Drilling Fluid Technology for Complex Deep Cambrian Formationsin Tarim Basin
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摘要:
塔里木盆地寒武系复杂地层具有超深、超高温、超高压及岩性、流体和应力复杂等地质特征，钻井过程中白云岩破碎性地层垮塌、薄层膏岩溶解导致井壁失稳及钻井液污染、钻井液高温稳定性差等问题突出。基于理论分析，提出了“合理密度支撑、随钻多级封堵及封闭浆静态强化”破碎性地层防塌、“欠饱和、低滤失”含膏白云岩地层防卡、“聚合物、磺化材料协同抗温”调控钻井液高温性能的钻井液技术对策。采用抗高温封堵防塌剂、抗高温抗盐聚合物降滤失剂、多尺度宽尺度粒径随钻封堵防塌处理剂、磺化处理剂和抗高温高效润滑剂作为关键处理剂，通过室内试验优选了SMDP-2抗高温抗盐降滤失剂，确定了封堵防塌材料配方和SMJH-1润滑剂最优加量，构建了耐温200 ℃的抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液。该钻井液在QSH1井等3口井进行了应用，表现出良好的抑制性、封堵防塌性和高温稳定性，实现了复杂地层快速钻进。其中，QSH1井下丘里塔格组及阿瓦塔格组井段日平均渗漏量较邻井降低45.6%，井眼扩大率为9.52%，电测、下套管均一次顺利到底，钻井周期缩短30.32%。研究结果表明，该钻井液技术可有效解决温度200 ℃以内的塔里木盆地寒武系复杂地层钻井液技术难点，为该类地层安全快速钻井提供了技术保障。
Abstract:The complex Cambrian formations in Tarim Basin exhibit complex geological characteristics such as large depth, ultra-high temperature, ultra-high pressure, complex lithology, fluids, and stress. Prominent issues during drilling include the collapse of fractured dolomite formations, instability of wellbore due to dissolution of thin gypsum layers, drilling fluid contamination, and poor stability of high-temperature drilling fluids. Based on theoretical analysis, strategy for preventing the collapse of fractured formations through “reasonable density support, multi-stage plugging while drilling, and static reinforcement with closed mud,” strategy for avoiding sticking in “unsaturated and low-filtration loss” gypsum-containing dolomite formations, and strategy for controlling high-temperature performance of drilling fluids through “polymer and sulphonation material synergy against temperature” were proposed. Key treatment agents such as high-temperature resistant plugging and collapse prevention agents, high-temperature resistant and salt-resistant polymer filtration reducers, multi-scale wide-size particle plugging and collapse prevention treatment agents, sulphonation treatment agents, and high-temperature resistant and efficient lubricants were used. Through laboratory experiments, SMDP-2 high-temperature resistant and salt-resistant filtration reducer was selected as the optimal agent, and the formulation of plugging and collapse prevention materials was determined. The optimal dosage of SMJH-1 lubricant was identified and high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid system capable of withstanding temperatures up to 200 °C was constructed. This drilling fluid has been applied in three wells including Well QSH1, demonstrating good inhibitory properties, plugging and collapse prevention properties, and high-temperature stability, achieving rapid drilling through complex formations. In Well QSH1, the average daily leakage rate of the Lower Qulitalik and Awatagulik formations decreased by 45.6% compared to adjacent wells, with a borehole enlargement rate of 9.52%, and downhole logging and casing were completed smoothly, reducing drilling time by 30.32%. The research indicates that this drilling fluid technology effectively addresses drilling challenges in complex Cambrian formations in Tarim Basin at temperatures below 200 °C, providing technical support for safe and rapid drilling in such formations.
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Keywords:
- Cambrian /
- fractured formation /
- dolomite /
- wellbore collapse /
- unsaturated salt water drilling fluid /
- Tarim Basin
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碳酸盐岩油气资源丰富，不断获得油气大发现。近期勘探表明，在更深层、更古老碳酸盐岩地层中存在着更复杂、更多样的油气资源[1–2]。深层碳酸盐岩是我国油气增储上产的重要阵地，主要分布在中西部的塔里木、四川和鄂尔多斯三大盆地。三大盆地碳酸盐岩油气待探明储量300.0×108 t，占国内总待探明油气资源的67%，其中塔里木盆地待探明储量130.7×108 t，具有巨大的勘探开发潜力[3–5]。
塔里木盆地寒武系发育大量岩溶成因的碳酸盐岩储层，是重要的含油气层位，埋深一般在7 000～8 800 m[6]。寒武系自上而下钻遇下丘里塔格群、阿瓦塔格组、沙依里克组、吾松格尔组、肖尔布拉克组、玉尔吐斯组等地层。其中，下丘里塔格群以厚层状深灰色、灰色白云岩为主，阿瓦塔格组以灰色含膏质白云岩、膏质白云岩夹薄层膏岩为主，沙依里克组以厚层灰色白云岩为主，吾松格尔组以灰色白云岩、膏岩、泥膏岩及膏质白云岩为主，肖尔布拉克组以厚层灰色白云岩为主，玉尔吐斯组以深灰色泥岩、粉砂质泥岩为主。塔里木盆地寒武系地层具有超深、超高温、超高压以及岩性、流体和应力等复杂的特性，且多因素共存叠加，给钻井完井工程带来极大挑战[7–8]。受逆冲推覆构造运动影响，自寒武系下丘里塔格群下盘到前寒武系均受挤压作用影响，地层应力集中、破碎性强[9]。阿瓦塔格组、吾松格尔组发育含膏云岩、膏质云岩，夹薄层膏岩，膏岩易溶解[10–11]。地温梯度高，一般为2.13～2.24 ℃/100m，目的层温度一般为190～220 ℃[12]。钻进下丘里塔格组和阿瓦塔格组等地层时掉块阻卡等井下复杂情况频发，钻井液技术已成为制约寒武系优快钻井的瓶颈。
基于上述情况，笔者分析了寒武系复杂地层钻井液面临的技术难点，系统开展了钻井液关键处理剂、钻井液配方和工艺技术研究，取得了良好的现场应用效果，有力保障了重点井的钻井进度。
1. 钻井液技术难点
塔里木盆地寒武系下丘里塔格和阿瓦塔格组地层破碎性白云岩地层垮塌、薄层膏岩溶解导致井壁失稳、钻井液高温稳定性难以控制，是寒武系复杂地层钻井液主要技术难点。
1）破碎性白云岩地层垮塌。寒武系下丘里塔格组与奥陶系蓬莱坝组过渡带地层以及阿瓦塔格组地层顶部整体受到挤压作用的影响存在断裂构造，地层破碎程度高，微裂缝发育，裂缝宽度介于几微米至几百微米之间，井下掉块扫描电镜结果显示，破碎性白云岩地层孔隙直径主要分布在100 nm～100 μm[13–14]，为流体侵入提供了天然通道。岩石以硅质胶结为主，胶结性极差、结构松散，钻井液水力尖劈、钻头转动、钻具扰动都会破坏这种弱胶结结构，持续产生掉块。据统计，塔中ZHH1井在寒武系白云岩地层施工时，因地层破碎、微裂缝发育导致井壁垮塌阻卡、漏失等井下复杂情况频出，单井损失时间长达95.5 d。
2）薄层膏岩溶解导致井壁失稳及钻井液污染。塔里木盆地寒武系阿瓦塔格组、吾松格尔组等地层普遍发育含膏质白云岩、膏质白云岩夹薄层膏岩，膏岩的溶解导致白云岩骨架失去力学支撑，诱发井壁垮塌。同时，薄层膏岩溶解导致钻井液高温稳定性及流变性能恶化、滤失量增大。
3）钻井液高温稳定性差。寒武系超深层钻探面临温度高于200 ℃、压力超过175 MPa的苛刻条件，钻井液处理剂易交联、降解或失效，高温、高密度、高盐环境下钻井液的沉降稳定性、流变性、降滤失性等性能恶化，难以保证井筒稳定性，安全钻进风险高[15]。
2. 钻井液技术研究
2.1 钻井液关键技术对策
针对塔里木盆地深部寒武系地层微裂隙破碎、白云岩夹薄层膏岩和高温高压等特点，制定了钻井液关键技术对策。
1）微裂缝破碎性白云岩防塌技术。为保证寒武系微裂缝白云岩地层稳定，采取“合理密度支撑、随钻多级封堵、封闭浆静态强化”的防塌思路，研选抗200 ℃高温封堵防塌剂[16]，并通过多尺度、宽尺度粒径材料实现微裂缝随钻封堵，起钻前裸眼段替入封闭浆强化静态封堵，提高井浆对微裂缝破碎性地层的封堵效率、降低垮塌风险。
2）含膏质白云岩井壁稳定技术。为减缓寒武系阿瓦塔格组含膏质白云岩中膏岩的溶解速率，选用耐高温欠饱和盐水钻井液，Cl−质量浓度≥140 000 mg/L。筛选抗高温抗盐聚合物降滤失剂，改善滤饼质量、增强滤饼护壁防塌能力[17]。同时，选择合理钻井液密度实现对局部破碎白云岩地层的有效应力支撑，降低高温高压条件下膏岩地层的蠕变速率，最大限度地延长井壁失稳周期，满足寒武系下丘里塔格组及阿瓦塔格组破碎性白云岩地层的安全钻进需求。
3）钻井液高温性能稳定技术。通过研选抗高温抗盐降滤失剂、磺化处理剂、润滑剂及耐高温随钻封堵防塌剂等关键处理剂，同时优化其加量和配比，实现抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液流变性、降滤失性与沉降稳定性的同时兼顾[18–19]。
2.2 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液研究
2.2.1 钻井液构建原则
通过优化抗高温封堵防塌剂、抗高温抗盐聚合物降滤失剂、多尺度宽尺度粒径分布随钻封堵防塌处理剂[20]、磺化处理剂和抗高温高效润滑剂等关键处理剂的加量及配比，实现高温高盐环境下钻井液的流变性、降滤失性和沉降稳定性的协同稳定。
1）在满足钻井施工“安全、优质、高效”的前提下，钻井液关键处理剂优选遵守“低增黏、多功能”原则，优选防塌剂、降滤失剂时充分考虑其封堵性和低增黏性，强化关键处理剂对破碎性地层的封堵防塌[21]。
2）按照“高性价比”原则构建钻井液。寒武系复杂地层埋藏深、钻具摩阻大，存在高温、高压和夹薄层膏岩的特点，要求钻井液关键处理剂和钻井液必须具有一定的抗温、抗盐性能，钻井液具有良好的润滑性能[22]，在安全、经济实用的基础上确定钻井液的最佳配方。
2.2.2 钻井液关键处理剂研究
1）抗高温抗盐降滤失剂优选。降滤失剂不仅要具有改善滤饼质量、控制钻井液滤失量的能力，而且能够提高钻井液胶体稳定性，增强钻井液的抗盐能力，因此降滤失剂与其他添加剂的配伍性直接关系到钻井液的性能。在基浆（配方为4.0%膨润土浆+0.2%纯碱+0.2%NaOH+20.0%NaCl）中分别加入2.5%的纤维素、磺酸盐共聚物、树枝状聚合物封堵降滤失剂（SMDP-2）、腈硅聚合物、树脂复配物等降滤失剂，测试老化前后（老化条件200 ℃/16 h）的黏度和滤失量，结果如图1所示。基浆的基本性能：老化前后的高温高压滤失量均为140 mL；老化前后的塑性黏度分别为17.0和11.0 mPa·s；老化前后的动切力分别为5.0和3.5 Pa。
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图 1 不同降滤失剂耐高温性能的对比Figure 1. Comparison of high-temperature resistance performance of filtration reducers由图1可知，不同降滤失剂对高盐基浆流变性的影响差别较大，树枝状聚合物封堵降滤失剂（SMDP-2）的黏度效应最低，降滤失性能良好。因此，优选SMDP-2作为抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液的降滤失剂。
2）高温封堵防塌剂配方优化。按照石油天然气行业标准“钻井液用沥青类评价方法”（SY/T 5794—2010）优选抗200 ℃高温防塌剂，在此基础上进行超细碳酸钙粒径级配优化试验，基浆配方为4.0%钠基膨润土+1.5%SPNH+1.5%SMP+1.5%SMDP-2+13.0%NaCl+10.0%KCl+ 2.5%高温防塌剂，在200 ℃下老化16 h，高速搅拌20 min后测定高温高压滤失量（200 ℃、3.5 MPa）和PPA滤失量（平均孔径55 μm），结果见表1。
表 1 含封堵防塌剂基浆200 ℃高温老化16 h后的性能Table 1. Performance of base mud containing plugging and collapse prevention agents after 16 h high-temperature aging at 200 °C防塌剂配方 试验条件 高温高压滤失量/mL PPA滤失量/mL 粒径中值/μm 基浆 200 ℃老化16 h 56.0 21.2 6.309 基浆+2.5%超细碳酸钙Ⅰ+1.0%超细碳酸钙Ⅲ+1.0%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 32.6 14.6 12.304 基浆+1.0%超细碳酸钙Ⅰ+1.5%超细碳酸钙Ⅲ+2.5%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 33.2 15.2 9.608 基浆+1.0%超细碳酸钙Ⅰ+2.5%超细碳酸钙Ⅲ+1.0%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 31.8 14.0 10.252 基浆+2.0%超细碳酸钙Ⅰ+1.0%超细碳酸钙Ⅲ+1.5%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 22.8 13.0 11.116 由表1可知，Ⅰ型、Ⅲ型及Ⅶ型超细碳酸钙的配比为4∶2∶3时具有最优的封堵效果。
3）润滑剂优选。采用Fanns EP 212极压润滑剂对多种润滑剂进行性能评价试验。测试基浆密度1.60 kg/L，基浆配方为2.0%钠基膨润土浆+0.5%SMDP-2+重晶石粉；润滑剂评价配方为基浆+2.0%润滑剂，润滑剂发泡率评价配方为2.0%钠基膨润土浆+1.0%润滑剂。试验结果如图2所示（老化条件200 ℃/16 h）。
由图2可知，润滑剂SMJH-1、SKY经200 ℃高温老化16 h后的润滑系数小于老化前的润滑系数，其他润滑剂老化后的润滑系数均大于老化前，但SMJH-1高速搅拌后的起泡量远低于SKY，对流性影响最小，是首选润滑剂。SMJH-1通过在金属表面附着的疏水烃化物的疏水边界层改变钻井液流动液面，使钻井液在套管和地面表面管道流动界面内的固有涡流得到控制，从而降低摩阻压耗。
4）磺化材料优选。磺化材料在抗高温钻井液中发挥着重要作用，室内对3种性价比良好的磺化材料（SMC、SMP-3和SPNH）进行了加量和配比研究，优化了其在抗高温钻井液中的配比。抗高温钻井液基本配方为2.50%钠基膨润土+2.00%SMDP-2+3.00%高软化点封堵剂+ 1.00%SMJH-1+0.15% NaOH，其加入不同量磺化材料时的性能见表2。
表 2 不同磺化材料加量下抗高温钻井液的性能Table 2. Performance of high-temperature resistant drilling fluid with different sulfonated material dosages序号 配方 试验条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa高温高压滤失量/mL 表面张力/
（mN·m−1）0# 基本配方 老化前 32 23 9 200 ℃老化16 h 27 20 7 26.0 57.4 1# 0#+4%SMC+4%SMP-3 老化前 41 33 8 200 ℃老化16 h 27 21 6 17.2 41.0 2# 0#+3%SMC+3%SMP-3 老化前 38 30 8 200 ℃老化16 h 26 20 6 14.4 52.5 3# 0#+3%SMC+3%SMP-3+2%SPNH 老化前 39 31 8 200 ℃老化16 h 26 19 7 14.2 42.5 4# 0#+2%SMC+2%SMP-3+4%SPNH 老化前 32 25 7 200 ℃老化16 h 23 18 5 14.4 46.2 5# 0#+2%SMC+4%SMP-3+2%SPNH 老化前 36 28 8 200 ℃老化16 h 27 20 7 12.2 49.6 使用磺化类处理剂配制钻井液的特点是热稳定性好，高温下可保持较好的流变性和较低的滤失量。由表2可知，高密度钻井液中加入SMC、SMP-3和SPNH后，流变性总体趋于改善，高温沉降性能也进一步提高；当SMC、SMP-3和SPNH的配比为2∶4∶2、总量为8%时，钻井液的流变性最佳，高温高压滤失量及表面活性最小。
2.2.3 钻井液配方及其主要性能评价
1）抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液配方。在优化封堵防塌剂配方，优选抗温抗盐降滤失剂、润滑剂及磺化材料，以及优化刚性封堵剂加量及配比的基础上，进一步优化了配伍性，研制了抗温200 ℃、Cl−质量浓度≥140 000 mg/L的抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液，基础配方为2.0%～5.0%钠基膨润土+0.1%～0.3%纯碱+0.2%～0.4% NaOH+ 1.5%～2.5%SMDP-2+3.0%～4.0%高温防塌剂+2.0%超细碳酸钙Ⅰ+1.0%超细碳酸钙Ⅲ+1.5%超细碳酸钙Ⅶ+2.0%SMC+4.0% SMP-3+2.0% SPNH+1.0%～3.0%单向压力屏蔽剂+20.0%～25.0%无机盐（KCl、NaCl复配）+重晶石粉。室内评价了密度为1.55 kg/L抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后（老化条件200 ℃/16 h）的性能，结果见表3，测定老化后高温滤失后得到的滤饼（见图3）。
表 3 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后的性能Table 3. Performance of high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid before and after aging试验条件 漏斗黏度/s 动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL高温高压滤失量/
mLPPA滤失量/
mL初切 终切 老化前 29 13 3.0 6.0 9.2 老化后 26 15 3.5 6.5 2.6 11.8 10.4 由表3、图3可知，抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液200 ℃老化前后的性能稳定，高温高压滤失量及PPA滤失量低，并形成了薄滤饼，表明该钻井液具有良好的封堵性能。
2）抑制性。采用顺北13-X井井深3 950 m处的三叠系泥岩钻屑，评价抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液的抑制性能，泥岩钻屑在清水及抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液中的回收率分别为15.3%和86.2%，相对膨胀率评价结果如图4所示（老化条件200 ℃/16 h）。泥页岩回收率及相对膨胀率评价结果表明，抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液具有良好的抑制性能。
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图 4 泥岩在抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液中的相对膨胀率Figure 4. Relative expansion rate of mudstone in high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid3）高温高压流变性。使用MCR101型安东帕高温高压流变仪评价抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后的流变性，结果如图5所示。老化条件在200 ℃下滚动72 h，测试压力5 MPa。
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图 5 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后的流变性Figure 5. Rheological performance of high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid before and after aging对比图5中老化前后的流变性可知，高温老化后的抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液具有良好的剪切稀释性，高速剪切条件下仍具有一定黏度，保证了高温条件下的携岩能力。此外，高温老化后的表观黏度与老化前差异小，表明该钻井液在高温高压条件下流变性稳定、无明显增稠效果，具有良好的抗高温性能。
4）沉降稳定性。对于钻井液而言，其沉降稳定系数越接近0.50，沉降稳定性越好；当高温沉降稳定系数不高于0.54时，一般认为该钻井液的稳定性能够满足井下安全作业要投求。钻井液中固相颗粒含量和大小会影响多重光透过钻井液时的背散射光强度，因此可通过对比多重光透过钻井液时背散射光强度随时间的变化，分析固相颗粒在钻井液静置过程中的沉降变化趋势。分别采用沉降稳定系数法和多重光散射法，评价了密度1.55 kg/L抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液在200 ℃下的沉降稳定性，结果分别如图6和图7所示。
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图 6 钻井液高温沉降稳定性试验（沉降稳定系数法）Figure 6. High-temperature settlement stability test of drilling fluid（settlement stability coefficient method）![]()
图 7 钻井液沉降稳定性试验结果（多重光散射法）Figure 7. Settlement stability test results of drilling fluid（multiple light scattering method）由图6可知，抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液在200 ℃下老化不同时间后的沉降稳定系数变化小且远小于0.54，表明抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液能够耐200 ℃高温。由图7可知，抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液长时间静置过程中，处理剂吸附在黏土颗粒表面及处理剂间作用后形成弱凝胶结构，阻缓重晶石沉降，钻井液上部、中部及下部背散射无明显差异，表明其具有良好的沉降稳定性。
5）粒度分布。测定了抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后的粒度分布（200 ℃，密度1.55 kg/L），结果如图8所示。
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图 8 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液高温老化前后的粒度分布Figure 8. Particle size distribution of high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid before and after high-temperature aging由图8可知，抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液中部分大粒径防塌剂、未完全溶解的聚合物降滤失剂等组分经高温老化后重新分散，老化后粒径在20～30 μm的分布频率略微增加，但总粒度分布范围未出现明显变化。对比200 ℃老化前后的粒径分布，老化温度对该钻井液粒径分布无明显影响，表明优选的各组分具有良好的耐温性能，能够保持粒径稳定，有助于保证钻井液的随钻封堵性能。
3. 现场应用
寒武系复杂地层钻井液技术在塔里木盆地QSH1井、XH1井和XH2井等3口井进行了现场应用。XH1井和XH2井均顺利钻穿多套白云岩、膏盐岩互层，无明显掉块、阻卡等井下复杂情况发生，保证了探井的顺利完钻。下面介绍QSH1井的现场应用情况。
3.1 QSH1井寒武系施工概况
QSH1井是中国石化为在塔里木盆地寒武系深层勘探而实施的一口风险探井，该井位于卡塔克隆起东段—古城墟隆起天然气富集区内，以逆冲断裂下盘构造圈闭为目标，在寒武系下丘里塔格群钻遇逆冲断裂，因受逆冲推覆构造运动影响地层破碎。寒武系地温梯度为2.24 ℃/100m，阿瓦塔格组地层温度为185～190 ℃，7 283～8 450 m井段（寒武系下丘里塔格组和阿瓦塔格组）采用抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液随钻封堵微裂缝，成功钻穿寒武系1 167 m大段白云岩地层，解决了破碎性复杂地层的井壁失稳问题。
3.2 现场维护措施
1）强化封堵防塌技术措施，定期补充抗高软化点的高温防塌剂，含量控制在4%以上；根据现场小型试验结果和消耗量，交叉补充超细碳酸钙、单向压力屏蔽剂及纳米封堵剂，使刚性封堵材料总含量控制在8%，并根据井眼通畅情况适时调整不同粒径材料的配比。
2）维持盐含量相对稳定，根据钻井液消耗量定期监测Cl−质量浓度，补充NaCl和KCl，保持Cl−质量浓度大于140 000 mg/L、K+质量浓度大于15 000 mg/L，适度控制薄层膏岩的溶解平衡，提高钻井液的抑制防塌性，保持白云岩与膏岩互层井壁稳定。
3）定期补充抗高温抗盐降滤失剂，严控高温高压滤失量在10 mL以内，减少井壁微孔缝或弱胶结面因水化导致的复杂情况。
4）根据地层压力监测数据，参考钻井液设计，控制微过平衡压力钻进。钻井液密度控制在1.52～1.56 kg/L，保持钻井液液柱压力对井壁的支撑作用，避免因钻井液密度降低引起压力释放造成的井壁失稳问题。
5）每钻进100 m左右或24～30 h，泵入10 m3漏斗黏度达180 s以上、密度比井浆高0.30 kg/L左右的重稠浆塞清扫井底，防止破碎性白云岩掉块堆积导致的卡钻。
3.3 应用效果
1）抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液展现出良好的高温稳定性和控制滤失的能力， Cl−质量浓度始终维持在140 000～150 000 mg/L，在井下高温条件下钻井液漏斗黏度、动切力分别稳定在52～55 s、9～12 Pa，高温高压滤失量控制在9.4～10.2 mL。该钻井液实现了QSH1井寒武系下丘里塔格组和阿瓦塔格组破碎性地层的井壁稳定，同时兼顾了钻井液的高温沉降稳定性、流变性及滤失量。
2）现场应用中，短起下和起下钻总计10次、注重稠浆塞16次，钻具运动摩阻始终控制在100 kN之内，验证井筒内无掉块，取得了良好的携岩洗井效果。
3）在钻进下丘里塔格组和阿瓦塔格组过程中未发生钻井液引起的井下复杂情况；在寒武系复杂井段，取得了良好的封堵、抑制防塌效果；在微孔缝发育的破碎地层，未发生漏失，日平均渗漏量较邻井降低45.6%；应用井段平均井径扩大率为9.52%，电测、下套管均一次顺利到底，钻井周期缩短了30.32%，实现了塔中寒武系复杂地层的安全钻进。
4. 结论与建议
1）塔里木盆地寒武系阿瓦塔格组等复杂地层微孔缝发育，破碎性白云岩地层垮塌、薄层膏岩溶解导致井壁失稳及钻井液污染、钻井液性能高温恶化是钻井过程中面临的主要技术难点，给钻井完井工程带来了极大挑战。
2）通过优选抗高温封堵防塌剂、抗高温抗盐降滤失剂、抗高温润滑剂以及优化磺化材料配比等关键处理剂研究，研制出抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液。室内评价结果表明，该钻井液抗温达200 ℃，具有良好的抑制性、封堵防塌性和高温稳定性。
3）现场应用中，抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液性能稳定。其中QSH1井日平均渗漏量较邻井降低45.6%，钻井液技术应用井段平均井径扩大率为9.52%，电测、套管均一次顺利到底，证明该钻井液及相关技术措施可有效解决温度200 ℃以内的塔里木盆地寒武系复杂地层钻井液技术难点，保障安全快速钻井。
4）受地质构造和沉积环境影响，塔里木盆地寒武系复杂地层埋深跨度大、井底温度有巨大差异，为满足中国深地工程发展要求，建议开展寒武系复杂地层抗220 ℃以上钻井液技术研究。
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图 1 不同降滤失剂耐高温性能的对比
Figure 1. Comparison of high-temperature resistance performance of filtration reducers
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图 4 泥岩在抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液中的相对膨胀率
Figure 4. Relative expansion rate of mudstone in high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid
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图 5 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后的流变性
Figure 5. Rheological performance of high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid before and after aging
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图 6 钻井液高温沉降稳定性试验（沉降稳定系数法）
Figure 6. High-temperature settlement stability test of drilling fluid（settlement stability coefficient method）
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图 7 钻井液沉降稳定性试验结果（多重光散射法）
Figure 7. Settlement stability test results of drilling fluid（multiple light scattering method）
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图 8 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液高温老化前后的粒度分布
Figure 8. Particle size distribution of high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid before and after high-temperature aging
表 1 含封堵防塌剂基浆200 ℃高温老化16 h后的性能
Table 1 Performance of base mud containing plugging and collapse prevention agents after 16 h high-temperature aging at 200 °C
防塌剂配方 试验条件 高温高压滤失量/mL PPA滤失量/mL 粒径中值/μm 基浆 200 ℃老化16 h 56.0 21.2 6.309 基浆+2.5%超细碳酸钙Ⅰ+1.0%超细碳酸钙Ⅲ+1.0%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 32.6 14.6 12.304 基浆+1.0%超细碳酸钙Ⅰ+1.5%超细碳酸钙Ⅲ+2.5%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 33.2 15.2 9.608 基浆+1.0%超细碳酸钙Ⅰ+2.5%超细碳酸钙Ⅲ+1.0%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 31.8 14.0 10.252 基浆+2.0%超细碳酸钙Ⅰ+1.0%超细碳酸钙Ⅲ+1.5%超细碳酸钙Ⅶ 200 ℃老化16 h 22.8 13.0 11.116 
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表 2 不同磺化材料加量下抗高温钻井液的性能
Table 2 Performance of high-temperature resistant drilling fluid with different sulfonated material dosages
序号 配方 试验条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa高温高压滤失量/mL 表面张力/
（mN·m−1）0# 基本配方 老化前 32 23 9 200 ℃老化16 h 27 20 7 26.0 57.4 1# 0#+4%SMC+4%SMP-3 老化前 41 33 8 200 ℃老化16 h 27 21 6 17.2 41.0 2# 0#+3%SMC+3%SMP-3 老化前 38 30 8 200 ℃老化16 h 26 20 6 14.4 52.5 3# 0#+3%SMC+3%SMP-3+2%SPNH 老化前 39 31 8 200 ℃老化16 h 26 19 7 14.2 42.5 4# 0#+2%SMC+2%SMP-3+4%SPNH 老化前 32 25 7 200 ℃老化16 h 23 18 5 14.4 46.2 5# 0#+2%SMC+4%SMP-3+2%SPNH 老化前 36 28 8 200 ℃老化16 h 27 20 7 12.2 49.6
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表 3 抗高温强封堵欠饱和盐水钻井液老化前后的性能
Table 3 Performance of high-temperature resistant, strong plugging, and unsaturated saltwater drilling fluid before and after aging
试验条件 漏斗黏度/s 动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL高温高压滤失量/
mLPPA滤失量/
mL初切 终切 老化前 29 13 3.0 6.0 9.2 老化后 26 15 3.5 6.5 2.6 11.8 10.4
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