高性能抗高溫聚合物鉆井液研究與應用

劉曉棟， 谷卉琳， 馬永樂， 張勇

（中國石油集團海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451）

在環(huán)境敏感地區(qū)高溫深井鉆井作業(yè)，法規(guī)限制使用油基鉆井液，水基聚磺鉆井液及廢液被列入中國《國家危險廢物名錄》，XC/CMC/PAC/PHPA等聚合物鉆井液抗溫不足150 ℃，海上鉆井液排放要求生物毒性值LC50不小于30 000 mg/L[1]。這給高溫高壓水基鉆井液配方設計和現(xiàn)場施工帶來了嚴峻挑戰(zhàn)[2]。目前，國外石油公司圍繞這一技術難題，在降低鉆井液毒性、提高處理劑抗溫性能，開發(fā)了以合成聚合物為主要處理劑的HydraGlyde、Pure-Bore、EHT、Envirotherm NT等高性能抗高溫聚合物鉆井液，滿足了環(huán)境敏感性海域高溫深井鉆井作業(yè)和環(huán)境保護要求，鉆井液和鉆屑可直接排放。高性能抗高溫聚合物鉆井液是以抗高溫合成聚合物為主要處理劑，輔以性能優(yōu)良的頁巖抑制劑和增速潤滑劑，兼顧與油基鉆井液相近的抑制泥頁巖水化的分散性能和潤滑性能，具有突出的高溫熱穩(wěn)定性和較高機械鉆速，對環(huán)境友好，可直接排海。在借鑒國內(nèi)外技術成果和發(fā)展方向的基礎上，開展了高性能抗高溫聚合物鉆井液技術的研究，開發(fā)了一種抗溫達200 ℃、LC50值大于10×104mg/L的抗高溫聚合物海水基鉆井液體系。

1 抗高溫聚合物鉆井液研究現(xiàn)狀

近年來，國外石油公司在圍繞降低鉆井液毒性、提高處理劑抗溫性能、增強鉆井液防塌性能，在環(huán)境友好高溫聚合物水基鉆井液方面開展了一系列研究[3-6]。M-I公司開發(fā)了Ultradrill安全環(huán)保型高性能水基鉆井液體系及升級體系HydraGlyde，抗溫150 ℃，滿足了AFE及HSE要求，在高造斜率井段和長水平段鉆井，該體系可達到與油基鉆井液相近的機械鉆速、超強的井眼凈化能力及井壁穩(wěn)定性，主要處理劑為低分子量聚丙烯酰胺、ROP增速潤滑劑和聚胺抑制劑[7]。EXXON公司開發(fā)了EHT無毒高溫鹽水或海水基鉆井液體系，應用于陸地和海洋鉆井中，主要處理劑是合成高溫聚合物，應用井底最高溫度達215 ℃，密度為1.86 g/cm3，鉆井液在204 ℃老化16 h后，其懸浮液（SPP）生物毒性通過美國環(huán)保署（EPA）檢測，96 h半致死濃度在40×104～60×104mg/L之間，無毒，可排放[8]。斯倫貝謝公司研制了超高溫無鉻環(huán)境友好型聚合物鉆井液Envirotherm NT，用于頁巖地層和環(huán)境敏感區(qū)域鉆井，抗溫達232 ℃，最高密度為2.20 g/cm3，不含鉻元素，毒性低、海洋環(huán)境接受性好[9-10]?？ú┨毓居盟苄约姿徜C加重，高溫合成聚合物Dristemp增黏降濾失，形成了密度高達2.37 g/cm3的無固相鉆井液，已經(jīng)有20個油田、超過100口海上大斜度大位移井、高溫高壓井使用，現(xiàn)場應用最高密度達到2.25 g/cm3、最高溫度達到215 ℃[11-12]。Halliburton公司研制了新型合成高溫聚合物增黏提切劑FLA，開發(fā)了抗204 ℃無土相高溫高性能聚合物鉆井液體系，通過了墨西哥灣、北海三種生物毒性測試（海藻、幼魚、糠蝦），可直接排海[13]。英國MGS公司開發(fā)出了一種納米水溶性聚合物Pure-Bore增黏降濾失劑，并在此基礎上形成了Pure-Bore高性能水基鉆井液，其典型鹽水體系配方為：0.75% Pure-Bore+1.0% Pure-BoreLV+1.7%封堵劑+5%KCl+25% NaCl+重晶石。Pure-Bore分子大小為納米尺度，可有效地封堵地層的微裂縫，降低鉆井液的濾失量，僅采用Pure-Bore聚合物形成的鉆井液就可以產(chǎn)生有效的無固相泥餅，可以減少高滲透儲層無固相鉆井液濾失過大發(fā)生黏附卡鉆的風險；Pure-Bore水溶性聚合物是一種富含羥基、胺基等吸附基團的超高抑制性聚合物，可快速吸附于井壁，同時分子間和分子內(nèi)可相互締合，可與鉆屑和井壁表面相互作用，形成微包被結構，增強鉆井液的抑制性能；Pure-Bore具有高剪切稀釋性，分子間可相互交聯(lián)形成網(wǎng)狀結構，提高大口徑井眼和長水平段的井眼清潔能力；Pure-Bore鉆井液體系環(huán)境友好，易生物降解，在北海的英國和挪威可直接向海排放。

中國高性能高溫聚合物鉆井液以聚磺鉆井液為主，引入甲酸鹽，優(yōu)選了磺化材料、抗溫聚合物及特殊加重劑，提高了鉆井液的抗高溫性能，滿足了高溫高壓深井鉆井工程需求[14-16]，但部分抗高溫處理劑生物毒性高，且不可替代，配制的鉆井液體系顏色深、毒性高，不能滿足環(huán)保要求。

2 高溫聚合物鉆井液的研究及評價

2.1 主要處理劑

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）為主要單體，合成了抗高溫低黏聚合物降濾失劑BDF-100S，其分子量在80萬左右，抗溫為200 ℃，主要作用是降低鉆井液高溫高壓濾失量。用AMPS和N-乙烯基己內(nèi)酰胺（CVL）、二乙烯苯（DVB）共聚合成了抗高溫增黏劑SDKP，分子量為200萬左右，抗溫180～200 ℃，主要作用是提高鉆井液黏度和切力。高溫聚合物降濾失劑BDF-100S為渤星公司工業(yè)化產(chǎn)品，抗高溫增黏劑SDKP為中國石油大學（華東）工業(yè)化產(chǎn)品，納米封堵劑PNP為渤海鉆探工程研究院工業(yè)化產(chǎn)品，植物油極壓潤滑劑HGRH-1為中石油鉆井院工業(yè)化產(chǎn)品，高溫穩(wěn)定劑有機鋯鹽BDTS-1和抑制劑多元醇GLYCOL為渤星公司產(chǎn)品，其它均為商業(yè)化產(chǎn)品。

2.2 配方優(yōu)化

高溫聚合物鉆井液性能檢測的2項關鍵指標：①高溫老化后鉆井液黏度和切力性能穩(wěn)定，或者下降幅度不超過50%，有一定的切力以保證重晶石不沉降；②較低的中溫中壓和高溫高壓濾失量，中溫中壓濾失量在2～6 mL，高溫高壓濾失量在15～25 mL，以保證致密的泥餅質量[17-20]。不同配方高溫聚合物，在200 ℃、16 h熱滾后的鉆井液性能見表1。含不同泥餅填充劑的鉆井液泥餅及濾失量見圖1。鉆井液配方如下。

1#400 mL海水 +8 g聚合物 BDF-100S+2 g增黏劑SDKP+20 g細目CaCO3，密度為1.08 g/cm3。

2#1#+6 g納米封堵劑PNP，密度為1.08 g/cm3。

3#400 mL海水+10 g鈉膨潤土+8 g BDF-100S+1 g SDKP+6 g納米封堵劑PNP+20 g細目CaCO3，密度為 1.08 g/cm3。

4#3#+0.8 g穩(wěn)定劑BDTS-1+8 g潤滑劑HGRH-1+8 g 抑制劑GLYCOL，密度為1.08 g/cm3。

5#400 mL海水+10 g鈉膨潤土+8 g聚合物A+1 g增黏劑80A51+0.8 g BDTS-1+6 g納米封堵劑PNP+20 g細目CaCO3+8 g潤滑劑HGRH-1+8 g抑制劑GLYCOL，密度為1.08 g/cm3。

6#360 mL海水+8 g鈉膨潤土+8 g BDF-100S+1 g SDKP+0.8 g BDTS-1+12 gHGRH-1+12 g GLYCOL+6 g納米封堵劑PNP+10 g細目CaCO3+100 g重晶石，密度為1.25 g/cm3。

7#320 mL海水+10 g鈉膨潤土+12 g BDF-100S+2 g SDKP+0.8 g BDTS-1+12 gHGRH-1+12 g GLYCOL+6 g納米封堵劑PNP+10 g細目CaCO3+150 g甲酸鉀，密度為1.25 g/cm3。

由此可知，1#、2#、3#配方表明超細碳酸鈣、納米封堵劑、鈉膨潤土可有效地降低高溫聚合物鉆井液的中溫中壓濾失量，其中鈉膨潤土改善泥餅質量及降低鉆井液高溫老化后的濾失效果最好（見圖1），但鈉膨潤土的增黏效果隨溫度升高下降明顯，室溫下能大幅度增加聚合物鉆井液的黏度；200 ℃高溫老化后，鈉膨潤土的增黏作用能完全喪失，從而引起整個聚合物鉆井液黏度的大幅度下降，所以高溫聚合物鉆井液鈉膨潤土加量一般低于3%；4#配方為以聚合物BDF-100S和增黏劑SDKP組成的高溫聚合物鉆井液，可抗溫200 ℃以上；5#配方為以常規(guī)聚合物降濾失劑A和增黏劑80A51組成的聚合物鉆井液，在200 ℃下熱滾后黏度和切力下降均大于50%，中壓失水為100 mL，表明抗溫達不到200 ℃；6#與7#以重晶石和甲酸鉀加重的高溫聚合物鉆井液，抗溫均達到200 ℃以上，達到相同的鉆井液黏度，但甲酸鉀鉆井液需要加入更多的聚合物和鈉膨潤土。

表1 不同配方高溫聚合物鉆井液性能

圖1 不同泥餅填充劑在不同鉆井液中的泥餅及濾失量

2.3 高溫熱穩(wěn)定時間評價

聚合物鉆井液在高溫下長時間熱滾，聚合物會快速降解，出現(xiàn)基漿顏色由乳白色向黃色、褐色、黑色轉變，失去切力，水土分層，重晶石沉降，甚至有異臭味發(fā)出。評價了高溫聚合物鉆井液的16、24、48、72 h高溫熱穩(wěn)定性能。

2.3.1 高溫熱滾16 h性能

配制3種環(huán)保型聚合物鉆井液，分別在高速攪拌20 min，放入滾子爐高溫老化16 h。老化后取出，觀察鉆井液顏色及稠度情況，結果見圖2。由圖2可知，生物黃原膠鉆井液經(jīng)120 ℃熱滾后，顏色由乳白色變成淺褐色，150 ℃熱滾后，基漿顏色變成深褐色，表明聚合物降解明顯，黏度降低，失去懸浮能力；由丙烯酸鹽類聚合物降濾失劑DSP和增黏劑80A51配制的聚合物鉆井液180 ℃熱滾后，基漿顏色由乳白色變成淺褐色，膠體黏切性能下降；高溫聚合物鉆井液200 ℃熱滾后，基漿顏色仍然為乳白色，漿體黏切性能穩(wěn)定。鉆井液配方如下。

生物黃原膠鉆井液 海水+3%膨潤土+2%淀粉+0.5%XC+0.3%PAC-LV

80A51聚合物鉆井液 海水+3%膨潤土+1.5%抗鹽降濾失劑DSP+0.3%增黏劑80A51+3%超細CaCO3

高溫聚合物鉆井液 海水+3%膨潤土+2.0%高溫聚合物降濾失劑BDF-100S+0.25%高溫增黏劑SDKP+3%超細CaCO3

圖2 不同鉆井液高溫熱滾16 h后的漿體變化

2.3.2 高溫靜置老化72 h性能

測試6#（重晶石加重）配方和7#（甲酸鉀加重）配方在200 ℃下靜態(tài)老化24、48、72 h后，鉆井液顏色及重晶石沉降變化，結果見圖3。由此可知，重晶石鉆井液老化72 h后，基漿顏色由乳白色變咖啡色，底部沉降明顯。甲酸鉀鉆井液老化72 h后，基漿顏色由乳白色變灰褐色。表明高溫聚合物鉆井液200 ℃熱穩(wěn)定時間在48～72 h之間。

圖3 6#和7#配方200 ℃老化不同時間基漿漿體的變化

2.4 鉆井液性能評價

2.4.1 抗高溫性能

表2 不同溫度熱滾16 h后鉆井液的基本性能

由表2可知，以重晶石和甲酸鉀加重的高溫聚合物鉆井液在150、180、200 ℃溫度下熱滾后，均具有良好的流變性能、動切力和控制濾失性能；隨著老化溫度的升高，黏度和切力逐漸降低，中壓失水和高溫高壓失水逐漸升高；200 ℃老化后，重晶石聚合物鉆井液高溫高壓失水為22 mL，甲酸鉀聚合物鉆井液高溫高壓濾失量為25 mL，但重晶石鉆井液切力下降明顯，有重晶石沉降風險，甲酸鉀聚合物鉆井液表現(xiàn)出更加穩(wěn)定的黏度和切力。

2.4.2 抗鹽抗鈣性能

當聚合物溶液處于高溫、高鹽條件下，金屬離子與聚合物絡合以及高溫去水化作用會使聚合物分子鏈發(fā)生卷曲聚集，降低溶解性，影響聚合物的黏度和降濾失性能。實驗考察了被不同比例氯化鈉和氯化鈣干粉污染后，鉆井液的表觀黏度、動切力以及API濾失量的變化情況，結果見表3和表4。

表3 重晶石高溫聚合物鉆井液抗鹽、鈣污染性能

表4 甲酸鉀高溫聚合物鉆井液抗鹽鈣污染性能

由此可知，隨著氯化鈉和氯化鈣濃度的增加，高溫聚合物鉆井液黏度和切力逐漸降低，濾失量升高，氯化鈣對聚合物黏度的破壞明顯要強于氯化鈉。相關研究表明，Ca2+比Na+對聚合物的影響更為復雜，Ca2+和聚合物中的—COO-、—SO32-等陰離子基團發(fā)生化學配合作用，導致聚合物疏水作用增強，從而使聚合物分子鏈發(fā)生卷曲聚集，隨著疏水作用的增強直至發(fā)生聚合物的析出[19]。0.5%氯化鈣污染下，重晶石鉆井液老化后切力為0 Pa，重晶石沉降；而甲酸鉀鉆井液仍能保持很好的黏度和切力，可抗20%氯化鈉和0.5%氯化鈣污染，說明甲酸鉀加重的鉆井液比重晶石加重的鉆井液顯現(xiàn)出更優(yōu)越的抗溫抗鹽抗鈣性能。相關研究表明甲酸鹽能與增黏劑、降濾失劑等油田常用聚合物有良好的配伍性，能夠有效地提高聚合物的轉變溫度，減緩聚合物在高溫條件下的水解和氧化降解速度，從而提高聚合物的抗溫能力。甲酸鹽水溶性加重劑含有大量的甲酸根陰離子，該陰離子含有還原性基團，可除去鉆井液中的溶解氧，減緩聚合物處理劑發(fā)生熱氧化降解而分子鏈斷鏈，有效地保護了各種處理劑，使其可在高溫下穩(wěn)定地發(fā)揮作用。

2.4.3 抑制防塌性能

1）鉆屑分散性。取大港濱海6井3 000 m井深泥巖鉆屑，烘干后分別加入清水和聚合物鉆井液基液中，快速攪拌，鉆屑在溶液中的分散情況見圖4。

2）滲透性。鉆屑磨成粒徑小于0.154 mm鉆屑粉末，倒入燒杯中模擬地層，然后分別加入清水和聚合物鉆井液基液，觀察滲透深度（見圖5）。高溫聚合物鉆井液配方如下。

近年來，圍繞著高等教育體系我國進行了多方面的改革，但畢業(yè)生的實踐動手能力和科技創(chuàng)新能力仍是短板。其原因是多方面、深層次的，但與目前高等教育評價體系側重理論知識的考查、學生缺少實踐動手機會不無關系[1]。

海水+2.0%聚合物降濾失劑BDF-100S+1.0%高溫增黏劑SDKP+1.5%納米封堵劑PNP+5%抑制劑GLYCOL

圖4 鉆屑在清水和鉆井液中的分散對比

圖5 清水和鉆井液的滲透深度對比

由圖4可知，高速攪拌后清水中鉆屑很快水化分散并造漿，而聚合物鉆井液中的鉆屑保持原狀，基液清澈透明，并具有良好的懸浮作用，說明聚合物鉆井液具有很強的抑制鉆屑水化分散性能。由圖5可知，30 min后，清水滲透到巖心杯底，聚合物鉆井液可在鉆屑巖心表面形成一層薄泥餅，有效地減緩濾液在巖心中的滲透深度和滲入速度。

3）滾動回收率實驗。取2.00～3.20 mm干燥泥巖鉆屑50 g，分別加入清水和不同鉆井液中，在150 ℃下滾動16 h，用篩孔為0.66 mm的篩回收，并在105 ℃下干燥后測量剩余鉆屑，計算回收率，結果見圖6。由圖6可知，甲酸鉀加重高溫聚合物鉆井液比聚磺鉆井液和KCl聚合醇鉆井液有較大的提升。

圖6 高溫聚合物鉆井液和其它鉆井液滾動回收率對比

2.4.4 潤滑性能

分別配制重晶石加重油基鉆井液、甲酸鉀加重高溫聚合物鉆井液、重晶石加重高溫聚磺鉆井液，測試鉆井液密度在1.08、1.25、1.60 g/cm3的極壓潤滑系數(shù)，結果見圖7。

圖7 高溫鉆井液潤滑性能對比

由圖7可知，甲酸鉀高溫聚合物鉆井液潤滑性能優(yōu)于聚磺鉆井液，接近于油基鉆井液，極壓潤滑系數(shù)可達0.09。

2.5 生物毒性

分別配制淀粉類天然高分子鉆井液、6#和7#高溫聚合物鉆井液、聚磺鉆井液，分別以Microtox發(fā)光細菌法和鹵蟲靜水式生物毒性試驗法測試生物毒性，結果見表5。測試方法分別參照QSY 111—2007《油田化學劑、鉆井液生物毒性分級及檢測方法 發(fā)光細菌法》和GB/T 18420.2—2009《海洋石油勘探開發(fā)污染物生物毒性第二部分：檢驗方法》。

表5 鉆井液生物毒性測試結果

由表5可知，根據(jù)GB 18420.1—2009《海洋石油勘探開發(fā)污染物生物毒性 第一部分：分級》，水基鉆井液一級海區(qū)生物毒性容許值為30 000 mg/L，高溫聚合物鉆井液（重晶石加重和甲酸鹽鉀加重）96 h半致死濃度LC50均大于10×104mg/L，符合一級海區(qū)生物毒性排放要求。同時以Microtox發(fā)光細菌法測試的高溫聚合物鉆井液生物毒性半數(shù)有效濃度EC50值均大于30×104mg/L，也滿足排放要求。而高溫聚磺鉆井液96 h半致死濃度LC50值為0.75×104mg/L，具有一定的毒性，不能滿足排放要求。

3 現(xiàn)場試驗

2014～2017年，高溫聚合物海水基鉆井液體系進行了10余口井現(xiàn)場應用，取得了良好的應用效果，最深試驗井深6 066 m，最高井底溫度204 ℃。

1）3-xx井。3-xx井為一口環(huán)渤海海上人工島五開定向井，完鉆井深為6 066 m，完鉆井底電測溫度為204 ℃。五開井段5 939～6 066 m，井眼尺寸為152.4 mm，進行了高溫增黏劑SDKP及其低固相高溫聚合物鉆井液現(xiàn)場試驗。試驗階段全部重新配制低固相高溫聚合物鉆井液，鉆井液性能：密度為1.06 g/cm3，漏斗黏度為57 s，表觀黏度為21 mPa·s，塑性黏度為14 mPa·s，動切力為7 Pa，動塑比為0.5，API濾失量為6 mL，井口返出鉆井液溫度為85 ℃，鉆井液從井口到井底再返出至井口的循環(huán)周時間為2.5 h，出、入口鉆井液流變性及濾失性能見表6。由表6可知，從入口至出口鉆井液漏斗黏度、表觀黏度及動切力基本保持不變，API和180 ℃高溫高壓濾失量控制在合理設計范圍內(nèi)，并較設計值大幅降低?？垢邷鼐酆衔锛捌涞凸滔嚆@井液體系在五開152.4 mm小井眼、井深達6 066 m、井底溫度204 ℃、鉆井液密度1.06 g/cm3等苛刻條件下取得了良好的現(xiàn)場試驗效果。

表6 3-xx井五開抗204 ℃鉆井液性能

2）遼河龍王5井。龍王5井位于渤海灣盆地遼河淺灘海域，三開定向井，三開井段為2 900～4 248 m，進行了高溫降濾失劑BDF-100S及其甲酸鹽高溫聚合物鉆井液現(xiàn)場試驗，井眼尺寸為215.9 mm，完鉆井底溫度為150 ℃，現(xiàn)場鉆井液體系配方：（1.5%～2.0%）高溫降濾失劑BDF-100S+0.25%高溫增黏劑+2.0%抑制劑GLYCOL+2.0%潤滑劑LUBE+2%白瀝青+3.0%細目鈣+20%甲酸鹽+重晶石，鉆井液密度1.40 g/cm3?，F(xiàn)場鉆井液性能見表7，起鉆鉆頭情況和三開地層取芯見圖8。

表7 龍王5井現(xiàn)場鉆井液性能

由此可知，①鉆井液體系不含三磺處理劑，生物毒性通過了國家海洋局生物毒性檢測，LC50大于100 000 mg/L，獲得了國家海洋局的使用許可，鉆井液體系達到了可排放的技術水平；②高溫流變性能穩(wěn)定，動塑比基本保持在0.5以上，良好的井眼清潔能力；③井眼穩(wěn)定，平均井徑擴大率為5.2%，起下鉆通暢，鉆頭無泥包現(xiàn)象，完井電測、下套管等作業(yè)一次成功，取心收獲率達100%。

圖8 龍王5井起鉆鉆頭和三開地層取心情況

4 結論

1.為滿足環(huán)境敏感性海域高溫深井鉆井作業(yè)和環(huán)境保護要求，借鑒國外成熟經(jīng)驗，成功開發(fā)了抗溫200 ℃，LC50值大于10×104mg/L的高性能抗高溫聚合物鉆井液，并在渤海海上油田現(xiàn)場應用取得了良好的試驗效果，試驗最深井深6 066 m，最高井底溫度204 ℃。高性能抗高溫聚合物鉆井液是以高溫合成聚合物為主要處理劑，輔以性能優(yōu)良的納米封堵劑、頁巖抑制劑、極壓潤滑劑，達到了與油基鉆井液相媲美的抑制泥頁巖水化分散性能和潤滑性能，環(huán)境友好，可直接排海。

2.高性能高溫聚合物鉆井液配制基漿顏色淺（乳白色），無毒可排放，環(huán)境友好，較抗高溫聚磺鉆井液、油基鉆井液顯現(xiàn)出卓越的環(huán)保性能，較XC/CMC/PAC/PHPA等常規(guī)聚合物鉆井液抗溫能力從120 ℃有效提高到200 ℃，可替代水基鉆井液的大部分處理劑，和甲酸鹽、納米材料配合使用，顯現(xiàn)出更加卓越的高溫流變穩(wěn)定性能和頁巖抑制性能，是高溫環(huán)保水基鉆井液的一項重大技術突破，有望成為高溫鉆井流體的一項主導技術。

參 考 文 獻

[1] GB 4914—2008，海洋石油勘探開發(fā)污染物排放濃度限值[S].2008.GB 4914—2008，Effluent limitations for pollutants from offshore petroleum exploration and production[S].2008.

[2] 卜文海，趙譽杰，楊勇，等.環(huán)保型鉆井液的研究應用現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].油氣田環(huán)境保護，2010，20（3）：52-57.BU Wenhai，ZHAO Yujie，YANG Yong，et al. The application status and development trend of environmentfriendly drilling fluids[J].Environmental Protection of Oil& Gas Fields ，2010，20（3）：52-57.

[3] FADAIRO A A，ADEYEMI G A，AMELOKO A，et al.Environmental impact evaluation of a safe drilling mud[C].SPE 152865，2012.

[4] PILGUN S，ARAMELEV A.Environmentally compatible drilling fluids[C].SPE 166847，2013.

[5] WITTHAYAPANYANON A， LELEUX J， VUILLEMET J，et al. High performance water-based drilling fluids-an environmentally friendly fluid system achieving superior shale stabilization while meeting discharge requirement offshore cameroon[C].SPE 163502，2013.

[6] YOUNG S， FRIEDHEIM J.Environmentally friendly drilling fluids for unconventional shale[C].Offshore Mediterranean Conference，2013，102.

[7] HODDER M H，POPPLESTONE A，GWYNNE P，et al.High-performance water-based drilling fluid helps achieve early oil with lower capital expenditure[C].SPE 96798，2015.

[8] ELWARD-BERRY J，DARBY J B.Rheologically stable nontoxic high-temperature water-base drilling fluid[C].SPE 24589，1997.

[9] THAEMLITZ C J，PATEL A D，GEORGE C，et al.New environmentally safe high-temperature water-based drilling-fluid system[C].SPE 57715， 1999.

[10] FERNANDEZ J，YOUNG S.Environmentally acceptable water based fluids for HTHP applications[C].OMC 2011-072，2011.

[11] DOWNS J D.Drilling and completing difficult HP/HT wells with the aid of cesium formate brines-a performance review[C].SPE 99068，2006.

[12] BERG P C，PEDERSEN E S，LAURITSEN ?，et al.Drilling and completing high-angle wells in highdensity， cesium formate brine-the kvitebj?rn experience，2004-2006[C].SPE 105733，2009.

[13] GALINDO K A，ZHA W，ZHOU H，et al.High temperature， high performance water-based drilling fluid for extreme high temperature wells[C].SPE 173773，2015.

[14] 程玉生，羅鳴，胡文軍，等.鶯瓊盆地高溫高壓井水基鉆井液技術[J].石油鉆采工藝，2015，37（5）：47-52.CHENG Yusheng，LUO Ming，HU Wenjun，et al.Water-based drilling fluids technology for high temperature and high pressure wells in yingqiong basin[J].Oil Drilling & Production Technology，2015，37（5）：47-52.

[15] 馬成云，宋碧濤，徐同臺，等 . 鉆井液用納米封堵劑研究進展[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：1-8.MA Chengyun，SONG Bitao，XU Tongtai，et al.Progresses in studying drilling fluid nano material plugging agents[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：1-8.

[16] 方滿宗，劉和興，劉智勤，等．南海西部深水高溫高壓鉆井液技術研究與應用[J].中國海上油氣，2017，29（1）：89-94．FANG Manzong，LIU Hexing，LIU Zhiqin，et a1．Research and applications of deep water hthp drilling fluid in western south china sea[J].China offshore Oil and Gas，2017，29（1）：89-94．

[17] 胡文軍，程玉生，李懷科，等.深水高溫高壓井鉆井液技術[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：70-76.HU Wenjun，CHENG Yusheng，LI Huaike，et a1．Drilling fluid technology for deepwater HTHP well[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：70-76.

[18] 劉曉棟，朱紅衛(wèi)，高永會.海洋超高溫高壓井鉆井液設計與測試方法及國外鉆井液新技術[J].石油鉆采工藝，2014，36（5）：47-52.LIU Xiaodong，ZHU Hongwei，GAO Yonghui.Drilling fluid design and test method for offshore ultra-HTHP wells and new drilling fluid technology abroad[J].Oil Drilling &Production Technology，2014，36（5）：47-52.

[19] 王緒美，解洪祥，趙福祥，等.鉆井液用新型無熒光納米處理劑PNP的研究[J].鉆井液與完井液，2014，31（6）：13-16.WANG Xumei，XIE Hongxiang，ZHAO Fuxiang， et al.Laboratory study of new non-fluorescent nano drilling fluid additive PNP[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（6）： 13-16.

[20] 程凱，朱騰，孫德軍，等.高溫高鹽條件下聚合物析出對鉆井液濾失性能的影響[J].鉆井液與完井液，2013，30（1）：26-29.CHENG Kai，ZHU Teng，SUN Dejun，et al.Influence on filtration of drilling fluid by polymer precipitation under high temperature and salinity[J].Drilling Fluid &Completion Fluid，2013，30（1）：26-29.