让钻井液变得“更坚强”

胜利石油工程公司钻井液技术服务中心研发新型超高温高密度水基钻井液体系，助力“深地一号”顺北油气田高效钻井

[中国石化报 2026-01-28]

胜利石油工程公司钻井液技术服务中心研发出新型超高温高密度水基钻井液体系，攻克顺北油气田超深井钻井技术难题。团队去除传统配方中影响抗温性能的处理剂，历经3年攻关数百次实验，研发出抗高温三元共聚物降滤失剂，并优选流型调节剂，用这两种处理剂替代原有处理剂，在此基础上进一步优化配方，最终研发出该体系。目前，该体系已在顺北油气田34口井成功应用，经受住209摄氏度高温考验，助力油气藏高效勘探开发。

梁子波周文馨

1月14日，新疆塔克拉玛干沙漠深处，“深地一号”顺北油气田顺深2斜井钻井现场，气温降至零下12摄氏度，胜利石油工程公司钻井液技术服务中心专家、博士赵怀珍带着林鑫、朱泊锦两名博士后助手，深入一线密切跟踪新型超高温高密度水基钻井液使用情况。

“顺北123井顺利完钻8727米，井底温度209摄氏度，高温环境下水基钻井液性能良好，各项性能指标正常。”听到工程师的反馈，赵怀珍长舒了一口气。

钻井液对钻井起着清洁、冷却、润滑、平衡地层压力的重要作用。近年来，随着油气勘探开发向深层、超深层迈进，顺北油气田成为油气上产主阵地，8000米以深的超深井越来越多。一深万难，井下高温高压环境对钻井液技术提出了更高要求，超高温水基钻井液技术成为关键钻井技术之一。

2020年，西北油田在顺北区域部署了一口超深井，钻井液由国外一家钻井液技术服务公司提供，不仅费用高昂，而且因为起下钻时间长、各种地层流体侵入，钻井液性能快速变差，技术人员不得不反复处理调整，钻井周期大幅增加。

2021年，胜利石油工程公司钻井液技术服务中心成立，赵怀珍牵头成立高性能水基钻井液团队，主要攻关超高温高密度水基钻井液技术，让钻井液变得“更坚强”——能抗220摄氏度高温且密度高达2.2克/立方厘米，解决顺北油气田的钻井难题。

当时，很多文献认为超高温高密度水基钻井液体系主要是复合盐聚磺钻井液体系，但团队在完成数百个高温老化实验后，发现复合盐聚磺钻井液体系的抗温能力被夸大了，经过长时间200摄氏度以上高温老化后的钻井液稠化严重，无法满足钻井生产现场需求。

面对挫折，团队从零开始，仔细分析配方与性能之间的关系，发现复合盐聚磺钻井液体系的两个主要处理剂——磺化酚醛树脂和磺化褐煤是导致体系抗温能力受限的关键原因。超过200摄氏度时，它们会发生高温交联导致高温稠化。团队采取除氧、添加有机盐或表面活性剂等方法，都没能增强这两种处理剂的高温稳定性。于是，他们转变思路，决定将这两种处理剂从配方里面去掉。

没有现成的经验可以借鉴，大家就查阅大量资料，大胆创新探索，一次次进行处理剂分析、配方优化实验，仅实验记录就记满了厚厚的四大本。耗时3年，他们自主研发出抗高温三元共聚物降滤失剂，并优选流型调节剂，用这两种处理剂替代原有处理剂。他们还进一步优化配方，最终形成了新型超高温高密度水基钻井液体系。

这一新型钻井液经过7天高温老化后，流变性、滤失性等关键性能都达到了预定指标。经过8次中试生产，团队克服体系升温过快、聚合终止节点难控制等难题，最终确定了工业化生产工艺，实现产品质量的稳定可靠，为规模化生产奠定了坚实基础。

2025年，在钻井液技术服务中心现场项目部全力支持下，全新水基钻井液体系陆续在顺深2、顺北18X等井进行现场试验，尤其在顺北123X井，经受住了209摄氏度的高温考验。

截至目前，新型超高温高密度水基钻井液体系在顺北油气田累计现场应用34口井。生产数据表明，该钻井液高温稳定性超出预期，主要技术指标均符合要求，现场应用效果突出。