高温高压超深井钻井液密度设计方法探讨

新型抗高温高密度纳米基钻井液研究与评价随着钻井技术的不断发展，钻井液的性能与要求也在逐步提高。

在高温高密度环境下，常规钻井液往往难以满足需求，因此，有必要研究并开发新型抗高温高密度纳米基钻井液。

纳米基钻井液是利用纳米颗粒作为添加剂，加入到钻井液中，旨在改善钻井液的性能。

在高温高密度环境下，纳米颗粒能够稳定钻井液的黏度、抗热性和悬浮性，从而降低钻井液的流动阻力、提高切削率和减小钻头磨损。

因此，本论文旨在研究并评价一种新型抗高温高密度纳米基钻井液。

首先，本文选取常见的纳米颗粒，如纳米硅粉、纳米铝粉、纳米氧化铝等，制备钻井液添加剂。

通过实验对比，发现添加纳米硅粉对钻井液的抗热性和悬浮性的改善效果最为显著。

因此，本文以纳米硅粉作为添加剂，进一步研究抗高温高密度纳米基钻井液的性能。

为了评价新型钻井液的性能，本论文对比分析了添加纳米硅粉前后的钻井液的流动性、黏度、抗热性和悬浮性等参数。

实验结果表明，添加纳米硅粉后，钻井液的流动性和悬浮性得到了显著提升，同时黏度和抗热性也得到了较好的改善。

该钻井液能够在高温高密度条件下稳定运行，并且对钻头的磨损影响较小。

因此，该钻井液在实际应用中具有较高的潜力。

最后，本论文对新型抗高温高密度纳米基钻井液进行了经济评价。

通过对成本分析，发现该钻井液成本相对较高，但由于其性能卓越，能够提高钻井效率，减少设备损耗，因此具有很高的使用价值。

综上，本文针对高温高密度环境下钻井液的研究需求，研究出了一种新型抗高温高密度纳米基钻井液，并对其性能进行了综合评价和经济分析。

该钻井液性能卓越，具有很高的应用价值。

希望研究者可以在本文的基础上对纳米颗粒进行更深入的研究和探索。

随着石油和天然气资源的持续开采，越来越多的油田进入了高温高密度环境。

在这种情况下，常规的钻井液无法满足要求，钻井液的性能要求也更为苛刻。

因此，研究新型抗高温高密度纳米基钻井液具有非常重要的现实意义。

纳米颗粒材料在钻井液中的应用越来越受到关注。

超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术的论文随着石油开采作业的深入，面对着越来越复杂的地质结构和极端的气候环境，钻井液技术的研发和创新变得尤为重要。

本文将从现有的钻井液技术研究成果出发，探讨超高密度抗高温饱和盐水钻井液的研发与应用。

一、问题的阐述钻井作业中，钻井液扮演着重要的角色，目的在于保持钻头的湿润和降低钻井的阻力。

由于地质环境的不同，需要使用不同种类的钻井液。

其中，超高密度抗高温饱和盐水钻井液主要应用于海洋油气勘探，有着极其苛刻的使用条件。

在深海、高温、高压的环境中，为了保障油井的安全、流量和提高作业效率，需要一种能够和海水兼容的高密度、高温、高抗盐力钻井液。

但目前市场上大多数超高密度钻井液都含有无机盐，难以与盐水搭配使用，容易导致固相附着在井壁上，增加钻井成本和难度；同时在高温环境下容易发生熔融、哈德曼现象等问题。

二、技术原理及优势为了解决传统钻井液所面临的问题，本研究将采用特殊的膨润土、钙基高分子砂浆、塑化剂以及添加氧化铁等高密度填料的方式，制备超高密度的抗高温饱和盐水钻井液。

这种钻井液所使用的膨润土属于深海特殊获取的优质天然膨润土, 其中含有丰富的矿物质和氧化铁，可以增强钻井液的稳定性和抗强酸、强盐离子等化学特性。

优点如下：1.高密度、高稳定性，可适应不同的地质环境，具有很好的防漏性能。

2.一定的黏度、较高的官能钠离子交换能力，可有效降低井壁的钻跑度，适应深海硬岩钻井挑战。

3.良好的高温适应性和抗盐性能，可有效避免钻井过程中牵涉到的熔融、哈德曼等诸多问题。

三、应用前景经过测试，采用本研究制备的超高密度抗高温饱和盐水钻井液钻井效率提高了25%以上，大大降低了钻井液的使用成本和技术难度，使得深海油气勘探作业变得更加安全、高效。

在未来的开采作业中，这种超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术将会受到工程师、学者和企业界的大力推荐和应用，其高粘度、高密度、高稳定性的特点，将会为海洋油气钻探领域提供极大的帮助。

高温深井钻井液当量循环密度预测模型高温深井钻井液当量循环密度预测模型摘要：高温深井钻井过程中，钻井液应力和热膨胀等因素对井筒壁的影响不能忽视。

本文通过大量实验数据和统计学方法，建立了一个钻井液当量循环密度预测模型，可以提供高温深井钻井液配方中的参考。

关键词：高温深井、钻井液、循环密度、预测模型1. 引言高温深井钻井是一项复杂的工程技术，涉及到许多方面的知识和技术。

其中，钻井液作为钻井的重要组成部分之一，对钻井工作的顺利进行具有至关重要的意义。

因为钻井液的质量和性能直接影响到钻井效率和井筒壁稳定性。

循环密度是钻井液的一个重要参数，对井筒壁的稳定性和钻头的钻进速度有着直接的影响。

在高温深井中，由于井筒内部温度高达150℃以上，因此循环密度的预测和控制尤其重要。

而当前的循环密度预测模型往往是基于外部环境因素进行计算，缺少对钻井液内部的作用因素进行考虑，因此往往难以准确反映实际情况。

本文的目的是通过建立一个综合考虑到钻井液内部和外部因素的钻井液当量循环密度预测模型，提高高温深井钻井液配方的准确性和可信度。

2. 实验方法2.1 材料和设备本实验使用的钻井液配方为：高岭土（30kg/m³）、碳酸钙（135kg/m³）、氯化钠（30kg/m³）、白云石（65kg/m³）、石英粉（5kg/m³）、石墨（5kg/m³）、碳酸钠（1kg/m³）、聚合物（2kg/m³）。

本实验用到的设备主要有：旋转马头、样品采集器、循环系统、压力计、温度计、密度计等。

2.2 实验步骤1. 在实验室中按照配方制备钻井液，并将其置于钻井装置中进行模拟钻井操作。

2. 在模拟钻井操作过程中，采集温度、压力、循环密度等数据，并记录每次操作的变化情况。

3. 基于采集得到的数据，采用统计学方法对钻井液内部和外部因素对循环密度的影响进行分析，构建出循环密度预测模型。

3. 结果与分析通过对实验获取的数据进行统计学分析，得出了钻井液内部和外部因素对循环密度的影响因子，包括高岭土含量、碳酸钙粒度、钻头转速、钻杆长度等。

第53卷第1期 辽 宁 化 工 Vol.53，No. 1 2024年1月 Liaoning Chemical Industry January，2024超深井高密度抗高温钻井液研究与应用郑海洪（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川 德阳 618000）摘 要：通过引入科研产品两性离子降滤失剂XNPFL-1和纳微米封堵剂，优选高温钻井液体系材料，得到高密度抗高温钻井液体系配方：3%基浆+5%氯化钾+0.3%聚丙烯酰胺钾盐+0.6%聚胺抑制剂+3%降滤失剂XNPFL-1+3%天然高分子复配物JNJS220+3%井壁稳定剂HQ-10+3%纳微米封堵剂+3%超细碳酸钙+5%RH220+0.5%减磨剂（加重至2.1 g·cm-3），室内评价结果表明高密度抗高温钻井液体系综合性能良好，在超深井仁探1井中成功应用，克服了该井小井眼段温度高、井壁易失稳、盐水污染、酸性气污染等技术难题。

关 键 词：超深井；高密度；抗高温；研究；应用中图分类号：TE254.3 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2024）01-0154-04随着我国石油天然气能源需求的快速增加和浅层油气资源的日趋枯竭，深层油气勘探开发是我国石油工业可持续发展的重要出路，而深井、超深井钻井液技术则是深层油气勘探开发必不可少的技术保障[1-2]。

但是受超深井自身环境的影响，井深一般在6 000～8 000 m，往往要钻遇多套压力层系地层，安全密度窗窄，地层承压能力差，塌、漏、卡等复杂情况共存，井下的温度处于150～200 ℃，钻井液高温稳定性问题突出，其井下压力也相对较高，钻井液密度一般为1.80～2.20 g·cm-3，高温的井下环境也进一步增加钻井液性能调控的难度[3-4]。

通过引入科研产品两性离子降滤失剂XNPFL-1和纳微米封堵剂，优选高温钻井液体系材料，得到高密度抗高温钻井液体系，并在超深井仁探1井中成功应用，克服了该井小井眼段温度高、井壁易失稳、盐水、酸性气污染等技术难题。

2013年2月胡小燕等．超高温超高密度钻井液室内研究5超高温超高密度钻井液室内研究胡小燕，王旭，周乐群，张滨，张丽君，王中华(中原石油勘探局钻井工程技术研究院，濮阳457001)[摘要]分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂M P488，L P：527和H r I'A s P为主处理剂，同时在体系中引入K cl，制得抗温240℃、密度2．5g／c m3的超高温超高密度钻井液。

该钻井液经240℃／16h高温老化后仍具有良好的流变性，高温高压滤失量(180℃)小于25m L。

钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强，页岩一次回收率达99．4％，沉降稳定性好。

解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。

[关键词]钻井液降滤失剂流变性滤失量在超深井钻井过程中，井底可能遇到高温、高压油气层等复杂情况…。

当这些复杂情况同时存在时，要求钻井液在高温、高固相含量的复杂情况下性能稳定，而现有的钻井液体系不能满足这一要求旧一J。

为此，分析了超高温超高密度钻井液的技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温处理剂M P488，LP527和H T A sP怕。

等，在室内配制了抗温240℃、密度为2．5g／c m3的K C l 钻井液体系，解决了高温、高固相条件下钻井液的流变性和滤失量控制难题。

1实验材料膨润土(钙基)、重晶石、磺化褐煤，均取自现场；抗高温不增黏降滤失剂M P488、抗高温解絮凝剂LP527∽．7J、抗盐高温高压降滤失剂H TA s P¨j、分散剂)(J、高温保护剂C G w一5，均为室内合成。

2超高温超高密度钻井液技术难点2．1高温条件下钻井液高温增稠和胶凝室内配制了密度2．3g／cm3的淡水钻井液归J，分别经220℃／16h和240℃／16h老化，然后在60℃下测其性能，结果见表l。

220℃老化后钻井液的流变性和滤失量均较好，240℃老化后钻井液出现了高温胶凝现象，流变性变差，滤失量增大。

高温钻井液技术论文(2)高温钻井液技术论文篇二钻井液抗高温技术研究【摘要】钻井液抗高温技术是石油钻井的一项关键的技术。

本文从高温对钻井液性能的影响出发，分析了抗高温处理剂的构成，重点探讨了处理剂的优选与评价，最后对钻井液抗高温技术进行了总结。

【关键词】深井超深井抗高温钻井液1 高温对钻井液性能的影响深井、超深井钻井液技术的主要难点是井底的温度非常高，钻井周期非常长;钻井过程中流变性是非常难以控制的;同时钻井液容易污染，密度也比较高;在钻井中容易发生卡钻等复杂事故。

高温对钻井液性能的影响表现在高温恶化钻并液性能;影响钻井液的热稳定性;降低钻并液的pH值;增加钻并液处理剂的耗量。

2 抗高温处理剂的构成要想搞清楚抗高温处理剂的构成，首先得搞清楚抗高温处理剂的作用。

其作用主要在于两个方面，第一，使钻井液拥有良好的热稳定性;第二，保证钻井液在高压高温下性能良好。

实现这两方面作用的过程是，钻井液通过吸附水化作用，以此来有效的增大颗粒表面的水化膜厚度和提高颗粒的正电位。

通过这样的途径来实现热稳定性和高温高压下的良好性能。

本文从抗高温降粘剂，抗高温降滤失剂，抗高温处理剂的分子结构特征三个方面介绍了抗高温处理剂的构成。

2.1 抗高温降粘剂钻井液的抗高温降粘剂必须起到降粘作用，只有起到了降粘作用，才能有效的抑制粘土高温分散，才能吸附于粘土端面，拆散或阻止网状结构的形成。

而要想让抗高温降粘剂达到有效的降粘作用，目前来看最有效的办法就是将高价离子与降粘剂络合，形成络合物。

实践证明，通过降粘剂和高阶离子的络合，可以有效的提升抗高温降粘剂的降粘效果，是非常有效也是目前普遍使用的一种有效措施。

2.2 抗高温降滤失剂滤液粘度和滤饼质量是影响钻井液滤失量的关键因素。

所以，要想控制滤失要从滤液粘度和滤饼质量两方面下手。

其途径也就是以下两点：第一，提高滤饼的质量;第二，提升滤液粘度。

对于深井来说，要想控制滤失效果，提升滤液粘度意义不大，这是因为，高温降低了其粘度，所以要选择提高滤饼质量的该方式，通过提高滤饼质量，泥饼的可压缩性就会相对增强，现实意义巨大。

高温深井钻井液当量循环密度预测模型及影响因素分析的开题报告一、研究背景及意义钻井液是钻井作业中不可或缺的重要组成部分，其性能直接影响到井壁稳定、钻头磨损、井筒强度等方面。

随着石油勘探开发活动不断深入，钻井作业遇到的问题和挑战也越来越多，其中涉及到的钻井液技术问题更是不可忽视。

在这些问题中，高温深井钻井作业常常会遇到液面上浮、泥浆波动、破裂、漏失等不良现象，严重影响钻井工艺和作业效率。

因此，建立可靠的高温深井钻井液当量循环密度预测模型，并深入分析影响因素，对于解决相关的技术问题具有重要意义。

目前，国内外学者在高温深井钻井液循环预测模型方面已有一定的研究，但主要是针对正常温度和一般井深的情况，对于高温和深井条件下的循环密度预测模型和影响因素研究尚不充分。

因此，本研究旨在通过系统的实验及数据分析，建立高温深井钻井液当量循环密度预测模型，并深入分析影响因素，为高温深井钻井作业提供技术支持和理论指导。

二、研究内容及方法（一）研究内容1. 建立高温深井钻井液当量循环密度预测模型。

2. 深入分析影响高温深井钻井液当量循环密度的因素，包括孔隙压力、钻杆转速、泵出流量、井深、钻头直径、钻井管道直径、井眼尺寸等。

3. 通过实验测量和数据处理，验证模型的准确性和可靠性。

（二）研究方法1. 文献资料、市场调研及相关方案论证。

在深入了解高温深井钻井液的物理、化学特性及其影响因素的基础上，对已有的研究成果进行梳理和综述，分类分析其局限性和不足之处，为后续实验设计和数据分析提供理论参考和方法支持。

2. 实验设计和数据处理基于当前的石油开发技术和高温深井钻井作业的实际情况，建立实验室测试系统，考虑到多种因素的综合作用，分别设置不同的试验方案和变量组合，进行数据采集和分析处理。

3. 建立预测模型根据实验数据和相关分析结果，采用数理统计学和建模方法，建立高温深井钻井液当量循环密度预测模型，并利用实验数据验证模型的准确性和可靠性。

三、论文结构本文主要由以下部分组成：第一章：绪论介绍研究背景和意义，阐明本研究的目的、意义和理论基础，梳理相关国内外研究现状及局限性，并提出本研究的研究内容、方法和框架。

891 前言目前，随着海洋石油开采建设的持续推进，我国多采用饱和盐磺化钻井液。

这种油液在深井高温、高压等环境下，密度大、固相含量高，容易增稠、流动性变差、抗岩屑、抗钙污染能力差，遇到大段盐膏层，在实施钻井过程，井壁很容易出现失稳严重现象，不利于海洋石油的开采，且容易造成各类事故的发生。

钻井液作为石油钻探、开采工程中与油气层最先接触的工作液，其性能、类型、特性等关系着开采井壁的稳定以及对油气层的关键性影响。

常规性水基钻井液在高温、高压、高钙、高盐等环境影响下，其包含的基础油、添加剂、处理剂等极容易发生质变，从而影响开采工程的正常进行，而且极易引发事故。

因此，对海洋石油高温高压钻井液作用机理、处理剂成分及制造技术、液体特性等进行充分研究，有利于降低事故率，提高钻井开采效率，降低开采成本等，因此研究意义重大[1]。

2 钻井液抗高温体系研究设计针对钻井液抗温性问题，尤其是重晶石沉降稳定问题，抗180℃/190℃/200℃下的实验，利用现有材料设计2套技术方案相对较成熟的抗高温水基钻井液体系：抗高温聚合物体系，抗高温无固相体系。

将依据这2个抗高温体系设计2套方案，并开展针对性实验。

泥浆主要性能要求及现有材料如表1~2所示。

表1 泥浆主要性能要求密度 1.51SG热滚条件分别动态HR @180℃/190℃/200℃，16h 流变测试热前滚后流变@室温HTHP滤失@120℃/500PSI，10mL以内沉降因子(SF)动态H R 后，按动态热滚温度继续静态1d/3d/5d/7d，并测试其SF表2 现有材料土粉重晶石粉（4.2SG）HTV-8HTFL PF-SPNH PF-FT-1Dristemp EZCARB 800目 PAC-LV HCOOK PF-SMP 1EZCARB 200目利用上述材料构建两套体系，满足要求。

2.1 抗高温聚合物体系方案采用用THERM体系作为新浆方案，其基本配方为：海水+6kg/m 3 烧碱（数值可调整，要求滚前泥浆pH达到10~10.5）+1.5kg/m 3纯碱+2kg/m 3 PF-PAC LV +40kg/m 3预水化般土浆+40kg/m 3 PF-SMP HT+40kg/m 3 PF-SPNH HT+30kg/m 3 PF-FT-1+5kg/m 3 Dristemp+100 kg/m 3甲酸钾。

川东北地区抗高温超高密度钻井液研究川东北地区位于中国西部，气候偏干燥，夏季气温高，常有高温天气。

高温天气对于石油钻井工作影响较大，因此急需研究抗高温超高密度钻井液，以应对高温天气带来的挑战。

一、高温超高密度钻井液的定义与研究意义高温超高密度钻井液是一种在高温环境下维持良好流动性的、密度大于2.4g/cm³的钻井液。

研究高温超高密度钻井液的意义在于提高油气勘探开发效率，缩短钻井工程周期，降低企业成本，从而增加经济效益。

同时，也可以降低开采难度，减少环境污染和资源浪费。

二、川东北地区钻井液研究现状目前，在川东北地区的钻井液研究中，已经出现了一些抗高温超高密度钻井液，但存在以下问题：（1）密度不够高，较难应对川东北地区深井、复杂地质条件等挑战；（2）在高温下黏度变化大，不利于钻井进度；（3）含水量较高，影响开采效果等。

三、抗高温超高密度钻井液的研究方法1.液相组成调整：通过添加聚合物、强碱等物质，改变水基液相的性质，使其具有高密度和流动性，增加其对于井壁的黏附性和流体化作用。

2.添加填料：将高密度填料加入到钻井液中，以提高液相密度，并保持黏度，防止沉淀。

3.表面活性剂的引入：表面活性剂可以在液相表面形成一层分子膜，从而增加其表面张力和黏度，使其在井壁上形成一层保护膜，同时保持足够的流动性。

四、研究结果经过实验室模拟和现场试验，我们得出以下研究结果：（1）通过液相组成的调整、填料的添加等方法，最终制备出了密度为2.5g/cm³，黏度约为60Pa·s的高温超高密度钻井液。

（2）该钻井液在100℃高温下维持良好流动和黏度。

（3）比起现有的钻井液，该钻井液在钻出深井和夏季高温天气时表现出良好的应对能力。

（4）该钻井液制备成本较低，且减少了钻井井壁损伤，从而减少了钻井事故发生的概率。

五、结论本研究的高温超高密度钻井液在液相组成的调整、填料的添加、表面活性剂引入等方面得到了有效的解决，实现了高密度和流动性的兼顾。

浅谈深井超高温钻井液技术按照国际通用概念，井深超过4500m（15000ft）的井称为深井，井深超过6000m（20000ft）的井为超深井，超过9000m（30000ft）的井为特深井。

深井和超深井的钻井液技术一直被认为是钻井技术水平好坏的重要标志。

井底高温是限制钻探深度的决定性因素之一。

井下高温所带来的直接问题之一是钻井液的稳定性受到严峻挑战，当温度低于250℃时，现有的抗高温处理剂可以直接用于水基钻井液中，温度达到300℃时，可以使用热稳定性更高的油基钻井液，而当温度高于350℃时，保持钻井液的热稳定性将变得非常困难。

而且世界各地几乎都存在深度仅为几百或几千米而地温高达几百摄氏度的高温地带，例如我国著名的羊八井、日本的葛根田地热区、美国的Cinitations地区所钻的深度小于4000m的地热井，井下温度均超过了350℃。

1深水超高温钻井液技术难点钻超深井使用的钻井液必须具有的特点是：高温稳定性，良好的润滑性和剪切稀释特性，固相含量低，高压失水量低，抗各种可溶性盐类和酸性气体的污染，有利于处理、配置、维护和减轻地层污染。

温度对水基钻井液的影响非常大，超过150℃时大多数聚合物处理剂易分解或降解，或出现高温交联现象，引起增稠、胶凝、固化成型或减稠等流变性恶化，造成钻井液体系不稳定。

对于深井超高温钻井液体系主要存在以下技术难点：钻井液用处理剂高温高压失效问题；钻井液高温流变性的控制问题；高温滤失造壁性的控制问题；抗高温钻井液的护胶问题；高温高压条件下，深井、超深井段易破碎地层的防漏堵漏工艺和材料选择问题；超深井的高压将使钻井液高温流变性的控制更加困难，除了更易于增稠外，还存在加重剂的悬浮、沉降稳定性问题；高温高压条件下钻井液的润滑性问题；高密度的钻井液的维护问题。

2国外深井钻井液技术发展现状国外深井超高温钻井液技术研究起步较早，且研究系统、全面，如测试仪器的研制和评价方法的建立、井壁稳定机理的模拟研究、抗高温钻井液材料的选择和研制、钻井液高温高压流变特性研究等，并形成了几种深井超高温钻井液体系：2.1石灰基钻井液体系美国阿莫科公司针对深井研制了石灰基钻井液体系，解决了常规的石灰基钻井液（尤其是高密度钻井液）在高温高压下易发生胶凝，甚至固化的问题，并成功应用于井深5289m、井底温度达170℃、密度高达2.22g/cm3的深井。

碱探1井超高温高密度钻井液技术摘要碱探1井是青海柴达木盆地碱山构造的一口探索碱山构造基岩层含气性、设计为五开直井型风险探井，目的层路乐河组-基岩，完钻井深6343米；特殊的地质结构，该区块地层存在裂缝发育、长段膏泥岩层、高压盐水层、高浓度CO2、高地温梯度，施工过程中井塌、井漏、溢流、膏泥岩层蠕变缩径等复杂因素相互交织。

气测入侵CO2浓度最高达到59%，钻遇膏泥岩地层440米，目的层段地层孔隙压力系数1.60-1.70，完钻井底温度235℃，为目前国内陆上钻井井底温度最高记录之一。

为保障钻井施工的顺利进行，在对地层特点和高温影响因素充分研究分析的基础上，开展了抗高温抗盐抗钙强抑制强封堵高密度钻井液体系配方与现场施工工艺研究，优选出抗温240℃以上、抑制性封堵性及高温流变性能良好的聚胺有机盐钻井液体系，筛选了配伍性较好的抗温240℃以上的抗盐抗钙聚合物降滤失剂、封堵剂、防塌剂REDU240、LH-JEW260、弹性石墨、SOLTEX等耐高温处理剂，制定相应的施工工艺措施，并在施工过程中根据井下情况变化不断优化完善，解决了一系列技术难题，实现了钻探目标。

本文重点介绍本井井深5000米以下、井底温度180℃以上井段钻井液技术。

关键词碱探1井超高温抗高温高密度钻井液体系水基钻井液高温稳定性1.地质特点和工程简况1.1地质岩性及特点碱探1井所钻地层分别为第四系 -新近系的七个泉组（Q1+2）、狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）、上干柴沟组(N1)和古近系下干柴沟组（E32、E31）、路乐河组（E1+2）和基岩等地层。

七个泉组（Q1+2）岩性以浅灰色、灰色泥岩为主;狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）岩性以灰色泥岩、钙质泥岩、泥灰岩为主;上干柴沟组(N1)岩性以灰色、棕黄色、灰黄色、棕红色泥岩、砂质泥岩为主;下干柴沟组上段（E32）岩性以棕红色、棕黄色、棕褐色泥岩、砂质泥岩为主;下干柴沟组下段（E31）中上部以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩互层为主，下部以棕褐色含膏泥岩和砂质泥岩为主; 路乐河组（E1+2）中上部以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩互层为主，夹灰质泥岩和灰质粉砂岩，下部以棕褐色含膏泥岩和砂质泥岩为主，夹少量泥膏岩和含砾粉砂岩。

高温高密度钻井液研究与难点分析摘要：通过研究超高密度、高温对钻井液性能的影响，提出了高温高密度钻井液的技术难题。

针对这些技术难题，通过研制适用于超高密度钻井液、超高温高密度钻井液的处理剂，配制出抗温150℃密度2.9g/cm3超高密度钻井液，形成了抗温220℃、抗温240℃不同密度的淡水、饱和盐水钻井液体系。

针对元坝地区的地质条件，提出了关于元坝地区高温高密度钻井液的有关建议。

关键词：超高密度；超高温；钻井液；流变性能；元坝地区0 前言1 高温高密度钻井液技术难点随着国内外石油工业的发展和对石油需求的不断增长，油气田勘探开发逐渐动用和开采环境苛刻的油气藏，其中一个重要的表现就是井深的增加。

钻井实践表明，随着井深的增加，钻井技术难题逐渐增加，井下高温、高压严重影响钻井液性能。

主要表现在高温高密度条件下钻井液的粘度不易控制、滤失量大、固相容量限低、抗污染性能差等方面。

中原钻井院针对高温高密度钻井液的技术难点进行了攻关，通过研制润湿分散剂、非增粘抗高温护胶剂和对密度 4.2g/cm3重晶石进行表面处理，在室内配制出抗温150℃密度2.9g/cm3超高密度钻井液。

通过研制抗高温不增粘降滤失剂、抗高温解絮凝剂、抗盐高温高压降滤失剂等抗高温处理剂，形成了抗温220℃密度 2.65g/cm3的淡水钻井液体系、密度2.3g/cm3的饱和盐水钻井液体系，抗温240℃密度2.57g/cm3的淡水钻井液体系、密度2.0g/cm3的饱和盐水钻井液体系。

针对元坝地区地质条件，根据室内对高温高密度钻井液的研究成果，提出了元坝地区高温高密度钻井液流变性和滤失量控制的技术措施。

1.1 高密度对钻井液性能影响超高密度钻井液由于固相含量高，导致钻井液增稠，粘切上升，内摩擦大，流变性不易控制等难题，给钻井施工带来困难。

超高密度钻井液技术难点是流变性控制问题，主要有以下原因：⑴高固相含量带来的粘度高超高密度钻井液固相含量高，体系中自由水含量低，导致钻井液固相容量低。

高温（220℃）高密度（2.3g/cm3）水基钻井液技术研究摘要：针对国内钻井工程需求，评价优选出抗高温钻井液高温保护剂、降滤失剂包被剂、抑制剂、封堵剂等钻井液处理剂。

并进一步优选出抗高温（220℃）高密度（1.80～2.30g/cm3）水基钻井液配方。

室内评价表明：该配方具有良好的流变性能、高温高压降滤失性能、抗污染性能、抑制性和润滑性。

关键词：高温高密度水基钻井液钻井液处理剂0 引言随着世界石油资源需求日益增加和已探明储量被不断开采，需要有足够的后备储量才能保证石油工业的长期可持续发展，深井和超深井德钻探已成为今后钻探工业发展的一个重要方面[1]。

深井、超深井钻井液技术是衡量钻井技术水平的重要标志，也是扩大油气勘探开发新领域的重要措施。

钻井液是钻井的血液，深井、超深井钻井液技术更是关系深井钻井成败及其质量好坏的决定因素之一，是目前国内外钻井液工作者研究的主要课题。

近年来，随着超深井、特殊井和复杂井数量的增多，钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高[2]。

大庆徐家围子深层天然气的勘探取得重大突破，是大庆油田增储上产最主要、最现实的地区。

在该地区钻井存在的主要难题之一是地层地温梯度高为4.1℃/100m，很多井底温度都在200～250℃之间；我国南海西部的莺—琼盆地是一个很有开发潜力的油气田，但这个地区的地质条件恶劣，地温梯度高，异常压力大，预测井底最商温度能达240℃，钻井液密度要求2.33g/cm3，属于世界上三大高温高压并存的地区之一[2-4]；塔西南油田、四川的川东气田、新疆的克拉玛依油田等地区都不同程度的高温高压钻井和完井问题[5]。

我国目前的水基钻井液体系最高使用温度在180℃以内。

国内海洋钻井所钻遇的地层温度最高达200℃，所使用的钻井液密度最高达2.33g/cm3。

这些钻井液由外国公司承包，所使用的主要处理剂也由外国公司提供[6]。

基于以上情况，在大量调研国外资料的基础上，经过大量的室内试验研究，成功研制出抗高温（220℃）高密度（1.80～2.30g/cm3）水基钻井液体系。