超高溫水基鉆井液技術(shù)研究現(xiàn)狀及發(fā)展方向*

張 雁，屈沅治，張志磊，王 韌，程榮超，楊 崢

（中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206）

深部油氣資源是十余年來各國探明儲量的增長主力，不斷突破有效資源保持深度下限。近十年來全球新增油氣探明儲量中有234億噸油當(dāng)量處于四千米以深地層，約為同期新增儲量的六成以上，油氣鉆探最大深度為12869 m［1］。隨著我國塔里木、準(zhǔn)噶爾、川渝、松遼、柴達(dá)木以及南海西部等重點(diǎn)油氣區(qū)塊開發(fā)不斷向深層進(jìn)軍，高效開發(fā)利用深層超深層油氣資源，對提升我國能源保障水平，緩解能源對外依存壓力，保障國家能源安全具有重大意義。實(shí)現(xiàn)深層超深層油氣資源的高效勘探與效益開發(fā)是油氣產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的必由之路。

超高溫鉆井液技術(shù)是實(shí)現(xiàn)深層超深層鉆井的關(guān)鍵核心技術(shù)之一。超高溫鉆井液通常分油基、水基、合成基3 種，慮及減少污染及降低成本等方面的需求，本文主要討論水基鉆井液。在超高溫（205～260 ℃）環(huán)境下［2］，水基鉆井液往往面臨抗溫能力不足，無法安全鉆井的難題，亟需厘清現(xiàn)今超高溫水基鉆井液存在的技術(shù)壁壘，加快研制性能優(yōu)良的關(guān)鍵處理劑，構(gòu)建高效超高溫水基鉆井液體系。

1 水基鉆井液超高溫工況下面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)

水基鉆井液主要由造漿黏土、處理劑、鉆屑及水組成，其效能優(yōu)劣與鉆井液中的黏土、處理劑及其相互作用緊密相關(guān)。聚合物類關(guān)鍵處理劑（如降濾失劑等）在超高溫作用下易發(fā)生高溫降解、交聯(lián)等作用，而黏土礦物易發(fā)生高溫聚結(jié)、表面鈍化等作用，另外，超高溫還會削弱處理劑在黏土表面的吸附作用，影響處理劑效能發(fā)揮。

研究人員針對超高溫（240 ℃）環(huán)境對10 種國內(nèi)外最新研制的抗高溫聚合物類處理劑產(chǎn)品基本性能影響進(jìn)行了研究，具體結(jié)果見圖1［3］。在處理劑及造漿黏土超高溫性能失穩(wěn)的綜合影響下，基于處理劑及黏土礦物類型和含量的不同，鉆井液會發(fā)生高溫增稠、減稠、膠凝、固化、濾失量增加、pH 值失穩(wěn)等變化，進(jìn)而導(dǎo)致鉆井液效能變?nèi)跎踔镣耆А?/p>

圖1 240 ℃老化前后抗高溫聚合物類產(chǎn)品在4%基漿中性能［3］

為保證在超高溫鉆井過程中鉆井液發(fā)揮必要的效能，與淺層常規(guī)鉆井相比會耗費(fèi)更大量的處理劑，且隨著溫度的升高及鉆進(jìn)時間的延長，處理劑消耗增多，深井超深井鉆井液的技術(shù)問題也越難以解決，高效勘探與效益開發(fā)難以實(shí)現(xiàn)。

2 超高溫對水基鉆井液效能影響作用

水基鉆井液解決抗超高溫的難點(diǎn)在于如何調(diào)節(jié)并保障鉆井液在超高溫工況下穩(wěn)定發(fā)揮效能，要解決鉆井液抗超高溫這一技術(shù)難題，需厘清超高溫對水基鉆井液效能影響作用機(jī)理。

2.1 處理劑在超高溫下的降解作用

對無機(jī)處理劑而言，超高溫作用可通過增強(qiáng)無機(jī)離子熱運(yùn)動而提升其穿透能力，但超高溫作用對有機(jī)處理劑的影響則較為復(fù)雜。在超高溫作用下，鉆井液的有機(jī)處理劑易發(fā)生降解作用［4］，聚合物分子鏈斷裂包括主鏈斷裂、親水基團(tuán)與主鏈聯(lián)結(jié)鏈的斷裂兩種，示意圖見圖2。高分子主鏈斷裂使處理劑的相對分子質(zhì)量減小，高分子性能變?nèi)趸蛳?，進(jìn)而部分甚至全部失效；親水基團(tuán)與主鏈聯(lián)結(jié)鏈的斷裂削弱了處理劑的親水性，處理劑的抗鹽、抗鈣能力因此降低，大大影響其效能發(fā)揮。

圖2 超高溫降解作用示意圖［4］

以降濾失劑為例［5］，聚合物降濾失劑在超高溫下發(fā)生降解作用，聚合物分子結(jié)構(gòu)變化嚴(yán)重影響鉆井液的濾失造壁性能，高溫高壓濾失量大幅增加，生成的泥餅厚而虛。處理劑熱穩(wěn)定性差會極大地限制其在超高溫水基鉆井液中效能的發(fā)揮。

2.2 處理劑在超高溫下的交聯(lián)作用

在超高溫下，聚合物類處理劑水溶性分子因不飽和鍵及活性基團(tuán)的存在通常會發(fā)生交聯(lián)或自由基聚合反應(yīng)，使相對分子質(zhì)量增大。溫度超過200 ℃時，鉆井液處理劑分子中羥甲基與活潑氫發(fā)生脫水縮合生成亞甲基橋，導(dǎo)致部分鉆井液處理劑發(fā)生高溫交聯(lián)，且隨著礦化度的升高、離子強(qiáng)度的增加而愈加嚴(yán)重［6］。結(jié)合前述處理劑超高溫降解作用，鉆井液性能受處理劑超高溫交聯(lián)作用影響有正、反兩種可能［7］。若適度交聯(lián)，聚合物的相對分子質(zhì)量適當(dāng)增加，可部分抵消超高溫下降解作用的破壞性，甚至聚合物處理劑會發(fā)生改性增效；但若過度交聯(lián)，則會形成超大分子或體型交聯(lián)高分子，影響聚合物的水溶性，嚴(yán)重時發(fā)生膠凝，喪失鉆井液的流動性及水溶性處理劑的功效，從而影響鉆井液效能的發(fā)揮。

超高溫引起的處理劑降解、交聯(lián)反應(yīng)，對水基鉆井液性能影響是雙面的。在減緩和防止超高溫對處理劑發(fā)生破壞作用的同時，應(yīng)進(jìn)一步適度調(diào)控，合理利用超高溫對處理劑的增效作用，更好地調(diào)整優(yōu)化鉆井液效能。

2.3 黏土顆粒表面處理劑在超高溫下的解吸附作用

處理劑吸附在黏土顆粒表面是其效能有效發(fā)揮的前提，通過多點(diǎn)吸附于黏土顆粒改善體系原有空間架構(gòu)，增強(qiáng)護(hù)膠能力，從而發(fā)揮作用［8］。吸附為放熱反應(yīng)，溫度上升促使平衡向解吸附方向進(jìn)行，另外溫度升高，處理劑分子及黏土顆粒熱運(yùn)動加劇，也不利于吸附。超高溫下，分子熱運(yùn)動加劇，黏土表面吸附的處理劑量顯著減少，解吸附作用導(dǎo)致處理劑的護(hù)膠能力明顯下降，黏土顆粒更為分散，鉆井液熱穩(wěn)定性及其效能受顯著影響，從而導(dǎo)致超高溫濾失量驟增，鉆井液流變性變差。

以聚合物類降黏劑為例［9］，其降黏作用主要有兩方面：一是降黏劑吸附在黏土礦物顆粒表面，增加黏土礦物膠體分散體的Zeta電位，降低其形成空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的可能性，實(shí)現(xiàn)降黏；二是降黏劑與大分子聚合物形成絡(luò)合物，從而削弱聚合物同鉆井液中黏土顆粒間形成的橋聯(lián)結(jié)構(gòu)，或使聚合物分子鏈?zhǔn)芙叼┯绊懚湛s，進(jìn)而調(diào)節(jié)鉆井液流變性。

2.4 黏土顆粒超高溫去水化作用

隨著工況溫度升高，水中的黏土顆粒會發(fā)生水化分散、高溫鈍化、去水化等作用。在超高溫條件下，黏土顆粒去水化作用占據(jù)主導(dǎo)地位，其表面和處理劑分子中親水基團(tuán)的水化能力急劇變差，水化膜變薄，導(dǎo)致處理劑的護(hù)膠能力減弱，出現(xiàn)高溫聚結(jié)、濾失量增大等情況，嚴(yán)重時高溫膠凝、高溫固化同時發(fā)生，使得鉆井液體系性能變差甚至完全失效［10］。

因此，要破解水基鉆井液抗超高溫難題，解決黏土的超高溫去水化問題是關(guān)鍵。去水化程度除受溫度影響外，一定程度上取決于親水基團(tuán)類型。由離子基團(tuán)水化形成的水化膜，高溫去水化作用一般較弱；而通過極性鍵或氫鍵水化的基團(tuán)，高溫去水化作用相對較強(qiáng)。將抗超高溫處理劑加入鉆井液中，這些處理劑分子結(jié)構(gòu)本身抗超高溫的同時，一般還具有超高溫下易與黏土吸附的磺酸基、羥基、胺基等強(qiáng)水化基團(tuán)。

2.5 熱致相分離作用

超高溫下聚合物處理劑水溶液的相態(tài)變化直接影響鉆井液的性能。理論上講，水基鉆井液中各類型聚合物或化合物在超高溫下極有可能發(fā)生相分離，其中一相為聚合物或化合物含量較低的“稀相”，另一相為含量較高的“濃相”，即出現(xiàn)熱致相分離現(xiàn)象。具有低臨界溶解溫度（LCST）的聚合物隨溫度變化發(fā)生分子鏈的伸展與卷曲，直接影響其在固體表面的吸附狀態(tài)。隨著溫度逐漸升高，伸展溶解在水溶液中的聚合物逐漸發(fā)生卷曲變形，當(dāng)溫度超過LCST時發(fā)生相分離。當(dāng)聚合物吸附在固體表面上時，在較低溫度下聚合物分子鏈一端吸附于固體表面，另一端伸展在水溶液中；而溫度超過LCST時，伸展在水溶液中的分子鏈發(fā)生卷曲變形，導(dǎo)致功效大大減弱［11-12］。

圖3 不同溫度下聚合物處理劑的溶解特征及在固體表面的吸附狀態(tài)［11］

3 超高溫水基鉆井液技術(shù)

深井超深井鉆探中鉆井液是關(guān)乎鉆井成敗的關(guān)鍵，本文從關(guān)鍵處理劑及其構(gòu)建的水基鉆井液體系進(jìn)行了綜述。

3.1 超高溫水基鉆井液處理劑

處理劑決定了超高溫水基鉆井液的效能優(yōu)劣。近年來，各國研究人員在超高溫降濾失劑、降黏劑、增黏劑、儲層保護(hù)劑等鉆井液關(guān)鍵處理劑研發(fā)方面開展了大量的研究。

3.1.1 降濾失劑

降濾失劑是油氣鉆井中需求量最大的鉆井液處理劑之一，其對維護(hù)鉆井液性能穩(wěn)定、確保安全高效鉆進(jìn)起到重要作用。在抗超高溫降濾失劑研發(fā)方面，國外研究人員已取得豐碩成果。Dickert等［13］以AM、AMPS及N-乙烯基-N-烷基酰胺（NVNAAM）等為原料研發(fā)的耐高溫降濾失劑，在超過200 ℃時仍具有很好的降濾失效果，所構(gòu)建的鉆井液體系在弱堿性環(huán)境下性能最佳。Patel［14］以AMPS 為聚合單體、MBA為交聯(lián)劑研制了一種抗高溫水基鉆井液降濾失劑，該劑在200 ℃以上仍具有較好的抗溫、抗鈣鎂性能。Thaemlitz 等［15］利用自制的新型聚合物構(gòu)建了一套環(huán)保型抗高溫水基鉆井液體系，該體系的流變、降濾失性能出眾，耐溫230 ℃以上，組成簡單，淡水、海水均可配制，環(huán)境適應(yīng)性強(qiáng)。Soric等［16］以乙烯基胺（VA）和乙烯基磺酸（VS）為原料制備了一種抗溫230 ℃以上的降濾失劑Hostadrill 4706，該劑的抗鹽性能突出，降濾失效果好。以下介紹幾種抗超高溫降濾失劑代表產(chǎn)品［17］：德國巴斯夫公司推出了抗溫達(dá)260 ℃的降濾失劑Polydrill，該劑為一種相對分子質(zhì)量約20×104的磺化聚合物，超高溫下降濾失效果好，可抗鹽至飽和，抗鈣、鎂含量可達(dá)4.5×104～10×104μg/g，在業(yè)內(nèi)被廣泛應(yīng)用。ARCO 公司生產(chǎn)的一種由磺化苯乙烯（SS）和馬來酸酐（MA）共聚制得的降濾失劑Mil-Tem，抗溫達(dá)229 ℃，相對分子質(zhì)量為1000～5000。貝克休斯公司的專利產(chǎn)品Pyro-Trol 和Kem Seal 均為抗高溫降濾失劑，前者由AMPS 和AM 共聚所得，后者由AMPS 與N-烷基丙烯酰胺（NAAM）共聚所得，兩者可配合使用于260 ℃的超高溫地層。

國內(nèi)研究人員針對超高溫水基鉆井液降濾失劑也做了大量工作。常曉峰等［18］合成了抗溫260 ℃的降濾失劑PDANV，該劑以（NH4）2S2O8和NaHSO3為氧化還原體系，由4-乙烯基吡啶、N，N-二甲基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基己內(nèi)酰胺進(jìn)行自由基共聚制得。王中華等［19］合成的由丙烯酰胺、丙烯酰氧丁基磺酸、N，N-二甲基丙烯酰胺三元共聚而成的降濾失劑，在淡水鉆井液、鹽水鉆井液和飽和鹽水鉆井液中均具有較強(qiáng)的降濾失和流型調(diào)節(jié)能力，在240 ℃仍具有較好的降濾失性能。楊小華等［20］合成了抗溫220 ℃，抗NaCl達(dá)36%的降濾失劑PFL-L，該劑熱穩(wěn)定性好，相對分子質(zhì)量低，高溫高鹽情況下的降濾失性能良好，在徐聞X-3井三開長裸眼井段開展的現(xiàn)場應(yīng)用中取得了良好的應(yīng)用效果。羅明望等［21］以AMPS、DMAM、NVP、DMDAAC 為共聚單體，以AIBA 為鏈引發(fā)劑，通過使用鏈轉(zhuǎn)移劑，制備了一種抗溫達(dá)230 ℃、抗鹽20%的低相對分子質(zhì)量的聚合物降濾失劑PANAD。黃維安等［22］以AMPS、DMDAAC、NVP 及DEAM 等共聚得到的超高溫抗鹽降濾失劑HTP-1，抗溫達(dá)240 ℃，已成功在勝科1超深井和泌深1超深井進(jìn)行了應(yīng)用試驗(yàn)。蘇俊霖等［23］研制的一種含有二氧化硅納米顆粒的降濾失劑NFL-1，加入鉆井液后可以改善高分子化合物特性。在3%膨潤土基漿中添加3%NFL-1 降濾失劑，在220 ℃下熱滾16 h后的API濾失量保持在8 mL以下，具有良好的降濾失效果。

3.1.2 潤滑劑

國外抗超高溫水基鉆井液潤滑劑產(chǎn)品豐富，比如Alpine 化學(xué)公司開發(fā)的適用于高溫高壓水基鉆井液的QUICK SLIDE（潤滑懸浮微珠）、BHI公司的LATILUBE潤滑劑、Roquette公司的POLYSORB 75/05/75系列高溫高壓鉆井液潤滑劑。

國內(nèi)研究人員也作了大量工作，楊芳等［24］研究發(fā)現(xiàn)納米碳球表面光滑、強(qiáng)度高，不易破碎，具有良好的潤滑作用，納米碳球在250 ℃下仍具有很好的潤滑效果，當(dāng)加量為0.4%時潤滑系數(shù)的下降率最大達(dá)22.8%，潤滑效果良好。孫金聲等［25］研制的一種含高分子脂肪酸和脂化劑的聚酯化合物的高效潤滑劑GXRH，具有高耐磨性，抗溫達(dá)200 ℃。李斌等［26］以多元醇合成酯為主劑、與極壓添加劑復(fù)配而成的水基鉆井液用潤滑劑SDL-1，抗溫180 ℃并能抵抗30% NaCl、30% CaCl2的污染。邱正松等［27-28］研制了納米潤滑劑SD-NR和潤滑劑SDR，前者通過硅烷偶聯(lián)劑KH570 對納米二氧化硅進(jìn)行超聲表面改性，再與表面活性劑S1、菜籽油等復(fù)配制得，后者通過在植物油提取物中引入硫、磷、硼等活性元素合成出一種鉆井液用極壓抗磨添加劑，再與表面活性劑、基礎(chǔ)油等復(fù)配而成。SD-NR與SDR均可抗溫180 ℃以上，極壓潤滑持效性強(qiáng)，極壓膜強(qiáng)度高。Tian 等［29］選用十二烷基苯磺酸鈉（SDBS）改性石墨烯為耐高溫潤滑劑，在SDBS/石墨烯的輔助下鉆井液在240 ℃老化后仍具有較高的穩(wěn)定性。

3.1.3 降黏劑

國外的抗超高溫降黏劑代表產(chǎn)品有：Anchor公司的高溫穩(wěn)定的聚合物類降黏劑ANCO THIN HTL，Ava 公司的AVALIG 改性褐煤及AVATHIN 木質(zhì)素磺酸鹽處理劑，Baroid公司的THERMA-THIN、BASF公司的ALCOMER 74L 及POLYTHIN、Coatex 公司的COATEX FP 30 S、Ecofluids 公司的ECOSULFONATE、M-I SWACO 公司的SPERSENE I、NOV公司的LIQUI-THIN D、Scomi公司的HYDRO-THIN HT等。

賈敏等［30］合成的超高溫抗鹽低分子聚合物HTP-2，經(jīng)240 ℃老化16 h 后的降黏效果優(yōu)于國外的Descofl，優(yōu)于國內(nèi)經(jīng)220 ℃老化16 h的聚合物降黏劑xy-28，耐溫抗鹽能力強(qiáng)。王富華等［31］研制了抗溫240 ℃的水溶性兩性離子聚合物降黏劑JNL-1，該劑的相對分子質(zhì)量為6000～8000，分子主鏈為碳碳鍵、碳硫鍵及高價陽離子螯合鍵。趙曉非等［32］研制的由苯乙烯、衣康酸等共聚磺化而成的超高溫水基鉆井液降黏劑SSHIA，抗溫260 ℃，加量0.3%時可使淡水鉆井液在260 ℃老化16 h 后的表觀黏度由59 mPa·s 降至32 mPa·s。杜俊濤等［33］以丙烯酸、衣康酸、2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸和苯乙烯為單體合成的兩種降黏劑，降黏劑加量為0.5%時，淡水基漿于260 ℃老化16 h后的降黏率分別為76.81%和59.54%。樊澤霞等［34］研制的由磺化苯乙烯、水解馬來酸酐共聚而成的降黏劑SSHMA，耐溫230 ℃以上，具有抗鹽性，淡水鉆井液中加入0.3%SSHMA 時，在230 ℃老化16 h 后的降黏率大于56%。王飛龍等［35］以St 和MA 為原料制備苯乙烯-馬來酸酐聚合物（SMA），采用氯磺酸進(jìn)一步磺化后得到低相對分子質(zhì)量的水基鉆井液降黏劑磺化苯乙烯-馬來酸酐（SSMA），在289 ℃的熱穩(wěn)定性能良好。

3.1.4 增黏劑

除了發(fā)揮增黏作用外，增黏劑通常還起到調(diào)控鉆井液動靜切力、改善黏彈性、降低濾失量及優(yōu)化泥餅質(zhì)量的作用，從而利于穩(wěn)定井壁和保護(hù)儲層。國外代表產(chǎn)品主要有：意大利Ava 公司的VISCOTRON、哈里伯頓Baroid 公司的THERMA-VIS、貝克休斯BHI公司的MAGMA-GEL等，均可作為增黏劑用于高溫高壓水基鉆井液。Shanmugam 等［36］研究發(fā)現(xiàn)兩種超高相對分子質(zhì)量支化嵌段共聚物（UHMW-BCP）微凝膠能耐受淡水、氯化鉀鹽水和石灰泥漿等不同的水基鉆井液，且具有出色的增黏效果和溫度穩(wěn)定性。

邱正松等［37］以NVCL和SSS為單體、MBA為交聯(lián)劑合成的增黏劑SDTP，加入在淡水基漿及鹽水基漿后經(jīng)220 ℃老化16 h 后的表觀黏度保持率均在90%以上，以此劑為基礎(chǔ)的水基鉆井液體系已在冀東油田深部潛山儲層成功進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用。謝彬強(qiáng)等［38］以NaAMPS、VCL 及DVB 為單體，采用自由基膠束聚合法制備了抗高溫聚合物增黏劑SDKP，該劑在2.5% 低膨潤土鉆井液中抗溫達(dá)230 ℃，在無固相鉆井液中抗溫達(dá)190 ℃，具有良好的耐溫及增黏性能，效果優(yōu)于國外同類代表產(chǎn)品HE300。閆麗麗等［39］以AMPS、DMAM 和AN 為單體，與其他材料進(jìn)行復(fù)配，通過反相微乳液聚合制得了增黏劑PADA，其熱分解溫度為350 ℃，在飽和鹽水鉆井液中抗溫達(dá)170 ℃，表現(xiàn)出良好的增黏、降濾失性能，以該劑為主處理劑的低固相鉆井液體系在乍得Mongo W-1 井成功開展了現(xiàn)場先導(dǎo)試驗(yàn)。張現(xiàn)斌等［40］以AMPS、AM、NVP 和DMAM 共聚合成的耐溫抗鹽聚合物增黏劑ANAD，初始分解溫度為328 ℃，在淡水基漿中抗溫達(dá)230 ℃，在15%鹽水基漿中抗溫達(dá)180 ℃。Xiong等［41］對合成鋰皂石作為水基鉆井液超高溫增黏劑進(jìn)行了研究，合成鋰皂石具有優(yōu)良的增黏能力和熱穩(wěn)定性，可在260 ℃下起作用，且高溫增黏效果優(yōu)于國際上使用的高溫增黏劑。Sun［42］等以丙烯酰胺、對苯乙烯磺酸鈉、馬來酸酐和甲基丙烯酸月桂酯為單體合成了一種疏水締合特性顯著、耐溫耐鹽突出的新型增稠降失水添加劑ASML，該劑通過疏水締合作用增加網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，同時還會吸附在膨潤土表面，給膨潤土帶來更多的負(fù)電荷，保持膠體均勻分散，使得黏度更高、泥餅更致密、流體損失更低。在200 ℃、30%NaCl的情況下，加入ASML后的鉆井液濾失量僅為5 mL，比羧甲基纖維素基鉆井液的低94.3%。

3.1.5 防塌封堵劑

為了解決超高溫地層鉆井過程中井壁失穩(wěn)的難題，國內(nèi)外圍繞封堵防塌展開了大量研究。鉆井液領(lǐng)域常用的封堵劑主要分為瀝青類（乳化瀝青、磺化瀝青和氧化瀝青等）、硅酸鹽類及聚合醇類，其中，瀝青類處理劑的封堵防塌效果最為突出。國外代表產(chǎn)品［43］主要有：Chevron 公司的瀝青磺酸鈉鹽和瀝青磺酸鉀鹽等Soltex 系列產(chǎn)品、AVA 公司的AVATEX 和AVOIL FR/HT 瀝青防塌處理劑、KMC公司的CONFI-TROL HT PLUS高軟化點(diǎn)瀝青產(chǎn)品、BH DF 公司的CARBO-TROL HT 瀝青處理劑和Progress 公司的PRO-TEX 等。此外，貝克休斯公司開發(fā)的MAX-PLEX 鋁基防塌處理劑可通過電性中和、離子吸附和化學(xué)沉淀作用，抑制泥頁巖膨脹。

暴丹等［44］通過耐熱高分子及無機(jī)礦物材料研制了抗高溫高強(qiáng)度的剛性架橋顆粒（SDHTP-1）及堵漏纖維（SDHTF-1），這兩種堵漏材料在220 ℃、高溫老化48 h后仍保持原貌，質(zhì)量損失率小。王偉吉［45］等以苯乙烯（St）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）為單體采用乳液聚合法研制了納米聚合物微球封堵劑SD-seal，該劑的分解溫度在400 ℃以上。謝剛等［46］將哌嗪、二乙烯三胺溶解在水或有機(jī)溶劑中，按比例加入二乙烯基砜，經(jīng)沉淀、洗滌、真空干燥后制得了一種抗溫250 ℃的水基鉆井液用納米聚合物封堵劑，該劑可有效阻礙鉆井液濾液侵入地層?？子碌龋?7-48］研發(fā)了具有剛性結(jié)構(gòu)的抗溫200 ℃的封堵防塌劑SMNA-1，該劑在高溫下仍具有強(qiáng)黏滯性，可滯留于微裂縫處，有效封堵微裂縫。該研究團(tuán)隊(duì)還以瀝青為基礎(chǔ)研發(fā)了抗溫200 ℃高溫的封堵劑FT-200，在新疆順北1-1H井三開井段成功開展現(xiàn)場應(yīng)用。

3.2 超高溫水基鉆井液體系

目前，國內(nèi)外研究人員通過研制各種抗超高溫新材料，已形成多種超高溫水基鉆井液體系。Ava公司的AVAGELTERM、Baroid 公司的THERMA-DRIL、Ecofluids 公司的ECOTHERM、Scomi 公司的 HYDRO-THERM 及威德福公司的WEL-DRILL PLUS 均是較成熟的高溫水基鉆井液體系。Witthayapanyanon等［49］研制的新型鉆井液已在東南亞最高溫井（井底溫度為253 ℃的勘探氣井）成功應(yīng)用，試驗(yàn)過程中未見重晶石沉降，96 h 靜態(tài)老化試驗(yàn)，流變性穩(wěn)定。Elward等［50］研發(fā)的環(huán)保型超高溫水基鉆井液，流變性穩(wěn)定，在246 ℃的莫比爾灣超高溫井的現(xiàn)場應(yīng)用效果良好。Galindo等［51］研制的無黏土高性能水基鉆井液已被成功應(yīng)用于205 ℃的超高溫井，該鉆井液中包括新型合成聚合物型增黏劑、流型調(diào)節(jié)劑、降濾失劑等，流變性能穩(wěn)定。該團(tuán)隊(duì)［52］還研制了抗溫218 ℃的高性能水基鉆井液，新型超高溫聚合物處理劑的加入使其具有良好的增黏性、降濾失性及懸浮穩(wěn)定性。

國內(nèi)針對抗高溫水基鉆井液也進(jìn)行了長期攻關(guān)，目前超高溫淡水鉆井液體系基本能夠抗溫達(dá)240 ℃。孫金聲等［53］研制了一種主要由抗高溫保護(hù)劑、高溫降濾失劑、封堵劑、增黏劑等組成的抗溫240 ℃的水基鉆井液體系，該體系具有良好的高溫穩(wěn)定性、流變性、抑制性和抗鉆屑污染能力，已在準(zhǔn)噶爾、塔里木等地深井成功應(yīng)用。邱正松等［54］以自主研發(fā)的降濾失劑HTP-1及降黏劑HTP-2為基礎(chǔ)構(gòu)建了抗溫245 ℃的超高溫水基鉆井液，有效滿足了河南油田泌深1井深層鉆井需求。楊文權(quán)等［55］以降濾失劑BH-HFL及納米潤滑防塌劑BH-RDJ為主劑構(gòu)建的抗230 ℃的低固相鉆井液，在超高溫下流變性能良好，可有效攜巖，已在楊稅務(wù)區(qū)塊成功開展7口井現(xiàn)場應(yīng)用。許潔等［56］針對松科二井不同高溫井段分別確定了3 套鉆井液配方，即抗溫180 ℃的氯化鉀聚磺鉆井液、抗溫230 ℃的超高溫聚合物鉆井液及抗250 ℃超高溫的甲酸鹽聚合物鉆井液，這3 種體系均具有良好的高溫穩(wěn)定性和剪切稀釋性，且高壓濾失量低，抗溫能力突出。胡小燕等［57］以抗高溫聚合物降濾失劑HR-1和改性腐植酸HS-1與抗高溫封堵劑、高溫穩(wěn)定劑進(jìn)行配伍性研究，構(gòu)建了抗溫270 ℃鉆井液體系。郝少軍等［58］構(gòu)建了柴達(dá)木盆地第一超高溫井堿探1井用抗240 ℃超高溫有機(jī)鹽水基鉆井液，該鉆井液在老化72 h 后，高溫高壓濾失量保持在10 mL 以內(nèi)、潤滑系數(shù)小于0.1、砂床侵入深度小于12 cm，順利完成了堿探1井的鉆探保障任務(wù)。

4 認(rèn)識與展望

油氣勘探開發(fā)的持續(xù)深入對超高溫鉆井提出了更高要求，需要各方配合，協(xié)同發(fā)展，其中，對性能的提升與調(diào)控為超高溫水基鉆井液技術(shù)發(fā)展的關(guān)鍵。

（1）深入研究超高溫水基鉆井液技術(shù)基礎(chǔ)理論。加強(qiáng)探究水基鉆井液抗超高溫作用機(jī)理及性能調(diào)控技術(shù)，細(xì)化鉆井液抗超高溫機(jī)理認(rèn)識，與高分子材料、膠體界面化學(xué)、物理化學(xué)等交叉學(xué)科融會貫通，多維度進(jìn)行鉆井液微觀機(jī)理探究。

（2）研制新型超高溫水基鉆井液處理劑。超高溫處理劑是水基鉆井液發(fā)揮效能的基礎(chǔ)，在優(yōu)化升級傳統(tǒng)鉆井液處理劑的同時，積極探索仿生材料、納米材料等新型材料在鉆井液領(lǐng)域的應(yīng)用，有望實(shí)現(xiàn)性能提升。

（3）構(gòu)建新型超高溫水基鉆井液體系。隨著深層超深層油氣勘探開發(fā)業(yè)務(wù)的不斷開展及日益深入，鉆井液體系的構(gòu)建在考慮抗溫能力的基礎(chǔ)上，還需充分考慮儲層友好、安全環(huán)保、多功能高效能等多個方面。