在海洋深水油气钻探中，复杂的地质条件和特殊的海底低温高压环境对钻井液性能提出了很高的要求^{[1, 2, 3]}。缅甸西海岸Rakhine深水海域天然气储量丰富,但存在大段水敏性泥页岩地层，前期使用KCl/聚合物水基钻井液钻进时，多次发生井壁失稳、卡钻和钻头泥包等井下故障。后期使用恒流变合成基钻井液，井壁稳定效果较好，但由于该海域环保要求高，在使用合成基钻井液时，对后续的钻井液回收和岩屑处理要求较为严格；同时使用合成基钻井液存在漏失隐患。因此，环境友好型且具有强抑制性的水基钻井液在该海域具有较好的应用前景^[4]。目前，国内外在深水水基钻井液方面已开展了大量研究，但尚未针对缅甸西海岸深水气田开展强抑制性水基钻井液研究。为此，笔者针对该海域的地质情况和钻井工程技术特点，分析了钻井液关键技术，构建了强抑制性水基钻井液HIDril，并针对不同井段的特点进行了钻井液方案设计，以满足缅甸西海岸深水气田钻井的要求。

缅甸西海岸深水气田最大水深约为2 100.00 m，泥线温度最低为4 ℃，主力储层为中部、下部的P2层和M2层，储层渗透率为20~500 mD，最高温度为120 ℃。该气田周边海域前期共钻了20余口井，最大水深770.00 m。根据3D地震资料，该气田发生浅部地质灾害的风险较小，部分地区可能存在天然气水合物层。浅部地层为泥岩和砂岩互层，胶结性差，破裂压力梯度低；中部、下部地层主要为大段水敏性泥页岩夹薄层砂岩。因此，该气田钻井过程中，面临着典型的深水钻井液技术难点，即复杂的深海地质条件造成的窄安全密度窗口和水敏性泥页岩地层井壁失稳问题，以及海底低温高压环境造成的钻井液增稠和天然气水合物生成问题^{[5, 6, 7]}。

缅甸西海岸海域泥线以下约1 200.00 m的Pleist层，主要由泥页岩和砂岩组成，地层胶结性差，破裂压力梯度低，安全密度窗口窄，仅为0.15 kg/L。因此，需要确定合理的钻井液密度，并有效控制钻井液当量循环密度，避免压漏地层。中部、下部的P1、P2层和M1、M2层，主要为大段水敏性泥页岩夹薄层砂岩，泥页岩黏性高，水化造浆性强，容易引起井壁失稳、卡钻及钻头泥包。因此，需提高钻井液抑制泥页岩水化的性能，并提高井眼清洁能力。

缅甸西海岸海域泥线温度约为4 ℃，泥线以下100.00 m处的温度约为6 ℃，海底低温环境对钻井液流变性及其抑制天然气水合物生成的能力提出了较高的要求。该气田为疏松砂岩气藏，并且上部地层也存在含气砂层，为钻井过程中生成天然气水合物提供了天然气来源。因此，优化设计钻井液时需要重点关注其抑制水合物生成的性能。海底低温环境会对钻井液的流变性产生较大影响^{[8, 9]}，传统油基/合成基钻井液在低温高压下会严重增稠^{[10, 11]}，导致当量循环密度过高，引起井漏；恒流变合成基钻井液可在一定程度上缓解这一问题^[12]。相对来说，水基钻井液的低温流变性相对容易控制，但仍需要对钻井液关键组分进行优化，避免低温钻井液黏附振动筛引起跑浆等问题。

分析可知，缅甸西海岸深水气田钻井过程中，需重点解决水敏性泥页岩水化引起的井壁失稳等问题；另外，需减少环境污染，并控制成本。因此，选择强抑制性水基钻井液作为该气田的钻井液，钻井液优化设计思路如下：

浅部地层使用海水钻进，用高黏膨润土浆清扫井眼，重点是保证有良好的井眼清洗效果。三开开钻时建立钻井液循环，钻进水敏性泥页岩地层时，需选用高效页岩抑制剂，以加强钻井液的抑制性，减弱黏土水化，提高井壁稳定性；选择合适的天然气水合物抑制剂，在钻遇含气地层时防止天然气水合物生成与聚集；此外，需优化钻井液组分，保持良好的钻井液低温流变性。根据三压力剖面，确定三开和四开井段的钻井液密度分别为1.08~1.10和1.11~1.21 kg/L。钻开储层时，拟使用低黏土相水基钻井液，以降低储层损害。由于储层段也存在水敏性泥页岩夹层，同样要求钻井液具有较强的抑制性；另外，储层段可能存在少量硫化氢，要求钻井液具有一定的抗酸性气体污染能力；钻井液密度为1.22~1.40 kg/L。因此，需重点研究三开至钻开储层使用的强抑制性水基钻井液。

聚胺具有优良的抑制黏土水化的性能，以其为关键组分的高性能水基钻井液近年来在深水钻井中得到成功应用。针对缅甸西海岸深水气田的水敏性泥页岩地层，以自制聚胺抑制剂SDJA为关键处理剂，考虑钻井液的低温流变性和抑制天然气水合物生成等要求，构建强抑制性水基钻井液。

1) 减小黏土层间距 聚胺可通过静电引力和氢键作用压缩黏土层，减弱黏土水化。利用X-射线衍射仪，测定加入不同质量浓度的聚胺抑制剂SDJA后预水化膨润土的层间距^[13]，结果如图1所示。

图 1 聚胺抑制剂SDJA对黏土层间距的影响 Fig.1 Effect of polyamine inhibitor SDJA on clay interlayer spacing

图选项

由图1可知，加入少量(5 g/L)SDJA即可明显减小黏土层间距，有效抑制黏土水化。

2) 抑制黏土水化造浆 深水水敏性泥页岩水化造浆能力强，会严重影响钻井液的流变性。对SDJA抑制黏土水化造浆的性能进行了评价，结果如图2所示。

由图2可知，在清水中加入膨润土后，浆液的表观黏度、动切力和六速黏度计的6转读数(φ6)大幅增大；当黏土加量超过15.0%后，浆液黏度太大，已超出了六速黏度计的量程；而3.0%SDJA试液的流变参数受膨润土加量的影响较小，且膨润土加量达到35.0%时仍具有较好的流变性，表明SDJA可有效抑制黏土水化造浆。

图 2 试液流变参数随膨润土浆加量的变化 Fig.2 Changes of rheological parameters of the test fluid with the dosage of bentonite slurry

图选项

3) 抑制泥页岩水化分散 利用2种水敏性泥页岩岩样进行滚动分散试验，评价SDJA抑制水敏性泥页岩水化分散能力，并与海洋钻井常用聚合醇抑制剂JLX进行性能对比。结果表明，2种水敏性泥页岩岩样的水化能力极强，在清水中的回收率仅为5.67%和6.40%；而3.0%SDJA可将其回收率分别提高至45.07%和47.03%，远高于3.0%聚合醇的回收率(18.10%和15.81%)，表明SDJA具有较好的抑制水敏性泥页岩水化分散的能力。

1) 黏土的优选 黏土的种类和含量是影响水基钻井液低温流变性的重要因素。首先，测试质量分数为3.0%的蒙脱石浆液、凹凸棒石浆液以及两者混合浆液在4~75 ℃内的流变性，考察深水钻井井筒温度范围内不同类型黏土浆的流变性，结果见表1。

由表1可知，各类型黏土浆均存在一定的低温增稠作用。其中，混合土浆的流变参数随温度变化相对较小，且具有相对较高的动切力和φ6值，有利于在深水大尺寸井眼中携带岩屑和悬浮重晶石。因此，选择混合土浆作为深水水基钻井液基浆。

2) 聚合物增黏/包被剂的优选 钻井液的增黏剂和包被抑制剂主要为高分子聚合物，是调节钻井液流变性的关键组分。测试质量分数为0.1%的深水钻井液常用增黏/包被剂试液在4~75 ℃内的流变性，结果见表2。

由表2可知：XC的流变性受温度影响较小，且具有相对较低的塑性黏度和较高的动切力及φ6值，有利于井眼清洗，优选其为深水水基钻井液增黏剂;低相对分子质量的CAP在低温下可保持较低的黏度，有利于调控钻井液流变性，而HPAM的黏度和切力较高，并且在低温下黏度大幅升高。利用页岩滚动分散试验进一步评价包被抑制剂的抑制性能，结果表明，CAP具有良好的抑制泥页岩分散性能。由此可知，CAP不仅具有良好的包被抑制性，还可避免或缓解因使用高相对分子质量聚合物包被剂引起的低温钻井液黏附振动筛问题，因此优选其为深水钻井液包被抑制剂。

3) 天然气水合物抑制剂的优选 在深水气田钻井过程中，需要重点关注水基钻井液抑制天然气水合物生成的性能。前期开展的天然气水合物抑制剂研究表明，NaCl的抑制效果优于乙二醇，并且NaCl与动力学抑制剂具有协同作用^{[14, 15]}。考虑到NaCl还具有抑制泥页岩水化的作用，因此选择NaCl作为深水钻井液的主要水合物抑制剂，并考察NaCl与PVP复配使用在缅甸西海岸深水钻井中的适用性。利用钻井液的天然气水合物抑制性评价试验装置，模拟海底低温高压环境(4.0 ℃±0.2 ℃，21.0 MPa±0.2 MPa)，通过搅拌(200 r/min)模拟钻柱的转动，考察不同加量NaCl以及NaCl与PVP复配物的天然气水合物抑制效果，结果见表3。

由表3可知：使用20.0%NaCl可保证钻井液中较长时间内无天然气水合物生成；10.0%NaCl与0.5%或1.0%PVP复配使用也具有良好的天然气水合物抑制效果，能大幅降低NaCl用量，降低钻井液成本及密度，可满足缅甸西海岸深水气田钻井中防治天然气水合物的基本要求。

以聚胺抑制剂SDJA为关键处理剂，在优选降滤失剂等其他单剂的基础上^[16]，构建了适合水敏性泥页岩地层的强抑制性深水水基钻井液HIDril。HIDril重点解决大段水敏性泥页岩地层的井壁失稳问题，其配方为：1.0%～3.0%混合土浆+2.0%～3.0%SDJA+0.1%～0.3%CAP+0.1%～0.5%XC+0.3%～1.0%降滤失剂1+1.0%～4.0%降滤失剂2+1.0%～3.0%润滑剂+3.0%～5.0%KCl+10.0%～25.0%NaCl+0.5%～1.0%PVP+重晶石。

钻开储层前，在HIDril钻井液配方的基础上，控制固相含量；加入6%~10%碳酸钙作为暂堵剂，保护储层；使用甲酸盐进一步提高钻井液密度，并可同时提高钻井液抑制泥页岩水化和天然气水合物生成的性能。

测试120 ℃温度下热滚后的HIDril在常温和低温下的流变性和滤失性，结果见表4。

由表4可知，钻井液HIDril老化前后均具有良好的流变性，塑性黏度较低，动切力和φ6值相对较高，有利于井眼清洗。在低温下，钻井液黏度和切力有所升高，但是升幅不大。采用钻井液在4和25 ℃时的主要流变参数的比值来表征流变性受低温的影响。对于三开和四开井段使用的钻井液HIDril，4和25 ℃时的塑性黏度比和动切力比分别为1.35和1.14；对于打开储层后使用的钻井液HIDril，4 ℃和25 ℃时的塑性黏度比和动切力比分别为1.40和1.20，表明该水基钻井液具有良好的低温流变性。该水基钻井液热滚前后的滤失量在5 mL以内，具有较好的滤失造壁性。此外，钻井液极压润滑系数均小于0.1，具有较好的清洁润滑性。

由于缅甸西海岸深水气田储层段可能存在少量硫化氢，测试了储层段使用的HIDril在受到4.0%饱和H₂S水溶液污染后的流变性和滤失性(见表4)。结果表明，该钻井液受到H₂S污染后流变性和滤失性变化很小，表明其具有较好的抗H₂S污染能力。

通过页岩滚动分散试验和膨胀试验，评价HIDril抑制黏土水化的能力，结果见表5。

由表5可知：3种水敏性泥页岩岩样在清水中的回收率都很低，表明其极易水化分散；在HIDril中，回收率大幅提高，最高可达96.33%，并可将黏土膨胀率从34.5%降至约3.2%，有效抑制黏土水化膨胀。由此可知，HIDril具有很强的抑制性，可有效抑制浅部地层及储层水敏性泥页岩水化。

利用钻井液的天然气水合物抑制性评价试验装置，模拟缅甸西海岸深水气田海底的低温高压环境，考察钻井液HIDril抑制天然气水合物生成的能力。结果表明，搅拌16 h后未观测到有天然气水合物生成，表明该钻井液具有良好的抑制天然气水合物生成的性能，可满足该气田安全钻井的基本要求。

按照石油天然气行业标准《钻井液完井液损害油层室内评价方法》^[17]，评价钻井液HIDril保护油气储层的效果，结果见表6。

由表6可知，2种岩心被钻井液HIDril损害后，渗透率恢复率分别为85.57%和91.60%，均大于85%,表明该钻井液具有良好的保护储层的能力。

一开φ914.4 mm和二开φ660.4 mm井段：一开(喷射下导管)和二开井段使用海水钻进，使用高黏膨润土浆清扫井眼。二开钻入水敏性泥页岩地层后，如果井眼失稳及卡钻等问题比较突出，可加大清扫液用量，保证井眼清洗效果；必要时可使用强抑制性水基钻井液HIDril钻进。二开钻进结束后安装水下防喷器和隔水管，建立钻井液循环。

三开φ444.5 mm和四开φ311.1 mm井段：三开和四开井段使用钻井液HIDril钻进，以保证水敏性泥页岩地层的井壁稳定性。钻进过程中需监测振动筛上的掉块情况，并测试敏感性黏土的含量，针对性地调整钻井液密度和SDJA、KCl和润滑剂的加量。

五开φ215.9 mm储层段：为了降低对储层的伤害，同时保证储层段水敏性泥页岩夹层的井壁稳定性，在钻开储层前放掉一部分旧浆，补充碳酸钙和甲酸盐胶液，将钻井液HIDril转换成低黏土相甲酸盐钻井液。在保证钻井液抑制性和储层保护性能的基础上，还需要关注较高温度下钻井液的井眼清洁效果。

1) 针对缅甸西海岸深水气田钻井液技术难点，研制了强抑制性水基钻井液HIDril，其配方为：1.0%～3.0%混合土浆+2.0%～3.0%SDJA+0.1%～0.3%CAP+0.1%～0.5%XC+0.3%～1.0%降滤失剂1+1.0%～4.0%降滤失剂2+1.0%～3.0%润滑剂+3.0%～5.0%KCl+10.0%～25.0%NaCl+0.5%～1.0%PVP+重晶石。

2) 室内性能评价试验结果表明：钻井液HIDril具有较低的黏度、较高的动切力和φ6值，有利于井眼清洗，并且在4 ℃温度下具有良好的流变性；可有效抑制水敏性泥页岩水化，岩屑回收率最高可达96.33%；具有较好的抑制天然气水合物生成的能力和储层保护性能，可满足缅甸西海岸深水气田钻井需求。