0.   引言

全球约44%的油气资源分布在深水区域^[1]，深水及超深水油气的开发已成为全球能源供给的重要支柱。受能源需求持续增长的驱动，深水油气资源的勘探与开发进入了快速发展阶段。根据国际能源署（IEA）和美国地质调查局（USGS）预测，全球深水油气资源的可采储量超过1×10¹¹ 桶，占全球总可采油气储量的 60%以上^[2]。近年来，全球70%的重大油气新发现来自深水区域，在排名前50 位的超大型油气开发项目中，75%为深水项目^[1]。深水区域凭借其巨大的油气储量潜力，已成为全球海洋油气勘探开发的重要战略方向。

南海主要沉积盆地的石油地质资源占中国油气总资源量的 1/3，其中70%分布在深水区域^[1]。深水油气开发不仅是提升我国能源自给率的关键，更是保障国家能源安全的重要举措。当前，深水油气田，如墨西哥湾、巴西盐下油田、西非海域以及中国南海，已成为全球油气勘探开发的重点区域。然而，深水油气开发面临一系列技术挑战，尤其是钻完井液需应对高温高压条件、复杂地质结构、低温环境导致的水合物形成及井壁稳定性控制等问题^[1–3]。中国南海深水油田泥线最低温度接近0，井下最高温度可高达230℃^[4]，超深水油气田最浅埋藏仅在泥面下不到200 m^[5]，这使深水油气田面临的挑战进一步加剧。

近年来，国内外在深水钻井液技术方面取得了显著突破。国际知名石油公司和研究机构，如斯伦贝谢（Schlumberger）、哈里伯顿（Halliburton）、英国BP等，围绕深水水基钻井液、合成基钻井液及高密度钻井液体系开展了深入研究，并在墨西哥湾、巴西盐下油田等深水区块实现了成熟应用^[6–7]。在国内，中海油服依托南海西部陵水17-2、陵水25-1气田，以及南海东部荔湾、流花、白云5-2油田，积极推进深水钻井液技术的自主创新与国产化进程，形成了较为完善的深水钻井液技术体系^[8–10]。其中，深水水合物防治技术、深水高性能水基钻井液、深水恒流变合成基钻井液、深水免破胶钻开液及系列深水无固相完井液等关键技术已在国内深水油气田成功应用，并为未来深水钻井液技术的发展奠定了基础。

1.   深水钻完井液面临的技术难题及科学问题

1.1   深水钻完井液面临的技术难题

在深水钻井作业过程中，钻完井液需应对一系列严峻挑战，包括低温—高温/高压环境影响流变性、井壁稳定性控制难度大、水合物易形成并堵塞井筒、窄密度窗口导致井控风险增加^[3–11]，以及环保法规对钻井液性能提出更高要求。这些问题不仅加大了钻井工程的复杂性，也对钻完井液的配方设计、性能优化和环境适应性提出了更高的要求。为了解决这些挑战，国内外研究者不断优化钻完井液体系，开发了低温流变调节剂^[12]、高效井壁稳定剂^[13]、智能流变调控技术^[14]、热力学/动力学水合物抑制剂^[15]、绿色环保钻井液^[16]等新技术，并在部分深水油田取得了成功应用。

深水钻井作业的海底泥线温度通常低于4℃，在中国南海东部白云5-2等油田井底温度已高达220℃，LS30-1超深水油田井底温度预计高达232℃以上，形成极大的温差。在低温条件下，钻井液容易凝胶化、增稠或析出结晶，影响流体循环^[3]；而在高温中，钻井液的稀化效应会降低岩屑携带能力，导致井眼清洁困难^[17]。目前，研究人员开发了恒流变合成基钻井液和低温流型调节剂，优化处理剂的分子结构，以确保钻井液在极端温度条件下仍具有良好的流变特性^[18–20]。

深水油气藏多分布于疏松砂岩、盐膏层、高活性泥岩等复杂地层，容易因地层水化、蠕变或井壁膨胀引发失稳问题^[3]。例如，巴西盐下油田的盐层厚度超过2000 m，蠕变特性使井壁变形，增加钻井难度^[21]。为了提高井壁稳定性，研究人员采用胺类抑制剂、纳米封堵材料，并针对盐膏层开发了抗蠕变钻井液体系，有效减少了盐层溶蚀和变形，提高了井壁的长期稳定性^[22]。

深水油气藏的安全密度窗口通常小于0.1 g/cm³，容易因压力控制不当引发井漏或井涌。例如，墨西哥湾深水井的孔隙压力与破裂压力之间的安全窗口极窄，稍有不慎可能导致严重井控事故^[23]。为解决此问题，控压钻井技术（MPD） 在深水作业中得到应用，通过精准调节井底压力，使其稳定在密度窗口范围内。此外，高效密度调节剂可在保证井控安全的同时减少钻井液损失^[7]。

深水井在低温高压环境下易于生成天然气水合物，堵塞井筒，甚至诱发井喷事故。例如，在500 m 水深的井眼内，水合物可在短时间内形成，严重影响钻井安全^{[3, 18]}。目前，热力学水合物抑制剂（THI）和动力学水合物抑制剂（KHI）被广泛应用，如乙二醇、甲醇等物质能有效抑制水合物生成^[24]。同时，研究人员还开发了井口加热技术和纳米材料封堵技术，可有效防止水合物堵塞^[25]。

随着国际环保法规日趋严格，深水钻井液的毒性、可降解性及排放管理成为行业关注的重点。例如，传统油基钻井液的环境污染问题限制了其在深水作业中的应用^[16]。针对这一挑战，国内外研究者开发了恒流变合成基钻井液、无固相环保完井液、纳米封堵水基钻井液，并利用天然高分子材料替代合成化学剂，以减少钻井液对海洋生态的影响^{[19, 26]}。

1.2   深水钻完井液面临的关键科学问题

深水钻井液技术的研发不仅涉及工程挑战，还涉及一系列基础科学问题，直接影响钻井液的稳定性和适用性。针对这些科学问题，研究人员通过分子模拟、纳米材料优化、人工智能辅助控制等手段，逐步完善深水钻完井液的理论体系。

1）深水钻井液的低温-极高温宽温域流变调控机制。深水环境下，钻井液的黏度、剪切力、屈服应力随温度变化而剧烈波动。目前，已研发的恒流变合成基钻井液在3～180℃ 范围内表现良好，但在极端低温（−2.5℃ 以下）及极端高温（220℃ 以上）下仍存在流变性能恶化的问题，尤其在极端高低温同时存在的情况下对钻井液流变调控机制认识还不清晰。为了进一步优化极宽温域环境下的流变特性，研究者已经开始采用分子模拟与实验结合，研究钻井液的宽温域及在极高、极低温度的相变机理，并优化聚合物改性技术，提升其宽温域适应性^[27–28]。

2）气体水合物的动力学形成与抑制机制。水合物的生成与分解受温度、压力、气液界面等复杂因素影响。目前，传统水合物抑制剂在降低水合物生成的同时，可能对钻井液的密度、流变性等性能产生负面影响，例如乙二醇可能导致钻井液密度升高，影响井筒压力控制^[29–30]。为此，研究人员正在探索纳米级水合物抑制剂，通过超细粒子在分子水平抑制水合物结晶，减少对钻井液其他性能的影响^[25]。

3）深水钻井液处理剂与储层物理-化学作用机制。深水钻井液通常属于高盐体系，并且还会受到高低温同时影响，使得其处理剂组成与传统的钻井液有较大区别。这些处理剂的空间分布形态独特，处理剂与储层矿物可能发生物理-化学相互作用，导致储层损害，影响油气渗流能力。例如，高密度钻井液可能引发储层颗粒堵塞，降低渗透率，进而影响采收率^[31–32]。目前，针对不同储层类型（如碳酸盐岩、砂岩等），研究人员正在深入分析钻井液与储层岩石的作用机理，并开发低损伤钻井液体系，以减少对储层的污染^[33]。

4）低返速岩屑携带机制。在大尺寸井眼（如 φ533.4 mm 隔水管）钻进时，钻井液的流速较低，岩屑携带能力下降，井眼清洁效果较差，影响钻井效率^[34–35]。研究人员正通过岩屑携带动力学分析，优化钻井液的流变特性，同时引入人工智能（AI）辅助控制技术，实时优化井眼清洁过程，提高钻进效率^[36]。

2.   深水钻井液技术进展

2.1   深水水基钻井液

2.1.1   水合物防治技术

深水钻井环境中的低温高压条件极易诱发天然气水合物的生成，造成井筒堵塞、管汇失效，甚至井喷事故。因此，如何有效防治水合物的生成是深水钻井液技术的关键之一。目前，各国均以无机盐（如NaCl、KCl）和低分子醇类（如乙二醇、甲醇）的热力学抑制剂（THI）为主降低水合物生成温度，提高其分解压力，从而抑制水合物的形成^{[3, 37]}。但其他的水合物防治技术也在持续研究，主要包括以下几种。①动力学抑制剂（KHI）：采用表面活性剂和聚合物等物质干扰水合物晶体生长，延缓水合物的生成^{[3, 38]}。②井口加热与流动保障技术：通过井口加热、电加热钻井液系统和热水循环等方式防止水合物在井口及钻井管汇内聚集^[39]。③动力学抑制剂与热力学抑制剂联合使用：该体系采用动力学抑制剂（如聚M-乙烯基己内酰胺）和热力学抑制剂（如乙二醇）^[40–41]，在水基钻井液密度较低时显著降低水合物生成风险。

2.1.2   高性能水基钻井液体系

高性能水基钻井液被广泛应用在深水领域中，国内外各公司在近年均对核心的高性能钻井液^[3]进行了升级，主要是将纳米材料引入高性能水基钻井液中，其中中海油服的HEM钻井液和斯伦贝谢的UltraDril Plus钻井液主要应用于深水井。

1）HEM高性能水基钻井液。HEM（High Efficiency Mud）水基钻井液体系是一种高性能水基钻井液，在南海西部陵水26-1-1井的应用表明，该体系能够显著提高井眼稳定性，优化井控效果，并提高钻井作业效率。HEM体系的核心特点包括高抗污染性、优异的流变性稳定性及良好的井眼清洁能力^[42]。其技术优势在于采用双重抑制剂体系，结合有机盐和高效封堵剂，有效减少地层水化膨胀，提高井壁稳定性。此外，该体系通过优化聚合物增稠剂和温度敏感流变调节剂，确保钻井液在深水低温高压环境下仍具有稳定的携岩能力，并降低摩阻，提高钻进效率。同时，HEM水基钻井液可适用于各种复杂地层环境，如高温高压地层、易塌陷泥岩及高盐含量储层，提高整体钻井作业的安全性和环保性。该体系在荔湾21-2-1井创下超深水2233.57 m极限作业新纪录。因此，HEM水基钻井液体系在国内外深水钻井作业中得到了广泛认可，并逐步推广应用于其他深水油气田^{[13, 43–45]}。

2） UltraDril Plus高性能水基钻井液。UltraDril Plus是一种斯伦贝谢公司开发的高性能水基钻井液体系，为UltraDril的升级钻井液，是专为深水钻井及高黏土活性地层设计，旨在优化水基钻井液的技术性能，并在复杂钻井环境（如高活性黏土地层）中提供优异的稳定性和抑制能力。该体系通过多种处理剂的协同作用，提供卓越的井壁稳定性和高效钻井性能。与上一代UltraDril钻井液相比，其全面升级后的核心材料的环保及抑制性能更为突出。其中UltraHib Plus 抑制剂是一种高分子量聚合物，主要由胺类化合物和聚醇组成，能够在高pH值环境下保持稳定，增强页岩抑制能力，防止地层水化膨胀。UltraCap Plus 包被剂是一种小分子量丙烯酸共聚物，能够有效包裹钻屑，减少岩屑分散，提高携岩能力，同时优化钻井液流变性，降低钻具扭矩。该体系引入纳米封堵剂 POROSEAL，可在微裂缝地层形成化学屏障，提供额外的井壁稳定性，减少滤失，提高钻井液在复杂井况下的可靠性。添加有Mono Ethylene Glycol（MEG）以抑制气体水合物的形成，在低温高压条件下维持钻井液的流变性能，并减少井筒堵塞风险。KCl作为离子抑制剂，与UltraHib Plus 联合作用，可进一步控制页岩水化，提高钻井液的抗污染能力。在土耳其黑海深水钻井作业中，UltraDril Plus 体系成功提高了机械钻速（ROP），在 φ215.9 mm井眼段平均达到 9.6 m/h，在 φ419.1 mm井眼段最高达 18.7 m/h，显著缩短了钻井周期，较原计划减少 35% 的时间成本。此外，钻屑表现出干燥且坚固的特性，PDC 钻头痕迹清晰，证明该体系的抑制性接近油基钻井液，但仍保持较低的环境影响。在钻井过程中，虽然遇到部分渗漏和气侵问题，但通过 LCM（漏失控制材料）及流速调整迅速解决，确保了整体作业的安全性和连续性。在墨西哥湾西部 (GoM) 的深水开发油田应用中，新开发的高性能水基钻井液 (ULTRADRIL PLUS)成功应对极端的2591 m水深、偏远的位置、高难的井眼轨迹和狭窄的压力环境（350～100 kPa）。综合来看，UltraDril Plus 体系在深水钻井中展现了出色的抑制性、滤失控制能力以及高效井壁稳定性，为复杂地层提供了一种安全、环保且经济的钻井解决方案。

3）BaraHib Nano高性能水基钻井液。哈里伯顿（Halliburton）继Hydro-Guard高性能水基钻井液后，研究的无黏土相高性能水基钻井液系列名为 BaraHib。该系列包括 Gold、Nano和Plus等钻井液体系，可根据不同的地层特点，选配关键处理剂，它的性能可以与油基钻井液相媲美，可以有效抑制活性黏土的水化作用，使操作人员能够钻进更长的井段，并减少由于黏土膨胀缩径导致的倒划眼。BaraHib® Nano版本采用了先进的纳米技术，即 BaraFLC® Nano-1 纳米复合井眼封堵剂，提升钻井液的井壁稳定性能；BaraHib® Nano Plus版本采用BaraFLC® W-950，BaraVis® W-637作为关键处理剂，体系抗温能力达到204℃。

BaraSure W-988为BaraHib钻井液的页岩抑制剂。在墨西哥湾尤金岛地区，钻井作业面临胶泥（gumbo）地层膨胀导致的井眼稳定性问题，影响φ558.8 mm套管固井并可能导致井口下沉或井筒丢失。为解决该问题，在立管中采用超级饱和高黏度钻井液（SSRV）替代传统的饱和高黏度钻井液（SRV），并添加BaraSure™ W-988页岩抑制剂以抑制页岩膨胀。实验室X射线衍射（XRD）及线性膨胀仪（LSM）测试表明，该配方可有效降低膨胀率，提升井壁稳定性。实际应用于两口φ660.4 mm井段，结果表明胶泥显著减少，钻进、套管下入及固井作业顺利进行，并且固井后未出现流动问题。该优化方案消除了补救需求，每口井节省3～5 d作业时间，避免了井口下沉风险，同时降低了额外井口、套管及钻井液成本。此次成功案例验证了BaraSure™ W-988在胶泥地层中的有效性，为类似深水井钻井提供了可行解决方案。

4）LATIDRILL™ 高性能水基钻井液。LATIDRILL™ 钻井液是Baker Hughes在PERFORMAX高性能钻井液后再研发的高性能水基钻井液。该体系包含3个产品，分别为LATIBASE™ 、LATIBASE™和LATIRATE™ ROP 。LATIBASE™是多功能水基钻井液添加剂，可在140℃以下的所有井段中提供有效的黏度和滤失性能；LATIMAGIC™ 是井眼稳定剂和润滑剂，可提高钻井效率和井眼完整性，适用于容易发生差异卡钻或有问题的微裂缝的区域；LATIRATE™ ROP是增强剂和润滑剂，可减少井下摩擦，以最大限度地提高钻机施加的扭矩，同时在钻屑形成时渗透到钻屑中，有效降低钻屑间压实程度并提高ROP。它们协同工作，形成了一个简单且高度稳定的高性能水基钻井液 (HPWBM) 体系，具有像油基钻井液一样的润滑性和稳定性，同时最大限度地减少环境影响。新LATIDRILL™ 高性能水基钻井液通过使用更少的产品，释放钻井现场的存储空间，这进一步提高了的钻井效率和经济性。LATIDRILL™ 钻井液已在深水井中实现应用。

5）NEWPARK公司的Nviros™ 钻井液体系。Nviros™高性能水基钻井液体系是Newpark公司为应对非常规井和深水钻井挑战而研发的创新解决方案。该体系基于行业领先的Evolution®水基钻井液体系，结合了Ntegral™聚合物和1%～2%浓度的Evolube® G润滑剂，以提供卓越的润滑性和页岩抑制性能。该体系能够在温度高达120℃的环境下保持稳定的流变性能，提高机械钻速的成分可降低摩擦阻力、促进分散，实现更高的钻进效率，缩短完钻天数。与传统的油基钻井液相比，Nviros™体系在提高钻井速度和降低成本的同时，还减少重晶石的加量和运输成本。例如，在新墨西哥州的一项12口井现场试验中，与传统油基钻井液相比，使用Nviros™系统的井平均每口井节省了82,626美元的柴油、重晶石和运输成本，每口井减少了17.1335 t的二氧化碳排放，并将钻井时间平均缩短了5 d。此外，该系统通过减少废物运输和处置需求，降低了对环境的影响，提升了作业的可持续性^[46]。

6）深水水基钻井液发展方向——深水高温高密度水基钻井液。随着深水油田开发向高温高压区域拓展，钻井液需具备抗高温能力和高密度调控能力，以应对井底高温高压、窄密度窗口以及复杂地层等挑战。当前的研究主要集中在以下几方面。①高温稳定性优化：深水井底温度可能超过 240℃^[4]，普通水基钻井液在高温环境下易发生黏度降低、降解和稀化现象。针对这一问题，采用高温抗降解聚合物和纳米颗粒增强剂，提高钻井液在极端温度条件下的流变稳定性。②高密度调控技术：超深水井需要较高密度的钻井液以平衡地层压力，但同时必须避免高密度带来的流变问题。目前，研究主要围绕环保型密度调节剂（如碳酸钙、纳米硅粉）和轻质高强度材料（如空心玻璃微珠）进行，以优化密度调节能力并降低钻井液的流动阻力。③恒流变水基钻井液体系：高温高密度条件下，钻井液的流变特性变化较大，影响井控和井眼清洁。最新研究表明，利用温度响应聚合物和流型调节剂，可在高温环境下维持稳定的剪切速率、携岩能力和润滑性能，避免因稀化导致的井控风险。④环保型高密度水基钻井液：为了降低对海洋环境的影响，采用可降解生物聚合物、纳米微粒流变调节剂和低毒高密度盐类（如锌钡盐）作为密度调控材料，减少排放污染，并保证了高密度条件下钻井液的稳定性。

2.2   深水合成基钻井液

2.2.1   高性能合成基钻井液发展

高性能合成基钻井液因其在深水钻井中的卓越表现，近年来得到了广泛应用，并已经实现三代技术升级。相较于传统油基钻井液，其优势主要体现在环境友好性、流变稳定性、抗污染能力及高温高压适应性等方面。

1)环保基液的开发。传统油基钻井液采用矿物油或柴油作为基液，存在较高的生物毒性及环保问题。近年来，中海油服刘雪婧等研究人员开发了BIO-OIL环保基液，该基液采用可生物降解的合成烃类物质作为油相，显著降低了生态风险，符合国际环保标准^[16]。此外，针对深水井高压低温环境，采用气制油基液，优化了流变特性，提高了钻井液的低温稳定性^[47]。

2）高温高压稳定性优化。在深水钻井中，井底温度最高超过240℃，循环温度可高达150℃，传统油基钻井液的乳化体系易受高温影响，导致流变参数变化剧烈。新型合成基钻井液采用抗温乳化剂与纳米流变调节剂，将上一代恒流变合成基钻井液在2℃～65℃范围内仍保持稳定流变性能，最高提升到2℃～160℃范围内仍保持稳定流变性能^[19]，体系抗温性能也提升到了232℃。此外，研究表明，乳化剂分子结构的优化能有效改善高温下的稳定性，使钻井液在高温高压下不易发生乳化失稳现象^[26]。

3）抗污染能力提升。深水钻井过程中易受到岩屑、海水及储层流体的污染，影响钻井液性能。高性能合成基钻井液采用高效降滤失剂及封堵材料，能有效降低污染对钻井液的影响，提高储层保护能力。例如，研究发现，当岩屑和海水的污染比例达到15%时，钻井液仍能保持较稳定的流变特性，岩心渗透率恢复值可达92%以上^[48]。

2.2.2   深水恒流变合成基钻井液体系

恒流变油基钻井液（Flat Rheology Oil-Based Muds, FROBM）是近二十年来钻井液领域的一项重要技术创新^[18–19]。FROBM通过优化流变特性，使其在不同温度和压力环境下保持稳定，减少当量循环密度（Equivalent Circulating Density，ECD）波动，防止钻井液漏失，并提高井眼清洁能力。FROBM最初由 M-I SWACO 和 BAROID在2001～2002年间开发，随着该技术的不断演进，并广泛应用于深水钻井、窄压力窗口钻井及高轨迹复杂井。近年来，随着技术的进步，FROBM体系已进入新阶段，代表性技术包括 M-I SWACO 推出的 RHEGUARD 体系。RHEGUARD 采用新型乳化剂、润湿剂和流变调节剂，实现了更高的热稳定性（可达 175℃），更优的重晶石悬浮能力，以及更平稳的流变曲线。其“反向流变效应”可在高温高剪切下提高黏度，增强井眼清洁能力，同时减少低温下的黏度增加问题，降低钻井液损失风险。此外，该体系在长时间静止后仍能保持悬浮稳定性，避免重晶石沉降，提高作业连续性。中东地区的应用研究表明，RHEGUARD不仅能提高钻井速率（ROP），还可减少非生产时间（NPT），并降低环境影响。总体而言，FROBM 体系的发展，特别是 RHEGUARD 等新一代钻井液的应用，使钻井作业更加高效、安全，并有助于适应更苛刻的井下环境。

Sindi 等人^[43]研究表明，FROBM 在减少井下损失、提高井眼稳定性及降低非生产时间（NPT）方面具有显著优势。相比传统的油基钻井液，FROBM 在高密度条件下仍能保持流变稳定性，并可通过优化剪切应力实现优异的岩屑输送和清洁效果。此外，Mullen等人^[18]指出，FROBM 通过精准控制剪切应力和黏度变化，有效降低动态压力波动，使钻井作业更加安全、高效。

1）深水恒流变（Flat-Pro）合成基钻井液体系。深水恒流变合成基钻井液体系（Flat-Pro）是中海油服近年来应用于深水钻井作业的重要技术。FLAT-PRO 深水恒流变合成基钻井液体系是一种针对深水及超深水钻井复杂环境开发的高性能钻井液，其核心技术优势体现在流变稳定性、抗污染能力、储层保护性以及环保性能方面。首先，该体系采用创新的流型调节机制，通过特殊乳化剂和流型调节剂的优化，使钻井液在 2℃～160℃范围内保持恒定的流变特性，有效避免温度变化导致的黏度剧烈波动^[51-53]。这一特性对于深水作业至关重要，能够确保钻井液在极端温度条件下依然保持良好的悬浮能力，从而防止井眼坍塌和钻屑沉积。

在抗污染能力方面，FLAT-PRO 体系通过精选高效乳化剂、降滤失剂和有机土，使其能抗10%海水和15%钻屑污染，即使在高温高压环境下依然能保持稳定的流变性能。此外，该体系采用环保型基液，如 Saraline 185V 和 Escaid 110，在确保良好润滑性的同时，具有低毒性、易降解的特点，符合深水作业的环保要求。

FLAT-PRO 钻井液体系的现场应用效果显著，在南海多个深水井的钻探过程中表现出优异的工程适应性。在荔湾22某井（作业水深 2619.35 m）和陵水某超深水井等复杂井段，该体系成功应对了低温、窄密度窗口、高温高压等挑战，确保了钻井液当量循环密度控制稳定，有效预防了井漏问题，并使建井周期缩短约30%。研究表明，该体系在极端作业条件下依然能够维持稳定的流变性能和良好的携岩能力，起下钻及电测作业均能顺利完成。此外，FLAT-PRO 钻井液体系的成功应用不仅提高了中国深水钻井的作业效率，同时也打破了国外技术垄断，为中国自主深水钻井液技术的发展奠定了坚实基础。近年来，随着该体系在国内外多个深水项目中的推广应用，其在全球深水钻井市场中的竞争力进一步增强^[26]。

2）DELTA-TEQ™ 低影响（LIDF）钻井液。随着环境保护要求的提高，低影响钻井液（LIDF）技术被广泛应用。例如，Baker Hughes公司推出的DELTA TEQ™ 低影响钻井液体系在超深水钻井作业中减少了21%的碳排放，并优化了流变性能，荣获2022年世界石油大奖。

DELTA-TEQ™ 钻井液是Baker Hughes开发的一种低当量循环密度（ECD） 非水基钻井液，专为狭窄压力窗口、深水、高温高压（HP/HT）、复杂地质及高斜度井设计。该体系采用专有黏土和聚合物配方，形成非递进凝胶结构，可快速形成凝胶以悬浮岩屑，在循环恢复时则快速破胶，减少启动时的压力峰值和下套管时的溢流风险，从而提高井眼稳定性并降低钻井液损失。此外，DELTA-TEQ 流体具有灵活性，通过优化低剪切速率黏度（LSRV），同时将对高剪切速率黏度（HSRV）的影响控制在一定范围内，使钻井人员能够更长时间地保持在操作窗口内作业。优化低剪切速率黏度可以在不使循环系统产生过高压力的情况下，提升井眼清洁效果，有助于实现最佳机械钻速（ROP）。将高剪切速率黏度降至最低，能够最大化环空内的流速，以便携带岩屑并改善当量循环密度。这种 “黏度离合器” 特性，使钻井人员能够在低剪切速率时利用黏度，在高剪切速率时降低黏度。仍能保持恒流变性能，在大斜度井、窄压窗井及高密度钻井液环境中展现了优异的适应性。DELTA-TEQ不仅优化了井眼清洁，提高了井控精度，还减少了非生产时间（NPT）和井下作业成本，是一种在极端环境下可靠且高效的钻井液解决方案。

在挪威北海应用案例中，该体系成功减少了50%的井下损失，降低了冲击压力，同时保持了良好的井眼清洁效果，避免了重晶石沉积问题。在巴西桑托斯盆地的亚特兰大油田，水深1551 m，在φ374.6 mm造斜井段，DELTA-TEQ 低影响钻井液使作业者在不显著影响泵压、ECD 以及扭矩和阻力的情况下实现了ROP提升48%、流速提升14%，并显著降低了环空压力波动，提高了钻井效率。此外，采用特殊黏土和聚合物的混合物的DELTA-TEQ XT钻井液抗温高达177℃。

3）BaraECD NAF钻井液。BaraECD NAF钻井液是Halliburton公司的一种低影响非水基钻井液（LIDF），BaraECD NAF钻井液是一种不含亲油黏土的非水基钻井液，具有特定的流变特性，旨在通过降低低温对流体黏度的影响，最大限度地减少深水中当量循环密度（ECD） 的增加和相关风险。该流体具有卓越的低黏度特性和快速凝固、易破裂的凝胶强度，即快速弱凝胶，同时在高温下保持低剪切速率黏度，并具有最佳的携岩性能。BaraECD NAF钻井液体系的另一个优势是，它们可以与高密度盐水混合使用，以增加流体密度并减少所需的固体含量，从而降低钻井液当量循环密度和沉淀可能性。例如，溴化钙盐水可替代传统的氯化钙盐水相，使 BaraECD 非水基钻井液仅使用BaraCarb 级大理石粉就能达到 1.5 g/cm³以上的密度。这完全避免了使用重晶石高密度固体（HGS），有助于降低当量循环密度，并通过酸处理实现更好的清理效果。

现场应用表明，BaraECD NAF钻井液降低了温度对流体流变性的影响，并最大限度地降低了诱发地层损失的风险。这些相同的流变特性减少了与水泥置换和重晶石沉降相关的非生产时间 (NPT)。结合创新流体设计与数字孪生技术，Halliburton的BaraECD钻井液显著提高了钻井与完井效率，降低了作业成本，使以往难以开发的储层成为可能。Halliburton与墨西哥湾某运营商合作，选用BaraECD NAF，成功钻穿两口超深水井储层，避免了任何流体损失，并节省了3 d钻机时间，约300万美元^[59]。中海油在西非深水钻井项目中，使用BaraECD NAF控制ECD在极小范围内，并选用超细钛铁矿作为加重剂，确保长时间悬浮稳定性，最终成功钻达目标深度。

4）RheGuard恒流变钻井液。斯伦贝谢公司通过两次升级优化了RHELIANT体系，最终开发出专为深水和其他复杂海上井况设计的RHEGUARD体系。该体系采用独特的乳化剂配方，能够在不同的井下条件下保持稳定的流变性能。具体的配方成分未在公开资料中详细披露。然而，RheGuard体系的设计使其能够在高达163℃的温度下保持稳定性，同时适用于深水低温环境。该体系的应用有助于优化当量循环密度，降低重晶石沉降的风险，并提高机械钻速。此外，RheGuard体系还可减少钻井液的稀释需求，维持井眼稳定性，并在狭窄的水力窗口中提供一致的性能。在应用方面，RheGuard体系已成功用于墨西哥湾Green Canyon区域的大斜度井钻井作业。在其中一口井中，井斜达到45°，使用该体系在5 d内完成了测井作业；另一口井的井斜为71°，测井作业在7 d内完成。这些实例表明，RheGuard体系在复杂井况下能够有效提高作业效率，确保钻井过程的安全性和高效性。

5）Kronos™ 恒流钻井液。Kronos™ 恒流钻井液体系是 Newpark 公司开发的高性能合成基钻井液，主要用于深水及超深水钻井，以满足井壁稳定性要求，同时符合国际环保标准。其由环保型低毒合成烃基油NSB-200、提供稳定的油包水乳化性能的乳化剂NE-300、增强钻屑的油湿性和防止井眼污染的润湿剂NW-400，有效防止页岩水化膨胀和提高井眼稳定性的黏土抑制剂NI-500，以及降低滤失量、减少地层损害的降滤失剂NF-600等处理剂组成。Kronos™ 恒流钻井液密度范围在1.0～2.5 g/cm³，在低温（4℃）至高温（121℃）都能具有恒流变特性。通过调整流体的整体流变特性，减少压力损失，优化流速，从而有效控制ECD，适用于窄压力窗口的钻井作业，且对盐、水泥和钻屑等污染物具有良好的耐受性，确保钻井过程的顺利进行；具有良好的环保性能；符合深水作业对非水基钻井液的环境要求。Kronos™ 恒流变钻井液适用于深水（水深1500～3500 m），尤其是低温高压环境；高温高压井，可在 180℃高温下保持稳定性能，以及适用于压力窗口狭窄的井段，提高钻井安全性^[60]。

Kronos™ 体系凭借其恒流变特性、环保配方和高温高压适应能力，已在墨西哥湾、北海、巴西和西非等深水区域的钻井作业中获得应用。在澳大利亚Carnarvon Basin的深水区域，地层破裂压力低，尽量降低当量循环密度的同时存在漏失风险。在多个深水钻井φ311.1 mm井段的钻井中，整个井段内，低剪切流变性能和凝胶强度的平均偏差小于10%，无重晶石沉降现象^[61]。Kronos™体系凭借其平稳的流变特性和低凝胶强度，实现了成功的套管下入和固井操作，超出了操作人员的预期。在墨西哥湾一口1158 m深的深水井，在一次因顶部驱动故障导致钻井底部钻具组合以及大约 6400 L岩屑（停泵时）滞留在 858 m的裸眼井段中，Kronos™合成基钻井液系统在井下静置 114 h后，重新启动泵时未出现沉降现象，证明了其在长时间静止条件下的稳定性。未来，该体系将进一步优化流变特性、润滑性和环保性能，以适应更加复杂的钻井环境。

3.   深水钻井液技术总结与展望

随着全球深水及超深水油气勘探开发的持续推进，钻完井液技术的发展正朝着智能化、环保化、高效化方向发展。

1）宽温域流变调控与智能优化。深水钻井作业面临极端的温度环境，海底泥线温度低至0℃，而井底温度可高达230℃以上，这对钻井液的流变稳定性提出了严峻挑战。未来，高性能钻井液的发展将重点优化温度响应性材料，如智能流变调节剂和自适应聚合物，确保钻井液在极端温差条件下仍具备稳定的剪切稀释性和抗污染能力。此外，借助分子模拟与人工智能算法，可实现钻井液流变特性的精准预测与实时调整，提高井控的精确度和作业安全性。

2）深水水合物的精准预测与防治。天然气水合物在深水钻井过程中易形成并堵塞井筒，严重威胁钻井安全。未来，水合物防治技术将由传统的热力学抑制剂（THI）和动力学抑制剂（KHI）向纳米级水合物抑制剂演进，采用超细粒子干预水合物晶体生长，减少对钻井液流变性的影响。同时，井口加热技术与纳米封堵技术的结合，可有效降低低温条件下水合物聚集的风险，提高井眼稳定性。此外，利用数值模拟和机器学习，构建精准的水合物生成预测模型，实现智能化预警和预防。

3）低返速岩屑携带与井眼清洁。深水钻井井眼尺寸大，流速低，岩屑携带能力下降，影响钻进效率。未来，钻井液技术将在低返速岩屑输送机制方面实现优化，利用智能剪切流变调控剂优化剪切应力分布，提高岩屑悬浮能力。同时，人工智能（AI）辅助井眼清洁系统将广泛应用，结合实时监测数据优化钻井液配方，提高携岩效率，减少井下复杂情况发生。

4）绿色环保与可持续发展。全球环保法规日趋严格，深水钻井液的发展正向低毒、可降解、低碳排放方向演进。未来，生物降解型合成基钻井液（如基于可再生资源的酯类基液）将在深水钻井中得到广泛应用。此外，碳捕集与利用技术（CCUS）的引入，可在钻井作业过程中减少碳排放，实现深水油气开发的绿色低碳化。

未来，深水钻井液技术的发展将围绕宽温域流变控制、水合物精准防治、储层保护、岩屑携带优化及环保可持续发展等方向展开。结合纳米材料、人工智能、数值模拟及绿色化学等前沿技术，深水钻井液的稳定性、安全性和环保性能将进一步提升。随着高温高压抗性增强、流变性能优化、绿色环保材料应用深化，深水钻井液技术将为深水及超深水油气资源的高效开发提供强有力的技术支撑，为全球海洋能源的可持续开发贡献重要力量。