阅读说明：本技术 高温高密度海水基钻井液 (High-temperature high-density seawater-based drilling fluid ) 是由 谢丽君 班士军 孙德民 李海洋 邹龙 张永胜 赵晨 于 2019-01-09 设计创作，主要内容包括：本发明为海洋石油勘探开发过程中的钻井液,特别是具有超高密度的抗高温钻井液,其各组分配比为膨润土1-3%,凹凸棒石1-3%,抗高温聚合物降失水剂3-6%,聚合物降粘剂0.15-0.3%,高温保护剂1-2%,抗温润滑剂3-5%,乳化剂0.2-0.5%,碱度控制剂0.15-0.3%,钻井液用加重剂15-40%,纳米封堵剂2-4%,海水36-73%。本钻井液抗高温能力达到200℃以上,可控密度达2.5g/cm<Sup>3</Sup>。它具有较强的抗钙、抗镁、抗劣质土污染的能力；高温下良好的流变性,失水量低；该钻井液体系油层保护效果好,岩心渗透率可以达到90%以上,特别适合深井、超深井的钻探。(The invention relates to a drilling fluid in the process of marine oil exploration and development, in particular to a high-temperature resistant drilling fluid with ultrahigh density, which comprises 1-3% of bentonite, 1-3% of attapulgite, 3-6% of high-temperature resistant polymer fluid loss additive, 0.15-0.3% of polymer viscosity reducer, 1-2% of high-temperature protective agent, 3-5% of temperature resistant lubricant, 0.2-0.5% of emulsifier, 0.15-0.3% of alkalinity control agent, 15-40% of weighting agent for drilling fluid, 2-4% of nano plugging agent and 36-73% of seawater. The drilling fluid has high temperature resistance up to 200 deg.c and controllable density up to 2.5g/cm 3 . It has strong calcium, magnesium and poor soil pollution resistance; good rheological property at high temperature and low water loss; the drilling fluid system has good oil layer protection effect, the core permeability can reach more than 90 percent, and the drilling fluid is particularly suitable for drilling deep wells and ultra-deep wells.)

高温高密度海水基钻井液

技术领域

本发明为海洋石油、天然气勘探开发过程中使用的钻井液，特别是具有超高密度的抗高温钻井液。

背景技术

随着石油工业的发展和对石油需求的不断增加，油气勘探开发逐步向海洋及深层次挖掘， 海洋深井、 超深井的钻探规模日益扩大。同时深井和超深井的钻探已成为今后钻探工业发展的一个重要标志，也是扩大油气勘探开发新领域的重要措施。随着井深的增加，钻井技术难度逐渐增大，对钻井液性能的要求也更高。钻井实践表明，钻井液的性能对于确保深井和超深井的安全、快速钻进起着至关重要的作用。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。

目前高温高密度海水基钻井液存在的主要问题有：①热稳定性差，且难以维护。钻井液体系经高温（200℃以上）老化一定时间后，其性能难以维持良好状态，不能满足工程要求的现象。其影响和表现是全面的，其中最为突出和难以解决的是老化后钻井液高温高压滤失量（HTHP 失水）急剧上升和钻井液黏度大幅度提高，这对于高密度盐水钻井液尤为突出，特别是盐水、高温（≥200℃）、超重（ρ≥2.50 g/cm³）。②高温高压失水造壁性难以控制。其中高温高密度钻井液的 HTHP 失水老化后急剧增大是普遍现象，温度越高、盐度越高、密度越高，该现象越突出。因此，有效抗温抗盐降滤失剂（降 HTHP 失水）的研发是当前钻井液技术领域的重点，也是建立高温高密度海水基钻井液的核心问题。而且当低密度钻井液体系HTHP 失水及其热稳定性解决之后，加重到密度在1.8 g/cm³以上时，其 HTHP 失水明显上升，当密度大于2.2g/cm³以后，其HTHP失水则成倍增加，必须添加更多种类的降滤失剂，且需进一步加大用量来加以解决。从而大幅度增加高温钻井液降滤失剂的种类和用量。③密度大于2.2g/cm³的高密度钻井液流变性难以控制。由于高温高密度海水基钻井液中大量重晶石颗粒的存在，增加了固相颗粒之间的摩擦力，使其黏度大幅度增加，若钻井液中土量控制稍有不当则高温老化后黏度、切力增大，导致流动性丧失（高温胶凝和高温固化），而难以有限降黏。

低密度钻井液符合要求而加重到2.00g/cm³以上，其造壁性（特别是HTHP失水）与流变性变差，必须重新调整，已是抗温、抗盐高密度钻井液普遍存在的难题。而且使用中高密度钻井液性能更难以稳定维护、处理（重点是常温黏度太高而高温黏度偏低），是抗温、抗盐高密度钻井液普遍存在的另一难题。钻井液抗高温技术已成为制约深部地层石油天然气资源勘探、开发的技术瓶颈。因此，研制抗200℃以上高温并且适用于各种密度的高温高密度海水基钻井液技术对加快中国深部地层，特别是海洋深部地层石油天然气资源勘探、开发具有重要意义。