深水钻井液技术现状与发展趋势文/邱正松赵欣，中国石油大学引言深水已成为国际油气勘探开发的重点区域。

深水钻井液技术作为深水油气开发的关键技术之一，需解决深水复杂地层井壁失稳、低温流变性调控、天然气水合物的生成等技术问题。

由于深水钻井液技术难度大，风险高，目前主要由国外技术服务公司垄断。

中国深水钻井液技术尚处于起步阶段，与国外先进水平存在很大差距。

笔者对深水钻井液面临的技术问题及对策进行全面分析，总结深水钻井液体系研究与应用进展以及中国深水钻井液技术研究现状，并对深水钻井液技术的发展趋势进行了展望，以期把握先进深水钻井液技术动向，对中国深水钻井液技术的发展起到一定的参考与借鉴作用。

1 深水钻井液面临的主要技术问题及对策与陆地和浅水相比，深水钻井液面临着许多特殊的技术问题，包括深水地质条件的复杂性、钻井液低温流变性调控、天然气水合物的生成、井眼清洗问题及环保问题。

1.1 深水地质条件的复杂性1.1.1 海底疏松地层井壁失稳与井漏问题由于深水沉积过程中部分上覆岩层由海水代替，造成地层欠压实，孔隙压力大，胶结性差，海底泥页岩易膨胀、分散。

欠压实作用下地层破裂压力低，导致钻井液的安全密度窗口变窄，易出现井漏等问题。

海底浅部地层通常存在数百米厚的硅质软泥，含水量为50%～70%，其物理性质类似于牙膏，剪切强度低，地层承载力差，易引发井壁失稳。

1.1.2 天然气水合物地层分解问题由于天然气水合物可稳定存在于深水高压低温环境中，钻井过程中不可避免地钻遇赋存天然气水合物地层。

由于钻具的机械扰动以及钻井液的侵入和传热作用等因素，井壁周围地层压力和温度的变化导致地层中的水合物分解，地层强度降低，引发井壁坍塌。

此外，水合物分解释放大量气体和少量的水，增加了井壁地层的含水量和地层孔隙压力，引发井壁失稳；而大量的气体进入井筒易引起井涌或井控问题。

1.1.3 深水厚盐岩层井壁失稳问题在墨西哥湾、巴西海域和西非海域等地普遍存在着大面积的盐岩层，厚度可达6000 m 以上，且伴有难以预测的高压夹层及盐下沥青地层。

由于沉积模式不同于其他典型沉积模式，盐岩密度不随埋深的增加而增大。

存在一临界深度，盐岩密度和上覆岩层密度相同，此时盐岩开始塑性流动，引起井壁失稳及卡钻等事故。

其蠕变速率取决于埋深、地层温度、矿物成分、含水量、杂质成分以及偏应力大小。

而钻遇沥青地层时沥青的流动特性引起井眼闭合、井漏，严重时会导致无法钻达目标井深。

这对深水钻井液技术提出了更大的挑战。

1.1.4 深水地质灾害问题深水钻井面临的主要地质灾害为钻遇海底高压层时发生的浅层水-气流动。

典型高压砂层厚度为15～90 m，具有高孔隙度和高渗透率的特点。

如果钻井液液柱压力不能平衡砂层压力，就会发生浅层水-气流动，引起井壁坍塌或井控问题，严重时甚至引发安全事故。

在北海、挪威海域和墨西哥湾等几乎所有深水油气区都曾钻遇浅层水流。

针对上述井壁稳定问题，应加强钻井液物理封堵与化学胶结固壁作用，提高地层强度，拓宽安全密度窗口，实现钻井液有效密度支撑，这也是防治浅层水-气流动的有效手段。

同时，需增强对海底页岩的抑制作用和化学活度平衡，如在水基钻井液中加入聚胺、无机盐或聚合醇等。

而使用油基/合成基钻井液可较好地解决深水井壁失稳问题。

解决井漏问题的主要对策包括调整钻井液流变性能，降低当量循环密度；加入桥堵剂、凝胶或胶结材料封固井壁，提高地层承压能力等。

在墨西哥湾深水钻井中使用了一种热激活的快凝流体，很好地解决了严重漏失问题。

钻遇天然气水合物地层时，应合理控制井底温度和压力（可通过降低钻井液温度来实现）；合理提高钻井液密度，实现对井壁的有效支撑；减少滤液侵入等。

此外，可加入卵磷脂和PVP 等添加剂，抑制水合物的分解。

在深水大段盐岩层钻井过程中，针对盐岩蠕变、井壁冲刷以及盐水饱和与结晶等问题，应确定合理的盐水体系类型与浓度，适当提高钻井液密度控制蠕变。

目前已应用于墨西哥湾等地的水基钻井液包括饱和、过饱和盐水钻井液和欠饱和盐水钻井液。

部分实例表明将钻井液密度提高到上覆地层密度的93%可有效控制盐岩蠕变。

而油基/合成基钻井液不溶解盐，因而避免了盐岩溶解以及含盐膏泥岩的吸水膨胀和分散引起的各种复杂情况，已在巴西和墨西哥湾等地的深水复杂盐岩地层中使用。

1.2 钻井液低温流变性调控问题随着水深的增加，海底温度越来越低，墨西哥湾和西非海域水深超过1219 m 时温度即降低至4℃；而挪威深水海域海底温度可低至－2.5℃[20]。

隔水管下部的钻井液在停止循环12 h 后便会达到与海底相同的温度。

低温造成钻井液黏度和切力大幅度上升，油基钻井液甚至出现显著的胶凝现象，引起过高的当量循环密度，造成井漏等问题。

如何实现深水钻井“低温－高温”大温差下钻井液流变性的有效调控，控制当量循环密度，是深水钻井液面临的关键技术问题之一。

恒流变钻井液较好地解决了以往油基钻井液存在的低温流变性问题。

1.3 天然气水合物的生成与抑制问题在深水钻井作业中，海底温度可低至0℃以下，静水压力可达30MPa 以上。

低温高压环境增加了钻井液中生成天然气水合物的可能性。

水合物的生成可以堵塞节流/压井管线和防喷器组，导致无法监测井内压力、防喷器无法关闭或关闭后无法打开，使钻井作业周期延长，甚至引起安全事故。

实践证明，在钻井液中添加水合物抑制剂可有效解决该问题，而高效、低成本、低毒性的水合物抑制剂研发也是未来深水钻井液技术研究的重要内容。

1.4 大环空低速梯度下携岩与井眼清洗问题深水钻井中，隔水管直径较大，较低的钻井液返速难以有效携带、清除岩屑。

当井斜角较大时，井眼清洗问题更加突出。

提高钻井液低剪切速率黏度，是解决该问题的有效途径。

实践表明，恒流变油基/合成基钻井液具有较好的携岩与井眼清洗能力，而水基钻井液可通过加入聚合物类流型调节剂提高钻井液低剪切速率黏度，目前应用效果最好的是黄原胶。

1.5 海洋环保问题由于海洋环保法规要求苛刻，深水钻井液必须具备良好的环保性能，即低毒性和良好的生物降解性。

尤其是油基/合成基钻井液，需要对岩屑进行回收处理。

国外通常用糠虾生物检测方法评价钻井液毒性，决定其能否直接排入大海。

2 深水钻井液体系研究与应用现状2.1 水基钻井液体系水基钻井液具有成本低及环保等优点，但其在深水钻井作业中面临着复杂地层井壁失稳以及天然气水合物的生成等突出问题。

目前主要通过无机盐、聚合醇以及聚胺等抑制剂抑制海底泥页岩水化分散，通过水合物抑制剂抑制水合物的生成。

水合物热力学抑制剂是防治天然气水合物的有效途径。

该类抑制剂可改变水和烃分子间的热力学平衡条件，从而防止水合物生成，应用效果较好的有NaCl、甲醇和乙二醇。

但该类抑制剂用量大、费用高，且存在环保或设备腐蚀问题。

而水合物动力学抑制剂由于其用量少、环保性能好而越来越受到国内外研究机构的重视。

目前较成熟的产品包括聚乙烯基吡咯烷酮（PVP）、聚乙烯基己内酰胺（PVCap）和含内酰胺基团的共聚物Gaffix VC-713 等[26-28]。

动力学抑制剂通过抑制水合物晶核生成或抑制水合物晶体生长发挥作用，但目前对其作用机理的认识尚有较大欠缺。

研究表明，动力学抑制剂和热力学抑制剂具有协同作用，2 者配合使用可以取得更好的效果。

2.1.1 高盐/聚合物钻井液高盐/聚合物钻井液广泛应用于早期的深水钻井中。

主要包括高盐/PHPA 钻井液体系、高盐/聚合物/聚合醇钻井液体系等。

该类钻井液具有低成本、低毒性等特点，通过加入高浓度的无机盐抑制水合物生成，无机盐与聚合物或聚合醇协同防塌。

挪威水深837 m 的深水井，泥线温度低至-1.6℃，静水压力超过11 MPa，极易引起水合物生成。

该井使用的高盐/聚合物/聚合醇体系中，通过高浓度的NaCl，配合使用KCl、聚合醇和乙二醇来提供足够的水合物抑制性，淀粉和PAC（聚阴离子纤维素）复配控制失水量，聚合醇与KCl 配合使用提供优良的页岩抑制性。

在墨西哥湾，针对深水海底强黏性泥岩研发的CaCl2/聚合物钻井液体系得到成功应用，解决了该地区使用NaCl/PHPA 钻井液时遇到的黏土膨胀分散问题。

第1 代CaCl2/聚合物钻井液体系成功应用于1951.6 m 的深水井中。

第 2 代钻井液使用了新型高分子聚合物包被剂，解决了第 1 代钻井液存在的黏振动筛问题，在墨西哥湾水深1422.8 m 深水井中成功应用[31]。

目前，高盐/聚合物钻井液常用于无复杂地层情况的深水井中，如位于中国南海的水深1036 m的白云6-1-1 井，三开钻进时使用NaCl/PHPA 水基钻井液顺利完工。

2.1.2 强抑制高性能水基钻井液强抑制高性能水基钻井液体系是近年来在深水钻井中应用效果最好的水基钻井液，已成功应用于墨西哥湾、中国南海、巴西海域和哥伦比亚海域等地。

其关键处理剂为低分子胺基聚合物[33-34]，阳离子聚合物作为包被剂；钻速提高剂（或清洁剂）防止钻头泥包并起润滑作用，通过无机盐或醇类抑制水合物生成，针对不同地层选用KCl 或铝酸盐络合物协同封堵防塌，PAC 和改性淀粉作为降滤失剂，必要时选用碳酸钙等作为桥堵剂。

其强抑制机理为钻井液中的聚胺分子部分解离形成铵基阳离子，中和黏土表面的负电荷，降低黏土水化斥力。

同时聚胺可与黏土表面的硅氧烷基形成氢键，吸附在黏土表面。

静电引力与氢键共同作用压缩黏土层，减弱黏土水化。

聚胺分子链上的聚氧丙烯疏水基覆盖在黏土表面，降低黏土亲水性，阻止水分子的进入，进一步抑制黏土水化膨胀。

高性能水基钻井液具有极强的抑制页岩分散和黏土聚结泥包功能，性能接近于油基钻井液，且用量少，可重复使用，并符合海洋环保要求，可直接向海上排放，大幅减少了钻井液废弃物的处理工作，节约了成本。

在巴西深水成功应用的聚胺高性能钻井液中，使用可变形胶体在砂岩孔喉和页岩微裂隙中架桥封堵形成内泥饼，阻缓滤液侵入，提高地层强度；KCl 和聚胺复配使用实现对黏土地层的强抑制作用；体系中的铝酸盐络合物进入页岩基质，通过pH 值的降低或与地层流体中高价离子反应而就地沉淀胶结，协同胶粒的物理封堵作用形成选择性渗透膜。

该体系已在多口深水定向井中使用，其体系组成如表1 所示。

表2为该体系在水深782 m 和1311 m 的2 口井中的性能指标。

在黑海地区的深水钻井中，其高活性页岩地层经常引起钻井事故。

在水深2018 m 的深水井中使用了聚胺高性能水基钻井液，顺利钻穿大段活性黏土层，缩短了工时。

在东墨西哥湾地区 2 口水深分别为2774m 和2730 m 的深水探井中使用了聚胺高性能水基钻井液，钻速可达156.3 m/d。

体系中加入15%～20% NaCl抑制水合物生成。

使用黄原胶提高低剪切速率黏度，聚胺的使用提高了黄原胶的热稳定性，使该体系可在149℃范围内维持良好的流变性。