溫高壓濾失量不超過(guò)15ml，懸浮攜砂良好，在150℃下熱滾16h鉆井液性能維持不變。

(2)西南石油大學(xué)針對(duì)深井水基鉆井液存在的問(wèn)題，研究了抗高溫高密度近飽和鹽水鉆井液體系配方(萬(wàn)秀梅等，2010)，該鉆井液體系溫度可達(dá)180℃，抗Cl-能力達(dá)到15.5×104mg/L，抗鈣能力可達(dá)1%，沉降穩(wěn)定性、封堵能力及防垮塌能力良好。

基本配方:4%基漿+0.5%PAC-HV+15%NaCl+7%KCl+2%GBH+7%SMP-2+5%SPNH+5%PSC-1+6%FT-1+3%CaCO3+2%TRH-Ⅱ+3%pH調(diào)節(jié)劑+加重劑(活化重晶石∶活化鐵礦粉 =2∶1)

(3)中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院通過(guò)優(yōu)選油田現(xiàn)有的處理劑，優(yōu)選了一套抗200℃高溫的超高密度(2.5g/cm3)飽和鹽水鉆井液(張志財(cái)?shù)龋?010)。該鉆井液體系不僅具有良好的穩(wěn)定井壁作用，而且抗鈣污染能力較強(qiáng)(抗0.5%CaCl2)、抗巖屑污染能力強(qiáng)(抗20%巖屑)，滿足了鉆井的需要。

主要配方:1.5%膨潤(rùn)土+6%SMP-3+2.5%SPNH+3%PSC-2+2%TB180+30%NaCl+7%KCl+0.5%SP-80+重晶石至2.5g/cm3+0.1%高溫穩(wěn)定劑SA。

(4)西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究確定以PAADS為主要降濾失劑，復(fù)配磺化處理劑的聚磺抗高溫高密度飽和鹽水鉆井液配方體系(賀明敏等，2010)，該體系的抗溫能力大于200℃，加重至2.3g/cm3，200℃高溫老化后 AV 為 160mPa·s，API失水為7.5ml，高溫高壓失水為11.5ml，具有良好的流變性、失水造壁性和頁(yè)巖抑制性。

基本配方:原漿+2%PAADS+3%SMC+4%SMF+7%SMP-3+3%SPNH+5%SF-260+4%HL-II+30%NaCl+10%KCl。

(5)中原石油勘探局以抗高溫降濾失劑LP527-1、MP488和抗鹽高溫高壓降濾失劑HTASP等作為主處理劑，以SMC、XJ-1為分散劑，配制了密度2.3g/cm3、鹽含量10% ～30%的鹽水鉆井液，該鉆井液經(jīng)過(guò)220℃、16h老化后，表現(xiàn)出良好的高溫穩(wěn)定性，高溫高壓濾失量控制在20ml以內(nèi)，鹽含量15%的鹽水鉆井液具有較好的重復(fù)性，懸浮穩(wěn)定性好，抑制頁(yè)巖水化分散的能力強(qiáng)。

2.3 小結(jié)

從以上國(guó)內(nèi)抗高溫高密度鹽水鉆井液體系的研究情況來(lái)看，目前高密度飽和鹽水鉆井液體系的研究已達(dá)到了較高的水平，最高密度可達(dá)2.3g/cm3。但鉆井液體系抗高溫性能方面最高溫度還不超過(guò)200℃(王松等，2006)，在超高溫高壓飽和鹽水鉆井液機(jī)理的研究也還存在很多空白。

3 需要繼續(xù)開(kāi)展的工作

3.1 機(jī)理研究

超高溫(≥260℃)高壓鉆井液抗高溫作用機(jī)理研究;高污染條件下泥漿流變機(jī)理的研究;抗污染、抗腐蝕作用機(jī)理的研究。

3.2 新材料研制

超高溫(≥260℃)、抗鹽(Na+、Ca2+、Mg2+至飽和)鉆井液處理劑研究，主要包括:抗高溫抗鹽造漿材料、降濾失劑、流變調(diào)節(jié)劑、高溫封堵材料、堵漏材料、潤(rùn)滑劑等材料的研制。且抗污染抗高溫環(huán)保型鉆井液處理劑是未來(lái)科學(xué)鉆探研究的重點(diǎn)。

3.3 配方實(shí)驗(yàn)研究

為增強(qiáng)鉆井液體系抵抗地層侵入物及高溫等因素影響的能力，開(kāi)展高溫抗污染鉆井液、高溫高密度抗污染鉆井液、高溫油基鉆井液等深井鉆井液體系的配方及實(shí)驗(yàn)研究。

3.4 實(shí)驗(yàn)儀器研究

開(kāi)展使用或測(cè)試溫度≥260℃的高溫高壓流變儀、高溫滾子加熱爐及高溫高壓失水儀、高溫高壓堵漏試驗(yàn)裝置、高溫固化試驗(yàn)裝置、高溫潤(rùn)滑儀等儀器的研究。

4 結(jié)論

國(guó)內(nèi)外抗高溫鉆井液技術(shù)有了很大的發(fā)展，研究了大量的處理劑和鉆井液配方。目前耐高溫抗污染鉆井液體系能抗220℃高溫，但同時(shí)其抗鹽能力卻不超過(guò)5%。因此，從目前抗高溫抗污染鉆井液研究來(lái)看，還難以滿足未來(lái)的深井和超深井鉆探需要，對(duì)我國(guó)未來(lái)準(zhǔn)備實(shí)施的萬(wàn)米科學(xué)鉆探，更是面臨諸多挑戰(zhàn)。在耐高溫抗污染鉆井液的作用機(jī)理、造漿材料、處理劑、高溫抗飽和鹽水鉆井液體系、耐高溫檢測(cè)儀器等方面仍需要開(kāi)展大量的研究工作。

Downs J.D，Blaszczynski M，Turner J.2006.Drilling and completing difficult HP/HT wells with the aid of cesium formate brines-A perfomance review［J］.IADC/SPE99068:23-25

Fitzgerald B L，McCourt A J.2000.Drilling fluid plays key role in developing the extreme HTHP，Elgin/Franklin Field［J］.IADC/SPE 59188:23-25

Gao Jin-yun，Guo Ming-xian，Zhuang Yi-jiang.2003.Potassium polysulfonate saturated salt-water drilling fluid technology in well Wen 301［J］.Drilling Fluid ＆ Completion Fluid，20(4):55-56(in Chinese with English abstract)

Hu Ji-liang，Tao Shi-xian，Shan-Wenjun，Liu San-yi.2012.Overview of ultra-deep well high-temperature drilling fluid technology and discussion of its research direction［J］.Geology and Exploration，48(1):155-159(in Chinese with English abstract)

Liu Ming-hua.2002.Synthesis and property of ZYJ-1 filtrate reducer for drilling fluid［J］.Advances in fine petrochemicals，3(6):9-11(in Chinese with English abstract)

Qu Ling-min，Wang Shu-qi，Wang Ping-quan.2011.Research on high temperature stability of high-temperature high-density saturated brine polysulfonate drilling fluid System［J］.Drilling Fluid＆ Completion Fluid，28(4):22-24(in Chinese with English abstract)

Ron Bland，Greg Mullen，Yohony Gonzalez.2006.HP/HT Drilling Fluids Challenges［R］.IADC/SPE103731

Tehrani M A，Popplestone A，Swaco M-1，Guarneri A，Carminati S.2007.Water-based drilling fluid for HP/HT applications［J］.SPE105485

Wang Fu-hua，Wang Rui-he.2009.High temperature calcium and salt resistant polymer thinner JNL-1 for water base drilling fluids:Preparation and evaluation［J］.Oil field Chemistry，26(1):1-4(in Chinese with English abstract)

Wang Guan-qing，Chen Yuan-dun，Zhou Yu-hui.1998.Diffculty-analysis and solution discussion for deep and ultradeep exploration well［J］.Oil Drilling＆ Production Technology，20(1):1-7(in Chinese with English abstract)

Wang Song，Zeng Ke，Yuan Jian-qiang.2006.Research and application of salt-resisting and high temperature resisting and water base drilling fluid system［J］.Journal of Oil and Gas Technology，28(3):105-108(in Chinese with English abstract)

Wang Xiu-mei，Wang Ping-quan.2010.Laboratory research on near saturated brine drilling fluid with high temperature and high density［J］.Chongqing University of Science and Technology，12(2):86-88(in Chinese with English abstract)

Wang Xue-feng，Lu Xiao，Li Guang.2008.Drilling fluids for gypsum formations in well TK1110X of Tahe oilfield［J］.Petroleum Drilling Techniques，20(1):1-7(in Chinese with English abstract)

Wang Zhong-hua.2005.Synthesis of AM/AMPS/Lignosulfonate graft copolymer as filtrate reducer［J］.Advances in fine petrochemicals，6(11):1-3(in Chinese with English abstract)

Wang Zhong-hua.2011.Advances on drilling fluid technology and understanding of the relevant fluid at home and abroad［J］.Sino-Global Energy，16(1):48-60(in Chinese with English abstract)

Xu Cheng-xiao.1987.A new type of resistance to high temperature and deep well mud materials-sepiolite based mud［J］.Oil and Natural Gas Chemical Industry，16(1):15-21(in Chinese with English abstract)

Xu tong-tai，Zhao Zhong-ju.2007.Development in drilling fluid technologies aboard in 2005［J］.Drilling fluid ＆ Completion fluid，24(1):61-70(in Chinese with English abstract)

Zeng Yi-jin，Liu Jian-li.2005.Technical status and developmental trend of drilling techniques in deep and ultra-deep wells［J］.Petroleum Drilling Techniques，33(5):1-5(in Chinese with English abstract)

Zhang Yan.1999.Study of salt water-based mud used for high temperature wells［J］.Geology and Exploration，35(2):61-65(in Chinese with English abstract)

Zhang Zhi-cai，Sun Ming-bo.2010.Research on ultra-high density and thermo-stable saturated salt drilling fluid［J］.Drilling fluid ＆ Completion fluid，27(5):12-14(in Chinese with English abstract)

Zhu Kuan-liang，Wang Fu-hua，Xu Tong-tai，Wang Hai-liang，Lu Shuqin.2009.Status in quo and progress(I):Study and application of high temperature drilling fluid［J］.Drilling Fluid ＆ Completion Fluid，26(5):60-68(in Chinese with English abstract)

［附中文參考文獻(xiàn)］

高金云，郭明賢，莊義江.2003.文301井鉀基聚磺飽和鹽水鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，(4):55-56

胡繼良，陶士先，單文軍，劉三意.2012.超深井高溫鉆井液技術(shù)概況及研究方向的探討［J］.地質(zhì)與勘探，48(1):155-159

瞿凌敏，王書琪，王平全.2011.抗高溫高密度飽和鹽水聚磺鉆井液的高溫穩(wěn)定性［J］.鉆井液與完井液，28(4):22-24

劉明華.2002.抗高溫抗鹽降濾失劑ZYJ-1的合成及性能評(píng)價(jià)［J］.精細(xì)石油化工進(jìn)展，3(6):9-11

萬(wàn)秀梅，王平全.2010.高溫高密度近飽和鹽水鉆井液室內(nèi)研究［J］.重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，12(2):86-88

王富華，王瑞和，王 力.2009.鉆井液用抗高溫抗鹽鈣聚合物降黏劑JNL-1的研制與評(píng)價(jià)［J］.油田化學(xué)，26(1):1-4

王關(guān)清，陳元頓，周熠輝.1998.深井和超深井鉆井的難點(diǎn)分析和對(duì)策探討［J］.石油鉆采工藝，20(1):1-7

王 松，曾 科，袁建強(qiáng).2006.抗鹽抗高溫水基鉆井液體系研究與應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)報(bào))，28(3):105-108

王學(xué)楓，盧 逍，李 廣.2008.塔河油田TK1110X井鹽膏層鉆井液技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，36(2):77-80

王中華.2005.AM/AMPS/木質(zhì)素磺酸接枝共聚物降濾失劑的合成與性能［J］.精細(xì)石油化工進(jìn)展，6(11):1-3

王中華.2011.國(guó)內(nèi)外鉆井液技術(shù)進(jìn)展及對(duì)鉆井液的有關(guān)認(rèn)識(shí)［J］.中外能源，16(1):48-60

徐成孝.1987.一種新型的抗高溫深井泥漿材料-海泡石基泥漿［J］.石油與天然氣化工，16(1):15-21

徐同臺(tái)，趙忠舉，馮京海.2007.2005年國(guó)外鉆井液新技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，24(1):61-70

曾義金，劉建立.2005.深井超深井鉆井技術(shù)現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢(shì)［J］.石油鉆探技術(shù)，33(5):1-5

張 琰.1999.抗高溫鹽水泥漿的實(shí)驗(yàn)研究［J］.地質(zhì)與勘探，35(2):61-65

張志財(cái)，孫明波.2010.超高密度抗高溫飽和鹽水鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，27(5):12-14

朱寬亮，王富華，徐同臺(tái)，王海良，盧淑芹.2009.抗高溫水基鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)(I)［J］.鉆井液與完井液，26(5):60-68