0 引言
随着中浅层油气资源的逐渐短缺，深层超深层油气钻探已成为获取更多油气资源的重要途径和方向[1]。但是深部地层井底温度压力高、地质条件复杂（大多存在盐岩层、盐膏层），对钻井液的性能提出了很大的挑战。如果钻井液性能不能满足要求，会引发井塌、卡钻、井漏、井喷等复杂情况或安全事故，严重制约钻井安全和效率。
深部地层钻井液的技术难点包括：①井底处于高温（150~200 ℃）甚至超高温（≥200 ℃）环境，对钻井液抗温性能要求高；②地层复杂、地应力高等导致钻井过程中井壁易坍塌；③三高（高温、高盐、高密度）条件对钻井液体系的润滑性能也带来了巨大挑战。随着深井超深井数量逐年递增，越来越多的超深井（如塔里木库车山前、四川盆地西部等地区）钻遇了大段盐岩层或盐膏层[2]，通常会使用油基钻井液或饱和盐水钻井液来防止盐的溶解[3]。目前抗高温饱和盐水钻井液通常会使用磺化材料来控制高温高压滤失量以及封堵地层微孔缝[4-5]。在高温水基钻井液中，为了控制滤失量，磺化材料的加量甚至高达6%~15%[4,6]。近年来，考虑到环境原因，部分地区逐渐开始限制磺化材料的使用[7]。因此，不使用磺化材料的抗高温饱和盐水钻井液逐渐成为钻井工程界研究的重点和难点。尤其是在高密度条件下，钻井液体系的流变和滤失性能调控难度更大。
使用合成聚合物作为关键材料的聚合物钻井液具有巨大的研究前景。目前抗高温抗盐聚合物处理剂（主要包括降滤失剂和封堵剂）是钻井液方向的研究热点。在聚合物降滤失剂方面，美国雪佛龙菲利普斯化工有限公司的抗高温降滤失剂Dristemp 和Driscal D是行业中的优秀产品[8-9]。关于抗高温聚合物降滤失剂的合成，大多数研究认为2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）是关键单体[10⇓-12]。在分子结构设计方面，目前研究主要包括在聚合物分子结构中引入阳离子单体、含环结构单体或疏水单体等来提高聚合物的抗高温抗盐性能。Su等[13]在三元共聚物（丙烯酰胺/2-丙烯酰胺- 2-甲基丙磺酸/N-乙烯基吡咯烷酮，AM/AMPS/NVP）分子结构中引入了阳离子单体二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC），制备的四元共聚物在高温高盐条件下的滤失量比三元共聚物低。利用控制交联技术[14-15]和纳米材料[16]提高聚合物的抗高温抗盐性能也得到了较多研究人员的重视。Li等[15]使用N,N-二甲基丙烯酰胺（DAM）、DMDAAC、AMPS、马来酸酐（MA）为单体，利用三烯丙基胺为交联剂，合成了一种微交联聚合物，具有良好的抗高温抗盐能力。在聚合物封堵剂方面，利用具交联结构的聚合物微球作为抗高温封堵剂成为另一个研究热点。笔者[17-18]通过对聚苯乙烯微球进行改性，研制了一种亲水改性聚苯乙烯微球，对不同尺度的孔缝具有良好的封堵效果，且具有一定降滤失作用。钻井液润滑剂大致可分为固体润滑剂和液体润滑剂两大类，其中又以液态润滑剂为主。液体润滑剂主要有矿物油、聚合醇、表面活性剂、改性植物油、脂肪酸酯等。在液体润滑剂中加入极压抗磨剂可进一步提升润滑性能[19]。目前，如不使用磺化材料，利用聚合物材料构建井壁稳定性好、低摩阻的抗高温饱和盐水钻井液体系是一大难点。
本文首先介绍了3种钻井液体系关键处理剂的研制，然后阐述了构建抗高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系的技术对策，最后研究了构建的钻井液体系的综合性能。
1 钻井液体系关键处理剂研制
1.1 弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂
常规的高分子类降滤失剂抗温能力不足，在高温条件下失效，不能作为抗高温钻井液的降滤失剂，如羧甲基纤维素（CMC）、聚阴离子纤维素（PAC）和改性淀粉等。因此，本文研制了一种弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂，具有良好的抗高温抗盐性能。
1.1.1 分子结构设计
为了提高聚合物降滤失剂的抗高温抗盐性能，在常规技术手段基础之上，合成过程中采用的技术手段主要有：①在分子结构中引入弱交联结构，限制分子链运动，提高聚合物的抗高温性能，同时保证较低的交联密度，使聚合物仍可以水溶；②在分子结构中同时引入阴离子基团（磺酸基团）和阳离子基团（季铵盐基团），利用两性离子聚合物的反聚电解质效应[20]提高聚合物的抗盐能力。
基于以上分子结构设计原则，利用DAM、AMPS、DMDAAC和NVP在水溶液中共聚，使用二乙烯苯作为交联剂，合成了一种具有弱交联结构的两性离子聚合物降滤失剂DADN。弱交联结构如图1 所示。
1.1.2 抗高温抗盐性能评价
评价了高温条件下盐含量对降滤失剂DADN作用效果的影响，结果如表1 所示。随着盐含量逐渐增大，加入2% DADN的膨润土浆的API滤失量在5 mL以下，200 ℃高温老化后API滤失量增加，但是总体保持在较低的水平。当盐含量为4%时，老化后的API滤失量达到最大。随着盐含量继续增至饱和，老化后的API滤失量逐渐变小。因此，从滤失量的角度来讲，降滤失剂DADN有良好的抗高温和抗盐能力。
表1 高温老化前后降滤失剂DADN在盐含量不同的基浆中的增黏降滤失效果 |
| 样品 | 条件 | 表观黏度/ (mPa·s) | 塑性黏度/ (mPa·s) | API滤失 量/mL |
|---|---|---|---|---|
| 4%膨润土浆 | 老化前 | 9.5 | 7 | 24.8 |
| 老化后 | 7.0 | 3 | 32.6 | |
| 4%膨润土浆+2% DADN | 老化前 | 88.0 | 56 | 4.8 |
| 老化后 | 17.5 | 14 | 6.0 | |
| 4%膨润土浆+4% NaCl+ 2% DADN | 老化前 | 44.0 | 32 | 4.0 |
| 老化后 | 13.0 | 10 | 11.8 | |
| 4%膨润土浆+15% NaCl+ 2% DADN | 老化前 | 34.0 | 28 | 3.2 |
| 老化后 | 16.0 | 12 | 8.6 | |
| 4%膨润土浆+36% NaCl+ 2% DADN | 老化前 | 33.0 | 26 | 3.6 |
| 老化后 | 19.0 | 15 | 7.4 |
注：老化温度为200 ℃，老化时间为16 h |
1.1.3 抗盐机理
1.2 柔性聚合物微球纳米封堵剂
高温高盐高密度条件下，降滤失剂本身难以将钻井液体系的高温高压滤失量降低至一个较低的水平，通常需要加入封堵材料来协同降低滤失量，同时提高钻井液对微孔缝的封堵性能。本文研制了一种树脂类柔性纳米封堵剂NF-1，在岩石表面吸附性强，在高温下可以自粘连，可以通过改善泥饼质量进一步降低体系的滤失量，同时对地层纳米级孔缝具有良好的封堵效果。
1.2.1 分子结构设计
本文以苯乙烯（ST）、AMPS和DMDAAC为单体，以N’N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，通过乳液聚合法，合成了一种交联结构的改性聚苯乙烯纳米微球。在分子结构设计中，AMPS主要用于调节产物的表面润湿性，使纳米封堵剂在水基体系中能够悬浮和分散，并保证高温老化之后不聚集；阳离子单体DMDAAC用于强化产物与岩石或泥饼间的吸附作用；MBA使分子链形成交联结构，进一步强化产物的抗高温性能。
1.2.2 物性表征
1.2.3 封堵性能评价
测试了柔性聚合物微球纳米封堵剂对4%膨润土浆高温高压滤失量（200 ℃，3.5 MPa）的影响。如图4a 所示，加入封堵剂之后，可降低基浆的高温高压滤失量。3%加量下，可将高温高压滤失量由143 mL降至83 mL。利用扫描电镜观察了加入2%封堵剂前后膨润土浆的高温高压泥饼的微观形貌。如图5 所示，加入封堵剂之后泥饼表面吸附了大量的纳米颗粒，且纳米颗粒之间有一定程度的粘连。
值得一提的是，单独的柔性聚合物微球纳米封堵剂的降滤失效果不是很明显，主要是由于封堵剂的粒径与滤纸的孔径（2~5 μm）相差较大，无法封堵滤纸的孔眼。柔性聚合物微球纳米封堵剂的封堵优势主要在封堵纳米级孔，因此利用API（美国石油学会）滤失仪和聚四氟乙烯微孔滤膜，评价了柔性聚合物微球纳米封堵剂在中压（0.7 MPa）常温条件下对100 nm和500 nm孔径微孔滤膜的封堵效果。水无法封堵滤膜，会迅速全部滤失。随着封堵剂加量的增加，滤失量逐渐降低，当封堵剂加量为5%时，对两种滤膜的滤失量均降低至40 mL以下（见图4b ）。
1.3 梳型聚合物润滑剂
深井钻井过程中，钻柱处于螺旋屈曲状态，钻柱和上部的套管以及下部地层的岩石均存在摩擦，摩阻过大可能会出现卡钻、托压等问题，影响钻速甚至引起井下复杂事故[22]。目前钻井液用润滑剂主要为酯类润滑剂、聚合醇润滑剂、极压润滑剂和固体润滑剂。高温、高密度、高盐3个因素均会削弱润滑性能。本文研制了一种梳型结构的低相对分子质量聚合物润滑剂，在高温高盐条件下仍可以发挥良好的润滑性能。
1.3.1 分子结构设计
在纳米医学、仿生结构等领域对梳型聚合物的研究较多[23]，对钻井液用润滑剂研究较少。针对常规酯类润滑剂分子吸附位点少导致高温高盐条件下润滑效果不理想的问题，本文利用丙烯酸酯类硬单体、丙烯酸酯类软单体和带极性吸附基团的乙烯单体共聚，通过控制相对分子质量技术，合成了一种低相对分子质量梳型聚合物润滑剂，具有多个吸附位点，分子结构如图6a 所示。利用凝胶色谱仪测试了梳型聚合物润滑剂的相对分子质量，重均相对分子质量为4 804，数均相对分子质量为3 450，二者比值即相对分子质量分布指数为1.39，说明该聚合物是一种相对分子质量分布窄的低相对分子质量聚合物。
梳型聚合物具有多个极性基团和多个疏水基团，极性基团能够吸附在岩石基质或者钻具表面，在钻具和岩石表面形成一层膜（见图6b ），钻具-套管及钻具-岩石之间的摩擦转变为润滑膜之间的滑动，从而大大降低了摩擦系数。
1.3.2 润滑性能评价
使用极压润滑仪测定了润滑剂对5%膨润土基浆的极压润滑系数，并考察了高温、高盐及高温高盐并存条件对润滑系数的影响，实验结果见表2 。1%润滑剂加量下，常温条件下基浆的润滑系数降低率（加入润滑剂前后润滑系数之差与加入润滑剂前润滑系数的比值）为91.03%，在200 ℃高温老化后，润滑系数降低率为88.53%。2%润滑剂加量下，在饱和盐水基浆中的润滑系数降低率为76.22%。在高温、饱和盐并存的条件下，2%润滑剂对应的润滑系数降低率为77.10%。可见，高温高盐条件下梳型聚合物润滑剂仍可以发挥较优的润滑性能。
表2 梳型聚合物润滑剂在膨润土基浆中的润滑性能 |
| 样品 | 条件 | 极压润滑 系数 | 润滑系数 降低率/% |
|---|---|---|---|
| 5%膨润土浆 | 未老化 | 0.715 5 | |
| 5%膨润土浆+1%润滑剂 | 未老化 | 0.064 2 | 91.03 |
| 5%膨润土浆+35% NaCl | 未老化 | 0.389 7 | |
| 5%膨润土浆+35% NaCl+ 2%润滑剂 | 未老化 | 0.092 7 | 76.22 |
| 5%膨润土浆 | 200 ℃老化16 h | 0.735 8 | |
| 5%膨润土浆+1%润滑剂 | 200 ℃老化16 h | 0.084 4 | 88.53 |
| 5%膨润土浆+35% NaCl | 200 ℃老化16 h | 0.564 1 | |
| 5%膨润土浆+35% NaCl+ 2%润滑剂 | 200 ℃老化16 h | 0.129 2 | 77.10 |
2 钻井液体系构建及性能评价
2.1 钻井液体系构建技术对策
为了构建抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系，设计了以下体系构建技术对策。
①利用甲酸盐提高聚合物类处理剂的耐温性。聚合物处理剂的抗温性能对于构建抗高温饱和盐水钻井液体系非常关键。诸多研究表明有机盐可以提高聚合物的高温稳定性[24]，主要是由于有机酸根阴离子可以去除水中的溶解氧从而防止聚合物发生降解。本文利用甲酸钾来提高聚合物的高温稳定性。
②膨润土与抗高温抗盐黏土复配。钻井液中黏土含量大于一定数值时，钻井液在高温下会失去流动性，称为高温胶凝。降低黏土含量、使用分散剂或者稀释剂可以抑制高温胶凝。本文将钻井液中膨胀性黏土含量控制在较低的范围内来防止高温胶凝。凹凸棒黏土[25]惰性较强，在盐水中不会被电解质絮凝，且具有抗高温能力。由于凹凸棒黏土造浆率低，对流变性影响小，本文使用凹凸棒黏土和膨润土复配作为钻井液体系的黏土，从而使黏土既抗温抗盐又有一定造浆率。
2.2 实验方法
2.2.1 钻井液配制
实验材料如表3 所示，按照表4 中配方A的加料比例配制钻井液。配制方法如下：首先将膨润土和凹凸棒黏土一起加入到水中，在300 r/min 条件下将上述混合物搅拌24 h，配制成基浆；在基浆中依次加入氢氧化钠、甲酸钾、降滤失剂DADN、无水聚合醇、柔性聚合物微球纳米封堵剂、超细碳酸钙、氯化钠、梳型聚合物润滑剂、重晶石，加入每一种材料之后，均使用高速搅拌机在5 000 r/min条件下搅拌20 min。为了对比凹凸棒黏土、纳米封堵剂、复合超细碳酸钙、润滑剂在钻井液体系中的作用，在配方A的基础上分别配制了配方B—E作为对照，其中配方B不含凹凸棒黏土，配方C不含柔性聚合物微球纳米封堵剂，配方D不含复合超细碳酸钙，配方E不含润滑剂，如表4 所示。
表3 各钻井液处理剂的规格和作用 |
| 序号 | 名称 | 厂家 | 纯度 | 作用 |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 膨润土 | 怀安县腾飞膨润土开发有限责任公司 | 工业级 | 调节流变性，降低滤失量 |
| 2 | 凹凸棒黏土 | 山东得顺源石油科技有限公司 | 工业级 | 降低滤失量 |
| 3 | 氢氧化钠 | 上海阿拉丁生化科技股份有限公司 | 化学纯 | 调节pH值 |
| 4 | 降滤失剂DADN | 实验室合成 | 99% | 增黏降滤失 |
| 5 | 无水聚合醇 | 山东得顺源石油科技有限公司 | 工业级 | 降低滤失量，抑制水化，提高润滑性 |
| 6 | 柔性聚合物微球纳米封堵剂 | 实验室合成 | 固相含量30% | 降低滤失量，封堵微孔缝 |
| 7 | 超细碳酸钙 | 山东得顺源石油科技有限公司 | 工业级 | 降低滤失量，封堵微孔缝 |
| 8 | 梳型聚合物润滑剂 | 实验室合成 | 99% | 提高润滑性 |
| 9 | 氯化钠 | 上海阿拉丁生化科技股份有限公司 | 化学纯 | 调节盐度 |
| 10 | 甲酸钾 | 上海阿拉丁生化科技股份有限公司 | 化学纯 | 提高聚合物抗温性 |
| 11 | 重晶石 | 四川正蓉实业有限公司 | 工业级 | 加重材料 |
表4 实验用钻井液体系配方 |
| 配方 | 加量 | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 水/ mL | 膨润土/ g | 凹凸棒 黏土/g | 氢氧 化钠/g | 甲酸钾/ g | 降滤失剂 DADN/g | 无水 聚合醇/g | 柔性聚合物微球 纳米封堵剂/g | 超细 碳酸钙/g | 氯化钠/ g | 梳型聚合物 润滑剂/g | 重晶石/ g | |
| A | 400 | 8 | 8 | 0.8 | 20 | 12 | 20 | 20 | 20 | 144 | 12 | 773 |
| B | 400 | 8 | 0 | 0.8 | 20 | 12 | 20 | 20 | 20 | 144 | 12 | 773 |
| C | 400 | 8 | 8 | 0.8 | 20 | 12 | 20 | 0 | 20 | 144 | 12 | 773 |
| D | 400 | 8 | 8 | 0.8 | 20 | 12 | 20 | 20 | 0 | 144 | 12 | 773 |
| E | 400 | 8 | 8 | 0.8 | 20 | 12 | 20 | 20 | 20 | 144 | 0 | 773 |
2.2.2 流变和滤失性能评价
按照《GB/T 16783.1—2014石油天然气工业 钻井液现场测试 第1部分：水基钻井液》[28]来评价配制的钻井液体系的表观黏度、塑性黏度、动切力、静切力等流变参数，以及钻井液的API滤失量。在200 ℃条件下老化16 h之后，再次测定钻井液体系的上述流变参数、API滤失量和200 ℃条件下的高温高压滤失量。
2.2.3 沉降稳定性评价
将钻井液放入老化罐中，在200 ℃条件下静置不同时间后，除去上层少量的半透明液体，利用大量程的注射器将老化罐中上半部分钻井液和下半部分钻井液分别抽取转移到两个高速搅拌杯中。将上部钻井液和下部钻井液分别搅拌均匀后，使用钻井液用密度计分别测试上部钻井液和下部钻井液的密度。按下式计算钻井液的静态沉降因子[29]：
$S\text{=}\frac{{{\rho }_{\text{b}}}}{{{\rho }_{\text{t}}}+{{\rho }_{\text{b}}}}$
式中 S——沉降因子；ρt——上部钻井液密度，g/cm3；ρb——下部钻井液密度，g/cm3。
2.2.4 抑制性能评价
称取10 g干燥的膨润土放入模具中，利用液压装置将膨润土在10 MPa条件下压制5 min，制备出圆柱状的膨润土试样。利用泥页岩线性膨胀仪测试钻井液滤液加入后，膨润土试样的膨胀高度与时间的关系。此外，评价钻井液体系对易水化泥页岩的滚动回收率，热滚温度为200 ℃。
在相同的条件下，使用去离子水和油基钻井液开展对比实验。油基钻井液的配方为：240 mL 5#白油+60 mL质量分数为30%的CaCl2溶液+3 g有机土Geltone Ⅱ+4.5 g乳化剂FACTANT+9 g乳化剂EZ-MUL+3 g磷脂类润湿剂+9 g氧化钙+重晶石（加重至2.0 g/cm3）。油基钻井液处理剂均来自哈里伯顿公司。
2.2.5 封堵性能评价
将一定粒径范围的石英砂倒入可视化砂床封堵装置的有机玻璃管（内径5 cm）中并压实，使石英砂柱的高度为14 cm。利用可视化砂床封堵装置分别测定钻井液体系在0.7 MPa条件下对178~250 μm（60~80目）、150~178 μm（80~100目）、124~150 μm（100~120目）砂床的侵入深度，测试时间30 min。
利用Fann PPA高温高压渗透性封堵测试仪测试不同孔径的陶瓷砂盘的滤失量，陶瓷砂盘孔径分别为10，12，20 μm（压汞法），测试温度为200 ℃，测试时间为30 min。砂盘滤失量等于30 min滤液体积的2倍。
2.2.6 润滑性能评价
利用极压润滑剂测定钻井液体系200 ℃老化后的极压润滑系数，并使用相同密度的油基钻井液开展对比实验。测试条件：转速为60 r/min，扭矩为16.95 N·m。
2.3 实验结果及讨论
2.3.1 流变和滤失性能
本文构建的钻井液体系配方（即配方A）为：2%膨润土+2%凹凸棒黏土+0.2%氢氧化钠+3%降滤失剂DADN+5%无水聚合醇+4%柔性聚合物微球纳米封堵剂+5%复合超细钙酸钙+3%梳型聚合物润滑剂+36%氯化钠+5%甲酸钾+重晶石（加重至2.0 g/cm3）。实验结果如表5 所示，配方A钻井液老化前后流变性良好，200 ℃条件下老化16 h和72 h后API滤失量均在2.0 mL以下，老化16 h高温高压滤失量在15 mL以下，钻井液泥饼薄，老化72 h高温高压滤失量在20 mL以下，泥饼厚度仍较小。配方B不含凹凸棒黏土，虽然与配方A相比黏度稍有降低，但是高温高压滤失量超过50 mL。配方C不含柔性聚合物微球纳米封堵剂，黏度较低，但是高温高压滤失量为32 mL。配方D不含超细碳酸钙，高温高压滤失量高于配方A，为36 mL。因此，凹凸棒黏土、柔性聚合物微球纳米封堵剂、超细碳酸钙均有利于降低高温高压滤失量。配方E没有加入润滑剂，黏度比配方A低，高温高压滤失量稍高于配方A，这可能是由于润滑剂是一种油相，在钻井液中良好分散有利于形成水包油乳液，导致黏度增大。可见，配方A钻井液综合性能最佳，后文除特别说明外，本文构建钻井液均指配方A钻井液。
表5 配方A—E钻井液的流变和滤失性能测试结果 |
| 配方 | 条件 | 密度/ (g·cm-3) | pH值 | 表观黏度/ (mPa·s) | 塑性黏度/ (mPa·s) | 动切力/ Pa | 动塑比/ (Pa·(mPa·s)-1) | 初切 （终切）/Pa | API滤失 量/mL | 高温高压 滤失量/mL | 高温高压 泥饼厚度/mm |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| A | 老化前 | 2.0 | 11 | 116.0 | 92 | 24.0 | 0.26 | 8.0（11.0） | 0 | ||
| 老化16 h后 | 2.0 | 11 | 114.0 | 96 | 18.0 | 0.19 | 1.5（3.0） | 1.6 | 14.2 | 3.5 | |
| 老化72 h后 | 2.0 | 11 | 102.0 | 87 | 15.0 | 0.17 | 1.5（2.5） | 1.8 | 19.6 | 4.5 | |
| B | 老化前 | 2.0 | 11 | 113.0 | 75 | 38.0 | 0.51 | 15.0（16.0） | 0 | ||
| 老化16 h后 | 2.0 | 11 | 104.0 | 93 | 11.0 | 0.12 | 1.0（2.5） | 2.4 | 52.8 | 7.5 | |
| C | 老化前 | 2.0 | 11 | 94.5 | 68 | 26.5 | 0.39 | 3.5（12.0） | 1.0 | ||
| 老化16 h后 | 2.0 | 11 | 80.5 | 68 | 12.5 | 0.18 | 2.0（2.5） | 2.0 | 32.0 | 4.5 | |
| D | 老化前 | 2.0 | 11 | 89.5 | 62 | 27.5 | 0.44 | 6.5（14.0） | 0 | ||
| 老化16 h后 | 2.0 | 11 | 100.5 | 83 | 17.5 | 0.21 | 2.5（5.0） | 1.0 | 36.4 | 5.0 | |
| E | 老化前 | 2.0 | 11 | 105.0 | 82 | 23.0 | 0.28 | 6.5（11.0） | 0 | ||
| 老化16 h后 | 2.0 | 11 | 98.0 | 84 | 14.0 | 0.17 | 1.5（3.0） | 1.6 | 28.2 | 4.5 |
注：老化温度200 ℃，高温高压滤失量测试温度为200 ℃，压差为3.5 MPa |
2.3.2 沉降稳定性
沉降稳定性是钻井液自身的关键性能。如果沉降稳定性不好，加重材料沉降可能会造成卡钻、井涌甚至更加严重的事故。使用静态沉降因子评价了钻井液体系200 ℃下老化不同时间的沉降稳定性，实验结果如图7 所示。随着老化时间的增加，钻井液上层密度降低，下层密度增大，沉降因子增大，但是变化幅度都不大，老化5 d的钻井液沉降因子始终小于0.52，说明钻井液在高温条件下具有良好的沉降稳定性。
2.3.3 抑制性能
钻井液的水化抑制性能对于抑制黏土矿物的水化膨胀和稳定泥页岩地层井壁至关重要。本文通过泥页岩线性膨胀实验和岩屑滚动回收实验评价了构建的钻井液体系的抑制性能，并与典型的油基钻井液进行了对比。如图8 所示，线性膨胀实验中，膨润土岩心在去离子水中16 h 膨胀高度为5.76 mm，在本文构建的钻井液体系中16 h膨胀高度为0.47 mm，在油基钻井液中基本不膨胀，膨胀量为0.02 mm。泥页岩滚动回收实验中，使用的钻屑易水化，在去离子水中200 ℃滚动16 h，回收率为17.6%，在本文钻井液体系中的回收率为96.3%，在油基钻井液中的回收率为97.6%。油基钻井液由于外相是油相，黏土矿物在油中基本不膨胀，因此油基钻井液的泥页岩抑制性能优异。本文构建的钻井液体系抑制性能接近油基钻井液。
2.3.4 封堵性能
评价了构建的钻井液体系对不同尺度孔缝的封堵效果。在中压可视化实验中，钻井液体系对178~250 μm（60~80目）、150~178 μm（80~100目）、124~150 μm（100~120目）砂床均有良好的封堵效果，0.7 MPa条件下30 min内钻井液均没有穿透砂床，侵入深度分别仅为3，3，2 mm（见图9a ）。在高温高压条件下，钻井液体系对孔径为10，12，20 μm的陶瓷砂盘的滤失量分别为28，23，22 mL（见图9b ）。由于砂盘的孔径大于高温高压滤纸的孔径，因此在相同条件下砂盘滤失量大于高温高压滤纸的滤失量。综合来讲，钻井液体系对于不同尺度孔缝的封堵效果均较好。
2.3.5 润滑性能
配方A的极压润滑系数为0.122，而没有加入梳型聚合物润滑剂的配方E的极压润滑系数为0.182。相对于配方E，配方A的极压润滑系数降低了32.7%，相同密度条件下油基钻井液的极压润滑系数为0.091，证明添加梳型聚合物润滑剂的钻井液体系具有良好的润滑性能。
3 结论
研制的弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂具有良好的反聚电解质效应，在高温高盐条件下具有良好的降滤失性能。研制的柔性聚合物微球纳米封堵剂抗温性好，通过改善泥饼质量降低体系的滤失量，对100 nm和500 nm孔径微孔滤膜具有良好的封堵效果。研制的梳型聚合物润滑剂相对分子质量低，具有多个极性吸附位点，在高温高盐条件下仍可以发挥良好的润滑性能。
在构建抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系时，利用甲酸盐提高聚合物类处理剂的耐温性，将膨润土和抗高温抗盐黏土复配调节流变性，利用多元协同增强体系的封堵性能调控高温高压滤失量，包括使用不同粒径的超细碳酸钙提高封堵性，使用柔性纳米封堵剂改善泥饼质量，利用聚合醇的浊点效应进一步降低滤失量。
构建的抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系抗温达200 ℃，高温高压滤失量小于15 mL，高温静置5 d沉降稳定性好，对易水化岩屑的滚动回收率与油基钻井液接近，具有良好的封堵性能和润滑性能，综合性能优异。