Study and Performance Evaluation of Ultra-High Temperature High Density Oil Based Drilling Fluids
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摘要: 深层超深层油气钻探中面临着超高温高压、高压盐水、巨厚盐膏层和泥页岩层等复杂地质条件，导致油基钻井液的乳化稳定性、流变、滤失损耗等性能极难调控。合成了不饱和酸酐接枝妥尔油脂肪烃基的咪唑啉酰胺类主乳化剂和辅乳化剂，选用抗高温增黏剂、流型调节剂、润湿剂和降滤失剂，采用API重晶石和超细硫酸钡复合加重，构建了超高温高密度油基钻井液配方。性能评价结果表明，该超高温高密度油基钻井液抗温达220 ℃，复合加重后流变性显著改善，密度最高可达2.8 g/cm3，可抗40%淡水、40%复合盐水、5%～10%泥页岩岩屑和5%～10%石膏污染；在65 ℃/常压～220 ℃/172.5 MPa下具有良好的流变稳定性和悬浮稳定性。该超高温高密度油基钻井液为深层超深层油气资源的安全高效钻探提供了技术支撑。Abstract: Difficulties in controlling the emulsion stability, rheology and filtration property of the oil based drilling fluids are often encountered in drilling deep and ultra-deep wells in which high temperatures, high pressure formations and salt-waters, thick salt and gypsum zones and shale formations are penetrated. To deal with these problems, an ultra-high temperature high density oil based drilling fluid was formulated with synthesized emulsifiers, high temperature viscosifier, flow pattern additive, wetting agent, filter loss reducer and ultra-fine barite. The emulsifiers are an imidazoline amide with tall oil aliphatic hydrocarbon group grafted with unsaturated anhydride. Laboratory evaluation of the drilling fluid demonstrated that this drilling fluid can work normally at temperatures up to 220 ℃. The density of the drilling fluid can be weighted to 2.8 g/cm3. Using compounded weighting agents significantly improved the rheology of the drilling fluid. This drilling fluid is able to resist to contamination from 40% fresh water, or 40% compound salt water, or 5% – 10% shale cuttings, or 5% – 10% gypsum. The drilling fluid had good rheological stability and suspending stability at 65 ℃/atmospheric pressure to 220 ℃/172.5 MPa. This ultra-high temperature high density oil based drilling fluid has provided a technical support to the safe and efficient development of deep and ultra-deep buried oil and gas resources.
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0. 引言
作为国内外勘探开发的重点，深层超深层油气藏位于高温150～200 ℃、高压105～140 MPa地层，埋藏深度可达9000 m。深层油气藏开发面临的地质条件也更为复杂，如塔里木山前2～3套盐层和多套压力系统[1]、准噶尔盆地南缘下组合多套压力系统[2]。深井超深井钻井是当前技术挑战最大、井下事故复杂最多、难题最集中的领域[3-4]。近年来，油基钻井液在塔里木盆地、四川盆地[4]和准噶尔盆地南缘[2]等陆上复杂地质条件深井超深井领域的应用越来越多，井深达到8000 m以上，如克深21井[5]井深8098 m，温度达到200 ℃以上，如塔探1井，地层温度为203 ℃[6]，密度达到2.60 g/cm3以上，如乐探1井，钻井液密度为2.68 g/cm3。超高温高压下钻井液面临的问题主要是高温环境带来的处理剂性能恶化和失效，平衡超高压地层带来的高密度流体的流变性，复杂地质条件造成的钻井液性能调控困难，如巨厚盐膏层的污染、高陡构造井壁稳定等[7]。因此，具有抗污染能力强和良好流变性的超高温高密度油基钻井液是提高复杂深层超高温高压地层安全高效钻井的关键。
在研制不饱和酸酐接枝妥尔油脂肪基的咪唑啉酰胺抗高温乳化剂基础上，选用抗高温的增稠剂、流型调节剂、润湿剂、有机褐煤降滤失剂和氧化沥青封堵剂，构建了超高密度油基钻井液配方，并采用超细加重材料与高密度重晶石复合加重，进一步优化了钻井液的流变性，测试了模拟井筒循环过程中温度/压力状态下的流变性，并考察了低温环境对流变性的影响等，形成了抗温220 ℃、密度为2.5～2.8 g/cm3的超高温高密度油基钻井液。
1. 实验部分
1.1 材料与仪器
精制妥尔油脂肪酸、多乙烯多胺1、多乙烯多胺2、有机醇醚类溶剂，均为工业级；烯基二酸酸酐、马来酸酐、有机锡化合物催化剂，均为化学纯；抗高温润湿剂BZ-WET（HT）、亲有机改性硅酸铝锂BZ-CHT、酰胺基脂肪酸类流型调节剂BZ-MOD[8]、3#白油、合成基础油ESCAID 110、25%氯化钙溶液、复合改性有机褐煤类降滤失剂BZ-OFL（HT）、复合改性沥青类封堵剂BZ-OSL（HT）、密度为4.3 g/cm3的高密度重晶石和密度为4.3 g/cm3的超细硫酸钡（D50=2.28 μm，D90=5.07 μm）等。
钻井液密度计、高速搅拌器（11 000 r/min±300 r/min）、全自动旋转黏度计（OFITE 900）、ZNN-D6旋转黏度计（配有冷却降温装置）、GRL-7高温滚子加热炉、电稳定性测试仪（Fann 23E）、高温高压滤失仪（OFITE）、高温高压流变仪（Fann iX77）。
1.2 实验方法
1.2.1 抗高温乳化剂的制备
1）抗高温主乳化剂BZ-OPE（HT）：在可升降油浴锅上安装四口烧瓶，并配置搅拌器、温度计、减压蒸馏和氮气管线等部件，将精制妥尔油酸装入四口烧瓶，升温至85 ℃±5 ℃，加入多乙烯多胺1，通入氮气条件下升温至180 ℃±5 ℃，恒温反应3～4 h，分水器10～15 min无水滴出现或液面不增加时，调大氮气管线阀门，将温度升至240 ℃±5 ℃，恒温反应3～4 h，分水器中无水滴出现或液面不增加时，加入溶剂油D140，冷却降温至180 ℃±5 ℃，加入马来酸酐和0.1%总反应物质量的有机锡化合物催化剂，恒温反应5 h，加入醇醚类溶解，降温至室温，制备出BZ-OPE（HT）。
2）抗高温辅乳化剂BZ-OSE（HT）：反应过程和条件与抗高温主乳化剂BZ-OPE（HT）基本相同，其中，有机胺为多乙烯多胺2，烯基二酸酸酐，加入有机羧酸时不加催化剂。
1.2.2 钻井液养护及性能测定
室内按照设计配方配制完成的油基钻井液，参照GB/T 29170—2012《石油天然气工业 钻井液 实验室测试》推荐方法进行养护。参照GB/T 16783.2—2012《石油天然气工业 钻井液现场测试 第2部分：油基钻井液》测试养护前后的钻井液密度、65 ℃流变性和电稳定性，测试180 ℃/3.5 MPa、30 min高温高压滤失量。
1.2.3 钻井液动态沉降稳定性测试（改进的VST方法）
将沉降鞋放置在全自动流变仪OFITE900测量杯内，设置温度为65 ℃，转速设置为100 r/min，用注射器抽取杯底钻井液样品并测量其密度。30 min后，在此取样并测量密度。按照文献[9]计算钻井液的沉降趋势SR。
1.2.4 钻井液高温高压流变性测试
将老化后的钻井液，置于高温高压流变仪Fann iX77高温高压样品釜中，自65 ℃/常压逐步升温升压至220 ℃/172.5 MPa（约25 000 psi，仪器最高承压30 000 psi），测试油基钻井液的高温高压流变性。
1.2.5 钻井液低温流变性测试
将老化后的钻井液，置于旋转黏度计中，将加热至70 ℃钻井液倒入样品测试杯中，待温度降至65 ℃时测试流变性，将钻井液逐步冷却降温至50 ℃、40 ℃、30 ℃、20 ℃和10 ℃时，测试钻井液流变性。
2. 结果与讨论
2.1 抗高温油基钻井液乳化剂合成及性能评价
为进一步提高乳化剂分子中亲水基团的“锚定”作用，并降低酰胺基高温和碱性环境下的水解反应，在酰胺基胺分子结构基础上，进一步在240 ℃深度脱水，使长碳链聚酰胺基胺型（Amide-Amine）乳化剂[10]进而转化成具有五元环状结构的长碳链咪唑啉酰胺（Imidazoline-Amide）类乳化剂，并通过有机锡化合物催化，在妥尔油脂肪酸烃基不饱和键发生双烯加成[11]（共轭双键）或烯反应[12]（双键）引入酸酐官能团，形成了多羧酸妥尔油脂肪基咪唑啉酰胺乳化剂，增强了抗温能力[13-14]，提高了乳状液的高温稳定性，其红外光谱如图1所示。
如图1所示，BZ-OPE（HT）中含有酰胺（1644 cm−1处为酰胺羰基的伸缩振动）、咪唑啉（1599 cm−1处为C=N的伸缩振动、1192 cm−1 处为C—N伸缩振动）、酸酐（1772 cm−1处为酸酐羰基的伸缩振动）；BZ-OSE（HT）中同样含有酰胺（1645 cm−1处为酰胺羰基的伸缩振动）、咪唑啉（1608 cm−1处为 C=N的伸缩振动、1175 cm−1 处为C—N的伸缩振动）、少量酸酐（1778 cm−1处为酸酐羰基的伸缩振动，吸收不明显）；结果显示，合成的抗高温乳化剂为不饱和有机酸酐接枝妥尔油脂肪基的咪唑啉酰胺型化合物。
用制备的主乳化剂和辅乳化剂，配制油包水钻井液配方如下，测试不同老化条件下的流变性、破乳电压，考察其抗温能力，结果见表1。
1# 255 mL 3#白油+2%BZ-OPE（HT）+1%BZ-OSE（HT）+3.5%氧化钙+4%BZ-CHT+ 4%BZ-OFL（HT）+52.0 mL25%氯化钙溶液+440 g重晶石，油水比85∶15，密度为1.8 g/cm3
表 1 含乳化剂油包水钻井液的抗温能力评价热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaFLHTHP/
mLES/
V热滚前 36.0 5.76 1328 150 ℃、16 h 36.0 7.20 2.8 1242 180 ℃、16 h 35.0 4.80 3.6 1049 200 ℃、16 h 34.5 4.80 4.2 917 220 ℃、16 h 30.0 4.32 4.8 709 由表1数据可知，用制备的抗高温主乳化剂和辅乳化剂配制的油包水钻井液在经过150～220 ℃热滚后，冷却后开罐实验浆表面无轻质液体析出，老化罐内无沉降。测试后，有较高的电稳定性，钻井液的塑性黏度、动切力和高温高压滤失量变化幅度较小，破乳电压较高。油水比85∶15、乳化剂加量3%（油水总量）的钻井液经220 ℃老化后破乳电压在700 V以上，钻井液电稳定性较高，并保持较为稳定的动切力，表明合成的乳化剂具有较高的乳化能力和高温稳定性[15]。
2.2 抗温220 ℃超高密度油基钻井液配方及性能评价
基于室内研制的抗高温主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂和流型调节剂等产品基础上，选用新型增黏剂亲有机改性硅酸铝锂BZ-CHT[16]、抗高温褐煤类降滤失剂BZ-OFL(HT)、高软化点沥青类封堵剂BZ-OSL(HT)等关键处理剂，构建了抗温220 ℃、密度为2.5 g/cm3油基钻井液配方如下。该钻井液性能如表2所示。
2# 180 mL 3#白油+2%BZ-OPE（HT）+1%BZ-OSE（HT）+1%BZ-WET（HT）+ 0.5%BZ-MOD+23 mL 25%CaCl2+3%CaO+1%BZ-CHT+3%BZ-OFL（HT）+2.5%BZ-OSL（HT）+800 g高密度重晶石，油水比为90∶10
表 2 密度为2.5 g/cm3油基钻井液高温热滚前后性能评价热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V热滚前 69 18.0 12.5/14.5 1893 200 ℃、16 h 67 8.0 4.0/5.0 5.2 1242 220 ℃、16 h 61 6.5 3.5/5.0 7.6 1034 由表2结果可知，该配方油基钻井液能够在200～220 ℃高温热滚后具有良好的流变性、滤失性和电稳定性；主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂总量为4%，在超高温高固相油基钻井液中，表现出高效乳化和润湿的能力，并具有较强的高温稳定性。
为进一步优化钻井液滤失量控制性能，提高有机褐煤类BZ-OFL（HT）加量（3#配方），提高油水比至95∶5（4#配方），进一步改善流变性，热滚后的性能如表3所示，配方如下。
3# 180 mL 3#白油 + 2%BZ-OPE（HT）+ 1% BZ-OSE（HT）+ 1%BZ-WET（HT）+ 0.5%BZ-MOD + 23 mL 25%CaCl2 + 3%CaO + 1%BZ-CHT +5%BZ-OFL（HT）+ 3%BZ-OSL + 800 g高密度重晶石
4# 190 mL 3#白油+ 2%BZ-OPE（HT）+1%BZ-OSE（HT） +1%BZ-WET（HT） + 0.5%BZ-MOD+11.5 mL 25%CaCl2 + 3%CaO + 1%BZ-CHT +5%BZ-OFL（HT）+ 3%BZ-OSL（HT）+800 g高密度重晶石，油水比为95∶5
由表3测试结果可知，超高温高密度油基钻井液在200～220 ℃热滚72 h后，具有良好的流变性、乳化稳定性以及滤失封堵性；增加有机褐煤类BZ-OFL（HT）降滤失剂加量可降低钻井液高温高压滤失量；较高的油水比（95∶5）下，超高密度油基钻井液流变性和高温稳定性均有明显提升。
表 3 抗温200～220 ℃密度2.5 g/cm3油基钻井液配方优化及性能评价钻井液 热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V3# 热滚前 68 20 16.0/18.5 2070 220 ℃、16 h 66 11.5 8.5/14.0 4.8 2055 200 ℃、72 h 68 12 7.0/12.5 5.2 1716 220 ℃、72 h 61 12.5 7.5/15.0 6.0 1882 4# 热滚前 94 20 10.0/17.5 2063 220 ℃、16 h 55 2.5 2.5/11.5 2.4 2070 200 ℃、72 h 60 3.5 4.0/7.5 5.6 2055 220 ℃、72 h 52 6.5 3.5/6.5 5.6 2062 2.3 超细硫酸钡加重的超高温高密度油基钻井液及其性能评价
超微重晶石粉、超微铁矿粉和超微锰矿粉（MicroMax）等是调控超高密度钻井流体的悬浮稳定性与流变性的重要材料[17-19]。铁矿粉具有一定的磁性，会影响随钻测量工具的使用，超微锰矿粉能够有效降低颗粒间摩擦阻力，显著改善钻井液的流变性，但其价格为高密度重晶石的十几倍，造成深井超深井成本显著上涨。因此，采用超细硫酸钡（D50=2.28 μm，D90=5.07 μm）与高密度重晶石复合加重的方式，分别将油基钻井液密度加重到2.60～2.80 g/cm3。其中密度为2.6～2.7 g/cm3的钻井液按4#配方组成，密度为2.8 g/cm3的配方中将辅乳化剂BZ-OSE(HT)加量提高至4%，见5#和6#配方。测试钻井液200～220 ℃下热滚16或72 h后的性能，并采用改进的VST方法测试钻井液的动态沉降趋势SR，结果见表4。
5# 190 mL 3#白油+1.5%BZ-OPE（HT）+4%BZ-OSE（HT）+0.5%BZ-WET（HT） + 3.0%CaO+0.5%BZ-CHT+0.5% BZ-MOD+5.0%BZ-OFL（HT）+2%BZ-OSL（HT） + 10 mL 25%CaCl2+770 g重晶石+330 g超细硫酸钡
6# 180 mL ESCAID 110+1.5%BZ-OPE（HT）+4%BZ-OSE（HT）+0.5%BZ-WET（HT） + 3.0%CaO+0.25%BZ-CHT+0.25%BZ-MOD+5.0%BZ-OFL（HT）+2%BZ-OSL（HT）+20 mL25%CaCl2+ 880 g重晶石+220 g超细硫酸钡
表 4 超细硫酸钡对超高温高密度油基 钻井液性能影响的对比评价ρ/
g·cm−3热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
VSR 2.70
（4#）热滚前 135 20.0 12.5/15.0 2048 200 ℃、16 h 93 8.0 4.0/8.5 5.0 2050 0.998 2.70
（4#*）热滚前 88 11.5 7.5/10.5 2048 200 ℃、16 h 68 7.0 5.0/7.5 4.2 2050 1.000 2.70
（4#）热滚前 112 16.5 10.0/15.0 2048 220 ℃、16 h 90 5.0 2.0/7.5 4.8 2050 0.993 2.70
（4#*）热滚前 115 22.5 16.0/20.0 2048 220 ℃、16 h 79 4.0 3.0/7.5 4.0 2050 1.000 2.60
（4#*）热滚前 77 18.0 12.0/21.0 2048 200 ℃、16 h 71 5.0 3.0/5.0 4.8 2050 1.000 220 ℃、16 h 80 6.0 5.0/7.0 5.2 1950 1.000 2.80
（5#）热滚前 92 15.0 6.0/10.0 2050 220 ℃、16 h 93 7.0 5.0/6.5 3.2 2050 1.000 220 ℃、72 h 92 11.0 7.0/14.0 2.8 2050 1.000 2.80
（6#）热滚前 68 8.5 4.5/8.0 2050 220 ℃、16 h 68 8.5 5.5/7.0 5.0 1736 1.000 220 ℃、72 h 87 11.0 8.0/10.5 6.0 1091 1.000 注：4#*配方为4#+90%高密度重晶石+10%超细硫酸钡 由表4可知，与密度为2.70 g/cm3的油基钻井液性能对比，采用API级重晶石与超细硫酸钡复合加重的配方，经过高温老化之后，与单独使用API级重晶石相比，钻井液的流变性改善非常显著。随着超细硫酸钡使用比例的增加（达到30%），可获得密度高达2.80 g/cm3的油基钻井液。用较低黏度的合成基础油ESCAID 110，超细硫酸钡在较低的使用比例（20%）可获得流变性更低、油水比更低（90∶10）的超高密度（2.80 g/cm3）油基钻井液。采用改进的VST方法测试了上述钻井液的动态沉降趋势，SR值接近或等于1，超细硫酸钡加重的钻井液具有较强的悬浮稳定性[9]。采用API高密度重晶石与超细硫酸钡（7∶3～9∶1）复合加重，与文献[20]中API高密度重晶石与微锰（MicroMax）（6∶4～7∶3）复合加重方式相比更有利于节约成本。
2.4 超高温高密度油基钻井液抗污染评价
我国西部油气盆地中深井超深井经常钻遇高压水层、巨厚盐膏层和泥页岩层等，特别是深层泥岩，如在准噶尔盆地南缘中东段7700 m仍然发现了灰色泥岩，在高温循环条件下易造成钻井液性能的恶化。并且，由于矿物油基钻井液的流变性明显高于柴油基钻井液，污染处理的难度显著增加。将配方中辅乳化剂BZ-OSE(HT)提高至3%，考察了淡水、复合盐水（180 g/L氯化钠+100 g/L氯化钙）、泥页岩（准噶尔南缘安集海河组泥页岩钻屑粉）和硫酸钙（模拟石膏）对高密度钻井液的污染，污染量按钻井液体积为基准，评价温度分别为150 ℃和180 ℃，污染前后钻井液性能测试结果见表5和表6。污染前钻井液配方如下。
7# 180 mL 3#白油+2%BZ-OPE(HT)+3%BZ-OSE(HT)+ 1%BZ-WET(HT)+ 0.5%BZ-MOD +23 mL 氯化 钙 (25%) + 3%CaO + 1%BZ-CHT +3%BZ-OFL(HT)+ 2.5%BZ-OSL(HT)+800 g重晶石，油水比为90∶10， 密度为2.50 g/cm3
8# 180 mL3#白油+2%BZ-OPE(HT)+3%BZ-OSE (HT)+1%BZ-WET(HT)+ 0.5%BZ-MOD+23 mL 30% CaCl2 + 3%CaO + 1%BZ-CHT +4% BZ-OFL(HT)+3% BZ-OSL (HT)+ 800 g重晶石，油水比为90∶10，密 度为2.50 g/cm3
表 5 超高温高密度油基钻井液（7#配方）抗污染实验（150 ℃、16 h）污染
因素PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V污染前 56.0 9.0 4.0/4.5 3.2 2048 200 mL淡水 55.0 11.0 4.5/6.5 3.4 1267 400 mL淡水 67.0 13.5 5.5/8.5 3.6 703 200 mL复合盐水 67.0 15.5 3.5/4.5 4.4 765 400 mL复合盐水 84.0 21.5 4.5/5.0 1.0 401 100 g岩屑 68.0 14.5 6.0/8.5 2.0 2045 100 g硫酸钙 75.0 12.5 5.0/6.5 3.9 1872 注：污染因素为每升钻井液的加入量 由表5结果可知，在150 ℃下，水污染量达到40%，油水比大幅度降低，破乳电压均在400 V以上，仍保持良好的流变性和电稳定性，水侵容限较高，能够有效应对井下高压水层；岩屑污染达到100 g/L时，钻井液的黏度上涨，而滤失量和破乳电压保持稳定，而同量的盐膏污染后黏度上涨、破乳电压降低，滤失量保持稳定，表明岩膏对钻井液的影响程度更加显著而复杂。
表 6 超高温高密度油基钻井液（8#配方）抗污染实验（180 ℃、16 h）污染
因素PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V污染前 66 9.0 5.0/6.5 5.4 2048 400 mL清水 61 12.0 5.0/7.0 4.0 384 400 mL复合盐水 74 15.5 7.0/8.0 5.0 388 50 g岩屑 87 6.5 5.2/7.0 4.2 1243 50 g硫酸钙 83 5.5 5.6/8.0 4.2 1509 注：污染因素为每升钻井液的加入量 由表6结果可知，在180 ℃下，提高辅乳化剂BZ-OSE（HT）加量后，超高温高密度油基钻井液在40%的淡水和复合盐水污染后，油水比大幅降低，在180 ℃高温后，在深部高温地层受高压水层污染后，没有出现过稠现象，保持良好的流变性，破乳电压大于380 V。同时，在50 g/L泥页岩、硫酸钙污染时，钻井液180 ℃热滚后，保持良好的流变性和滤失封堵性，破乳电压在1200 V以上，降低幅度高于150 ℃时同等条件的污染，表明在高温环境中，污染因素影响程度显著增加。
综上分析，在高比例污染条件下，形成的超高温高密度钻井液仍能保持良好的电稳定性、流变性和滤失封堵性，能够有效处理巨厚泥页岩层、盐膏层以及高压水层。
2.5 高温高压流变性评价
对于深井超深井而言，钻井液在井筒内温度和压力条件下流变性是非常重要的。准确评价油基钻井液高温高压流变性，对关键处理剂的选择、配方构建至关重要，同时对准确评价钻井液循环压耗、当量循环密度的准确计算等具有重要的参考意义[20]。采用Fann iX77高温高压流变仪评价了油基钻井液的高温高压流变性，为更加清晰地了解温度和压力对油基钻井液的影响效果，测试采用了台阶式的温度/压力增长方法，对220 ℃热滚72 h的2.5 g/cm3钻井液进行了高温高压流变性测试，结果见表7。
表 7 超高温高密度油基钻井液的高温高压流变性测试T/
℃P/
MPaφ600 φ300 PV/
mPa·sYP/
Paφ6 φ3 LSYP/
Pa65 107.5 64.9 42.6 11.15 15.9 14.7 6.48 65 34.5 180.7 104.8 75.9 14.45 19.7 18.5 8.30 150 69.0 87.0 56.2 30.8 12.70 17.2 16.3 7.39 150 138.0 114.9 64.9 50.0 7.45 15.4 14.3 6.34 180 138.0 92.9 52.6 40.3 6.15 13.9 12.8 5.62 180 172.5 119.9 69.7 50.2 9.75 15.5 14.6 6.58 200 172.5 110.8 62.4 48.2 7.20 14.2 13.4 6.05 220 172.5 105.4 59.2 46.2 6.50 12.9 11.9 5.32 由表7结果可知，油基钻井液在井筒循环过程中的温度和压力变化条件下流变性的变化幅度较为平稳。在井底时，钻井液均在高温高压环境，并且在循环流动中，温度和压力随时发生变化，且温度变化的速度远小于压力变化。在模拟井筒温度、压力条件下，油基钻井液实验浆保持较高的动切力（6.5～14.5 Pa）、低剪切动切力（LSYP）（5.32～8.30 Pa），并且变化幅度较低，保证了高温高压条件下钻井液良好的悬浮稳定性。同时，实验浆流变性与压力表现出明显的正相关[21-25]。表7实验结果表明，所研制和选用的超高温高密度油基钻井液关键处理剂及构建的钻井液具有良好的高温稳定性。
2.6 环境温度对超高温高密度油基钻井液流变性的影响
我国深井超深井地区冬季气候寒冷，地表和浅层温度可达到−10 ℃～20 ℃，甚至更低，钻井液与环境热交换速度迅速，对流变性的影响较大。采用连续降温装置在旋转黏度计上持续测量油基钻井液流变性，测试结果如表8所示。
表 8 环境温度对油基钻井液流变性的影响T/℃ φ100 φ6 T/℃ φ100 φ6 10 186 19 40 61 8 20 153 16 50 47 7 30 65 10 65 32 6 由表8可以看出，环境温度对油基钻井液的流变性影响较大。当测试温度由65 ℃降低至30 ℃的过程中，φ100和φ6读值增加缓慢；当测试温度由30 ℃降至20～10 ℃时，φ100和φ6读值增加迅速，表明其流动性急剧降低。因此在寒冷天气下油基钻井液施工作业，应该选用运动黏度较低、凝点更低的基础油，现场应特别注意循环罐、储存罐、循环管线、井口导管等关键部位的保温。
3. 结论
1. 通过240 ℃高温深度脱水环化和不饱和酸酐改性，合成了具有不饱和酸酐接枝妥尔油脂肪基的咪唑啉酰胺类新型抗高温主乳化剂和辅乳化剂，油水比为85∶15的油基钻井液，乳化剂加量3%，220 ℃热滚后，破乳电压为700 V以上，乳化剂具有较高的乳化能力和高温稳定性。
2. 应用合成的抗高温乳化剂，选用亲有机改性硅酸铝锂、流型调节剂、润湿剂、有机褐煤和高软化点沥青，采用超细硫酸钡和高密度重晶石复合加重，构建了抗温220 ℃、密度2.50～2.80 g/cm3的超高温高密度油基钻井液，具较高抗污染能力，满足复杂地质条件深井超深井的要求。
3. 形成的超高温度高密度油基钻井液，在65 ℃/常压～220 ℃/172.5 MPa下具有良好的流变稳定性和悬浮稳定性。
-
表 1 含乳化剂油包水钻井液的抗温能力评价
热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaFLHTHP/
mLES/
V热滚前 36.0 5.76 1328 150 ℃、16 h 36.0 7.20 2.8 1242 180 ℃、16 h 35.0 4.80 3.6 1049 200 ℃、16 h 34.5 4.80 4.2 917 220 ℃、16 h 30.0 4.32 4.8 709 
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表 2 密度为2.5 g/cm3油基钻井液高温热滚前后性能评价
热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V热滚前 69 18.0 12.5/14.5 1893 200 ℃、16 h 67 8.0 4.0/5.0 5.2 1242 220 ℃、16 h 61 6.5 3.5/5.0 7.6 1034
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表 3 抗温200～220 ℃密度2.5 g/cm3油基钻井液配方优化及性能评价
钻井液 热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V3# 热滚前 68 20 16.0/18.5 2070 220 ℃、16 h 66 11.5 8.5/14.0 4.8 2055 200 ℃、72 h 68 12 7.0/12.5 5.2 1716 220 ℃、72 h 61 12.5 7.5/15.0 6.0 1882 4# 热滚前 94 20 10.0/17.5 2063 220 ℃、16 h 55 2.5 2.5/11.5 2.4 2070 200 ℃、72 h 60 3.5 4.0/7.5 5.6 2055 220 ℃、72 h 52 6.5 3.5/6.5 5.6 2062
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表 4 超细硫酸钡对超高温高密度油基 钻井液性能影响的对比评价
ρ/
g·cm−3热滚
条件PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
VSR 2.70
（4#）热滚前 135 20.0 12.5/15.0 2048 200 ℃、16 h 93 8.0 4.0/8.5 5.0 2050 0.998 2.70
（4#*）热滚前 88 11.5 7.5/10.5 2048 200 ℃、16 h 68 7.0 5.0/7.5 4.2 2050 1.000 2.70
（4#）热滚前 112 16.5 10.0/15.0 2048 220 ℃、16 h 90 5.0 2.0/7.5 4.8 2050 0.993 2.70
（4#*）热滚前 115 22.5 16.0/20.0 2048 220 ℃、16 h 79 4.0 3.0/7.5 4.0 2050 1.000 2.60
（4#*）热滚前 77 18.0 12.0/21.0 2048 200 ℃、16 h 71 5.0 3.0/5.0 4.8 2050 1.000 220 ℃、16 h 80 6.0 5.0/7.0 5.2 1950 1.000 2.80
（5#）热滚前 92 15.0 6.0/10.0 2050 220 ℃、16 h 93 7.0 5.0/6.5 3.2 2050 1.000 220 ℃、72 h 92 11.0 7.0/14.0 2.8 2050 1.000 2.80
（6#）热滚前 68 8.5 4.5/8.0 2050 220 ℃、16 h 68 8.5 5.5/7.0 5.0 1736 1.000 220 ℃、72 h 87 11.0 8.0/10.5 6.0 1091 1.000 注：4#*配方为4#+90%高密度重晶石+10%超细硫酸钡
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表 5 超高温高密度油基钻井液（7#配方）抗污染实验（150 ℃、16 h）
污染
因素PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V污染前 56.0 9.0 4.0/4.5 3.2 2048 200 mL淡水 55.0 11.0 4.5/6.5 3.4 1267 400 mL淡水 67.0 13.5 5.5/8.5 3.6 703 200 mL复合盐水 67.0 15.5 3.5/4.5 4.4 765 400 mL复合盐水 84.0 21.5 4.5/5.0 1.0 401 100 g岩屑 68.0 14.5 6.0/8.5 2.0 2045 100 g硫酸钙 75.0 12.5 5.0/6.5 3.9 1872 注：污染因素为每升钻井液的加入量
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表 6 超高温高密度油基钻井液（8#配方）抗污染实验（180 ℃、16 h）
污染
因素PV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/PaFLHTHP/
mLES/
V污染前 66 9.0 5.0/6.5 5.4 2048 400 mL清水 61 12.0 5.0/7.0 4.0 384 400 mL复合盐水 74 15.5 7.0/8.0 5.0 388 50 g岩屑 87 6.5 5.2/7.0 4.2 1243 50 g硫酸钙 83 5.5 5.6/8.0 4.2 1509 注：污染因素为每升钻井液的加入量
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表 7 超高温高密度油基钻井液的高温高压流变性测试
T/
℃P/
MPaφ600 φ300 PV/
mPa·sYP/
Paφ6 φ3 LSYP/
Pa65 107.5 64.9 42.6 11.15 15.9 14.7 6.48 65 34.5 180.7 104.8 75.9 14.45 19.7 18.5 8.30 150 69.0 87.0 56.2 30.8 12.70 17.2 16.3 7.39 150 138.0 114.9 64.9 50.0 7.45 15.4 14.3 6.34 180 138.0 92.9 52.6 40.3 6.15 13.9 12.8 5.62 180 172.5 119.9 69.7 50.2 9.75 15.5 14.6 6.58 200 172.5 110.8 62.4 48.2 7.20 14.2 13.4 6.05 220 172.5 105.4 59.2 46.2 6.50 12.9 11.9 5.32
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