CN108659801A - 抗248℃超高温的低密度水基钻井液及其制备方法与应用 - Google Patents

抗248℃超高温的低密度水基钻井液及其制备方法与应用 Download PDF

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Abstract

本发明涉及抗248℃超高温的低密度水基钻井液及其制备方法与应用，钻井液的原材料组成为：配浆水100份，碳酸钠0.2～0.3份，钠基膨润土1.5～4份，片碱0～0.5份，除氧剂0.3～0.5份，两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂0.3～0.7份，阴离子型聚合物降滤失剂0.5～1.2份，磺甲基酚醛树脂‑Ⅱ型3～5份，磺甲基褐煤树脂3～5份，高软化点磺化沥青2～4份，改性石墨润滑剂1～3份，聚合醇1～3份，五号白油0～6份，乳化剂0～1份，聚羧酸盐流型调节剂0～2份，超高温封堵剂3～5份，API标准重晶石0～20份。该钻井液适用地层温度达248℃。本发明的超高温低密度水基钻井液在超高温条件下热稳定性强，钻井液流变性易于调控，性能维护简单，且成本低。

Description

抗248℃超高温的低密度水基钻井液及其制备方法与应用
技术领域：
本发明涉及一种超深井钻井用抗超高温的低密度聚磺水基钻井液及其制备方法与应用，属于石油与天然气钻井工程、深地勘探钻井工程和地热井钻井工程中钻井液技术领域。
背景技术：
随着我国油气工业的发展，油气勘探地域逐渐由陆地向海洋深水、目的层由中浅层向深层和超深层拓展，超深层将是我国石油工业未来最重要的发展领域之一。超深井钻井过程中，井底处于超高温高压条件下，钻井井段长而且有大段裸眼，还要钻穿许多复杂地层，其作业条件较一般井要苛刻的多，于是对钻井液性能提出了更高更全面的要求。高温条件下钻井液中各组分均会发生降解、发酵、增稠及失效等变化，从而使钻井液的性能发生剧变，并且不易调整和控制。高密度钻井液发生压差卡钻及井漏、井喷等井下复杂情况的可能性会大大增加，保持钻井液良好的流变性和较低的滤失量亦会更加困难。一般而言，高温使钻井液的滤失造壁性能变坏，即泥饼变厚，渗透性变大，滤失量剧增。在超深井钻井中，超高温水基钻井液关键处理剂及钻井液体系的研制一直是重点攻关的技术难题之一，面临的主要技术难题油：第一，缺乏能够抗超高温的专用关键处理剂；第二，难以优化配制成具有良好流变性等性能的超高温低密度水基钻井液体系和超高温超高密度水基钻井液体系；第三，难以维持钻进过程中超高温水基钻井液流变性能的稳定。从理论上上分析可知，随温度和压力的逐渐升高，水的电离程度增加、介电常数持续减小、极性降低、氢键作用减弱和粘度的陡降等均不利于水溶性钻井液处理剂效能的有效发挥，同时，钻井液中中极性和非极性有机化合物的溶解性会增加，部分水溶性处理剂极有可能产生热致相分离现象；此外，超高温高压环境下，亚临界水对复杂天然高分子类水溶性钻井液处理剂中部分组分的萃取反应是复杂天然高分子材料类处理剂在水溶液中高温失效的重要原因；最后，超高温超高密度水基钻井液性能调控机理非常复杂，在超高温条件下水基钻井液用聚合物类处理剂极易发生高温降解、分子构象变化及热致相分离等现象，导致其高温增粘提切、护胶、降滤失及形成泥饼质量等功效变差，有时甚至失效。在超深井钻井工程中，针对地层压力系数较低的低密度水基钻井液在超高温条件下极易发生高温减稠作用，超高温环境中复杂的相互作用下传统的低密度水基钻井液技术措施往往顾此失彼，难以协同高效的解决。因此，超高温低密度水基钻井液技术仍是目前未能解决好的超深井低压油气藏钻井液重大技术难题。近五年来，我国超深井低压油气藏钻井实践亦表明，低密度水基钻井液抗超高温及其现场应用技术已成为超高温超深井钻井工程的技术瓶颈。
中国专利文件CN103160259A公开了一种抗超高温的水基钻井液及其施工工艺，由1～4％的膨润土与海泡石复合基浆和以每100mL的复合基浆中加入0.1～0.3％的pH调节剂、0.2～1.2％的超高温中分子聚合物降滤失剂、0.05～0.6％的超高温聚合物解絮凝剂、2～6％的磺甲基化酚醛树脂、2～6％的磺甲基化褐煤树脂、1～4％的高温封堵防塌剂、1～4％的超高温润滑剂、0.1～1.2％的高温稳定剂和0～32％的防盐/膏溶解剂组成。该抗超高温水基钻井液能够应用在深井、超深井中，在现场应用中的最高温度为241℃，该钻井液超高温条件下稳定性强，流变性良好，且易于调控。然而该专利文件中所述抗超高温钻井液适用于深井、超深井中地层压力系数较高的地层，地层压力系数一般约为1.32～1.72，对应钻井液当量密度约为1.32～1.72g/cm3，在施工过程中若保持良好钻井液维护保养时，也可用于地层压力系数约为2.0左右的高压储层；另外，该钻井液的组成中使用了较多的具有抗高温性能的超高温钻井液添加剂，如聚合物降滤失剂、解絮凝剂、超高温润滑剂、防盐/膏溶解剂等，因此该钻井液的配制成本较高；此外，为了使该钻井液体系有一定的抗盐性能，在配浆土的优选上，最终优选为钠基膨润土和海泡石的复配组合，在增加配制成本的同时，由于海泡石矿源的稀少，也在一定程度上限制了该抗超高温钻井液体系的现场应用推广；最后，该专利文件中公开的钻井液的密度范围在1.04～2.60g/cm3，加重材料优选为高品质高纯重晶石矿粉经再加工粉碎至石油天然气行业标准所要求的规格，重晶石密度要求大于等于4.3g/cm3，显然，针对如低密度(钻井液密度值小于1.30g/cm3)钻井液时该钻井液对加重材料的要求较为苛刻。
发明内容：
针对目前超深井超高温低压储层钻井中，现用超高温低密度水基钻井液超高温稳定性差、降粘问题、易发生钻井液漏失和超深井小井眼钻井井壁稳定组合苛刻条件下的钻井液流变性调控问题、井壁稳定问题及防漏堵漏等钻井液技术难题，本发明提供一种抗超高温的低密度聚磺水基钻井液及其现场应用方法，以解决超深井低压油气藏钻井过程中的超高温、低密度等苛刻条件下的水基钻井液技术瓶颈问题。
术语说明：
本发明中所述的抗超高温钻井液是指抗温220℃及以上的钻井液，抗高温钻井液是指抗温180℃至220℃范围内的钻井液，低密度指钻井液指密度值小于1.30g/cm3的钻井液。本发明提供的钻井液抗温高达248℃，本发明提供的钻井液密度值范围在1.04～1.30g/cm3。
本发明的技术方案如下：
一种抗超高温低密度水基钻井液，抗温高达248℃，该钻井液原料组成重量份如下：
配浆水：100份
碳酸钠：0.2～0.3份
钠基膨润土：1.5～4份
片碱：0～0.5份
除氧剂：0～0.5份
两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂：0.3～0.7份
阴离子型聚合物降滤失剂：0.5～1.2份
磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型：3～5份
磺甲基褐煤树脂：3～5份
高软化点磺化沥青：2～4份
改性石墨润滑剂：1～3份
聚合醇：1～3份
五号白油：0～6份
乳化剂：0～1份
聚羧酸盐流型调节剂：0～2份
超细碳酸钙：3～5份
API标准重晶石：0～40份。
根据本发明，优选的，所述的配浆水为自来水或取自河流、湖泊等地的天然淡水；
所述的钠基膨润土为符合石油与天然气钻井工程行业规范的膨润土；
所述的片碱为工业用片状氢氧化钠；
所述的除氧剂为无水亚硫酸钠或聚合醇；
所述的两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂为：a.N-乙烯基己内酰胺、b.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和c.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸的三元共聚物，重均分子量为1,050,000～1,420,000；
所述的阴离子型聚合物降滤失剂为：a.丙烯酰胺、b.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸和c.甲基丙烯酸二甲氨基乙酯的三元共聚物，重均分子量为690,000～740,000；
所述的磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型为钻井液用磺甲基酚醛树脂SMP-Ⅱ；
所述的磺甲基褐煤树脂为钻井液用磺甲基褐煤树脂，是由酚醛树脂与腐殖酸(褐煤)在磺化剂条件下而成的缩合磺化产物；或以腐殖酸(褐煤)和腈纶废丝为主要原料，通过采用接枝共聚和磺化的方法制备的分子结构中含有羟基、羰基、磺酸基、腈基和羧基等多种官能团的产物，磺甲基褐煤树脂在行业内代号为SPNH和Resinex；
所述的高软化点磺化沥青为经氧化和磺化改性的石油沥青，软化点高于260℃；
所述的改性石墨润滑剂为经物理化学改性后的石墨；
所述的乳化剂为司盘80，或司盘85，或二者的组合；
所述的聚羧酸盐流型调节剂为：a.对苯乙烯磺酸钠、b.烯丙基聚氧乙烯醚和c.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵的三元共聚物，重均分子量为7,000～10,000；进一步优选，烯丙基聚氧乙烯醚的聚氧烷基的重复链节数m＝5-9；
所述的API标准重晶石主要成分是硫酸钡，密度≥4.2g/cm3。
根据本发明，优选的，所述的配浆水为自来水。
根据本发明，优选的，所述的钠基膨润土为石油与天然气钻井工程行业规范的膨润土，潍坊华潍膨润土集团股份有限公司有售。
根据本发明，优选的，所述的片碱为工业用片状氢氧化钠，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的除氧剂为无水亚硫酸钠，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂为a.N-乙烯基己内酰胺、b.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和c.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸的三元共聚物，此聚合物的重均分子量约为125万，结构单元数约为2300，成都德盛地质勘查技术有限公司有售。为抗超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂。
根据本发明，优选的，所述的阴离子型聚合物降滤失剂为a.丙烯酰胺、b.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸和c.甲基丙烯酸二甲氨基乙酯的三元共聚物，此聚合物的重均分子量约为72.4万，结构单元数约为1640，成都德盛地质勘查技术有限公司有售。为抗超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂。
根据本发明，优选的，所述的磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型为羧甲基磺甲基化酚醛树脂SD102，东营市石大创新科技有限公司有售。
根据本发明，优选的，所述的磺甲基褐煤树脂为钻井液用磺甲基褐煤树脂SD201，东营市石大创新科技有限公司有售。
根据本发明，优选的，所述的高软化点磺化沥青为磺化沥青粉Soltex，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的改性石墨润滑剂为改性石墨RT-101，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的聚羧酸盐流型调节剂为a.对苯乙烯磺酸钠、b.烯丙基聚氧乙烯醚(聚氧烷基的重复链节数m＝5-9)和c.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵的三元共聚物，烯基季铵盐的重量占烯基苯磺酸盐和烯丙基聚氧乙烯醚总重量的6.5％，聚羧酸盐的重均分子量约为7,500，结构单元数约为10-13，成都德盛地质勘查技术有限公司有售。为抗超高温聚羧酸盐流型调节剂。
根据本发明，优选的，所述的超细碳酸钙粒径平均目数为400目、800目、1000目和1200目，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的聚合醇代号为JLX，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的五号白油是指经精制的白色矿物油，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的乳化剂为司盘80，市场可购。
根据本发明，优选的，所述的重晶石为API标准重晶石，密度≥4.2g/cm3。
本发明优选的配方如下，一种抗超高温的低密度水基钻井液，原料组成重量份如下：
配浆水：100份
碳酸钠：0.2～0.25份
钠基膨润土：2～4份
片碱：0.2～0.3份
除氧剂：0～0.5份
两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂：0.5～0.7份
阴离子型聚合物降滤失剂：0.7～0.9份
磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型：3～4份
磺甲基褐煤树脂：4～5份
高软化点磺化沥青：2～3份
改性石墨润滑剂：1～2份
聚合醇：2～3份
五号白油：0～2份
乳化剂：0～0.3份
聚羧酸盐流型调节剂：0～1.5份
超细碳酸钙：4～5份
API标准重晶石：5～10份。
根据本发明，优选的，所述抗超高温的低密度水基钻井液的密度可调控范围围为1.04～1.30g/cm3，钻井液的pH值8～12，室温API中压滤失量≤5mL，180℃、压差3.5MPa条件下的高温高压滤失量≤20mL，钻井液初始表观粘度为30～60mPa·s，膨胀率降低率≥85％，地层岩屑滚动回收率≥90％，钻井液对N80钢的腐蚀速率≤0.076mm/a。
本发明的抗超高温的低密度水基钻井液抗温高达248℃。适用于超深井低压油气资源的钻探工程、地热井钻井工程及深部地球科学钻探工程中应用。
本发明的抗超高温水基钻井液中，所述的各组成原料均可商购可得，各合格普通工业产品均可。
本发明的抗超高温的低密度水基钻井液的制备方法，包括以下步骤：
高速搅拌(10000～12000rpm)条件下，在配浆水中按比例依次加入膨润土、碳酸钠和片碱，搅拌2小时，在室温环境中静置24小时后得到预水化的膨润土基浆：在高速搅拌(8000rpm)条件下向盛有预水化基浆的高搅杯中按比例每隔15～20分钟依次加入除氧剂、两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、阴离子型聚合物降滤失剂、磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型、磺甲基褐煤树脂、高软化点磺化沥青、改性石墨润滑剂、聚合醇、五号白油、乳化剂、聚羧酸盐流型调节剂、超细碳酸钙，继续高速搅拌20分钟后，利用重晶石将钻井液加重至相对应的密度值，继续搅拌20分钟后，即得抗超高温的低密度水基钻井液。
根据本领域的特点，该发明所述的抗超高温的低密度水基钻井液一般均在钻井现场现配现用。
本发明抗超高温的低密度水基钻井液一般在超深井低压油气储层、深部高温潜山低压储层、地热井深部超高温地层和深部地质勘探钻井工程中应用，适用温度≤248℃。
根据本发明，所述的抗超高温的低密度水基钻井液在钻井现场应用方法如下：
现场应用方法一：
在钻进至超高温地层前停钻，放空或回收泥浆罐中的旧浆，向泥浆罐中注入配浆水，将膨润土、碳酸钠加入到配浆水中，持续搅拌48小时后形成预水化好的膨润土基浆；再在搅拌条件下依顺序依次加入片碱、除氧剂、两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、阴离子型聚合物降滤失剂、磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型、磺甲基褐煤树脂、高软化点磺化沥青、改性石墨润滑剂、泥页岩抑制剂、五号白油、乳化剂、聚羧酸盐流型调节剂、超高温封堵剂、API标准重晶石，持续搅拌养护形成稳定的胶体悬浮体体系，然后在泥浆泵的输送下逐步建立钻井液从“泥浆罐-入井-井下-出井-泥浆罐”的循环，井筒中替出的旧浆放空或者回收，开始超高温地层钻井作业。利用上述方法，本发明所述的抗超高温的低密度水基钻井液在南堡3-81井、南堡3-82井两口超深高风险探井中得到了成功应用，取得良好的现场使用效果。
现场应用工艺方法二：
在钻进至超高温地层前，继续按照钻井工程设计钻进，加强固控设备的运行，以尽可能地除去钻井液中的无用固相，在钻井液正常循环过程中，依次加入配浆水、膨润土、碳酸钠、两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、阴离子型聚合物降滤失剂、磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型、磺甲基褐煤树脂、API标准重晶石，循环至所有处理剂均充分溶解后；然后依顺序加入片碱、除氧剂、高软化点磺化沥青、改性石墨润滑剂、泥页岩抑制剂、五号白油、乳化剂、聚羧酸盐流型调节剂、超高温封堵剂，每加一种处理剂均需循环1～2个循环周，使钻井液与处理剂充分作用，钻进过程中完成旧钻井液至新钻井液的转换后且性能稳定后，检测钻井液并调整钻井液性能达到设计要求，开始超高温地层钻井作业。利用上述工艺方法，本发明所述的抗超高温的低密度水基钻井液在南堡36-3003井(开发井)和南堡280CZ井(侧钻开发井)中得到了成功应用，取得良好的现场使用效果。
本发明所述抗超高温的低密度水基钻井液的优良效果：
超深井超高温低压储层、地热井超高温地层及深部地球超高温地层钻井工程中低固相钻井液的超高温减稠和高固相钻井液的超高温增稠是此类钻探工程的技术瓶颈难题，本发明利用高相对分子质量的抗超高温多元共聚物控制钻井液的主体粘度、利用中相对分子质量的抗超高温多元共聚物控制钻井液的滤失量、利用低相对分子质量的抗超高温聚羧酸盐类流型调节剂控制钻井液的流变性，很好的解决了钻井液在超高温环境下的“减稠”和“增稠”作用。
本发明提供了抗248℃的超高温的低密度水基钻井液及其现场应用方法。本发明所述的钻井液时一种特针对超深井低压油气藏钻井工程、地热井钻井工程及深部地球超高温地层钻井工程用的新型抗超高温水基钻井液体系。在钻井液性能上，本发明的该抗超高温的低密度水基钻井液在超高温条件下热稳定性强，钻井液流变性易于调控，性能维护简单，且成本低。在现场使用时，无需特殊的设备要求。
本发明提供的抗超高温低密度钻井液在深井、超深井钻井工程中具有良好的大温差范围适用性，较为经济的适用地层温度范围推荐为180℃至248℃。当地层温度为180℃至240℃时，不添加抗超高温聚羧酸盐流型调节剂便可配制出性能优良的钻井液体系；在仅添加一定量的抗超高温聚羧酸盐流型调节剂后，便可将钻井液的抗温能力提高至248℃，使得该钻井液在深井、超深井的高温、超高温地层中应用的适用性更强，有利于现场超高温钻井液的性能维护及钻井成本的降低。
本发明的抗超高温的低密度水基钻井液经钻井现场试验证明，其在入井前后表观黏度、塑性黏度、漏斗黏度及动切力均基本保持不变，流变性良好，无钻井液漏失，滤失量亦在深井、超高温环境下得到有效控制，能够有效解决超高温储层钻井过程中的低密度钻井液稳定性、低膨润土含量下钻井液增黏、漏失和小井眼钻井井壁稳定组合苛刻条件下的钻井液流变性调控问题、井壁稳定问题及防漏堵漏等钻井液技术难题。与常规抗高温钻井液对比，该钻井液在应用中简化了钻井液的日常性能维护问题，亦减小了对国外钻井液抗超高温钻井液关键处理剂的依赖程度，降低了成本。
具体实施方式：
下述实施例中所采用的试验方法如无特殊说明，均按照GB16783.1－2014《石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》执行。实施例中所用的原料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径获得。配浆水为自来水；碳酸钠、钠基膨润土、无水亚硫酸钠、高软化点磺化沥青、改性石墨、聚合醇、超细碳酸钙均取自于中国石油集团有限公司渤海钻探泥浆技术服务公司；磺甲基化酚醛树脂SD102、磺甲基褐煤树脂SD201、超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂和抗超高温聚羧酸盐流型调节剂均购买于东营市石大创新科技有限公司；重晶石购买于四川安县华西矿粉有限公司。
实施例1
1.1钻井液配方组成：400mL配浆水+8g钠基膨润土+0.4g碳酸钠+0.6g片状氢氧化钠+2g无水亚硫酸钠+2g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂+2.8g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂+12g磺甲基化酚醛树脂+15g磺甲基褐煤树脂+12g高软化点磺化沥青+6g改性石墨润滑剂+8g聚合醇+6g五号白油+1.2g司盘80+6g抗超高温聚羧酸盐流型调节剂+20g超细碳酸钙+重晶石加重至1.10g/cm3。
1.2配制方法：在高搅杯中加入400mL配浆水，高速搅拌(8000～12000rpm)条件下，依次加入8g钠基膨润土、0.4g碳酸钠和0.6g片状氢氧化钠，搅拌2小时后密封于室温环境下静置24小时后得到预水化的2％膨润土基浆；在8000rpm高速搅拌下向盛有预水化基浆的高搅杯中每隔15～20分钟依次加入2g无水亚硫酸钠、2g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、2.8g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂、12g磺甲基化酚醛树脂、15g磺甲基褐煤树脂、12g高软化点磺化沥青、6g改性石墨润滑剂、8g聚合醇、6g五号白油、1.2g司盘80、6g抗超高温聚羧酸盐流型调节剂、20g超细碳酸钙，搅拌20分钟后加入重晶石至钻井液的密度为1.10g/cm3，继续搅拌20分钟后即得抗超高温的低密度水基钻井液。作为试验浆用于下述钻井液性能测试。
1.3钻井液性能测试：
将配制好的钻井液装入老化罐中，分别在给定的超高温条件下热滚16小时，冷却至室温，移入高搅杯中高速搅拌20分钟。测量各试验浆的粘度、切力、中压滤失量和高温高压滤失量(180℃/3.5MPa)和pH值，测试结果如表1所示。
表1实施例1的钻井液性能测试结果
注：FL为中压滤失量，单位为mL；HTHP为高温高压滤失量，单位为mL。
实施例1的钻井液在中石油冀东南堡油田南堡3-81井和南堡3-82井中应用，南堡3-81井是中石油冀东油田布置的一口重点科学预探井(定向井)，亦是冀东油田公司截止目前钻探油气田开发中最深的一口井预探井，该井设计井深6138m，实际完钻井深6066m，完钻井底温度高达220℃，预测井底压力系数为1.04～1.08，该井主要面临深部(超深井)潜山储层超高温低密度钻井液稳定性、低膨润土含量下钻井液增黏、裂缝性地层钻井液漏失等苛刻条件下的钻井液流变性调控及防漏堵漏技术难题等。南堡3-82井亦是中石油冀东油田布置的一口重点科学预探井(定向井)，该井设计井深6080m，实际完钻井深6037m，井底温度亦高达220℃，是冀东油田公司钻探油气田开发中第二深的一口预探井，该井主要面临与南堡3-81井相同的钻井液技术难题。此两口井从五开至完钻，均使用了本发明的抗超高温的低密度水基钻井液，现场施工工艺如本发明现场应用工艺一所述。现场钻井液性能如表2、表3所示。
表2南堡3-81井五开(5939m～6066m)钻井液性能
表3南堡3-82井五开(5694m～6037m)钻井液性能
结果表明，实施例1中的钻井液在南堡3-81井和南堡3-82井现场应用中获得良好的应用效果，表现出了以下特点：
①从钻井液入井至出井的各循环周中，钻井液的表观粘度、塑性粘度及切力基本保持不变，表明该钻井液没有发生超高温“增稠作用”或“减稠作用”，钻井液流变性优异；②钻井液滤失量在各循环周中均基本保持不变，HTHP滤失量也基本稳定不变，表明该钻井液具有良好的滤失造壁性；③钻井液在超高温低压力系数条件下，起下钻顺畅，顺利完钻，无井下复杂情况发生，表明该钻井液能够有效解决超高温储层钻井过程中的低密度钻井液稳定性、低膨润土含量下钻井液增黏、漏失和小井眼钻井井壁稳定组合苛刻条件下的钻井液流变性调控问题、井壁稳定问题及防漏堵漏等钻井液技术难题；④该钻井液中几种新型多元共聚物的关键处理剂均使用自主研发的处理剂，取代了国外进口的抗超高温关键处理剂Driscal D和HE300，显著降低了成本，获得了良好的经济效益。
实施例2
如实施例1所述，不同的是钻井液配方组成及钻井液密度。
2.1钻井液配方组成：400mL配浆水+16g钠基膨润土+0.8g碳酸钠+1.2g片状氢氧化钠+2.0g无水亚硫酸钠+2.0g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂+2.0g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂+12g磺甲基化酚醛树脂+17g磺甲基褐煤树脂+12g高软化点磺化沥青+6g改性石墨润滑剂+6g聚合醇+6g五号白油+1.2g司盘80+2.0g抗超高温聚羧酸盐流型调节剂+20g超细碳酸钙+重晶石加重至1.04g/cm3。
2.2配制方法：在高搅杯中加入400mL配浆水，高速搅拌(8000～12000rpm)条件下，依次加入16g钠基膨润土、0.8g碳酸钠和1.2g片状氢氧化钠，搅拌2小时后密封于室温环境下静置24小时后得到预水化的4％膨润土基浆；在8000rpm高速搅拌下向盛有预水化基浆的高搅杯中每隔15～20分钟依次加入2g无水亚硫酸钠、2.0g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、2.0g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂、12g磺甲基化酚醛树脂、17g磺甲基褐煤树脂、12g高软化点磺化沥青、6g改性石墨润滑剂、6g聚合醇、6g五号白油、1.2g司盘80、2.0g抗超高温聚羧酸盐流型调节剂、20g超细碳酸钙，搅拌20分钟后加入重晶石至钻井液密度为1.04g/cm3，继续搅拌20分钟后即得抗超高温的低密度水基钻井液。作为试验浆用于下述钻井液性能测试。
2.3钻井液性能测试方法与实施例1所述一致，结果如表4所示。
表4实施例2的钻井液性能测试结果
实施例3
如实施例1和实施例2所述，不同的是钻井液配方组成及钻井液密度。
3.1钻井液配方组成：400mL配浆水+8g钠基膨润土+0.4g碳酸钠+1.2g片状氢氧化钠+2g无水亚硫酸钠+2.8g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂+2.4g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂+16g磺甲基化酚醛树脂+16g磺甲基褐煤树脂+12g高软化点磺化沥青+4g改性石墨润滑剂+8g聚合醇+4g五号白油+1.2g司盘80+4g抗超高温聚羧酸盐流型调节剂+20g超细碳酸钙+重晶石加重至1.30g/cm3。
3.2配制方法：在高搅杯中加入400mL配浆水，高速搅拌(8000～12000rpm)条件下，依次加入8g钠基膨润土、0.4g碳酸钠和1.2g片状氢氧化钠，搅拌2小时后密封于室温环境下静置24小时后得到预水化的2％膨润土基浆；在8000rpm高速搅拌下向盛有预水化基浆的高搅杯中每隔15～20分钟依次加入2g无水亚硫酸钠、2.8g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、2.4g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂、16g磺甲基化酚醛树脂、16g磺甲基褐煤树脂、12g高软化点磺化沥青、4g改性石墨润滑剂、8g聚合醇、4g五号白油、1.2g司盘80、4g抗超高温聚羧酸盐流型调节剂、20g超细碳酸钙，搅拌20分钟后加入重晶石至钻井液密度为1.30g/cm3，继续搅拌20分钟后即得抗超高温的低密度水基钻井液。作为试验浆用于下述钻井液性能测试。
3.3钻井液性能测试方法与实施例1所述一致，结果如表5所示。
表5实施例3的钻井液性能测试结果
实施例4
如实施例1、实施例2和实施例3所述，不同的是钻井液配方组成和密度，其中该实施例中特别不加入抗超高温聚羧酸盐流型调节剂。
4.1钻井液配方组成：400mL配浆水+16g钠基膨润土+0.8g碳酸钠+1.2g片状氢氧化钠+2g无水亚硫酸钠+2.0g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂+2.0g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂+12g磺甲基化酚醛树脂+18g磺甲基褐煤树脂+12g高软化点磺化沥青+6g改性石墨润滑剂+6g聚合醇+6g五号白油+1.2g司盘80+20g超细碳酸钙+重晶石加重至1.20g/cm3。
4.2配制方法：在高搅杯中加入400mL配浆水，高速搅拌(8000～12000rpm)条件下，依次加入16g钠基膨润土、0.8g碳酸钠和1.2g片状氢氧化钠，搅拌2小时后密封于室温环境下静置24小时后得到预水化的4％膨润土基浆；在8000rpm高速搅拌下向盛有预水化基浆的高搅杯中每隔15～20分钟依次加入2g无水亚硫酸钠、2.0g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、2.0g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂、12g磺甲基化酚醛树脂、18g磺甲基褐煤树脂、12g高软化点磺化沥青、6g改性石墨润滑剂、6g聚合醇、6g五号白油、1.2g司盘80、20g超细碳酸钙，搅拌20分钟后加入重晶石至钻井液密度为1.20g/cm3，继续搅拌20分钟后即得抗超高温的低密度水基钻井液。作为试验浆用于下述钻井液性能测试。
4.3钻井液性能测试：
4.3.1常规性能测试：将配制好的钻井液装入老化罐中，分别在给定的超高温条件下热滚16小时，冷却至室温，移入高搅杯中高速搅拌20分钟。测量各试验浆的粘度、切力、中压滤失量和高温高压滤失量(180℃/3.5MPa)和pH值，测试结果如表6所示。
表6实施例4的钻井液性能测试结果
4.3.2抗污染性能测试：分别量取400mL配制好的钻井液移入不同高搅杯中，高速搅拌10分钟后，分别在不同高搅杯中加入20g氯化钠，4g氯化钙和20g劣土(劣土取自大港油田家1506井1824～2846m地层钻屑，粉碎过100目筛子)装入老化罐中，然后继续高速搅拌20分钟后，分别在给定的超高温条件下热滚16小时，冷却至室温，移入高搅杯中高速搅拌20分钟。测量各试验浆的粘度、切力、中压滤失量和高温高压滤失量(180℃/3.5MPa)和pH值，测试结果如表7所示。
表7实施例4的钻井液抗污染性能测试结果
4.3.3耐温性能测试：将配制好的钻井液装入老化罐中，分别在给定的超高温条件下热滚72小时，冷却至室温，移入高搅杯中高速搅拌20分钟。测量各试验浆的粘度、切力、中压滤失量和高温高压滤失量(180℃/3.5MPa)和pH值，测试结果如表8所示。
表8实施例4的钻井液耐温性能测试结果
实施例5
如实施例1、实施例2、实施例3和实施例4所述，不同的是钻井液配方组成和密度，其中该实施例中特别不加入抗超高温聚羧酸盐流型调节剂，并对比了本发明的钻井液在大温差范围内的性能测试参数：
5.1钻井液配方组成：400mL配浆水+16g钠基膨润土+0.8g碳酸钠+1.2g片状氢氧化钠+2.0g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂+2.4g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂+12g磺甲基化酚醛树脂+20g磺甲基褐煤树脂+12g高软化点磺化沥青+6g改性石墨润滑剂+6g聚合醇+8g五号白油+1.2g司盘80+20g超细碳酸钙+重晶石加重至1.15g/cm3。
5.2配制方法：在高搅杯中加入400mL配浆水，高速搅拌(8000～12000rpm)条件下，依次加入16g钠基膨润土、0.8g碳酸钠和1.2g片状氢氧化钠，搅拌2小时后密封于室温环境下静置24小时后得到预水化的4％膨润土基浆；在8000rpm高速搅拌下向盛有预水化基浆的高搅杯中每隔15～20分钟依次加入2.0g超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、2.4g超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂、12g磺甲基化酚醛树脂、20g磺甲基褐煤树脂、12g高软化点磺化沥青、6g改性石墨润滑剂、6g聚合醇、8g五号白油、1.2g司盘80、20g超细碳酸钙，搅拌20分钟后加入重晶石至钻井液密度为1.15g/cm3，继续搅拌20分钟后即得抗超高温的低密度水基钻井液。作为试验浆用于下述钻井液性能测试。
5.3钻井液性能测试方法与实施例1所述一致，实验结果如表9所示。
表9实施例5的钻井液耐温性能测试结果
对比例1
如实施例1所述，不同的是：
1.1钻井液配方组成：不加入超高温抗复合盐高相对分子质量两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂。
对比例2
如实施例1所述，不同的是：
1.1钻井液配方组成：不加入超高温抗盐中相对分子质量阴离子型聚合物降滤失剂。
试验例
测试对比例1-2中钻井液的性能，结果如表10所示：
表10对比例1和对比例2的钻井液性能测试结果

Claims (10)

1.一种抗超高温低密度水基钻井液，其特征在于，该钻井液原料组成重量份如下：
配浆水：100份
碳酸钠：0.2～0.3份
钠基膨润土：1.5～4份
片碱：0～0.5份
除氧剂：0～0.5份
两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂：0.3～0.7份
阴离子型聚合物降滤失剂：0.5～1.2份
磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型：3～5份
磺甲基褐煤树脂：3～5份
高软化点磺化沥青：2～4份
改性石墨润滑剂：1～3份
聚合醇：1～3份
五号白油：0～6份
乳化剂：0～1份
聚羧酸盐流型调节剂：0～2份
超细碳酸钙：3～5份
API标准重晶石：0～40份。
2.根据权利要求1所述的抗超高温低密度水基钻井液，其特征在于，所述的配浆水为自来水或取自河流、湖泊等地的天然淡水；
所述的片碱为工业用片状氢氧化钠；
所述的除氧剂为无水亚硫酸钠或聚合醇；
所述的两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂为：a.N-乙烯基己内酰胺、b.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和c.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸的三元共聚物，重均分子量为1,050,000～1,420,000；
所述的阴离子型聚合物降滤失剂为：a.丙烯酰胺、b.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸和c.甲基丙烯酸二甲氨基乙酯的三元共聚物，重均分子量为690,000～740,000；
所述的磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型为钻井液用磺甲基酚醛树脂SMP-Ⅱ；
所述的磺甲基褐煤树脂为钻井液用磺甲基褐煤树脂，是由酚醛树脂与腐殖酸在磺化剂条件下而成的缩合磺化产物；或以腐殖酸和腈纶废丝为主要原料，通过采用接枝共聚和磺化的方法制备的分子结构中含有羟基、羰基、磺酸基、腈基和羧基等多种官能团的产物；
所述的高软化点磺化沥青为经氧化和磺化改性的石油沥青，软化点高于260℃；
所述的改性石墨润滑剂为经物理化学改性后的石墨；
所述的乳化剂为司盘80，或司盘85，或二者的组合；
所述的聚羧酸盐流型调节剂为：a.对苯乙烯磺酸钠、b.烯丙基聚氧乙烯醚和c.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵的三元共聚物，重均分子量为7,000～10,000；优选，烯丙基聚氧乙烯醚的聚氧烷基的重复链节数m＝5-9；
所述的API标准重晶石主要成分是硫酸钡，密度≥4.2g/cm3。
3.根据权利要求1所述的抗超高温低密度水基钻井液，其特征在于，所述的配浆水为自来水；
所述的除氧剂为无水亚硫酸钠；
所述的两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂为a.N-乙烯基己内酰胺、b.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和c.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸的三元共聚物，此聚合物的重均分子量约为125万，结构单元数约为2300；
所述的阴离子型聚合物降滤失剂为a.丙烯酰胺、b.2-丙烯酰胺-2-甲基-丙磺酸和c.甲基丙烯酸二甲氨基乙酯的三元共聚物，此聚合物的重均分子量约为72.4万，结构单元数约为1640；
所述的磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型为羧甲基磺甲基化酚醛树脂SD102；
所述的磺甲基褐煤树脂为钻井液用磺甲基褐煤树脂SD201；
所述的高软化点磺化沥青为磺化沥青粉Soltex；
所述的改性石墨润滑剂为改性石墨RT-101。
4.根据权利要求1所述的抗超高温低密度水基钻井液，其特征在于，所述的聚羧酸盐流型调节剂为a.对苯乙烯磺酸钠、b.烯丙基聚氧乙烯醚和c.甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵的三元共聚物，烯基季铵盐的重量占烯基苯磺酸盐和烯丙基聚氧乙烯醚总重量的6.5％，聚羧酸盐的重均分子量约为7,500，结构单元数约为10-13，烯丙基聚氧乙烯醚的聚氧烷基的重复链节数m＝5-9。
5.根据权利要求1所述的抗超高温低密度水基钻井液，其特征在于，所述的超细碳酸钙粒径平均目数为400目、800目、1000目和1200目；
所述的聚合醇代号为JLX；
所述的五号白油是指经精制的白色矿物油；
所述的乳化剂为司盘80；
所述的重晶石为API标准重晶石，密度≥4.2g/cm3。
6.根据权利要求1所述的抗超高温低密度水基钻井液，其特征在于，所述抗超高温的低密度水基钻井液的密度可调控范围围为1.04～1.30g/cm3，钻井液的pH值8～12，室温API中压滤失量≤5mL，180℃、压差3.5MPa条件下的高温高压滤失量≤20mL，钻井液初始表观粘度为30～60mPa·s，膨胀率降低率≥85％，地层岩屑滚动回收率≥90％，钻井液对N80钢的腐蚀速率≤0.076mm/a。
7.权利要求1-6任一项所述的抗超高温的低密度水基钻井液的制备方法，包括以下步骤：
高速搅拌条件下，在配浆水中按比例依次加入膨润土、碳酸钠和片碱，搅拌2小时，在室温环境中静置24小时后得到预水化的膨润土基浆：在高速搅拌条件下向盛有预水化基浆的高搅杯中按比例每隔15～20分钟依次加入除氧剂、两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、阴离子型聚合物降滤失剂、磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型、磺甲基褐煤树脂、高软化点磺化沥青、改性石墨润滑剂、聚合醇、五号白油、乳化剂、聚羧酸盐流型调节剂、超细碳酸钙，继续高速搅拌20分钟后，利用重晶石将钻井液加重至相对应的密度值，继续搅拌20分钟后，即得抗超高温的低密度水基钻井液。
8.权利要求1-6任一项所述的抗超高温的低密度水基钻井液在超深井低压油气资源的钻探工程、地热井钻井工程及深部地球科学钻探工程中应用。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，应用方法如下：
在钻进至超高温地层前停钻，放空或回收泥浆罐中的旧浆，向泥浆罐中注入配浆水，将膨润土、碳酸钠加入到配浆水中，持续搅拌48小时后形成预水化好的膨润土基浆；再在搅拌条件下依顺序依次加入片碱、除氧剂、两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、阴离子型聚合物降滤失剂、磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型、磺甲基褐煤树脂、高软化点磺化沥青、改性石墨润滑剂、泥页岩抑制剂、五号白油、乳化剂、聚羧酸盐流型调节剂、超高温封堵剂、API标准重晶石，持续搅拌养护形成稳定的胶体悬浮体体系，然后在泥浆泵的输送下逐步建立钻井液从“泥浆罐-入井-井下-出井-泥浆罐”的循环，井筒中替出的旧浆放空或者回收，开始超高温地层钻井作业。
10.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，应用方法如下：
在钻进至超高温地层前，继续按照钻井工程设计钻进，加强固控设备的运行，以尽可能地除去钻井液中的无用固相，在钻井液正常循环过程中，依次加入配浆水、膨润土、碳酸钠、两性离子疏水缔合聚合物降滤失剂、阴离子型聚合物降滤失剂、磺甲基酚醛树脂-Ⅱ型、磺甲基褐煤树脂、API标准重晶石，循环至所有处理剂均充分溶解后；然后依顺序加入片碱、除氧剂、高软化点磺化沥青、改性石墨润滑剂、泥页岩抑制剂、五号白油、乳化剂、聚羧酸盐流型调节剂、超高温封堵剂，每加一种处理剂均需循环1～2个循环周，使钻井液与处理剂充分作用，钻进过程中完成旧钻井液至新钻井液的转换后且性能稳定后，检测钻井液并调整钻井液性能达到设计要求，开始超高温地层钻井作业。
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