1.3低渗透钻开液超高温技术对策

室内从3个方面开展了低渗透钻开液的超高温性能优化。①研选抗超高温降滤失剂材料，改善高温滤失性能；②评价优选高温聚合物增黏剂，通过材料间的协同效应进一步提升体系的整体抗温性能；③优选配套超高温防水锁剂材料，保障防水锁性能的同时解决起泡问题，以避免起泡带来的配浆、维护和加剧井下材料氧化的问题。

1.4抗超高温降滤失剂优选

为避免超高温下材料间的相互影响干扰判断，室内在190℃下先固定KG-TNJ作为增黏剂材料不变，对5种改性淀粉类高温降滤失剂材料进行了初选。其中，KG-Filcon为海上常用抗高温改性淀粉；KG-CPSY和KG-THERM均为聚合物接枝改性抗高温淀粉；KG-UTSTA和KG-FLUCON均为室内使用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、聚苯乙烯乳液与可溶性淀粉在碱性条件下通过接枝共聚生成抗超高温改性淀粉，2者区别在于KG-UTSTA为机械搅拌条件下共聚合成，KG-FLUCON为超声波机械协同方式混匀后再进行合成。评价配方：基础配方+1.0%KG-TNJ+2.5%降滤失剂，实验结果见表2。由表2可知，190℃老化后，各体系的流变性能稳定，KG-UTSTA和KG-FLUCON体系的高温高压降滤失性最好，滤失量小于20 mL，KG-CPSY和KG-THERM体系的高温高压降滤失性能次之。分析原因为改性淀粉都引入了抗高温接枝共聚单体，但是KG-FLUCON、KG-UTSTA除了引入AMPS类抗高温单体外，还引入聚苯乙烯乳液，增加了接枝改性的抗高温基团和空间结构，通过聚苯乙烯乳液组分的吸附、渗透、覆盖包裹特性增强了对淀粉结构的高温保护作用和产物的成膜封堵性能，改善了其抗高温性和滤失造壁。

表2 2.5%抗超高温降滤失剂的初选评价

1.5抗超高温增黏剂优选

室内对4种高温聚合物增黏剂材料进行了单剂抗温性能对比评价。其中KG-TNJ为温敏疏水缔和聚合物提黏剂，DrilFILHT为纳米片状氧化镁酚醛树脂改性聚合物增黏降滤失剂材料，Drilloss F为纳米微球聚合物复合增黏聚合物材料，PC-UTS为某国外代表性高温聚合物材料。评价配方：基础配方+2.5%KG-UTSTA+聚合物，实验结果见表3。

表3抗超高温聚合物增黏剂的优选实验

由表3可知，在210℃高温老化后，从流变性能数据来看，1.5%KG-TNJ体系表观黏度为20 mPa·s，高温提黏效果最好，次之为PC-UTS；从API滤失量性能来看，DrilFILHT体系滤失量最小为5 mL，Drilloss F体系滤失量略高为7 mL。分析认为，由于DrilFILHT中引入了片状氧化镁和磺甲基酚醛树脂改性成分，因此分子结构中含有片状刚性结构和高温交联基团，这种片状结构类似于膨润土的结构，所以有利于形成致密的滤失封堵层，高温交联特点又有利于实现微观上的化学胶结，从而增强了高温滤失造壁性能。

实验结果及经验表明，超高温这类极限条件下凭借单一材料组分来控制低渗透钻开液体系的性能难度很大，因此开展聚合物的复配实验，通过材料间协同作用提升体系整体的超高温性能很有必要。

1.6聚合物的复配效果评价

室内以滤失改善效果较好的1%DrilFILHT为基础，考察增黏剂KG-TNJ、PC-UTS与2种抗超高温改性淀粉的复配效果，选定材料最佳组合。评价配方：基础配方+1.0%DrilFILHT+复配聚合物，实验结果见表4。

表4高温聚合物的复配效果实验数据

表4结果表明，210℃下老化后，在高温增黏性方面，KG-TNJ优于PC-UTS，其中“1%KG-TNJ+2.5%KG-FLUCON”组合的表观黏度为39 mPa·s、动切力为13 Pa，黏度和切力最高，高温高压滤失量为7 mL，综合性能表现最佳；协同增黏性方面，KG-FLUCON优于KG-UTSTA，分析认为KG-FLUCON相比KG-UTSTA在制备工艺上增加了超声波辅助措施，强化了合成反应中抗温单体与淀粉分子的增溶分散及接枝改性效果，提升了产品的高温稳定性。由单剂和复配优选实验，最终筛选出适合超高温低渗透钻开液体系的3种主要抗高温聚合物材料KG-TNJ、KG-FLUCON和DrilFILHT。

1.7配套抗超高温防水锁剂优选

前期钻井作业期间，钻开储层前低渗透钻开液体系中加入了防水锁剂材料，发现加入后出现了起泡问题，加入消泡剂后有一定效果但是循环和再加入防水锁剂时又会出现起泡情况，一定程度上影响了正常作业。另外，由于起泡问题，会将空气中氧气携带进入钻井液中，在井底高温环境中会加速钻井液中聚合物材料的降解。为了解决起泡问题，同时预防低孔低渗储层的水锁伤害，室内开展超高温低渗透钻开液体系配套防水锁剂优选试验。

所有评价配方均在210℃高温下老化16 h后，在10 000 r/min高速搅拌10 min后测定体系的起泡率，收集各评价配方的API滤液，再将滤液用滤纸和砂芯漏斗过滤获得各配方的评价溶液样本，在80℃下测定各评价溶液样本的表面张力和油液界面张力参数，结果如表5和图1所示。

表5防水锁剂优选数据记录表

图1滤液表面张力和界面张力随KCS-F加量的变化

由实验可知，KCS-F的综合性能最佳，基本不起泡，且滤液表面张力和界面张力较低；钻开液滤液的表面张力和界面张力随KCS-F加量增加逐渐降低，当KCS-F加量达到2.0%时，下降趋势变缓；2.5%KCS-F可使滤液的表面张力和界面张力分别降低至27.7 mN/m和5.9 mN/m，且不会对抗超高温低渗透储层钻开液的滤失性能和流变性能造成不利影响。优选的防水锁剂KCS-F是一种氟碳类表面活性剂，材料中复合了有机硅类抑泡剂，氟碳键、碳硅键、碳碳键均有良好的热稳定性，所以既能够保持低的张力特性又不会带来起泡问题。

2.新型抗超高温低渗透钻开液体系配方的构建与性能评价

新型超高温低渗透钻开液体系构建思路：选用具有高温温敏缔和功能的聚合物提黏剂KG-TNJ提供高温下高分子空间网络疏水缔和结构，保障高温悬浮稳定性；选用合成抗超高温改性淀粉（KG-UTSTA、KG-FLUCON）作为主要抗超高温降滤失剂材料；选用磺化酚醛树脂改性的片状纳米氧化镁复合物降滤失剂DrilFILHT增强超高温下的滤失造壁性；优选出配套的不起泡的抗超高温防水锁剂KCS-F降低储层水锁伤害风险；选用甲酸盐加重，通过有机盐增强高温稳定性，同时满足储层钻进密度的设计要求。通过有机盐加重使得该体系具有低活度特点，可以控制钻井液活度不大于岩石活度，减少水向地层的渗透。抗超高温低渗透储层钻开液体系配方如下。

海水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+1.0%KG-TNJ+2.5%KG-FLUCON+1.0%DrilFILHT+2.5%KG-EZCARB+2.0%KG-YZJ+2.5%KG-JHC+2.5%KCS-F+HCOOK

2.1长时间抗温性能

如表6所示，低渗透钻开液高温长时间老化后，体系的滤失量有所增加，但是仍保持了较高的黏度和切力及低剪切速率黏度。室内将上述实验获得的泥饼浸泡在现场使用的破胶液中，浸泡温度为100℃，浸泡时间为2 h，泥饼基本被清除掉。分析认为，体系中使用的超细碳酸钙和聚合物复合改性纳米氧化镁均为可酸溶微细固相成分，可酸化解堵，因此有利于保护储层。

表6低渗透钻开液超高温长时间老化稳定性（210℃、72 h）

2.2高温高压流变性能

考虑到压力对体系流变性能影响较小，室内评价了不同高温下体系的流变性能。将体系在210℃下老化16 h后，其高温高压流变性能见表7。由表7可知，构建的抗超高温低渗透钻开液随温度升高，黏度呈下降趋势，动切力保持大于10 Pa，高温下具有较高的黏度和切力，满足高温悬浮携岩需要。

表7低渗透钻开液的高温高压流变性（ρ=1.20 g/cm3）