随着我国油气勘探技术的快速发展和开发进程不断加快，勘探开发的重点已经从中浅层向深层、超深层发展，受埋深及沉积环境影响，深部地层岩性复杂多变，井壁失稳问题异常突出。油基钻井液凭借着良好的高温稳定性和强抑制性是复杂深井施工的首选，但在环境保护及钻井液综合成本控制压力下，其推广应用规模受到限制^[1–5]；目前高密度水基钻井液的抗温性能、防塌性能难以满足深井超深井安全钻井需要^[6–8]。因此，研发了抗高温抑制剂和封堵剂，并通过其他抗高温处理剂的优选，构建了抗高温防塌水基钻井液体系，以期为深部油气资源安全、经济、高效开发提供技术支持。

1.   表面水化抑制剂的研制与评价

黏土矿物遇水后会发生渗透水化和表面水化，通过调整钻井液液相活度，能较好地控制泥页岩地层渗透水化引起的井壁失稳^[9–10]；而表面水化的水化势极大，遇水极易发生，常规抑制剂受限于分子结构和相对分子质量，很难控制表面水化作用，研发一种能够较好地控制黏土表面水化的抑制剂是提高水基钻井液防塌性能的关键所在。

1.1   表面水化抑制剂的制备

根据蒙脱石晶层间距和插层吸附抑制机理研究分析得出，为最大程度地拉紧相邻晶层，表面水化抑制剂相对分子质量不能太大，而且分子结构需为二维平面结构；为了提高高温稳定性和耐盐性，分子结构上需要具有耐温基团^[11]。

在N₂保护下向圆底烧瓶中加入四氢呋喃、多乙烯多胺、1,3丙磺酸内脂和吩噻嗪，多乙烯多胺与1,3丙磺酸内脂摩尔比为1∶（0.4～0.8），多乙烯多胺与吩噻嗪摩尔比为1∶（0.01～0.03），室温下搅拌反应4～6 h，得到淡黄色黏稠液体，即为表面水化抑制剂。

1.2   表面水化抑制剂的评价

1.2.1   傅里叶红外光谱测试

采用Thermo Scientific Nicolet iS20型红外光谱仪，测定了表面水化抑制剂的红外光谱，结果如图1所示。

图  1  表面水化抑制剂的红外光谱

Figure  1.  Infrared spectrum of surface hydration inhibitor

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从图1可以看出，峰值3435 cm⁻¹处的吸收峰为—NH₂的伸缩振动吸收峰，2 932 cm⁻¹和2 877 cm⁻¹处的吸收峰是—CH₃的振动吸收峰， 1 580 cm⁻¹为—NH₂的弯曲振动峰，1 462 cm⁻¹为—CH₃的不对称伸缩振动吸收峰，1 383 cm⁻¹为—OH的面内弯曲振动峰，1 116 cm⁻¹为C—N的伸缩振动吸收峰，1 044 cm⁻¹为C—N的不对称伸缩振动吸收峰，623 cm⁻¹处的吸收峰为—SO₃的特征峰，推测表面水化抑制剂中含有伯胺基、叔胺基、醇基、磺酸基及长链疏水基。伯胺基团和叔胺基团作为吸附基团能够最大程度地拉紧相邻晶层，使用磺酸基作为水化基团，可提高产品的抗温性能。

1.2.2   热重测试

取少量表面水化抑制剂置于坩埚中，采用NETZSCH STA 449F5型热重测试仪测定表面水化抑制剂的热稳定性。测试条件为：N₂环境，升温速度10 ℃/min，温度范围30～600 ℃。表面水化抑制剂的热失重曲线如图2所示。

图  2  表面水化抑制剂的热失重曲线

Figure  2.  Thermogravimetric curve of surface hydration inhibitor

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从图2可以看出，室温至100 ℃的热失重约为7.57%，主要是少量的吸附水蒸发所致；温度100～190 ℃时，热失重可归因于所测样品的部分链段分解；温度200～250 ℃时，热失重曲线急剧下降，说明所测样品的结构发生了热分解。研究认为，表面水化抑制剂具有较好的热稳定性，温度190 ℃以下不会发生热分解。

1.2.3   自吸抑制性能测试

将泥页岩样品放置于温度105 ℃烘箱中干燥12 h，待其质量稳定后，记录泥页岩样品的初始质量；然后，将泥页岩悬挂在天平上，泥页岩下端浸入不同质量分数的表面水化抑制剂溶液中，浸入液面深度1 mm，并将天平清零；最后，开启数据采集软件，记录泥页岩质量随时间的变化情况。泥页岩自吸试验结果如图3所示。

图  3  泥页岩自吸试验结果

Figure  3.  Results of self-adsorption experiment of shale

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从图3可以看出，空白泥页岩的自吸水能力较强，总吸水量高达9.24%；将泥页岩置于不同质量分数的表面水化抑制剂溶液中，泥页岩的自吸水能力显著降低，吸水速率逐渐趋于平缓。泥页岩在表面水化抑制剂质量分数为1.0%的溶液中的总吸水量仅为3.63%。研究表明，表面水化抑制剂能显著降低泥页岩的自吸能力，可提高泥页岩地层的井壁稳定性。

2.   纳米封堵剂的制备与评价

井壁失稳地层中碳质泥岩、脆性玄武岩、蚀变玄武岩、煤层微纳米孔缝发育，如果钻井液封堵性能不足，微裂缝会在钻井液压差作用下迅速延展，水相会沿着微裂缝侵入到地层内部。进入泥页岩内部的水相，一方面导致黏土矿物水化膨胀，产生水化应力，降低泥页岩胶结强度；另一方面使地层坍塌压力持续增加，井眼内有效支撑应力逐渐减小，岩石发生结构性破坏后出现分散剥落掉块。

2.1   纳米封堵剂的制备

将Al–Fe–Mg 类双金属层状氢氧化物水滑石纳米材料20 g与去离子水100 mL加入250 mL三口烧瓶中，调节浆料pH值为5.0～7.0，加热至60～80 ℃，保温0.5 h，然后加入α−十六烷基三甲基甜菜碱40～60 g，搅拌速度2 000～4 000 r/min下反应0.5 h，抽滤，烘干，研磨后制得改性纳米封堵剂^[12]。

2.2   纳米封堵剂性能评价

2.2.1   粒径分布测试

取少量纳米封堵剂，用去离子水稀释后滴入样品池中，超声分散30 min后，采用Mastersizer 3000型纳米粒度仪测试其粒度分布特征，测试结果如图4所示。从图4可以看出，纳米封堵剂的粒径分布范围80～350 nm，粒径中值为170 nm。

图  4  纳米封堵剂的粒径分布

Figure  4.  Particle size distribution of nano-scale plugging agent

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2.2.2   热重测试

将纳米封堵剂离心沉淀后，置于真空干燥箱中烘干并研磨成粉。取少量纳米封堵剂置于坩埚中，采用NETZSCH STA 449F5型热重测试仪测定纳米封堵剂的热稳定性。测试条件为N₂环境，升温速度为10 ℃/min，温度范围为30～600 ℃。热失重曲线如图5所示。

图  5  纳米封堵剂的热失重曲线

Figure  5.  Thermogravimetric curve of nano-scale plugging agent

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从图5可以看出，温度30～120 ℃时，质量迅速降低，这是产品中的溶剂蒸发所致；纳米封堵剂分子链起始分解温度为265 ℃，600 ℃后样品质量仍残留61.36%，说明研发的纳米封堵剂具有良好的高温稳定性。

2.2.3   砂盘渗透性封堵性能测试

选择孔径为10 μm砂盘作为渗滤介质，进行砂盘渗透性封堵试验，在钻井液基液中添加不同加量的纳米封堵剂，评价纳米封堵剂的砂盘封堵性能。钻井液基液配方为：4.0%膨润土浆+1.0%PAC–LV+0.2%XC，测试条件为7 MPa/30min。测试结果见表1 。

表  1  不同配方钻井液砂盘封堵测试结果

Table  1.  PPA test results for different drilling fluids

钻井液	砂盘滤 失量/mL	瞬时滤 失量/mL	瞬时滤失 量占比，%
钻井液基液	94.4	11.2	11.8
钻井液基液+1.0%纳米封堵剂	79.2	9.8	12.4
钻井液基液+3.0%纳米封堵剂	51.6	7.4	14.3

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由表1可知，纳米封堵剂能显著降低钻井液基液的砂盘滤失量，纳米封堵剂加量达到3.0%时，瞬时滤失量占比提高了2.5百分点，砂盘滤失量降低了45.3%。研究表明，在压差作用下纳米封堵剂能够快速填充和封堵砂盘表面的孔喉，形成致密的物理封堵层，若同时复配其他微米级封堵材料，可显著增强钻井液的封堵防塌性能^[13]。

3.   抗高温防塌水基钻井液体系构建

在研制2种关键处理剂的基础上，进行了其他处理剂的优选和加量配比的优化，最终形成了密度达 2.00 kg/L、抗温达220 ℃以上的防塌水基钻井液体系，其基本配方为：1.0%～2.0%膨润土OCMA+0.1%～0.2%烧碱+0.2%～0.3%纯碱+2.0%～3.0%抗温抗盐降滤失剂YLJ–1+0.5%～1.0%低黏聚阴离子纤维素PAC–LV+0.5%～1.0%表面水化抑制剂GW–INH+0.5%～1.0%纳米封堵剂GW–NFD+1.0%～2.0%乳化石蜡RHL–1+2.0%～3.0%超细钙+0～5.0%高效润滑剂GW–ELUB+0.1%～0.3%流型调节剂XCD+3.0%～5.0%甲酸钠+6.0%～8.0%氯化钾+重晶石粉。

3.1   基本性能评价

基本配方处理剂选择中值加量，室内测试抗高温防塌水基钻井液老化前后的流变性能和滤失造壁性能，老化条件为220 ℃下滚动16 h，高温高压滤失量测定温度为220 ℃，其他性能测试温度为20 ℃，结果见表2。

表  2  抗高温防塌水基钻井液的基本性能

Table  2.  Basic properties of anti-sloughing and high temperature-resistant water-based drilling fluid

密度/ （kg·L−1）	测试条件	塑性黏度/ (mPa·s)	动切力/Pa	静切力/ Pa		流性指数	稠度系数/ (mPa·sn)	API滤失量/ mL	高温高压滤失量/ mL
				初切	终切
1.20	老化前	18	6.0	1.5	3.0	0.68	223	2.4
	老化后	17	6.0	1.5	3.0	0.67	233	2.2	6.2
1.40	老化前	25	8.0	2.0	5.0	0.69	289	2.4
	老化后	24	7.5	2.0	4.0	0.69	266	2.6	6.4
1.60	老化前	28	9.5	2.5	6.0	0.67	358	2.2
	老化后	26	9.0	2.0	5.5	0.67	345	2.4	6.8
1.80	老化前	35	11.5	2.5	7.0	0.68	424	2.0
	老化后	45	12.0	2.0	6.5	0.72	385	2.2	7.2
2.00	老化前	32	13.0	3.5	9.0	0.63	569	1.6
	老化后	40	9.0	1.5	4.5	0.76	264	1.8	9.0

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由表2可知，抗高温防塌水基钻井液老化前后黏度和切力适中，触变性强，滤失量低，而且流变性不随密度变化发生较大波动。

3.2   抗温性能评价

测试2.00 kg/L的抗高温防塌水基钻井液在不同温度老化前后的流变性和高温高压滤失量，结果如图6所示。从图6可以看出，温度为150～220 ℃时，密度为2.00 kg/L的防塌水基钻井液始终保持适中的黏切和较低的高温高压滤失量，说明该钻井液有良好的高温稳定性，能够满足深井钻井液抗温要求。这是因为研制和优选的处理剂均具有良好的抗温抗盐性能，加入的有机盐甲酸钠也能有效提高体系的抗高温能力^[14]。

图  6  防塌水基钻井液抗温性能评价结果

Figure  6.  Evaluation results of temperature resistance of anti-sloughing water-based drilling fluid

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3.3   沉降稳定性能评价

采用高温条件下钻井液沉降稳定性来衡量现场停泵后钻井液静止状态下加重材料的沉降速度。将密度2.00 kg/L的抗高温防塌水基钻井液在温度220 ℃下热滚16 h，取出冷却至室温，高速搅拌30 min后倒入1 000 mL的量筒中，静置96 h后上、下部密度差仅0.02 kg/L，说明高效润滑剂不影响钻井液的沉降稳定性。

3.4   抗岩屑污染性能评价

分别向密度为2.00 kg/L的抗高温防塌水基钻井液中添加不同加量的辽河东营组灰绿色泥岩钻屑，测试其经过220 ℃高温老化后的流变性和失水造壁性能，结果如图7所示。

图  7  抗高温防塌水基钻井液抗岩屑污染性能评价结果

Figure  7.  Evaluation results of cutting contaminant tolerance of anti-sloughing and high temperature-resistant water-based drilling fluid

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从图7可以看出，随岩屑加量增大，防塌水基钻井液的塑性黏度、动切力和滤失量均呈上升趋势；加入质量分数为3.0%的岩屑后，其黏切和滤失量仍能满足施工要求，说明该钻井液具有较好的抗高黏钻屑污染性能。现场施工时定期补充包被剂，其抗钻屑污染性能还会有所提高。这是因为该钻井液体系具有极强的抑制性，混入钻井液中的岩屑水化程度小，不会对钻井液性能产生波动性影响。

3.5   抗钙污染性能评价

分别向密度为2.00 kg/L的抗高温防塌水基钻井液中添加不同量的CaCl₂，测试其经过220 ℃高温老化前后的流变性和失水造壁性能，结果如图8所示。

图  8  抗高温防塌水基钻井液抗钙污染性能评价结果

Figure  8.  Evaluation results of calcium contaminant tolerance of anti-sloughing and high temperature-resistant water-based drilling fluid

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从图8可以看出，随着钙离子浓度增加，流变性基本无变化，滤失量增加幅度极小，说明该钻井液具有良好的抗钙污染性能。固井施工中，少量水泥及混浆进罐后并不会导致钻井液性能发生波动。

3.6   润滑减摩阻性能评价

采用TC–EP–2A极压润滑仪和NZ–3滤饼黏滞系数测定仪，室温下测试密度为2.00 kg/L的抗高温防塌水基钻井液、被污染的抗高温防塌水基钻井液（高效润滑剂加量为5.0%）和油水比为85∶15的油基钻井液在220 ℃高温老化后的极压润滑系数和滤饼黏滞系数，结果见表3。

表  3  抗高温防塌水基钻井液热滚后的润滑性能

Table  3.  Lubrication Performance of of anti-sloughing and high temperature-resistant water-based drilling fluid

钻井液	极压润滑系数	滤饼黏滞系数
抗高温防塌水基钻井液	0.077 4	0.105 1
防塌水基钻井液+3.0%岩屑	0.160 8	0.122 8
防塌水基钻井液+0.6% CaCl2	0.169 0	0.140 5
85∶15油基钻井液	0.070 4	0.145 9

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由表3可知，高效润滑剂的油膜强度和承载能力较好，抗高温防塌水基钻井液具有较低的极压润滑系数和黏滞系数，润滑性能与油基钻井液相当。

3.7   抑制水化膨胀性能评价

采用OFITE型泥页岩膨胀仪测试页岩在3种强抑制钻井液中的线性膨胀率，结果如图9所示。

图  9  页岩在不同钻井液中的膨胀率曲线

Figure  9.  Expansion rates of shale in different drilling fluids

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从图9可以看出，泥页岩在抗高温防塌水基钻井液中的膨胀率远低于常规复合盐水钻井液，与其在油基钻井液中的膨胀率相差不大，说明其抑制页岩水化膨胀的能力接近于油基钻井液。常规复合盐水钻井液其抑制机理主要是通过多种阳离子压缩扩散双电层作用，防塌水基钻井液同时强化对渗透水化和表面水化的控制，能够最大限度地降低黏土片层的晶格膨胀。

3.8   封堵性能评价

苏里格盒8段（3 885～3 890 m）致密砂岩岩心长度4.703 cm，直径2.529 cm，岩心在50 ℃下烘干48 h，质量62.835 g，岩心空气渗透率为0.036 8 mD；配制矿化度为50 000 mg/L的模拟地层水，抽真空饱和模拟地层水。

进行岩心驱替试验，恒压30 MPa正向驱替模拟地层水，待出口端流量稳定，计算岩心水驱渗透率为0.001 88 mD；反向驱替10～15倍孔隙体积抗高温防塌水基钻井液对岩心孔缝进行封堵，再正向驱替模拟地层水，计算岩心经钻井液驱替后的岩心渗透率，岩心水驱渗透率降低至0.000 27 mD，抗高温防塌水基钻井液对致密砂岩的封堵率达85.6%。研究表明，自主研发的纳米封堵剂复配其他封堵材料能够对地层孔缝进行有效封堵，达到稳固井壁和降低井漏的目的^[15]。

3.9   岩屑滚动回收率评价

分别采用长庆深探区乌拉力克组上部碳质泥岩和辽河西部凹陷沙三段中亚段碳质泥岩，测试了泥岩岩屑在不同液体中的滚动回收率，结果见表4。

表  4  岩屑在不同体系中滚动回收率对比

Table  4.  Comparison of rolling recovery rates of cuttings in different systems

岩屑	220 ℃/16 h下岩屑滚动回收率，%
	清水	防塌钻井液	复合盐水钻井液	全油基钻井液
长庆深探区 碳质泥岩	77.3	93.9	84.2	99.6
辽河深探区 碳质泥岩	71.5	92.1	81.7	97.3

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从表4可以看出，泥岩岩样在抗高温防塌水基钻井液和油基钻井液中的分散性均很弱，说明抗高温防塌水基钻井液能有效抑制岩屑水化分散变软，增强井壁稳定，也有利于提高固相清除效率。

4.   现场应用

抗高温防塌水基钻井液在8口垂深5 000 m以上深探井进行了应用，其中QT−12井、MT−1井和JT−1井井底温度均超过205 ℃，钻遇地层均存在大段碳质泥岩，施工过程中抗高温防塌水基钻井液流变性稳定易调整，携岩能力强，井壁稳定性好，减摩降阻效果突出，未发生任何与钻井液性能相关的井下复杂与故障。下面以地质条件复杂的QT−12井为例，介绍其应用效果。

QT−12井是鄂尔多斯盆地天环坳陷西翼的一口预探井，完钻井深6 436 m，完钻垂深5 968 m，井底温度达到206 ℃。该井乌拉力克组上部为典型的硬脆性碳质泥岩地层，层理、微裂缝发育，裂缝宽度为120～760 nm，为钻井液及滤液侵入提供了天然通道；岩石表面比亲水量较大，水化膜短程斥力将促使微裂缝开裂、延伸和相互贯通，最终容易沿层理、微裂缝等力学弱面发生剪切破坏。

该井四开采用抗高温防塌水基钻井液体系，钻进至5 280 m后逐步补充表面水化抑制剂，降低岩石表面张力和比亲水量，减弱水化膜短程斥力和自吸作用；并加入一定量的纳米封堵剂，提高体系对微纳米孔缝的封堵能力，减少压力传递。现场使用效果可以看出，密度1.95 kg/L的抗高温防塌钻井液体系流变性稳定，井眼净化能力强，沉降稳定性好，起下钻及完井电测均一次到底；防塌效果突出，井径规则，未出现缩径和大肚子井段，四开ϕ152.4 mm井段的井径平均扩大率仅为8.57%；由于地层倾角原因，四开复合钻进时井眼轨迹控制难度大，定向工作量繁重，抗高温防塌钻井液优异的润滑减阻性能保证了定向过程中无明显托压现象，钻压传递顺畅，起出钻头无泥包迹象，磨损程度低，缓解了深层定向托压严重导致钻时慢、压差卡钻风险高及泥岩段钻头泥包等问题。与邻井QT−10井相比，QT−12井机械钻速由4.06 m/h提高至5.53 m/h，钻井周期由160.12 d缩短至70.46 d，复杂情况大幅减少。

5.   结论与建议

1）在选择钻井液合理密度的基础上，强化钻井液抑制性能和封堵性能，减少井壁失稳导致的井下复杂。

2）需要研发抗高温增黏剂和抗钙型环保润滑剂，扩大抗高温防塌水基钻井液体系的应用规模。

3）建议针对不同区块复杂地层分析岩石微观结构与力学性能，为三压力剖面建立、处理剂优选及加量确定提供理论依据。