钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术，是决定钻井成败的关键技术之一。本文分析了深井超深井钻井液面临的井壁失稳、高温高盐条件下体系失效、摩阻高和环保等难题，综述了国内外水基钻井液和油基钻井液最新技术进展，指出国内钻井液研究水平在抗温、抗盐方面与国外先进技术还存在差距，亟需在处理剂失效机理、抗超高温钻井液处理剂及针对特殊地层配套技术等方面进行攻关。

        随着全球开采的油气资源量和人类日益增长的能源需求矛盾日益突出，油气勘探开发领域不断扩展，已由中浅层逐渐向深层和超深层迈进。据统计，我国深部油气资源量达671×10⁸ t，占油气资源总量34%以上，已经成为我国油气重大战略接替能源。据地质预测，我国万米特深层油气资源量丰富，其中塔里木油田奥陶系-震旦系（最深12 000 m）估算石油储量10.17×10⁸t、天然气储量1.9×10¹²m³，四川盆地川西灯影组（最深10 000 m）估算天然气储量5.6×10¹² m³。深层超深层地质条件复杂，普遍存在超高温（＞200℃）、超高压（＞140 MPa），地层流体、岩性和压力系统复杂，给钻井带来了巨大难题。钻井液作为钻井的“血液”，在诸多复杂因素的影响下，将面临更严峻的挑战。本文分析了深井超深井钻井液面临的技术挑战，综述了国内外在深井超深井钻井液研究方面的进展情况，并指出了下一步的攻关方向。

1. 深井超深井钻井液面临的技术挑战 

        (1)深层超深层井壁失稳机理复杂。深层超深层裸眼段长，天然裂缝发育，易发生掉块、垮塌导致阻卡，甚至卡钻、井眼报废；井壁稳定受钻井液冷却、亚临界水活性变化等多因素影响（德国KTB井钻至9 101 m由此引起井壁垮塌），井壁失稳机制不清，稳定井壁技术手段有限。 

        (2)钻井液面临高温、高盐、高压等严峻挑战。超高温、高盐条件下，聚合物处理剂易降解、絮凝、构象转变，膨润土去水化；材料失效，钻井液流变、滤失、封堵、稳定等性能易失控；尤其当钻遇高压超高压地层（高压盐水层等）时需大幅提高钻井液密度，与超高温、高盐因素叠加，钻井液性能调控难度呈指数级增长；缺乏抗超高温高盐的钻井液材料。 

        (3)深层超深层钻进摩阻高。钻进中钻井液沿程长（超过9 000 m），流动阻力高，沿程流体压耗可能大于50 MPa，使钻井液当量循环密度（ECD）增高、井底压力波动大，易引发钻速低、井下复杂；现有润滑剂在高温、高盐条件下吸附性能恶化，降摩减阻效果极不理想。 

        (4)深层超深层漏失概率高，堵漏难度大。深层超深层天然裂缝以及断层发育，大大增加了漏失概率。深部地层中裂缝性高压气藏中的天然气往往会伴随揭开新地层直接进入井筒甚至引发井喷现象，加之漏失安全密度窗口相对较窄，进一步加大了安全钻井液密度窗口选择的难度。 

        (5)钻井液材料高性能与环保性难以兼得。既满足环保要求，又具备良好性能的水基钻井液处理剂及体系尚不完备，且仍需解决井壁失稳和润滑难题；油基钻井液产生含油废物量大，处理费用高，仅库车山前每年产生超过30 000 t，页岩油气单井产生400~600 t，且无统一的排放标准。

2. 国内外深井超深井钻井液技术研究现状

2.1 深井超深井水基钻井液

2.1.1 国外深井超深井水基钻井液

        国外抗高温水基钻井液主要以磺化和聚合物材料为主，包括木质素磺酸盐类、抗高温抗盐聚合物类、低胶质和无固相改性硅酸盐类等抗高温水基钻井液。国外水基钻井液应用典型案例见表1。应用井垂深最深为前苏联SG-3井，井深12 262 m，井底温度高达215℃；应用井温度最高为德国KTB-HB井，井底温度达280℃。

        为满足高温条件下提高在硬质砂岩水平井中的平均机械钻速的要求，哈里伯顿和壳牌联合研发了一种能够提供具有低流变性、良好抗高温滤失性和抗二价阳离子的双功能聚合物DFSP。并形成了一套抗高温卤水基储层钻井液，井眼清洁效果佳，能有效提高硬质砂岩水平井中平均机械钻速8倍以上，在井底温度193.3℃的阿联酋Hail油田井成功应用。

        贝克休斯以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）与丙烯酰胺（AM）、不同长链的烷基丙烯酰胺、乙烯基乙酰胺（NVA）和乙烯基吡咯烷酮（NVP）等单体合成系列抗高温聚合物COP-1、COP-2、磺化高分子聚合物Poly⁃drill以及SSMA和Chemral-x类的高温稳定剂。并以此类聚合物为核心配套相关的无机盐组成聚磺钻井液Pyro-Drill，成功在南海崖城21-1-3井应用，完钻井深4 688 m，井底温度高达206℃。

        深层超深层往往伴随有高压盐水层，存在硫化氢和二氧化碳等酸性气体的污染风险，因此钻井液在保证抗高温性能的前提下必须兼具良好的抗污染能力。施沃克公司研发了一种新型抗高温聚合物ECF-1868，并形成一套抗温204℃，密度最高达2.30 g/cm3的高温高密度水基钻井液体系，大大提高了水基钻井液的抗污染能力和储层保护效果，在长时间高温老化条件下依旧保持良好的沉降稳定性。

        为了进一步提高水基钻井液的抗温能力，从合成产物的类型出发，相对于有机材料的长链烷烃受热易裂解的缺点，因无机材料中的硅、碳等无机元素形成的化合物具有较强的抗温优势，引入硅元素形成无机多层硅处理剂SIV。配合聚合物抗絮凝剂和三元共聚物抗失水剂，形成了抗高温SIV钻井液体系，抗温达233℃，剪切稀释性良好。SIV钻井液体系在德国大陆深钻项目KTB-HB科探井进行应用，前期效果良好，但经过长时间钻井后，核心处理剂受高温影响导致流变性难以控制。

2.1.2 国内深井超深井水基钻井液

国内抗高温水基钻井液主要以聚磺钻井液体系为主，其中盐水钻井液抗温最高达220℃，淡水钻井液抗温最高达240℃。国内水基钻井液应用典型案例见表2，列举了近年来我国水基钻井液应用典型纪录井及标志性成果。

        孙金声首先建立了水基钻井液成膜理论，通过引入强疏水基团，成功研制出能够在井壁自动成膜，有效阻止水相进入地层造成对地层岩石的破坏的化学成膜新材料。进一步针对盐膏层钻井液性能失稳问题，研发了抗高温抗盐系列处理剂，形成了抗温220℃，抗盐＞15%的水基钻井液技术。成功在歧页6-36-1井、华北兴华11井等20多口井进行现场试验，其 中 吉 林 长 深 39 井 井 深 5 885 m，井 底 温 度 高 达200℃。

        近年来，探明了高温黏土去水化是导致水基钻井液高温条件下体系失稳的关键因素，并针对性地研发出具有强护胶功能的特种聚合物高温保护剂GBH，配套相应的系列处理剂，大大提高了钻井液的抗温能力，形成了抗温240℃淡水基钻井液体系。虽然国内的抗高温水基钻井液的研发在室内已经有所突破，但是真正现场使用的抗超高温的水基钻井液少有，依旧需要依靠磺化材料和引进国外技术。松科2井后期井底温度高达241℃，只能借助抗高温钾聚磺和抗高温聚磺钻井液，同时引入国外产品Driscal D和Soltex才得以顺利完钻。

        有机盐钻井液抗温抗盐能力强，在碱探1井成功应用，井底温度高达235 ℃，但完钻时同样具有流变性恶化的问题。川庆钻探针对深井二氧化碳气侵造成钻井液流变性恶化的难题，优选了一种抗高温的高效稀释剂，配套抗复合盐降滤失剂，高效封堵剂和润滑剂形成抗酸性气体污染钻井液。通过采用合适的处理工艺，有效缓解了西南蓬莱气区深井中二氧化碳酸性气体的污染，实现抗碳酸根/碳酸氢根污染达到10 000 mg/L以上，维持了钻井液整体性能的稳定，有效减少了井下因酸性气体污染引起的安全事故风险。

        为应对越来越严峻的环境保护问题，高性能水基钻井液和环保高效水基钻井液成为近年来研究的热点。司西强利用烷基糖苷（APG）、聚醚（PE）和有机胺等天然产物合成一种近油基基液NAPG，并以此为连续相优选增黏剂、降滤失剂和封堵剂等处理剂形成抗温180℃兼具环保、低成本、高性能特点的烷基糖苷近油基钻井液。目前已在现场应用21口高难度井，其中最高应用温度为顺北53-2H井的177℃，最深完钻井深为顺北11X井的9 093 m。