钻井液抗盐性能测试（钻井液抗盐性能测试标准）

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本文目录一览：

• 1、钻井液主要参数和测定
• 2、乳液聚合物在正电性钻井液体系中的应用
• 3、海相复杂层系钻井液技术
• 4、常见的钻井液性质及控制方式？
• 5、钻井液的性能
• 6、国外深井钻探钻井液发展现状

钻井液主要参数和测定

一
功用：冷却和润滑钻头钻具，携带和悬浮钻屑，泥浆录井时反应地层信息，稳定井壁，平衡地层压力，传递水动力以提高钻进速度和破岩效率等
二
钻井液类型：1.
按密度：非加重和加重钻井液
2.
按与粘土水化性能强弱：非抑制性和抑制性钻井液
3.
按固相含量：地固相和无固相钻井液
4.
按流体介质：水基，油基和气体型三类
近期出现了合成基钻井液。
目前国内得到认可的各种钻井液类型为：
1.分散钻井液
2.钙处理钻井液
3.盐水钻井液
4.饱和盐水钻井液
5.聚合物钻井液
6.钾基聚合物钻井液
7.油基钻井液
8.合成基钻井液
9.气体型钻井流体
10.保护油气层的钻井液
三
主要参数：
密度
流变性
滤失造壁性
润滑性
钻井液的ph和碱度
钻井液的含沙量
钻井液的固相含量
钻井液中膨润土含量钻井液中滤液分析
前几项参数分常规和高温高压两种不同条件
同时前几项的重要性也最大，一般测得就是前几项

乳液聚合物在正电性钻井液体系中的应用

钱晓琳　苏长明　于培志　王琳

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 采用反相微乳液聚合方法合成了乳液聚合物，进行了室内性能评价、中试放大试验与现场试验。结果表明，乳液聚合物易溶于水，可直接加入正电性钻井液中使用，能有效地缩短现场水化及配浆时间；乳液聚合物作为钻井液添加剂，具有良好的增黏、提切和降失水性能，当乳液聚合物加量0.4%时，即可达到钻井液性能的基本要求；生产路线可靠，产品性能稳定，可扩大生产；将乳液聚合物用于正电性钻井液中，在大古1井的现场试验中取得了理想的应用效果。

关键词 微乳液聚合 乳液聚合物 合成 正电性钻井液

Application of Emulsion Polymer in Positive Electricity Drilling Fluid

QIAN Xiao-lin，SU Chang-ming，YU Pei-zhi，WANG Lin

（Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract An emulsion polymer is synthesized by microemulsion polymerization.Laboratory performance evaluation and pilot synthesis and field application of emulsion polymer are studied.The results show that emulsion polymer can be solved easily in water，so it can be added directly in drilling fluid and can effectively shorten drilling fluid preparing time.The emulsion polymer as a drilling fluid additive has good performances of raising viscosity and strengthening shearing force and reducing filtration.When the concentration of emulsion polymer is0.4%，it can meet the basic requirements of drilling fluid performance.A favorable field application effect in well Dadu-1 has been achieved.

Key words microemulsion polymerization emulsion polymer synthesize positive electricity drilling fluid

目前，我国油田用聚丙烯酰胺的产品形式基本为粉剂，现场应用时需要大型的溶解装置。而且聚丙烯酰胺生产工艺均为20世纪90年代引入我国的大块绝热釜式溶液聚合，聚合溶液质量分数低，产物的相对分子质量较小，在制成干粉过程中，高温烘干和剪切作用又容易使高分子链降解和交联，使粉剂产品的溶解性、絮凝性等变差。

乳液聚合也是工业上广泛使用的聚合方法，乳液聚合产物的分子量比溶液聚合物的产物高；聚合产物以胶乳形式生成，若产物直接以胶乳形式使用，操作更加容易；乳液聚合还具备其他一些优点，如聚合热容易传递、聚合速率高和产物分子量易控等。由于这些独特的优点，乳液聚合技术的开发受到很多研究人员的重视。自从20世纪80年代法国科学家Candau［1］首次采用反相微乳液聚合法得到稳定、相对分子质量高、分布窄的聚丙烯酰胺反相微乳胶以来，国内外学者对丙烯酰胺的反相微乳液聚合做了大量研究［2～4］。目前，只有Cytec公司取得了聚丙烯酰胺反相微乳液聚合方法的专利权，国内研究大都处于实验室阶段，离工业化生产的差距较大。本文采用反相微乳液聚合方法合成了可直接作为钻井液添加剂使用的聚丙烯酰胺胶乳产品，探讨了室内合成方法、乳液聚合物性能以及中试放大试验，并将以其为主剂配制出的正电性钻井液，在新疆大涝坝2号构造的大古1井进行了现场试验。

1 乳液聚合物的合成

主要原料：丙烯酰胺、丙烯酸、氢氧化钾、非离子表面活性剂、去离子水、白油均为工业级，引发剂、乙醇、庚烷均为分析纯试剂，高纯氮，转相剂。

合成过程：在装有恒压加料器、搅拌器、温度计和通气排气管（250mL）的4口烧瓶中，加入乳化剂和白油，加热溶解，同时在加料器内加入丙烯酰胺、丙烯酸钾溶液。乳化前加入引发剂，搅拌乳化并通氮气20min。控制一定反应温度至反应转化完全。

聚合反应式：

油气成藏理论与勘探开发技术

用乙醇对乳液聚合物进行分级处理，干燥所得白色粉末研细后在庚烷中搅拌24h，滤饼真空干燥后用于分子量的测定。利用特性黏数法测得乳液聚合物的黏均分子量为7.7×106。

2 乳液聚合物的性能

2.1 乳液聚合物的水溶性

向200mL水中边搅拌边加入乳液聚合物1.0g，实验中乳液聚合物分散迅速，完全溶解时间均小于2min。由此可见，乳液聚合物钻井液添加剂易溶于水，可直接加入钻井液中使用，缩短现场水化及配浆时间，在极短的时间内达到预期的效果。

2.2 乳液聚合物对钻井液性能的影响

用4%膨润土浆作为基浆，在基浆中分别加入乳液聚合物，高速搅拌10min，采用旋转黏度计测试钻井液的流变性。按照石油行业标准SY/T5621-93，采用ZNS-1型中压泥浆滤失测定仪测定API滤失量。

乳液聚合物对钻井液性能的影响见表1。结果显示，乳液聚合物的加入可使钻井液的表观黏度、动切力增大，失水量减少。当乳液聚合物加量为0.4%时，可达到钻井液性能的基本要求，满足上部钻井工程的需要。

表1 乳液聚合物对钻井液性能的影响

2.3 乳液聚合物的抗盐能力

在不同加量的氯化钠的基浆中加入1.2%的乳液聚合物，测试钻井液性能，结果见表2。可以看出，乳液聚合物具有较强的抗钠盐的能力，在加量较少时就显示出好的增黏和降失水效果。适合含高矿化度水的地层钻井及驱油。

表2 乳液聚合物的抗盐能力

3 乳液聚合物中试放大试验

由于反相乳液聚合的影响因素很多，在优化合成工艺的基础上，采用国产工业品为原料，考察了合成工艺的稳定性，探索了聚合物合成的工业化，合成了8个批次的样品，并测试了所有产品的性能。表3是乳液聚合物的特性黏数和黏均分子量。所有产品的黏均分子量稳定，且保持在4.1×106～1.5×107。

表3 乳液聚合物的特性黏数和黏均分子量

在钻井液基浆中加入乳液聚合物，高速搅拌10min，采用旋转黏度计测试钻井液的流变性。按照石油行业标准SY/T5621-93，采用ZNS-1型中压泥浆滤失测定仪测定API滤失量。表4是乳液聚合物对钻井液性能的影响，可以看出，在20%氯化钠盐水钻井液中，所有乳液聚合物均有效降低钻井液滤失量，显著提高钻井液塑性黏度。由此可见，工艺路线成熟稳定，可以进行扩大生产，为现场先导试验打下了良好的基础。

表4 乳液聚合物对钻井液性能的影响

注：1.基浆成分：5%高造浆率膨润土+0.3%碳酸钠+20%氯化钠；2.0.4%为乳液聚合物的有效含量。

4 现场试验

4.1 大古1井概况

大古1井是2006年中国石化西北分公司部署在天山南古生界碳酸盐岩天然气勘探领域的第一口高难度重点预探井，设计井深6400m，目的层位为奥陶系、寒武系。这一区块钻井难度大，不但会钻遇高压盐水层，而且目的层地质情况也比较复杂。

试验层位为新近系吉迪克组、古近系苏维依组、库姆格列木群及白垩系。试验井段：4450～5900m。钻遇地层膏质泥岩、砂泥岩发育，易造成坍塌、阻卡等事故，特别是吉迪克组存在高压盐水层，对钻井液的性能维护提出了更高的要求。

大古1井主要处理剂：KPAM，NH4PAN，WFT-666，SMP-2，SPNH，CXP-2，GMP-3。正电性添加剂：乳化石蜡（RHJ-1）和乳液聚合物（DS-301）。

4.2 室内试验

为了观察乳液聚合物DS-301 对现场钻井液性能的影响，进行了乳液聚合物对井浆性能的影响评价实验（表5）。结果表明，在室内温度下，井浆中加入0.3%DS-301后对原钻井液塑性黏度和动切力有微弱增大的趋势，瞬时失水增大但对API失水量几乎没有影响，可以入井试验。

表5 乳液聚合物DS-301对井浆性能的影响

注：1.表中T∗为中压失水实验中失水流出的时间，单位为s；2.实验井浆的其他性能如下：密度为1.56kg/L，pH值为8.5，Vs为21.8%，Vb为39g/L；3.实验过程均为6000r/min，高速搅拌20min测量其性能。

4.3 入井试验

大古1井是中石化的重点预探井，钻探的目的在于发现和保护油气层，按新的录井标准（或规范）全烃含量（基值）必须控制在0.5%以内，超过此值后必须停钻处理钻井液。按循环周慢慢加入100 kg DS-301。加入前钻井液的全烃值为0.15%，1.5个循环周以后钻井液的全烃值最大达到0.17%；在对比性不太强的情况下，钻井液的漏斗黏度增加2s，PV和YP有微增的趋向。从对比实验中发现：加入DS-301后钻井液的瞬时失水增大但钻井液的API失水没有太大的变化。

4.4 应用效果

（1）钻井液包被抑制性强、钻屑成型度好、棱角分明。大古1井二开钻屑照片如图1所示。可以看出，钻井液良好的防塌抑制性使大古1井在整个二开施工过程中返出的录井岩屑层次极为分明，成型度极好，PDC钻头切削的痕迹几乎没有任何变化。

图1 大古1井二开钻屑照片

（2）短起及起下钻极为顺利，无任何阻卡现象。大古1井二开2300～4964m井段总共短起17次，每次短起都畅通无阻，没有任何阻卡现象，短起下一次到底率为100%。充分说明了二开钻井液携岩洗井效果好、润滑性良好。

（3）钻井液抗污染能力强，成功穿越多套纯石膏层和高压盐水层。大古1井4802m岩屑照片图2所示。根据实钻资料分析和地质录井提示：大古1井二开钻遇了两层可能的高压盐水层，分别是：4746～4748m段和4859～4860m段；钻遇的3套纯度较高的石膏层是：4754～4756m段、4800～4802m段和4820～4822m段，纯石膏含量达到50%～70%。尤其是在4514m进入大段的膏质泥岩以后，增加了抗盐抗钙处理剂用量，钻井液性能一直保持相对稳定。

图2 大古1井4802m岩屑照片

（4）井径极为规则，井身质量优秀。大古1井二开电测井径曲线如图3所示。图3显示出，φ311mm钻头井眼最大井径为353mm，最小井径为278mm，平均井径为329mm，平均井径扩大率为5.76%，整个二开没有出现“大肚子”井段，充分说明了该井段钻井液防塌抑制性极强，钻井液和钻井工程施工措施到位。大古1井三开井径曲线如图4 所示。通过对大古1井三开井径的统计分析，三开平均井径扩大率为3.03%。

图3 大古1井二开井径曲线

图4 大古1井三开井径曲线

① 1 英寸=0.0254m

（5）钻井液清洁，没有出现任何钻头和扶正器泥包现象。大古1井二开钻井施工中使用一只牙轮钻头、两只PDC钻头（一只DBS三次入井、一只保瑞特钻头）总计5趟钻。从未因钻井液的问题进行起钻，每趟钻起出的钻头、扶正器、钻杆接头处均无任何泥包现象。这正说明了钻井液携岩效果好、钻井液清洁。

（6）全烃值及荧光级别控制良好。整个二开、三开钻井施工中，通过对入井处理剂全烃值和荧光级别的密切监测，并对有些处理剂的加量进行调整和控制，使全烃值大多控制在0.25%以下，保证泥浆录井资料的真实性和准确性。

5 结论

采用反相微乳液聚合方法合成了可作为钻井液添加剂使用的乳液聚合物，具有良好的水溶性、增黏、提切、降失水和抗盐性能，当乳液聚合物加量0.4%时，即可达到钻井液性能的基本要求。乳液聚合物中试放大试验结果表明，工艺路线成熟稳定，可以进行扩大生产。

乳液聚合物用于正电性钻井液中，在新疆大涝坝2号构造的大古1井的现场试验表明，钻井液包被抑制性强、钻屑成型度好、棱角分明；短起及起下钻极为顺利、无任何阻卡现象；钻井液抗污染能力强、成功穿越多套纯石膏层和高压盐水层；井径极为规则、井身质量优秀；钻井液清洁、没有出现任何钻头和扶正器泥包现象；全烃值及荧光级别控制良好，取得了理想的应用效果。

参考文献

［1］Leong Y S，Candau F.Inverse microemulsion polymerization［J］.J Phys Chem，1982，86（12）：2269～2271.

［2］哈润华，侯斯健.（2一甲基丙烯酰氧乙基）三甲基氯化铵一丙烯酰胺反相微乳液共聚合特征研究［J］.高等学校化学学报，1993，（14）：1163～1166.

［3］王德松，罗青枝.高单体浓度范围丙烯酰胺反相微乳液聚合［J］.高分子材料科学与工程，2003，19（4）：79～81.

［4］刘祥，晁芬，范晓东.高固含量聚丙烯酰胺反相微乳胶的制备.精细化工，2005，22（8）：631～633.

海相复杂层系钻井液技术

我国海相地层分布区域广阔，钻探难度大，主要表现是深处的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫以及高陡构造，而且地层可钻性差、井眼稳定性差。在海相地层钻探施工中遇到的主要问题是：①地层疏松、破碎、溶洞多、裂缝发育，产层多、产量高、压力系统复杂，造成井漏频繁且垮塌严重；②膏盐层的存在给钻井工作带来很大的困难；③海相地层埋藏深，高温高压给钻井液带来抗高温技术和高密度钻井液问题。

3.3.6.1 防漏堵漏技术

多年的勘探实践表明，在海相地层的钻探施工中常常钻遇漏失问题，部分井严重漏失。以四川盆地为例（为我国比较典型的海相沉积地层），钻探时整个盆地均存在不同程度的井漏，统计结果表明，中国石化川东北探区的井漏发生率为80%。从发生井漏的数量看，海相地层以嘉陵江组和飞仙关组为较多，但陆相地层和海相地层在漏失的处理上有很大区别，陆相地层以单纯漏失为主，海相地层多为喷漏同层。这也决定了川东北地区陆相和海相地层在防漏和堵漏技术上有着很大区别。

（1）海相地层漏失特点

1）覆盖型海相地层漏失。川东北地区海相地层大多覆盖有厚度为2000～5000m不等的陆相地层，这类井漏主要是小溶蚀孔洞与裂缝连通引起，一旦提高钻井液密度便会发生严重漏失，严重时失返。

2）海相地层直接暴露于地表（雷口坡组出露于地表）。这种地层一般均会发生非常严重的漏失，处理难度也极大，比较典型的如近期完成的金鸡1井和早期完成的大天8井等，这主要是由于碳酸盐岩长期受到地表水的溶蚀和风化作用，形成以溶洞和大裂缝为主的漏失通道。

3）海相灰岩沉积地层的裂缝型漏失。以飞仙关组的漏失比较典型，程度亦比较严重，而在长兴组及其以下地层，由于受套管程序限制，多为不同压力系统之间的失衡性漏失，以压裂性或诱导性漏失为主。

（2）海相地层防漏措施

根据现场实践经验，进入海相地层以后，除应在作业工艺上遵循一般的防漏规则外，还应注意做到以下几点：

1）在设计和选用钻井液密度时，应使钻井液静液柱压力低于地层破裂压力或漏失压力，但要高于地层孔隙压力，在防止井漏的同时防止井喷。对于漏失压力较低的薄弱地层，可有计划地进行人工封堵以提高其承压能力，之后谨慎提高密度恢复钻进。

2）钻进渗透性较好的海相地层时，应适当提高钻井液的黏度和切力，降低滤失量，提高泥饼质量，增强造壁和护壁能力，这样可以提高地层的漏失压力，减少漏失量。

3）堵漏或承压作业结束后加重钻井液时，应根据井下情况逐渐增加钻井液密度，使承压能力较低的井段对钻井液液柱压力有一个逐渐适应的过程。

4）石灰岩裂缝发育带、溶蚀孔洞集中带等容易发生漏失，而且这类地层大多是很好的油气储层，容易出现钻井液密度稍高则漏、稍低则涌的情况，现场堵漏困难很大，实际作业中应尽可能采用平衡压力工艺小心穿过漏层，再以人工承压方式设法提高易漏层的承压能力。

5）海相地层埋藏较深，在6000m以深的超深井井身结构中，下部井眼多以Φ149.2mm钻头完成。在这种条件下使用高密度钻井液时，在保证有效悬浮加重剂前提下，尽可能降低钻井液动切力和静切力，以降低环空流动阻力。

6）钻进海相地层时，在确保钻井液流变性能良好的前提下，应适当加入部分具有封堵、成膜、填充效应的功能性材料，如各种微细纤维、非渗透剂和具有微裂隙弥合功能的涂敷性材料等，以提高泥饼的护壁防漏能力。

（3）海相地层堵漏技术

海相地层的漏失比较普遍，以川东北地区为例，该地区几乎涉及所有类型的漏失，施工作业时也采用了各种堵漏技术，主要包括：①随钻堵漏技术；②桥浆间隙关挤复合堵漏技术；③无渗透承压封堵技术；④桥浆+MTC堵漏技术；⑤低密度中（高）强度膨胀型堵漏工艺技术；⑥投料注塞堵漏技术；⑦凝胶+MTC+水泥复合堵漏技术；⑧高膨胀吸水树脂堵漏；⑨胶凝坂土+桥浆复合堵漏技术；⑩静止堵漏技术；⑪清水强钻解除井漏技术；⑫水泥堵漏技术。综合近年来堵漏技术的应用情况，上述12种堵漏技术在海相地层全部进行过试用，也均见到了一定的效果，但没有哪一种方法能够成功的处理大部分的漏失，这主要是由于海相地层漏失情况比较复杂，而已经投入使用的各种堵漏技术均有很多局限性，每一种技术只适应部分漏失的封堵。综合已完成井的堵漏经验，认为在海相地层钻进遇到漏失时应优先选用以下堵漏方案。

1）以无渗透承压封堵剂进行堵漏。这种技术比较适合于封堵海相地层的微裂隙和溶孔性漏失地层，能够在有效保护储层的前提下封堵漏失层，并能够提高地层承压能力，川东北地区的毛坝4井、矿3井、龙17井、大田1井等均进行过实际应用。

2）高滤失量浆液堵漏。已经使用过的堵漏用高滤失量浆液的配方有如下几种：①（膨润土含量45～60kg/m3）+1.5kg/m3石灰+140kg/m3（硅藻土粉与石棉粉（粒度细于60目）的混合物，配比为2∶1）+15kg/m3云母（60目以细）+15kg/m3核桃壳（40～60目）+10kg/m3锯末（40～60目）+3kg/m3皮革屑。该配方推荐用于处理渗透性漏失；②预水化膨润土泥浆（膨润土含量30～45kg/m3）+1.5kg/m3石灰+140kg/m3硅藻土粉（石灰石粉）+25kg/m3颗粒状材料（核桃壳粉等）+10kg/m3术屑或甘蔗渣（20～40目）+3kg/m3纸屑+8kg/m3塑料片，该配方推荐用于处理部分漏失；③预水化膨润土泥浆（膨润土含量30～45kg/m3）+1.5kg/m3石灰+140kg/m3硅藻土粉（石灰石粉）+25kg/m3颗粒状材料（核桃壳粉6～12目）+8kg/m3木屑或甘蔗渣（粗—中）+3kg/m3纸屑+8kg/m3塑料片，该配方推荐用于处理完全失返性漏失。

3）低密度中—高强度膨胀型堵漏工艺技术。这种堵漏技术主要用于封堵大裂缝、大通道等漏失井段，适合于对严重漏失地层封堵后进行井壁加固，并对破碎漏失地层具有一定的胶结作用，处理后的漏失层具有一定的承压能力。金鸡1井雷口坡组306～1500m井段的大溶洞、大裂缝堵漏即使用了该技术，实践证明效果较好。

4）高膨胀吸水树脂堵漏技术。高膨胀吸水树脂堵漏工艺技术应用较为广泛，可用于处理各种类型的漏失，该技术实施的关键是树脂颗粒与漏失通道的匹配是否合理，颗粒太大时无法有效进入漏失通道，颗粒太小又不能有效停留在漏失通道中，均不容易见到效果，这也是该技术实施的主要难点所在。

5）桥塞堵漏技术。桥塞堵漏是利用不同形状、尺寸的惰性材料，以合理配比混于钻井液中直接注入漏层的一种堵漏方法。其中刚性颗粒在漏失孔道中起架桥和支撑作用，不同的刚性颗粒可以在不同尺寸裂缝孔道中起到架桥和支撑作用。柔性颗粒容易变形，利于架桥和充填，因而最大粒径可以大于裂缝宽度。关键在于架桥颗粒与漏失通道的匹配以及各种颗粒配伍是否合理。

6）复合化学剂堵漏技术。比较常用的化学剂堵漏方法是聚丙烯酰胺絮凝物+交联物堵漏，该工艺以聚丙烯酰胺作为主要絮凝剂，使用时加入到钻井液或水泥浆中，可以加速固相颗粒的凝聚过程，当堵漏浆液进入漏失通道时，固相颗粒快速絮凝并将水分挤出，形成可压缩性良好的棉絮状类纤维物质，能有效填塞孔道。根据漏层性质，聚丙烯酰胺堵漏浆液的成分可以任意调整。常用配方有以下两种：①水+（10%～15%）膨润土+（0.2%～0.5%）聚丙烯酰胺（或水解聚丙烯酰胺）+（2%～3%）胶体磺化沥青+重晶石配成胶凝稠浆，挤入漏层后在孔喉或微裂缝处形成堵塞；②聚丙烯酰胺+重铬酸钾和硫代硫酸钠等配成黏弹性凝胶堵剂。该剂胶凝时间可调，无卡钻危险。

7）复合化学活性物质堵漏。比较常用的堵漏方案为清水670kg+抗盐土75kg/m3+烧碱6kg/m3+纯碱6kg/m3+聚合物6kg/m3+氯化钠340kg/m3+狄塞尔160～200kg/m3+核桃壳粉100～130kg/m3+蚌壳渣120～150kg/m3+加重剂，密度可以在1.30～2.10kg/L调节。也可以根据漏层情况加入适量中细纤维等，保持滤失量100ml，黏度80s以上，泵至漏失井段挤入漏层4～10m3，静止24h堵漏。

8）裸眼井段出现高、低压层共存情况时，如果高压层位比较明确，则在钻开高压层之前对裸眼井段进行人工承压作业，并采取相应措施提高地层承压能力；如果高压层属于突然打开，则应在确保井控安全的前提下向漏失层位注堵漏浆，可以采用平推或反挤工艺注堵漏液，尽可能提高漏失层段承压能力。

9）膨胀管堵漏技术。可针对各种大型漏失层，其应用条件是漏失层位要准确，且已确认钻穿了漏失层。

（4）应用情况

1）川东北地区黑池1井。黑池1井自下沙溪庙组到嘉陵江组均存在比较明显的漏失，其中以须家河组地层的漏失最为严重，共发生井漏60次，漏失钻井液3342m3。其中海相地层嘉陵江组发生井漏3次，漏失钻井液213.9m3，属于自然漏失量较高地层。引起漏失的主要原因有：①裂缝发育，连通性好，张开程度大小不等；②该井地处高陡构造，破碎地层较多，承压能力低；③地层岩性变化大，夹层多，交界处完整性差。该井发生漏失以后，曾采用以下几种技术手段进行处理，取得了一定的效果：

A.桥塞堵漏。配伍组合为40～120kg/m3FDL（复合堵漏剂）+40～80kg/m3SDL（随钻堵漏剂）+40～80kg/m3DF（单向压力封闭剂）+40～80kg/m3核桃壳（2～9mm）+20～60kg/m3碳酸钙（CaCO3），采用惰性材料配伍方案进行封堵以后可以达到快速止漏，但钻进时容易发生重复性漏失，效果不稳定，不利于提高施工效率。

B.利用超低渗透钻井液进行封闭堵漏承压。即不添加任何常规堵漏材料，只凭借非渗透剂的特殊物理化学特性对地层裂缝进行封堵，实践表明，这种作业技术对比较小的漏失特别是对于渗透性漏失效果特别明显，但不适合封堵大裂缝性漏失层，即便是完成了封堵过程，效果也不稳定，很容易再次漏失。

C.无渗透+桥堵复合封堵方案。将桥堵技术与无渗透技术结合，通过长时间憋压，将弹性堵漏材料挤入地层裂缝中，同时利用无渗透承压封堵漏剂在井壁形成非渗膜，最终达到堵漏目的。由于该井漏层多、分布段长，这种作业方案同样没能达到提高承压能力至1.60kg/1的要求。

D.采用低密度膨胀型堵漏材料处理井漏。主要参考配伍方案为：23kg/m3MV-1+18kg/m3SD-HV+23kg/m3SD-ST+16kg/m3SD-D+23kg/m3SD-A+11.5kg/m3SD-R+11.5kg/m3MF-1+295kg/m3MF-2+34kg/m3FDL+23kg/m3核桃壳+182kg/m3水泥，配制好以后的堵漏液其漏斗黏度330s。经过两次挤注候凝，使地层承压能力由1.50kg/L提高至1.61kg/L，取得了一定效果。

E.水泥堵漏。该井三开上部井段进行了5次注水泥承压施工，将地层承压能力由1.40kg/1提高至1.70kg/L，效果较为明显，但现场情况表明，以该方案进一步提高承压能力显然不现实。

2）塔深1井。塔深1井为布于我国西部塔河油田的一口特深井，正常钻至井深6237.4m发生井漏，至6800m（四开中完）采取多种堵漏方法进行堵漏施工14次，效果不明显，期间共计漏失钻井液5624.5m3。后采用低强度膨胀型堵漏技术、中强度膨胀型堵漏技术分别对6633.1～6130m、6317～6130m井段进行封堵承压，最终使漏失井段由原来的不能承压到承压7.4MPa，并顺利固井。施工时采用的低强度和中强度膨胀型堵漏配方如下：

A.低稠化度堵漏浆配方。以现场的高矿化度水与井浆以2∶1混合，按照下列配方配制堵漏液：5～20kg/m3SD-D（密度调节剂）+20～30kg/m3SD-A（低密度油层保护剂）+10～20kg/m3SD-R（流型调节剂）+10～20kg/m3低密度提黏剂+20～30kg/m3SD-V（高效提黏剂）+20～30kg/m3SD-HV（填充加固剂MF-1）+50～60kg/m3MF-2（填充加固剂）+200～300kg/m3SF-1（悬浮稳定剂）+20～30kg/m3棉子皮+10～20kg/m3锯末+20～30kg/m3云母（可根据现场搅拌情况灵活掌握）。

B.中稠化度堵漏浆配方。以现场高矿化度水与井浆以5∶1混合，按照下列配方配制堵漏液：5～20kg/m3SD-D（密度调节剂）+20～30kg/m3SD-A（低密度油层保护剂）+10～20kg/m3SD-R（流型调节剂）+10～20kg/m3SD-V（低密度提黏剂）+10～20kg/m3SD-HV（高效提黏剂）+10～20kg/m3MF-1（填充加固剂）+50～60kg/m3MF-2（填充加固剂）+600～800kg/m3SF-1（悬浮稳定剂）+10～20kg/m3棉子皮+20～30kg/m3锯末+30～40kg/m3云母。

实践证明，该项技术具有低密度膨胀型堵漏技术很强封堵能力和填充加固能力，能够有效的提高地层堵漏承压能力，适合于高温超深井裂缝、溶洞地层的堵漏施工，作业时安全性较好，成功率较高。

3.3.6.2 高密度钻井液技术

在川东北、滇黔桂等地区的钻探施工作业中，进入海相地层以后多遇到高压天然气层，为了平衡地层压力，在揭开气层前必须提高钻井液密度，以控制井口，保证安全钻进。使用较高密度的钻井液，不仅严重影响机械钻速，而且更困难的是高密度体系的维护。

（1）高密度钻井液技术的难点

1）高温高密度下钻井液流变性控制困难。但当密度高于2.00kg/L以后流变性能的维护开始变得复杂，如赤水区块官渡、旺隆构造二叠系阳新统存在压力系数为2.85的超高压地层，需使用2.92～3.00kg/L的超高密度钻井液，此时钻井液流变性与沉降稳定性之间的矛盾将难以调和，显然，解决好高密度钻井液的流变性和沉降稳定性之间的矛盾是超高密度钻井液研究成功的技术关键。

2）摩阻大。海相地层井径扩大率相对较小，个别高渗井段还会因厚泥饼而形成假缩径效应，这些现象将使井眼环空水力状况趋于恶化。高密度体系循环阻力大，排量难以提高，操作难度很大。

3）流型调节剂的选择困难。随着密度的不断提高，处理剂的作用效果会明显降低，比较突出的问题是现场难于选择比较合理的稀释剂。通常情况下，稀释剂的稀释剂效果会随着钻井液体系固相含量的升高而降低，由于高密度体系固相体积分数一般均高于30%，常规稀释剂效果很差，必须使用高效稀释剂。

4）固控难度大。密度越高，固控设备的使用越受到限制。通常情况下，当钻井液密度高于1.50kg/L以后即基本停用离心机，很多时候除泥器的使用效率也很低，这种情况对于密度不高于1.80kg/L的中等密度钻井液体系尚不至于造成太大的影响，但当密度高于2.00kg/L以后，由于劣质固相不能得到及时清除，会使体系性能很快变坏。

5）高密度体系合理固相容量的确定比较困难。一般来说，高密度体系中固相成分以加重材料为主，同时混杂有部分低密度固相（劣质固相），但加重材料和低密度固相二者的比例保持在何种水平最经济，是一个较难合理确定的问题。这主要是由于高密度条件下固控设备分离效率大大降低，并且使用离心机（一般仅配一台）会损失大量的加重材料，使钻井液成本和维护工作量大大增加，而且易造成钻井液性能波动。

（2）高密度钻井液体系的维护

组成高密度体系的固相组分概括起来有如下几种：①膨润土；②化学处理剂；③重晶石；④钻屑；⑤可溶性盐；⑥砂粒。其中膨润土、化学处理剂和重晶石称为有用固相，而钻屑和砂粒为无用固相。各种固相成分的数学分析方法如下：

1）非加重钻井液固相含量分析：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：Sl为非加重钻井液总固相分数，%；ρm为非加重钻井液密度，kg/L。

2）不含有可溶性盐的加重钻井液固相分析：

不含有可溶性盐时的低密度固相含量：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：Sm为体系总固相分数，%；ρh为高密度固相（加重剂）密度，g/cm3；

ρg为低密度固相（劣质固相、坂土）密度，g/cm3，一般取2.6g/cm3。

不含有可溶性盐时的高密度固相含量：

中国海相油气勘探理论技术与实践

中国海相油气勘探理论技术与实践

3）含有可溶性盐的加重钻井液固相分析：

含有可溶性盐的液相密度（修正数值）：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：ρsw为含有可溶性盐的液相密度，kg/L；ρw为纯水密度，一般取1.000kg/L；CC1为液相中的Cl含量，mg/L。

含有可溶性盐的液相含量（修正数值）：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：Vsl为含有可溶性盐的液相分数，%；Vsw为以蒸馏方式测定出的液相（水）分数，%；

Vo为蒸馏液相中油的体积分数，%。

中国海相油气勘探理论技术与实践

含有可溶盐体系中低密度固相分数：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：ρm为钻井液密度，kg/L；ρo为油密度，一般取0.84kg/L；Sm为体系总固相分数，%。

含有可溶盐体系中高密度固相分数：

中国海相油气勘探理论技术与实践

4）钻井液体系中含有多种无机盐时固相含量的精确计算。

对非加重体系其总固相分数为：

中国海相油气勘探理论技术与实践

对于加重体系其低密度固相分数为：

中国海相油气勘探理论技术与实践

体系中高密度固相分数为：

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：Cf为校正系数，可表示为

中国海相油气勘探理论技术与实践

符号说明：ρa为含有多种无机盐时的水相密度，可由实验或相关手册查得，kg/L；Ww为含盐滤液中纯水的重量分数，%；fw为体系中纯水的体积分数，%；fo为体系中油的体积分数，%；fg为体系中低密度固相的体积分数，%；ρh为加重材料的密度，kg/L；ρo为体系中油（一般按柴油计）的密度，kg/L；ρm为钻井液体系的密度，kg/L；fh为体系中加重剂的体积分数，%。

5）膨润土含量的校正。

钻井液中低密度固相的平均CEC值（毫克当量/100g）

中国海相油气勘探理论技术与实践

式中：SB校正为校正后膨润土体积分数，%；Ck为与MBT采用单位有关的系数，当采用法定计量单位时，Ck=0.3505；MBT为钻井液亚甲基蓝坂土含量，g/L；其余符号同上。

这时可以精确的计算出体系中的钻屑含量（体积分数）为Sd=Ssg-SB校正。

一般来说，水基高密度钻井液中低密度固相体积分数不超过不应高于6%，其中的膨润土应占到2%～3%，钻屑约占3%～4%，这样基本可以使钻井液具有较好的流变性和稳定性。

当搞清楚了高密度钻井液体系中各种固相的相对含量以后，即可制订合理的维护处理方案，这可以遵循以下原则：

A.根据体系中钻屑含量决定是否使用离心机，当钻屑体积分数高于5%时，必须要开动离心机，除非以置换方式进行钻井液的维护时其经济性好于机械清除方式，否则应立即使用离心机。建议配置双离心机（所谓双离心机应用是指第一台是重晶石回收离心机，第二台是高速离心机，其转速为2500～3300r/min；第一台排出的固相（重晶石）回到循环系统中，液相进入高速离心机分离低密度固相，液相回收到系统中再利用）。

B.如果高密度体系流变性能变差，应检查膨润土含量是否合理，当膨润土含量高于低密度固相含量的30%时，应考虑使用离心机或采取部分置换方式维护钻井液。

C.视膨润土体积分数决定是否使用聚合物降滤失剂胶液，在钻井液总固相体积分数中，如果膨润土体积分数高于0.5%时，建议停止使用聚合物降滤失剂胶液，以免增大液相黏度，增加流动阻力。

D.根据低密度固相分数决定是否使用润滑剂，当低密度固相分数高于8%时，应当首先降低含量，之后再加入润滑材料，以使润滑剂获得最佳效果，并尽量减小界面阻力。

E根据低密度固相分析结果确定胶液维护量和胶液配伍方案，并根据低密度固相分数的变化合理调节维护量和各种助剂的配伍量，以收到尽可能好的处理效果。

（3）应用情况

1）官3井：该井位于四川盆地赤水凹陷官渡构造，使用密度为2.30kg/L钻井液钻至井深3800m发生井涌，关井求压测得地层压力系数2.85，需使用密度为2.92～3.00kg/L的钻井液施工。现场施工过程如下：配制密度2.92kg/L的钻井液，替出井眼中密度为2.60kg/L的钻井液准备钻进，循环时发现井下发生漏失，漏失速度10～12m3/h。分析认为井下漏失是由于钻井液密度太大，加之循环压力很高使泥页岩地层压裂所致，但停泵后由于循环压力消失，钻井液发生回吐，后将密度调整至2.80kg/L漏失停止。为减少井下漏失，现场决定采用密度2.70～2.80kg/L的钻井液钻进，但钻进中发现当密度小于2.75kg/L时，无法平衡东平组二段高压盐水层，出现井下复杂情况。因此，钻进至井深3871.5m后将密度调至2.80～2.85kg/L钻进，至井深3973m完钻，顺利钻进164m。

2）河坝1井：该井在钻至嘉陵江组2段（4481.88～4523.86m）遇异常高压气层，以密度2.14kg/L钻井液方可压稳，测试地层压力93.64MPa，作业时密度最高达到2.40kg/L。针对高密度体系的技术难点，现场采用能够满足设计要求的聚硅醇抗钙防塌钻井液体系，该体系具有一定的封堵能力，可在一定程度上降低漏喷同存技术困难。提高密度以后，现场主要采取了以下技术措施保持体系的稳定：①严格控制体系中的MBT含量和低密度固相含量，钻进时保持坂土含量10～20g/L；②提高钻井液抗温、抗污染能力，深井阶段选用抗高温抗饱和盐水的降失水剂SD-102、FT-1、SPNH、SPC-Ⅱ、SD-202提高体系的抗高温抗污染能力；③改善高温高压泥饼质量，提高滤液黏度，降低滤失量和稳定悬浮能力；④加足润滑剂，防止高密度情况下的压差卡钻。

常见的钻井液性质及控制方式？

1．根据不同油气层性质选择钻井液体系。钻井液体系必须与油气层性质相适应才能起到保护作用，并减轻损害，获得应得的产量。
2．根据不同井的类型选择钻井液体系。所谓不同类型井，主要是指对钻井液有特殊要求的井，而不是完全按习惯分类的井。如①超深井②定向井（包括水平井）③探井④油层全取心井⑤开发井。
3．根据不同地层特点选择体系。 (1)油气层对钻井液要求
(a)钻达油气层前，必须调整好钻井液各项性能，尽可能减轻对油气层的污染； (b)在安全条件下，钻井液密度所造成的压力尽量接近地层空隙压力； (c)尽可能使用酸溶或油溶钻井液材料；
(d)钻井液滤液活度与油层水相活度尽可能相当； (e)最好加有粘土稳定剂。 (2)盐膏地层对钻井液要求
(a)若属薄层或夹层盐膏，可以选用抗盐膏处理剂处理维护所需钻井液性能； (b)若遇厚或较纯食盐层，即选用饱和盐水泥浆，并加盐抑制剂；若属纯石膏层，可选用石膏钻井液；
(c)为了制止塑性变形，在盐层埋藏深度大于4000米时，应提高钻井液密度到2.00g/cm3左右，以克服缩径，特别注意挤坏套管事故。
(3)易塌地层对钻井液要求
防塌是当前尚未完全解决的技术难题，塌层性质差别较大，条件千变万化，不可能用一套要求就适应所有类型塌层，其基本原则是：
(a)不能在易塌地层采用负压钻井，即钻井液的密度不得低于塌层空隙压力； (b)在塌层钻井，钻井液的粘度、切力不能过低，返速不能过高，以免形成紊流冲刷井壁，加剧井塌。
(c)钻井液胶凝强度不能过大，以免起下钻及开泵时压力波动过剧引起井塌； (d)水敏性强的地层钻井，要求钻井液高温高压失水控制在15ml，不超过20ml； (e)使用抑制性较强的钻井液体系，如钾基钻井液、滤液中钾离子浓度不得低于1800ppm；

钻井液的性能

一 、钻井液密度：

指每单位体积钻井液的质量；

钻井液密度是确保安全，快速钻井和保护油气层的一个十分重要的参数。通过钻井液密度的变化，可以调节钻井液在井筒内的静液柱压力，以平衡地层孔隙压力。有时亦用于平衡地层构造应力，以避免井塌的发生。

密度过高：将引起钻井液过度增稠，易漏失，钻速下降，对油气层损害加剧和钻井液成本增加等一系列问题。

密度过低：容易发生井涌甚至井喷，还会造成井塌、井径缩小和携屑能力下降。

一般情况下，所需钻井液密度越高，则加重前钻井液的固相含量及粘度、切力应控制的越低，加入可溶性无机盐也是提高密度较常用的方法。

二、钻井液的流变性：

钻井液流动和变形的特性；

最常用的流变模式为宾汉和幂律模式。其中宾汉模式的参数为塑性粘度和动切力；幂律模式的参数为流应指数和稠度系数。

由于，钻井液的流变性与携岩、井壁稳定、提高机械转速和环空水力参数计算等一系列钻井工作密切相关，因此，它是钻井液最重要的性能之一。

三、钻井液的滤失造壁性：

在钻井过程中，当钻头钻过渗透性地层时，由于钻井液的液柱压力一般总是大于地层孔隙压力，在压差作用下，钻井液的液体便会渗入地层，这种特性称为钻井液的滤失性。

四、钻井液的PH值：

分散钻井液在10以上；

石灰的钙处理钻井液在11～12

石膏的钙处理钻井液在9.5～10.5

聚合物钻井液在7.5～8.5

五、钻井液的含砂量：

一般要求控制在0.5%以下，含砂量过高对钻井有以下危害：

1.钻井液密度增大，对提高钻速不利；

2.泥饼松软，导致滤失量增加，不利于井壁稳定，并影响固井质量；

3.增加钻头和钻具的磨损，缩短使用寿命；

4.容易造成压差卡钻；

六、钻井液的固相含量

国外深井钻探钻井液发展现状

3.1.1 钻井深度

超深井钻探国外起步较早。1984年，前苏联在科拉半岛钻成世界第一口超深井CΓ-3井，井深12260m，1991年第二次侧钻至12869m，至今仍保持着世界最深井的记录。美国成功钻成多口9000m以深的井，罗杰斯1井，井深9583m；已登1井，井深9159m；瑟弗兰奇1-9＃井，井深9043m；Zmmalon 2井，井深9029m。德国KTB科学深钻，井深9101m。

3.1.2 井内温度

前苏联科拉半岛CΓ-3井，井底温度215℃；美国索尔顿湖高温地热科学钻探，井深3200m，温度353℃；德国KTB科学钻探，井温280℃；日本葛根田地热区WD-1A井，井深3729m处曾钻遇500℃超高温地层。

3.1.3 高温处理剂

国外深井、超深井钻井起步较早，20世纪60年代，研制成功了抗盐、抗钙和抗150～170℃的铁铬盐降黏剂；70年代，研制成功了磺化褐煤、磺化丹宁、磺化酚醛树脂及它们与磺化褐煤的缩合物，这类处理剂的抗温能力大部分在180～200℃之间；同时，也研制出了改善高温流变性的低分子量聚丙烯酸盐和降高温滤失量的中分子量聚丙烯酸盐。由于褐煤类产品高温热氧化降解，被盐和钙污染后使钻井液增稠，降滤失效果下降；聚丙烯酸盐类不含铬，热稳定性好，但抗二价阳离子能力差；磺化酚醛树脂需和磺化褐煤类配合使用才能达到明显效果，但抗温和抗盐效果有限。为此，国外工作者在80年代以后进行了广泛而深入的研究，研制了很多耐温超过200℃的高温泥浆处理剂。

Dickert以AMPS、AM和N-乙烯基-N-烷基酰胺（NVNAAM）等为原料研制开发了两种耐高温降滤失剂，在超过200℃条件下均具有良好的降滤失效果，它们形成的钻井液体系在pH值为8～11.5的范围内综合性能最佳。

美国的Patel以AMPS为聚合单体，以N，N′-亚甲基-双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，通过可控交联合成了一种用于水基钻井液的高温降滤失剂，该剂在400℉（205℃）条件下抗温能力良好，而且抗钙镁性能出众，是一种优良的高温水基钻井液降滤失剂。

Thaemlitz等研究开发了两种新型钻井用聚合物，并以此为主剂获得了一种新型环境友好型抗高温水基聚合物钻井液体系，该体系主要用于高温高压钻井，耐温可达232℃。

美国的Soric和德国的Heier以乙烯基胺（VA）和乙烯基磺酸（VS）单体为原料，通过共聚获得了一种抗温能力超过230℃的新一代抗高温降滤失剂Hostadrill 4706。室内试验表明，这种相对分子质量在5×105～10×105之间的降滤失剂具有出众的抗盐性能（在饱和盐水中仍具有良好的性能），而且还可以显著改善钻井液的流变性能。

Polydrill是德国BASF公司（原SKW公司）推出的一种高温降滤失剂，美国的Baker Hughes公司也有与之相似的商品出售，这是一种相对分子质量在2×105左右的磺化聚合物，其耐温能力可以达到260℃；Polydrill不仅可以保持钻井液或完井液体系具有稳定的流变性能，而且它能够抵抗多种污染物对钻井液性能的影响；Polydrill的耐盐能力同样突出，它可抗KCl和NaCl至饱和，抗钙、镁含量可达4.5×104～10×104μg/g。

Mil-Tem是ARCO公司生产的一种抗高温降滤失剂，它由磺化苯乙烯（SS）和马来酸酐（MA）共聚而成，相对分子质量较小，在1000～5000之间，该产品抗温可达229℃。

Pyro-Trol和Kem Seal是Baker Hughes公司开发的两种高温钻井液用降滤失剂，二者均为该公司的专利产品。其中Pyro-Trol是AMPS和AM的共聚物，而Kem Seal为AMPS与N-烷基丙烯酰胺（NAAM）的共聚物，一般两者配合使用。现场使用效果表明，两者均具有出众的高温稳定性能，可用于260℃高温地层。

M-I钻井液公司研制出一种新型共聚物，是一种有效地高温高压降滤失剂。降滤失剂Hostadrill4706，是在乙烯磺酸盐和乙烯氨基化合物的基础上开发出的，抗温稳定性高达230℃。

3.1.4 钻井液体系

3.1.4.1 前苏联科学钻探用钻井液体系

前苏联主要采用两种钻井液体系，即抗高温低密度聚合物钻井液体系和抗高温高密度聚合物钻井液体系。

（1）抗高温低密度聚合物钻井液体系

科拉半岛CΓ-3超深井在结晶岩中钻进采用了抗高温低密度聚合物体系。体系组分为见表3.1。

表3.1 科拉半岛采用的低固相聚合物泥浆体系组分

（2）抗高温高密度聚合物钻井液体系

秋明SG-6井深7502m，7025m时井温205℃，地层异常压力1.85g/cm3，采用抗高温高密度聚合物钻井液体系，其组分见表3.2。

由于前苏联科学深钻起步较早，聚合物等很多优良处理剂尚未用于钻井行业，因此为了适应井深、井温高以及其他复杂地质条件，其泥浆体系的特点是：固相含量高，处理剂品种繁多、用量大。

表3.2 秋明超深井采用的高密度聚合物泥浆体系组分

3.1.4.2 德国KTB科学钻探用钻井液体系

KTB井分先导孔和主孔用钻井液。先导孔开始用Dehydrill HT无固相钻井液，D-HT是一种硅酸盐化合物，高温下流变性稳定，但失水量大，腐蚀性强。主孔以此为基础，加入人工锂蒙脱石黏土、Hostadrill 3118，称D-HT/HOE体系，井深7100m后泥浆性能恶化，高温条件下泥浆黏度降低，携屑困难，井眼扩大。经克劳斯特尔大学研究，转化为D-H/HOE/Pyrodrill体系，其组分为见表3.3。

表3.3 D-H/HOE/Pyrodrill钻井液体系组分

转换后泥浆低剪黏度提高，高温失水降低，携屑能力改善，但漏斗黏度和高剪黏度增加到无法接受（FV≥240s，直至不流）。

KTB井钻井液管理人员开始只注重流变性稳定，采用D-HT无固相改性硅酸盐钻井液。钻进施工中，性能恶化，井壁坍塌，携屑困难，因此不得不转化为控制高温失水的钻井液体系。采用了大量的磺化高聚物和共聚物，体系在高温下（280℃）导致流变性失调，承载岩屑能力更差，固相无法控制，井壁缩径严重（地质专家解释为岩层流动）。最后在9101m（设计井深10000m）提前终孔。

3.1.4.3 美国科学钻探钻井液

1974年美国在俄克拉何马钻成了当时世界最深井——罗杰斯1号井，孔深9583m。由于泥浆密度对井内压力异常失控，诱发井喷，地层流体以硫磺为主，在井内迅速凝固而终孔。1985年在索尔顿S2-14孔，以研究高温地热为中心的科学钻探（SSSDP计划）孔，孔深3220m，地温353℃；1988年巴耶斯井1762m，井底温度295℃。美国高温井钻进所采用的钻井液主要有：

1）聚磺钻井液体系，如由Magcobar公司提供的抗高温DURATHERM水基钻井液体系，主要材料为黏土、PAC、XP-20（改性褐煤）、Resiner（特殊树脂），pH为10.5～11.5。

2）海泡石聚合物钻井液：将黏土换成海泡石土，抗温能力明显提高。

3）分散性褐煤-聚合物钻井液体系：由Chevorn服务公司研制，采用该体系在密西西比海域，成功钻进7178.04m，井底温度212.8℃。

4）日本科学钻探钻井液

据日本《深钻泥浆》（佐野守宏）报道，日本基本上使用分散体系，不采用聚合物组分。推荐了木素磺酸盐泥浆，其特点是有一定的抗高温和抑制能力，固相（岩屑）承载能力大，其主要组分见表3.4。

表3.4 日本高温地热井钻探所使用的泥浆体系

该体系具有非常好地抗温性能，但组分中含铬离子的材料对环境有影响。

近几年，日本研究使用温度在210℃以上的水基钻井液，该钻井液以Therma Vis及G-500S两种超高温材料为主体，外加造壁剂、高温降滤失剂、井眼稳定剂和高温润滑剂。使用该体系在“三岛”基地完成6300m深井钻进，井底温度为225℃。

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