目前，我国已探明深层、超深层油气资源达671亿吨油当量，占全国油气资源总量的34%，是保障国家能源安全的战略接替区。深层、超深层具有埋藏深、温度高、地质条件复杂的特点，钻井工程挑战极大，常规钻井液难以满足安全施工要求，耐高温、高压、高盐的钻井液技术成为实现安全高效钻井的关键技术之一。
为破解难题，石油工程技术研究院自主研发了耐盐耐高温/超高密度钻井液技术，在国内进行了广泛应用，全面支撑了深层、超深层油气资源勘探开发。该技术相关成果荣获中国石化“十三五”技术创新创效奖、第48届日内瓦国际发明展金奖，技术团队被评为集团公司优秀创新团队。
钻井液通常被喻为钻井的“血液”，在入井出井的循环过程中发挥着传递动力、携带岩屑、平衡地层压力和润滑钻具等关键作用，对安全高效钻井至关重要。而在高温度高压力环境下，每5～10摄氏度的变化，对于钻井液来说都是严峻的考验。
“在这种极端条件下，钻井液性能会发生严重恶化，引发各种‘疾病’：或出现变稀，无法携带功能性材料，造成‘供氧不足’；或发生稠化，出现‘血液黏稠’，堵塞‘血管’；或滤失量过大，‘血液’功能失衡，引发‘贫血’。这些‘疑难杂症’会严重影响钻井安全，危及井的‘生命’。”集团公司高级专家林永学打了个形象的比方。
这也说明，想要给钻井液“调血压”“稳流型”，可能会遇到各种情况：超高温下常规处理剂失效；超高密度下沉降稳定性与流变性存在严重的“跷跷板”效应，调控极其困难；若同时遭遇高压盐水侵入，更是雪上加霜。超高温、超高密度、高盐三重挑战叠加，难度剧增。
针对这一些难题，工程院组建了由林永学领衔的技术团队，集中力量开展技术攻关，经过大量理论和实验研究，研发形成了耐盐耐高温/超高密度钻井液技术。该技术以超高温降滤失剂、分散剂、润滑剂等6个具有协同作用的专利处理剂产品为核心，形成的钻井液体系耐温220摄氏度、耐盐15%，采用重晶石可加重至密度2.90克/立方厘米，拥有非常良好的高温流变性、长期沉降稳定性、润滑性，可满足深层、超深层及复杂地层钻井对高盐、高温、高密度钻井液的需求。
知其然，更要知其所以然。面对钻井液在极端环境下性能恶化的表象，技术团队在研究初期便制定了“先把脉找准病因，再对症下药”的思路。他们从体系构建要素、处理剂构效关系入手，建立了温度、密度对性能影响的多元方程，明确了“跷跷板”效应的影响因素，揭示了超高温对关键组分的作用机理，奠定了体系构建、处理剂设计的理论基础。
为了探究高温导致钻井液性能变差的深层次原因，面对常规仪器难以同时满足高温度高压力条件下微观尺度表征的难题，技术团队大胆引入当时在钻井液领域鲜有应用的分子模拟设计技术，将超高温下钻井液关键组分的相互作用研究精细到了分子尺度。
要让“血液”无惧极端环境，关键处理剂就好比“特效药”，必不可少。于是，技术团队给钻井液开起了“药方”，集合了高分子材料、物理化学、应用化学等多专业骨干，发挥跨专业融合优势，集中力量逐一攻关处理剂设计与研制难题。为解决处理剂抗温能力不够、滤失量高的问题，技术团队从分子结构设计、分子量控制出发，研发了超高温降滤失剂SMPFL系列新产品；针对超高固相下钻井液黏切升高，流变性、润滑性差的问题，他们从分子界面作用出发，研发了具有多点吸附结构的分散剂SMS-19和酯类润滑剂SMLUB；为有效清除钻井液中的有害固相，他们研制出双季铵盐固相化学清洁剂。不仅如此，所有处理剂均为拥有自主知识产权的核心产品，拥有非常良好的协同作用，形成了“治病良方”。
深部地层高压，常规密度的钻井液难以平衡地层压力，易发生井眼垮塌等事故，需要加入重晶石等加重材料形成高密度钻井液。一直以来，业内一致认为采用重晶石加重的钻井液密度极限为2.45克/立方厘米，相当于将1.4吨重晶石粉加入0.4立方米水基液中。想要在这个极限上继续用重晶石加重是极其困难的，需要采用昂贵的国外加重材料。而工程院研发的耐盐耐高温/超高密度钻井液技术实现了重晶石加重钻井液密度为2.9克/立方厘米，相当于将2.5吨重晶石粉加入0.4立方米水基液中，显著扩大了重晶石的加重范围，体现了明显的成本优势，受到了国内外同行的一致认可和高度赞赏。
“目前，耐盐耐高温/超高密度钻井液已实现技术自主化，其核心处理剂均为中国石化专利产品，在中国石化西北油田、西南油气、东北油气等油气区块进行了广泛应用，经历了油气资源开发迈向深层、超深层的加快速度进行发展，支撑创造了多项石油工程新纪录。”集团公司工程领域首席专家曾义金介绍。
在西南官渡地区，工程院技术团队和西南油气、中原石油工程合作，在官深1井以2.75～2.89克/立方厘米的超高密度实际钻进745米，创造了钻井液密度最大2.87克/立方厘米的世界纪录，得偿地质工作者30多年来梦想穿越嘉陵江超高压地层的夙愿。该技术完全使用重晶石加重，仅加重材料一项就节约了85%的钻井液成本。
携手江苏石油工程，工程院在涠洲盆地徐闻X3井应用耐盐耐高温/超高密度钻井液，支撑创造了超高温多目标定向井最深6010米的石油工程新纪录；在松辽盆地梨深2-1井，新型钻井液表现出了优良的高温稳定性、流变性、润滑性，四开节约钻井周期36.12%。
在塔里木盆地，工程院和西北油田合作，在顺北蓬1井、顺北鹰1井等多次创造亚洲第一深井纪录，在顺北84X井创造了亚洲陆上垂直深度最深的千吨井纪录，有效保障了多口重点井的安全成井，支撑了深地油气资源的高效开发。
“虽然当前耐盐耐高温/超高密度钻井液已成功应用于深层、超深层钻探，但耐温240摄氏度以上的钻井液稳定性仍需持续攻关和提升。”工程院原院长、中国石化特深层重点项目负责人路保平说。
随着中国石化油气勘探向万米深层迈进，超深、特超深地层对钻井液性能将提出更高、更严苛的要求，新研发技术迫在眉睫。工程院将始终以端牢能源饭碗、保障能源安全为己任，在钻井液体系构建、关键核心处理剂研发等方面突破常规思路，集中力量攻克一批“卡脖子”核心技术，为加快实现石油工程高水平科技自立自强、推动深地油气资源勘探开发高水平发展贡献力量。（杨帆 王琳 李胜 钱晓琳 任丽丽）
四川盆地天然气资源量巨大，是中国石化天然气大发展的主阵地。30年来，西南油气扎根于此，相继发现并建成了川西中浅层气田、元坝气田、威荣页岩气田、中江气田等大型气田。
近年来，为保障资源持续供给，油气勘探开发目标逐渐向复杂山前构造带、高压/异常高压地层等转移，位于四川盆地川南地区的官渡构造就是典型代表。
官渡构造存在的多个超高压复杂盐水层，是成功建井的“拦路虎”，严重制约了天然气资源获取进度。想要钻开超高压地层，必须匹配超高密度钻井液。既要提高钻井液密度，又要兼顾流动性、避免沉降，多方面的技术难题摆在钻井液研发人员面前。
西南油气和石油工程技术研究院研发团队开展联合攻关，研发出高固相分散剂和超低黏胶体稳定剂，评价了加重材料对钻井液流动性影响程度，形成了超高密度钻井液体系，在高温度高压力地质条件下拥有非常良好流动性和低失水量，抗盐污染性能及沉降稳定性好。
“水的密度为1克/立方厘米，我们的超高密度钻井液密度大于2.75克/立方厘米，接近水的3倍，应用在官渡构造再合适不过。”西南油气工程技术研究院副院长欧彪说。
西南油气在四川盆地川南低褶带官渡构造部署了官深1井，设计井深4110米，采用五开制钻井。在2864~3700米三开井段钻进过程中，超高密度钻井液表现完美，创造了密度为2.87克/立方厘米以上钻井液进尺745米的世界纪录。
“每次起下钻，都能顺利下到井底。”西南油气专家杨健介绍，“这说明井浆在井底高温下稳定性很高，没再次出现沉降情况。”
该技术为川南地区及其他超高、高压井的顺利实施提供了技术保障，为更大规模勘探开发超高压油气资源积累了宝贵经验。
下一步，研发团队将持续在超高密度钻井液的稳定性、可控性等方面深耕，为油气资源高效开发提供技术支撑。（任茂）
塔里木盆地已知超深层油气资源量位于全国各大盆地之首。实施超深层油气资源勘探开发，既要有“找得到”的本事，又要有“拿得到”的能力。钻井液在超深、超高温、超高压的环境下表现如何，成为衡量油田企业“拿得到”能力的重要指标。
被誉为“深地一号”的顺北油气田，储层平均埋藏深度超过7300米，地层温度超过180摄氏度，压力超过120兆帕。在勘探开发初期，常规钻井液性能难以保障安全快速成井。
为满足超深层油气勘探开发需要，西北油田集聚国内外创新资源开展联合攻关。石油工程技术研究院围绕钻井液这一“卡脖子”难题，经过大量理论和实验研究，自主研发形成了耐盐抗高温钻井液技术系列。
该系列技术在顺北油气田应用表现良好，助力创造了多项施工纪录。其中，顺北蓬1井完钻井深8450米，创当时亚洲垂深和斜深最深两项钻井纪录。2021年，耐盐抗高温钻井液技术在顺北56X井应用，以9300米的井深安全成井，刷新当时亚洲陆上最深定向井纪录。
近年来，科研人员持续攻关，一直在优化核心处理剂，迭代升级耐盐抗高温钻井液技术，有效支撑了“深地一号”钻井作业由“打不成”向“打得快”“打得准”跨越。
顺北84斜井井底温度高达186摄氏度，技术人员应用新型耐盐抗高温钻井液，配套优化现场施工工艺，实现安全成井。今年，该井创陆上垂深最深千吨井纪录。据了解，优化升级后的耐盐抗高温钻井液技术较好地解决了钻井液高温度高压力滤失量、高温流变性和沉降稳定性等指标控制方面的难题，更适用于高温度高压力条件下复杂地层的钻探作业。
目前，顺北油气田钻井作业周期由初期的井均350天优化为140多天，完钻垂深超过8000米的井达到50口。在西北油田顺南和外围区块的探井工程中，耐盐抗高温钻井液技术也得到普遍应用。未来，随着顺北油气田钻井作业深度向万米挺进，超深层井段地质复杂、温压环境接近液体工作极限等问题，又将对钻井液稳定性提出新挑战。（王福全 何仲）
当前，深层、超深层油气藏已成为中国油气资源勘探开发的主阵地，是油气接替战略重点层系之一，也是保证国家能源安全的关键领域。
深井、超深井钻井是支撑上述储层高效勘探开发的关键核心技术，面临高温度高压力HTHP（150～200摄氏度、70～140兆帕）、超高温超高压UHT/UHP（200～260摄氏度、140～210兆帕）的地质环境。
在这样的环境中，钻井液处理剂失效、高盐加剧钻井液体系失稳、高密度高固相导致钻井液流变性难以控制、钻井液加重材料沉降……任一原因都可能会导致整个钻井工程作业失败。尤其是上述环境条件叠加，钻井液的技术难度和成本剧增，已成为制约超深层油气勘探开发的关键瓶颈之一。
在高温特别是超高温钻井液技术领域，国外起步较早，技术相对成熟。此前，我国钻井液关键材料基本以国外采购为主，成本高昂，无法规模应用。近年来，在借鉴国外技术的基础上，我国开发了高温环境下钻井液关键化学材料与工艺技术，基本可满足工程需求，但在超高温环境下，钻井液技术仍是“卡脖子”难题。
在超高密度钻井液技术领域，特别是当钻井液密度高于2.45克/立方厘米时，钻井液中的固相加重材料体积约占50%，流动性与沉降稳定性的控制存在一个难以克服的“跷跷板”效应。国内外一般会用液相加重与高密度材料固相加重的方式降低钻井液的固相体积分数，但也会导致钻井液成本剧增，成为技术“高地”。
面对这些挑战，石油工程技术研究院坚持借鉴与原始自主创新相结合，通过近十年持续攻关，建立了高温高密度钻井液体系构建的理论与方法，开发了耐盐耐高温和超高密度钻井液关键化学剂和钻井液技术，形成了超高温高密度钻井液技术系列。
项目团队创造性地融合了不同学科的悬浮液黏度理论、溶剂化理论和沉降理论，首次揭示了“跷跷板”效应的内在机理，创立了“低黏度效应、合理溶剂化膜厚度、强吸附能力”的钻井液体系构建理论与方法，为处理剂设计及钻井液体系研发奠定了理论基础；设计并合成了具有独特主侧链结构、特殊官能团的分散剂SMS-19，实现了支化程度高、适度水化膜的功能设计；优化吸附基团、水化基团的数量和比例，控制吸附能力和水化膜厚度、支化度与分子量，研发出低黏度效应滤失控制剂SML-4；以低分子量耐温耐盐的思路设计分子结构，研制出耐温220摄氏度、抗饱和盐的降滤失剂SMPFL-H/L，解决了超高温钻井液增黏和高温度高压力滤失量失控的难题；研发了拥有非常良好流变性和沉降稳定性的2.7～3.05克/立方厘米钻井液，有效解决了超高密度钻井液“跷跷板”效应难题，突破了国外专家觉得采用重晶石加重钻井液密度无法突破2.45克/立方厘米的应用禁区。
通过与各油田及工程公司的合作，该技术在国内得到普遍应用。在官深1井应用2.75～2.89克/立方厘米的钻井液安全钻进745米，成功钻穿3套超高压盐水层，创造了钻井液密度最大2.87克/立方厘米的世界纪录，大幅度降低了钻井液成本。在徐闻X3井应用耐温211摄氏度的钻井液，创造了超高温多目标定向井最深6010米的石油工程新纪录。该技术也引起国际知名公司的关注，多次提出代理相关材料与技术的请求。
我国深层油气资源丰富，随着油气勘探开发深度持续不断的增加，向万米进军势在必行，相应地，井下高温度高压力环境会更加极端，挑战更大。工程院将继续践行“大科学技术合作”理念，在攀登科技“珠峰”的道路上砥砺前行，打造我国特深层石油工程核心技术系列，支撑深地战略高效实施。