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渤海湾渤中油田BZ21-2-1井是渤中凹陷设计较深、层位较全的一口科学探索井，该井是渤中21-22构造上的一口预探井，也是总公司在渤海湾的第一口高温高压深井，地质条件异常复杂，明化镇组地层活性强，泥岩坍塌周期短;馆陶组地层裸眼段长，地层易漏;东营和沙河街组窄密度窗口薄弱层和高压地层并存，且地层温度高，该井属于渤海迄今为止所钻遇最深井，实际完钻井深5141m;且该井属于高温高压井，井底最高温度≥170℃，预测最高压力系数为1.65。根据临近已钻井资料显示：该区块东营组上漏下塌、且东营、沙河街属高压层;采用常规的聚合物钻井液在高温条件下处理剂易失效，钻井液性能难以控制，从而加剧井下复杂。
因此，为了满足BZ21-2-1高温高压井井段钻井要求，油化事业部塘沽基地采用抗高温钻井液处理剂构建了一套适合高温高密度的PDF-THERM 钻井液体系，该钻井液体系具有具有良好的抑制性能、润滑性，可有效抑制粘土矿物的水化分散，防止东营及沙河街组泥岩缩径、跨塌;具有良好的失水造壁性、热稳定性能，满足了BZ21-2-1井现场高温高压钻井施工的需要。
1PDF-THERM 钻井液体系的构建
针对渤海地区高温高压井现场钻井过程中所面临的问题，油化事业部塘沽基地通过分析总结和大量的室内试验，研究构建形成了PDF-THERM钻井液体系。
选用PF-STB HT作为高温稳定剂，在高浓度甲酸钾溶液中可以形成网状结构，提高动切力、静切力，还有利于形成泥饼。选用聚合醇PF-JLX T和甲酸钾降低钻井液活度，提高钻井液抑制性。降滤失剂选用具有抗盐、抗高温性能的磺化褐煤树脂类和磺化酚醛树脂类复配使用。封堵剂选用不易对地层造成伤害的成膜封堵剂PF-LPF（H）和PF-DFL HT。
体系基本配方为：海水+2～4%膨润土+0.3～0.5%烧碱+0.2%Na2CO30.5～3%
PF-STB HT+1～3%PF-SMP HT+1～3%PF-SPNH HT+1～3%PF-LPF（H）+ 1～2%PF-DFL HT+2%PF-JLX T+5～7.5% KCl+5～10%PF-COK+重晶石+润滑剂。
室内配制钻井液在180℃条件下热滚16h测试性能，室内所配钻井液的性能如表1：
2现场高温高压井段应用
PDF-THERM钻井液体系应用在渤海科学探索井BZ21-2-1井的8-1/2″井段，井深从3956m至4881.5m，所钻层位历经东二段、东三段、沙一段、潜山组。其中存在两短易垮塌的玄武岩，4402m-4410m的灰岩玄武岩和4520m-4528m的安山玄武岩，以下为该井三个地层压力预测剖面。
钻井液基本配方： 1.5%海水膨润土浆+0.4%NaOH+0.3%Na2CO3+0.3%PF-PAC-LV+0.6%PF-STB HT+1.75%PF-SMP HT+1.75%PF-SPNH HT+2.0%+PH-LPF（H）+1.0%PF-DFL HT+2%PF-JLX T+5%KCl+10%PF-COK+1.5%PF-LUBE+重晶石。
（1）钻井液具有良好的流变性能 钻进过程中高温流变性能容易控制，密度1.57g/cm3，能维持较低的粘度，钻进过程中典型钻井液性能如表2：
根据以上实验数据，说明了该体系有良好的流变性能，现场使用情况来看，钻井液静止3天后，钻井液没有因为静止时间长而变稠，开泵打通后，返出的钻井液流变性基本与静止前相同。根据现场现象和钻井液性能数据可以充分证明该体系剪切稀释性能很好，有良好流变性能。
（2）钻井液具有良好的失水造壁性能 该体系在井底温度170℃、井口返出温度65℃的环境下，钻井液常温API失水能控制在1.6ml，120℃高温高压失水可以达到7.2ml，而且常温API失水能迅速失水，泥饼质量薄而韧。泥饼质量如图1和图2。
（3）钻井液具有良好的防塌性能、稳定井壁作用 该井在12-1/4”井眼中东二下3700m-3956m井段，下套管前通井，起下钻划眼有困难段，反复划眼。而8-1/2”井段采用的是PDF-THERM钻井液体系，不仅在东二段起下钻没有任何阻挂现象，而且在易塌的4402m-4410m的灰岩玄武岩、在4520m-4528m安山玄武岩井段起下钻也没有问题。充分的证明了PDF-THERM钻井液体系在高温高压情况下能很好的起到稳定井壁作用，有良好的防塌性能。起下钻划眼曲线对比如图3和图4。
（4）钻井液良好的抗温性能 该体系在BZ21-2-1井應用过程流变性能良好，失水一直很小，说明在钻进以及起下钻过程中抗温性能良好。
通井循环结束后电测，起钻前井底垫了300m（4881-4551m井段）稠钻井液（配方：井浆+1%PF-LPF（H）+1%PF-DFL HT+1%PF-STB HT）。
第一趟电测下到底测得井底温度151℃（静止时间18.5h），第二趟电测下到底测得井底温度170℃（静止时间29.5h），由此看来，井底温度不低于170℃。
静止70.5h后，随钻测压循环时，不同井深的钻井液性能如表3：
由此看来， PDF-THERM体系在温度170℃静止70h以上性能基本没什么变化，体现出了该体系良好的高温稳定性能。
由表4可以看出，返回井浆在200℃经过长时间热滚后仍然能够保持一定的性能，尤其是失水数据优良，而且在补充抗温稳定剂后能够达到更加优异的性能指标，说明PDF-THERM体系在抗温性方面仍然有很大的提升空间。
3结论
（1）该体系引进了有机盐PF-COK作为抑制剂，有机酸盐对处理剂的影响不大，且对钻井液性能的破坏作用较大地低于同浓度的无机盐（如KCl），维持钻井液性能比较容易，对其它处理剂抑制性的降低不大，从而使钻井液抑制性的整体水平有较大提高。
（2）PF-COK与聚合醇PF-JLX T配合使用，可以降低钻井液活度，抑制性进一步提高到其它钻井液达不到的程度，有效的解决水敏性地层的井壁稳定问题。
（3）该体系使用了高温稳定剂PF-STB HT有很好的护胶降失水作用，使得钻井液有良好的失水造壁性能，为井壁稳定打下了夯实的基础。
（4）该体系使用了抑制剂PF-JLX T也有良好的润滑性能，能很好的调节高密度钻井液的流变性能，能明显降低高密度高固相钻井液固相—固相、液相—液相、固相—液相之间的摩擦力。
（5）PDF-THERM钻井液体系对于BZ21-2-1科学探索井8 1/2”井段的顺利完成起了关键性作用，开创了渤海湾高温高压钻井液体系的先河，对于渤海湾高温高压井作业具有里程碑的意义。
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因此，为了满足BZ21-2-1高温高压井井段钻井要求，油化事业部塘沽基地采用抗高温钻井液处理剂构建了一套适合高温高密度的PDF-THERM 钻井液体系，该钻井液体系具有具有良好的抑制性能、润滑性，可有效抑制粘土矿物的水化分散，防止东营及沙河街组泥岩缩径、跨塌;具有良好的失水造壁性、热稳定性能，满足了BZ21-2-1井现场高温高压钻井施工的需要。
1PDF-THERM 钻井液体系的构建
针对渤海地区高温高压井现场钻井过程中所面临的问题，油化事业部塘沽基地通过分析总结和大量的室内试验，研究构建形成了PDF-THERM钻井液体系。
选用PF-STB HT作为高温稳定剂，在高浓度甲酸钾溶液中可以形成网状结构，提高动切力、静切力，还有利于形成泥饼。选用聚合醇PF-JLX T和甲酸钾降低钻井液活度，提高钻井液抑制性。降滤失剂选用具有抗盐、抗高温性能的磺化褐煤树脂类和磺化酚醛树脂类复配使用。封堵剂选用不易对地层造成伤害的成膜封堵剂PF-LPF（H）和PF-DFL HT。
体系基本配方为：海水+2～4%膨润土+0.3～0.5%烧碱+0.2%Na2CO30.5～3%
PF-STB HT+1～3%PF-SMP HT+1～3%PF-SPNH HT+1～3%PF-LPF（H）+ 1～2%PF-DFL HT+2%PF-JLX T+5～7.5% KCl+5～10%PF-COK+重晶石+润滑剂。
室内配制钻井液在180℃条件下热滚16h测试性能，室内所配钻井液的性能如表1：
2现场高温高压井段应用
PDF-THERM钻井液体系应用在渤海科学探索井BZ21-2-1井的8-1/2″井段，井深从3956m至4881.5m，所钻层位历经东二段、东三段、沙一段、潜山组。其中存在两短易垮塌的玄武岩，4402m-4410m的灰岩玄武岩和4520m-4528m的安山玄武岩，以下为该井三个地层压力预测剖面。
钻井液基本配方： 1.5%海水膨润土浆+0.4%NaOH+0.3%Na2CO3+0.3%PF-PAC-LV+0.6%PF-STB HT+1.75%PF-SMP HT+1.75%PF-SPNH HT+2.0%+PH-LPF（H）+1.0%PF-DFL HT+2%PF-JLX T+5%KCl+10%PF-COK+1.5%PF-LUBE+重晶石。
（1）钻井液具有良好的流变性能 钻进过程中高温流变性能容易控制，密度1.57g/cm3，能维持较低的粘度，钻进过程中典型钻井液性能如表2：
根据以上实验数据，说明了该体系有良好的流变性能，现场使用情况来看，钻井液静止3天后，钻井液没有因为静止时间长而变稠，开泵打通后，返出的钻井液流变性基本与静止前相同。根据现场现象和钻井液性能数据可以充分证明该体系剪切稀释性能很好，有良好流变性能。
（2）钻井液具有良好的失水造壁性能 该体系在井底温度170℃、井口返出温度65℃的环境下，钻井液常温API失水能控制在1.6ml，120℃高温高压失水可以达到7.2ml，而且常温API失水能迅速失水，泥饼质量薄而韧。泥饼质量如图1和图2。
（3）钻井液具有良好的防塌性能、稳定井壁作用 该井在12-1/4”井眼中东二下3700m-3956m井段，下套管前通井，起下钻划眼有困难段，反复划眼。而8-1/2”井段采用的是PDF-THERM钻井液体系，不仅在东二段起下钻没有任何阻挂现象，而且在易塌的4402m-4410m的灰岩玄武岩、在4520m-4528m安山玄武岩井段起下钻也没有问题。充分的证明了PDF-THERM钻井液体系在高温高压情况下能很好的起到稳定井壁作用，有良好的防塌性能。起下钻划眼曲线对比如图3和图4。
（4）钻井液良好的抗温性能 该体系在BZ21-2-1井應用过程流变性能良好，失水一直很小，说明在钻进以及起下钻过程中抗温性能良好。
通井循环结束后电测，起钻前井底垫了300m（4881-4551m井段）稠钻井液（配方：井浆+1%PF-LPF（H）+1%PF-DFL HT+1%PF-STB HT）。
第一趟电测下到底测得井底温度151℃（静止时间18.5h），第二趟电测下到底测得井底温度170℃（静止时间29.5h），由此看来，井底温度不低于170℃。
静止70.5h后，随钻测压循环时，不同井深的钻井液性能如表3：
由此看来， PDF-THERM体系在温度170℃静止70h以上性能基本没什么变化，体现出了该体系良好的高温稳定性能。
由表4可以看出，返回井浆在200℃经过长时间热滚后仍然能够保持一定的性能，尤其是失水数据优良，而且在补充抗温稳定剂后能够达到更加优异的性能指标，说明PDF-THERM体系在抗温性方面仍然有很大的提升空间。
3结论
（1）该体系引进了有机盐PF-COK作为抑制剂，有机酸盐对处理剂的影响不大，且对钻井液性能的破坏作用较大地低于同浓度的无机盐（如KCl），维持钻井液性能比较容易，对其它处理剂抑制性的降低不大，从而使钻井液抑制性的整体水平有较大提高。
（2）PF-COK与聚合醇PF-JLX T配合使用，可以降低钻井液活度，抑制性进一步提高到其它钻井液达不到的程度，有效的解决水敏性地层的井壁稳定问题。
（3）该体系使用了高温稳定剂PF-STB HT有很好的护胶降失水作用，使得钻井液有良好的失水造壁性能，为井壁稳定打下了夯实的基础。
（4）该体系使用了抑制剂PF-JLX T也有良好的润滑性能，能很好的调节高密度钻井液的流变性能，能明显降低高密度高固相钻井液固相—固相、液相—液相、固相—液相之间的摩擦力。
（5）PDF-THERM钻井液体系对于BZ21-2-1科学探索井8 1/2”井段的顺利完成起了关键性作用，开创了渤海湾高温高压钻井液体系的先河，对于渤海湾高温高压井作业具有里程碑的意义。
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