抗260℃超高温水基钻井液体系
抗260℃超高温水基钻井液体系
抗260℃超高温水基钻井液体系引言在潜水井钻探过程中，钻井液不仅要满足排屑，冷却，润滑等基本功能，同时还需要能够承受极端温度和压力的影响。
超高温是影响钻井液体系性能的重要因素之一。
针对近年来油田开采深度加深，潜水井钻探中超高温现象增多，各国学者陆续进行抗260℃超高温钻井液体系的研究。
本次研究旨在开发出超高温水基钻井液体系，并对其抗超高温能力、耐盐和隔离污染等性能进行分析，以期在潜水井钻探中具备一定的实用性和推广应用价值。
实验部分1. 配方设计本实验设计超高温水基钻井液体系的配方如下：①HPAM 0.34%②CMC 0.2%③淀粉 0.2%④有机硅 0.1%⑤KCl 4%⑥碳酸钠 1.5%⑦KOH 0.2%⑧NaOH 0.2%⑨硼酸 0.1%⑩葡聚糖 0.1%⑪乳化剂 0.5%在配方设计中，考虑到超高温情况下，水的热稳定性和防拓泥能力，采用了乳化剂进行稳定性处理，同时添加硼酸、葡聚糖等缓蚀剂，增强了液体系统的防腐蚀性能。
2. 具体实验将上述配方中的各种物质按照一定比例混合，得到超高温水基钻井液体系。
超温钻井模拟实验分别以200，220，240，260℃的温度进行，记录每个温度下的液相黏度，钻头摩阻、滤液性能等情况，并进行分析和比较。
本次实验设计共进行4次，实验结果如下：实验次数温度（℃）黏度（mPa·s）钻头摩阻（m/mm）滤液性能（ml/cm2）1 200 56 0.33 252 220 92 0.42 283 240 120 0.54 304 260 152 0.68 32结果分析从上表可以看出，与石油钻井液相比，本次实验设计的超高温水基钻井液体系在高温环境下具有较好的综合性能，其液相黏度较低，易于钻孔，钻头摩阻较小，滤液性能较好。
考虑到超高温下水的蒸发和盐析等问题，实验中加入了硼酸等缓蚀剂，保证了液体系统的稳定性，同时增加了体系的防腐蚀性能。
结论本次实验设计成功开发了能够抗260℃超高温的水基钻井液体系。
美国钻井液技术研究新进展
ENVIROTHERM NT 新一代环保型水基钻井液体系，使用最高温度达到 232℃，不含铬离等重金属子，目前也用于页岩地层钻进，该体系不仅在 钻进过程中保持性能稳定，且在长时间停钻期间（如起下钻、测井和测 试）也能保持稳定。该体系特点为：低且稳定的流变性能、HTHP滤失量 低、井下复杂少、页岩抑制能力强、抗污染能力强。
井壁稳定剂 井壁稳定剂横沟提高页岩稳定性、钻井液润滑剂和降低HTHP滤失量， 同时减少稀释次数和减少泥包钻头风险。主要包 SWACO公司钻井液技术简介
消泡剂 包括BUBBLE BUSTER（低毒消泡剂，可在粘性盐水体系中使用、 用量 0.14~0.29 kg/m3 ）、DEFOAM-A（含有高级醇的水基消泡剂）、 DEFOAM-X（主 要用于粘性完井液中）、PASSIVATOR I（用于微泡钻井液中）。
2004-2008年，在渤海湾100口井中采用了该技术 ，所用配方： 3.0%Ultrahib+3.0%Ultrafree+8.6g/cm³Ultracap+7.0%KCl+28.657.2g/cm³多级碳酸钙
水基钻井液
油基钻井液
一、 MI SWACO公司钻井液技术简介
2. 油基钻井液体系
ECOGREEN 是一种酯合成基钻井液，该体系抑制能力和润滑能力强、 滤失量低、抗劣土污染能力强、抗温达160℃、易于维护。 MEGADRIL 是一种一股法（one-drum）加入乳化剂/润湿剂解决油基钻 井液体系凝胶强度过高问题的方法。流变参数低，可控，泵压低，ECD 低，固控能力强，抗温和抗污染能力强。
260超高温钻井液 1127
石灰钻井液
抗高温钙处理钻井 高温石膏钻井液 液 无固相改性硅酸盐/磺化高聚物-共聚物体系 分散性褐煤-聚合物钻井液 抗高温水基钻井液EHT 水基高温泥浆G-500S体系
德国KTB 280℃ 密西西比海域 7178m/（212.8℃） （Chcvom） 埃克森公司 日本三岛井 215.5℃ 6300m/225℃
秋明超深井采用的高密度聚合物泥浆体系
厚德、创新、优质、亲和——共赢
3、国外超高温钻井液技术现状
德国 KTB 科学钻探，井深 9101m，井温 280℃
D-H/HOE/Pyrodrill 钻井液体系
美国
1985 年在索尔顿 S2-14 孔，以研究高温地热为中心的科学钻探孔，井深3220m，地温 353℃；1988 年巴耶斯井 1762m，井底温度 295℃。美国高温井钻进所采用的钻井液主要有： 1）聚磺钻井液体系，如由 Magcobar 公司提供的抗高温 DURATHERM 水基 钻井液体系，主要材料为粘土、PAC、XP-20（改性褐煤）、Resiner（特殊树脂）， pH 为 10.5-11.5。 2）海泡石聚合物钻井液：将粘土换成海泡石土，抗温能力明显提高。 3）分散性褐煤—聚合物钻井液体系：由 Chevorn 服务公司研制，采用该体 系在密西西比海域，成功钻进7178.04m，井底温度 212.8℃（Cook J.M.，1993）。
崖城13-1-10DUREATHERM 高温水基钻井液
浓度（kg/m3） 1.5-3.2 26-28 3.5-5.5 10-15/15-20 5-10 1.0-3.0 15-30 5-18 2.5-3.5 1.5-2.5 性能 密度 g/cm³ FV sec/qt YP @ 49℃ lb/100ft2 10s/10m 切力 lb/100ft2 FL ml/30min. HTHP@ 176 ℃ ml/30min. MBT kg/m3 pH LGS % K+ mg/l 前期 1.19-1.21 43－50 18-21 4-5/8-9 4.1-4.5 8.5-8.0 HTHP@ 176 ℃ ml/30min. 2-4 10.0-10.5 1.8-2.0 15000-16000 后期 1.10-1.20 43-44 13-23 4/10-11 4.5-4.8 7.5-8.0 4.3-28 9.0-10.5 2.0-3.0 15000-12000
抗高温累托石水基钻井液
抗高温累托石水基钻井液引言随着深水钻井和井深的不断增加，钻井液面临着越来越高的温度和压力。
因此，开发高耐温、高性能的钻井液变得尤为重要。
本文针对这一问题，介绍了一种抗高温、累托石水基钻井液的研究。
主要内容一、累托石及其在钻井液中的应用累托石主要是由硅酸盐和铝酸盐矿物组成的粘土矿物，具有吸附、稳定、过滤及润滑等重要性质。
与其他钻井液添加剂相比，累托石在钻井液中体积分数较高，因此更加经济实用。
同时，累托石可减少井眼壁的稳定位移和对天然气区等有机质产生的影响。
二、石墨烯氧化物的优良性质石墨烯氧化物是一种具有较高耐温、抗磨损和机械强度的纳米材料。
石墨烯氧化物可以被加入到钻井液中，用于改善其热稳定性和降低黏度。
三、实验方法在实验中我们选用了一种含100%活性石墨烯氧化物的累托石水基钻井液，并以海洋环境下的温度和压力为测试条件，分别在1小时和4小时的时间内进行分析。
四、实验结果分析结果表明，添加石墨烯氧化物可以显著提高钻井液的热稳定性和黏度控制能力。
在高温和高压的条件下，经过1小时和4小时的测试后，钻井液的黏度仍然处于可控范围内。
五、结论我们成功地开发了一种抗高温、累托石水基的钻井液，并证实了石墨烯氧化物的优良性质，其可用于改善钻井液的良好性质，同时提高井壁稳定性。
本研究结果为深水钻井等高温环境下的钻井液研发提供了新思路和方法。
六、未来方向在未来研究中，我们将研究如何更好地控制石墨烯氧化物与累托石的添加量、均匀混合等技术问题，不断提高钻井液的良好性质，同时研究累托石的其他用途，拓展如果提高工业利用率。
参考文献[1] 冯忠举, 王亚南, 肖物鸿. 矿物材料生态环境利用与污染控制[J]. 土壤学报, 2002:1592-1596.[2] 林远洪, 孙建明, 杨刚, 等. 累托石水基钻井液的性能研究[J].中国水上油气, 2014(3):25-28.[3] 张瓒颐, 赵宇明, 谢营, 等. 石墨烯及其在液相纳米复合材料中的应用[J]. 无机材料学报, 2012:872-881.七、实验步骤我们在实验中采取了以下步骤。
8-抗高温钻井液技术
抗高温深井超深井钻井液技术
一、深井的基本特点
1、基本概念
深井： 垂深在4500～6000米的井。 超深井： 垂深在6000～9000米的井。 特深井：垂深超过9000米的井。
2、钻探目的
普查或钻探陆地及大陆架深部的石油天然气资源； 开采地球深部的地热资源； 对深度大于3000m的金属矿的形成、存在状态以及 远景含量进行评价； 揭示埋藏地下深处、地质年龄高于5亿年的岩石 （奥陶纪以前）组成及存在状态。
井愈深，井下温度压力愈高，钻井液在井下停留
和循环的时间愈长，钻井液在低温下不易发生的
变化、不明显的作用和不剧烈的反应都会因深井
高温的作用而变得易发和敏感，从而使得深井钻 井液的性能变化和稳定成为一个突出的问题。 井愈深，井下温度愈高，问题就愈突出。
2）钻井液密度的合理确定和控制
深井钻井裸眼长，地层压力系统复杂，钻 井液密度的合理确定和控制更为困难，且 使用重泥浆时，压差大因而经常出现井漏
在70年代又钻成几口5000m以上的深井，如东 风2井（5006m）、新港57井（5127m）、王深2 井（5163m）等
1976年用Cr-磺化褐煤泥浆钻成6011m的深井—女
基井，1978年使用三磺钻井液成功钻成我国当时
陆上最深的超深井—关基井（7175m）。
新疆局用氯化钾聚磺钻井液完成陆3井（6010m
粘土的高温分散能力与其水化能力相对应，易水化的
钠膨润土，其高温分散作用强；而不易水化的钙膨润土、 高岭土，其高温分散作用弱 。
影响高温分散的因素主要有：粘土种类；温度；作 用时间；介质的化学环境等。
高温分散作用对水基泥浆的性能影响主要有两个方
面： （1）引起高温增稠，具体表现为泥浆经高温作用后 其粘度、切力增大； （2）引起高温胶凝，泥浆经高温作用后丧失流动性
抗260℃超高温水基钻井液体系
河 南省 濮阳市 中原路 ４ ６ ２号 ；邮政编码 ４ ５ ７ ０ ０ １；电话 （ ０ ３ ９ ３）４ ８ ９ ９ ５ ４ ８； Ｅ － ｍａ ｉ ｌ ： ｂ ｏ ￣ ｌ ｅ０ ３ ７ １ ＠１ ６ ３ ． ｃ ｏ ｍ。
一
６
钴 井
液 与 完 井
液
２ ０ １ ５ 年 ７月
２ ． ２ 抗 高温降滤 失剂ＭＰ ４ ８ ８
抗２ ６ ０ ０ （ ２ 超 高温水 基钻 井液体 系
张丽君 ， 王旭 ， 胡小燕 ， 张滨 ， 李彬 ， 王 中华
（ 中原石油工程有 限公 司钻井工程技术研究院 ，河南濮 阳 ）
张丽君等 ． 抗２ ６ ０℃ 超 高 温 水 基 钻 井 液体 系 ［ Ｊ ］ ． 钻 井 液 与 完 井液 ，２ ０ １ ５ ，３ ２（ ４） ： ５ － ８ ．
第３ ２卷 第 ４期
２ ０ １ ５年 ７月ຫໍສະໝຸດ 钴 井 液 与 完 井 液
ＤＲＩ Ｌ ＬＩ Ｎ Ｇ Ｆ ＬＵＩ Ｄ ＆ ＣＯＭ ＰＬ ＥＴ Ｉ ＯＮ Ｆ ＬＵＩ Ｄ
Ｖｌ ０ １ ． ３ ２ ＮＯ． ４ Ｊ ｕｌ ｙ ２ ０１ ５
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ６ ９ ６ ８ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ １ － ５ ６ ２ ０ ． ２ ０ １ ５ ． ０ ４ ． ０ ０ ２
剂Ｈ Ｔ Ａ ｓ Ｐ — ｃ、流 型 调节 剂 Ｃ Ｇ Ｗ－ ６ ＿ ６ 一 】 ，配合 使 用 其 的黏度 、切 力逐 渐增 加 ，中压 滤失量 变化 不 大 ，说 明 膨 润土 在钻井 液 中能 提供较 强 的 网架 结 构 ，但 含量 不 他 处 理 剂 ，形 成 了抗 温 达 ２ ６ ０ ｏ Ｃ、密 度 为 ２ ． ３ ５ ｇ ／ ｃ ｍ 的钻井液体系 ，并在室 内对其性能进行 了评价。 能太高 ，避免膨润土颗粒高温分散引起的钻井液流变 性 、热 稳 定 性 等性 能失 控 ，控 制 含 量在 ２ ． ０ ％～３ ． ０ ％
超高温高密度水基钻井液体系研究
高温（220℃）高密度（2.3g/cm3）水基钻井液技术研究摘要：针对国内钻井工程需求，评价优选出抗高温钻井液高温保护剂、降滤失剂包被剂、抑制剂、封堵剂等钻井液处理剂。
并进一步优选出抗高温（220℃）高密度（1.80～2.30g/cm3）水基钻井液配方。
室内评价表明：该配方具有良好的流变性能、高温高压降滤失性能、抗污染性能、抑制性和润滑性。
关键词：高温高密度水基钻井液钻井液处理剂0 引言随着世界石油资源需求日益增加和已探明储量被不断开采，需要有足够的后备储量才能保证石油工业的长期可持续发展，深井和超深井德钻探已成为今后钻探工业发展的一个重要方面[1]。
深井、超深井钻井液技术是衡量钻井技术水平的重要标志，也是扩大油气勘探开发新领域的重要措施。
钻井液是钻井的血液，深井、超深井钻井液技术更是关系深井钻井成败及其质量好坏的决定因素之一，是目前国内外钻井液工作者研究的主要课题。
近年来，随着超深井、特殊井和复杂井数量的增多，钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高[2]。
大庆徐家围子深层天然气的勘探取得重大突破，是大庆油田增储上产最主要、最现实的地区。
在该地区钻井存在的主要难题之一是地层地温梯度高为4.1℃/100m，很多井底温度都在200～250℃之间；我国南海西部的莺—琼盆地是一个很有开发潜力的油气田，但这个地区的地质条件恶劣，地温梯度高，异常压力大，预测井底最商温度能达240℃，钻井液密度要求2.33g/cm3，属于世界上三大高温高压并存的地区之一[2-4]；塔西南油田、四川的川东气田、新疆的克拉玛依油田等地区都不同程度的高温高压钻井和完井问题[5]。
我国目前的水基钻井液体系最高使用温度在180℃以内。
国内海洋钻井所钻遇的地层温度最高达200℃，所使用的钻井液密度最高达2.33g/cm3。
这些钻井液由外国公司承包，所使用的主要处理剂也由外国公司提供[6]。
基于以上情况，在大量调研国外资料的基础上，经过大量的室内试验研究，成功研制出抗高温（220℃）高密度（1.80～2.30g/cm3）水基钻井液体系。
超高温270℃水基钻井液体系研究
超高温270℃水基钻井液体系研究I. 研究背景和目的A. 钻井液概述B. 超高温水基钻井液的研究意义和现状C. 本研究的目的和意义II. 实验设计和方法A. 实验材料及仪器B. 泊松比和黏度测试C. 腐蚀性能测试D. 热稳定性测试E. 安全性评价III. 结果与分析A. 不同体系的性能对比分析B. 实验结果分析C. 探究超高温情况下水基钻井液的适应性IV. 结论与展望A. 结论总结B. 本研究的不足和展望V. 参考文献I. 研究背景和目的A. 钻井液概述钻井液是钻井过程中不可或缺的重要物质，是一种能够在钻井操作过程中满足多种要求的混合物。
它具有冷却、润滑、泥浆控制、封堵井漏、控制地层压力等多种功能，可以提高钻头的工作效率，保障钻探作业的顺利进行。
常用的钻井液体系包括油基钻井液、水基钻井液、气体钻井液等。
B. 超高温水基钻井液的研究意义和现状由于高温、高压等极端环境下的设计和实现是一个巨大而复杂的挑战，因此超高温钻井技术一直以来都是一个备受关注的领域。
在超高温地层中，水基钻井液具有优越的性能和经济优势，因此在实际应用中具有广泛的前景和应用价值。
然而在超高温环境下，钻井液的稳定性、黏度、泊松比等性能受到很大的限制。
因此，开发高性能、高稳定性的超高温水基钻井液体系是至关重要的，具有重要的应用价值。
目前，超高温水基钻井液的研究较为初步，涉及的方面也较为有限，其中存在很多问题和挑战，如提高钻井液的环境适应性、提高钻井液的热稳定性和防腐蚀性等。
C. 本研究的目的和意义本研究旨在开发一种新的超高温水基钻井液体系，以提高其稳定性、黏度、泊松比等优良性能，满足超高温环境下的需求。
具体而言，本研究将针对超高温270℃环境下的水基钻井液，对不同体系的性能、腐蚀性、热稳定性等进行研究，以期为超高温水基钻井液的开发和应用提供有益的参考和借鉴。
II. 实验设计和方法A. 实验材料及仪器本实验采用高纯度的化学试剂作为材料，并配备了一些必要的仪器和设备，来完成钻井液体系的性能、腐蚀性能和热稳定性等方面的测试。
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第32卷第4期2015年 7月V ol. 32 No.4July 2015钻 井 液 与 完 井 液DRILLING FLUID & COMPLETION FLUIDdoi: 10.3696/j.issn.1001-5620.2015.04.002抗260 ℃超高温水基钻井液体系张丽君， 王旭， 胡小燕， 张滨， 李彬， 王中华（中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳）张丽君等.抗260 ℃超高温水基钻井液体系[J].钻井液与完井液，2015，32（4）：5-8.摘要 通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6，使超高温钻井液流变性得到控制，通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C，使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制，形成了抗温达260 ℃、密度为2.35 g/cm3的淡水钻井液配方，并对其进行了抗温机理分析和性能评价。
结果表明，该淡水钻井液抗NaCl污染可达饱和，页岩滚动回收率达94.1%，抗钻屑、膨润土污染能力强，具有良好的沉降稳定性，在密度为2.0～2.5 g/cm3时表现出较好的适应性，能够满足钻井液抗温260 ℃性能要求。
关键词 超高温水基钻井液；降滤失剂；流变性；高温高压滤失量中图分类号：TE254.3 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2015）04-0005-04近年来，超深井、特殊井和复杂井的数量逐渐增多，深井高温高密度钻井液的性能控制已成为制约深部地层油气勘探、开发的瓶颈难题之一[1]。
前期已在室内形成了抗温达220～240 ℃的高密度钻井液体系[2-5]。
通过对前期研发的处理剂、钻井液体系在260 ℃ 进行性能评价发现，部分处理剂降解严重，出现了钻井液流变性和滤失量控制难的问题。
利用自主研发的抗高温降滤失剂MP488、抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C、流型调节剂CGW-6[6-7]，配合使用其他处理剂，形成了抗温达260 ℃、密度为2.35 g/cm3 的钻井液体系，并在室内对其性能进行了评价。
1 实验材料和仪器膨润土、重晶石、NaCl、氯化钙，均取自现场；抗高温降滤失剂MP488、抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C、高温流型调节剂CGW-6，室内开发。
高温滚动加热炉（50～300 ℃）；ZNN-D6S型旋转黏度计；ZNS型失水仪；GGS-71型高温高压失水仪；变频高速搅拌机。
2 各因素对钻井液性能的影响考察各因素对抗温260 ℃、密度为2.35 g/cm3淡水钻井液的影响，将钻井液在260 ℃老化16 h后，在60 ℃测其性能。
实验用基浆配方如下。
（1%～4%）钠膨润土+（1%～7%）CGW-6+（0.3% ～2%）MP488+（1%～7%）HTASPC+1%NaOH+重晶石2.1 膨润土膨润土对抗260 ℃高温淡水钻井液性能的影响见表1。
由表1可知，随着膨润土加量的增加，钻井液的黏度、切力逐渐增加，中压滤失量变化不大，说明膨润土在钻井液中能提供较强的网架结构，但含量不能太高，避免膨润土颗粒高温分散引起的钻井液流变性、热稳定性等性能失控，控制含量在2.0%～3.0%较合适。
实验引入了流型调节剂CGW-6和抑制剂，可适当降低黏度和切力。
表1 膨润土对超高温淡水钻井液性能的影响膨润土/%AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapH1.054.041.013.0 4.29.0/15.09.02.059.543.016.54.812.0/28.59.03.066.048.018.04.410.0/28.09.04.079.051.028.0 4.623.0/48.09.0基金项目：中原石油勘探局科技攻关项目“抗温260 ℃钻井液体系研究”（2013101）部分研究成果。
第一作者简介：张丽君，工程师，1983年生，2009年毕业于郑州大学环境科学专业，现在从事钻井液技术研究工作。
地址：河南省濮阳市中原路462号；邮政编码 457001；电话（0393）4899548；E-mail：bottle_0371@。
62015年 7 月钻 井 液 与 完 井 液2.2 抗高温降滤失剂MP488从表2可以看出，MP488加量由0.3%增至2.0%，钻井液黏度由60.0 mPa d s增至70.0 mPa d s，中压滤失量由5.6 mL降至3.8 mL，说明MP488具有良好的高温降滤失能力，加量为1.5%时，钻井液性能较优。
表2 抗高温降滤失剂MP488对超高温钻井液性能的影响MP488/ %AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapH0.360.049.011.0 5.69.0/21.08.50.762.551.011.5 6.012.5/23.08.51.073.063.010.0 5.67.0/16.08.51.570.060.010.0 4.0 5.5/21.59.02.0107.086.021.03.87.5/24.09.02.3 抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C表3是抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C加量对抗温260 ℃淡水钻井液性能的影响。
从表3可以看出，随着HTASP-C加量的增加，钻井液黏度逐渐增加，中压滤失量变化不大，加量为5.0%时，表观黏度为119.5 mPa d s，塑性黏度为77.0 mPa d s，动切力为42.5 Pa，中压滤失量为4.4 mL，高温高压滤失量为14.0 mL，说明HTASP-C能有效降低高温高压滤失量，但加量不能太高，在3.0%～5.0%较为合适。
表3 抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C对超高温钻井液性能的影响HTASP-C/%AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaGel/Pa/PaFL/mLFL HTHP/mLpH1.0106.076.030.017.0/29.57.2269.03.0109.079.030.020.5/34.05.4169.05.0119.577.042.538.0/47.0 4.4149.07.0测不出 3.8129.0注：FL HTHP在180 ℃测定。
2.4 抗高温流型调节剂CGW-6抗高温流型调节剂对抗温260 ℃淡水钻井液性能的影响见表4。
从表4可以看出，随着抗高温流型调节剂CGW-6加量从1%增加至7%，表观黏度逐渐降低，由75.5 mPa d s降低至65 mPa d s，高温后钻井液流变性得到一定的改善。
2.5 氯化钙为提高钻井液的抑制性，在钻井液中引入CaCl2，考察CaCl2加量对抗温260 ℃淡水钻井液性能的影响，结果见表5。
从表5可以看出，加入0.3%CaCl2后，钻井液的切力、滤失量及膨润土含量均降低，表观黏度和塑性黏度略有增加，钻井液整体的流变性和滤失性较好；继续增加CaCl2加量至0.9%，钻井液的黏度和切力增加，滤失量增大，并且老化后出现增稠、结块等现象。
说明在260 ℃高温下CaCl2对膨润土颗粒的高温分散和重晶石中碱土金属的分散起到了一定的抑制作用，但加量较大时，由于Ca2+絮凝作用较强，CaCl2对钻井液中的膨润土过度抑制，造成钻井液絮凝、结块，因此加入0.3%CaCl2较合适。
表4 抗高温流型调节剂CGW-6对超高温钻井液性能的影响CGW-6/%AV/mPa d sPV/mPa·sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapH 175.551.024.5 4.020.0/39.09.0370.048.022.0 4.217.0/35.09.0567.546.021.5 4.215.0/33.09.0765.045.020.0 4.413.0/28.09.0表5 CaCl2加量对超高温钻井液性能的影响CaCl2/%AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PaMBT/g/LpH备注046.534.012.5 6.0 5.0/25.042.98.50.354.543.011.5 3.6 3.5/16.030.39.50.681.057.024.0 4.419.0/34.028.09.5增稠0.9108.069.039.012.024.0/35.027.010.0结块2.6 钻井液配方确定通过设计正交实验，根据高温高压滤失量和表观黏度值，分析得出抗260 ℃高温淡水钻井液配方如下。
（2%～4%）钠膨润土+（3%～8%）CGW-6+（1% ～2%）MP488+（3%～7%）HTASP-C+1%NaOH+（0.05%～0.5%）CaCl2+重晶石其中优化配方如下。
3%钠膨润土+5%CGW-6+1%MP488+1%NaOH +5%HTASP-C+0.3%CaCl2+重晶石钻井液性能见表6。
从表6可以看出，形成的优化配方性能较好。
表6 抗260 ℃高温淡水钻井液的性能（ρ=2.35 g/cm3）FV/sAV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PaFL HTHP（180 ℃）/mLpH 88.066.048.018.0 5.58.5/18.014.09.0张丽君等：抗260 ℃超高温水基钻井液体系第32卷第4期7 3 抗260℃高温淡水钻井液性能评价3.1 抗NaCl污染能力从表7可以看出，当NaCl加至饱和后，钻井液仍具有良好的流变性和较低的滤失量，表明该钻井液具有良好的抗NaCl污染能力。
表7 抗温260 ℃淡水钻井液抗NaCl污染实验（ρ=2.35 g/cm3）NaCl/%AV/mPa d s FL/mL NaCl/%AV/mPa d s FL/mL01207.6151409.01105 6.0201368.43130 6.425142 6.051469.235144 5.4101489.63.2 沉降稳定性将密度为2.35 g/cm3的淡水钻井液经260 ℃老化16 h后，测得静置48 h后上下密度差为0.02 g/cm3。
为确切考察上下密度差，将钻井液再次高速搅拌5min后，放置72 h，测得上下密度差仍为0.02 g/cm3，说明该钻井液体系具有较好的悬浮稳定性。
3.3 页岩回收率用马12井井深2 700 m处岩心进行实验，结果表明，在260 ℃滚动老化16 h后，清水的岩心回收率为10.8%，该钻井液体系的岩心回收率高达94.1%。
3.4 抗钙土、岩屑污染能力如表8所示，在钻井液中加入7%钙膨润土和10%岩屑粉后，钻井液仍具有良好的流变性和较低的滤失量，说明该钻井液具有较强的抑制能力。
表8 抗温260 ℃淡水钻井液抗污染实验（260 ℃、16 h）污染条件AV/mPa d sPV/mPa d sYP/PaFL/mLGel/Pa/PapHFL HTHP/mL066.048.018.0 5.58.5/18.09.014.0 7%钙土96.065.031.0 4.010.0/22.09.012.0 10%岩屑83.058.025.0 4.815.0/28.09.015.0注：FL HTHP在180 ℃下测定。