引言

巨型油田（通常指儲量規模高於10億噸或年產油能力高於千萬噸的油田）的開發具有“深、難、複雜”的特點：井深普遍高於3000米，地層壓力係統複雜（高壓、低壓甚至異常高壓/低壓並存），岩性多樣（從疏鬆砂岩到堅硬碳酸鹽岩），且常伴隨高溫（>150℃）、高礦化度（地層水礦化度>10×10⁴ mg/L）等惡劣工況。鑽井泥漿（鑽井液）作為鑽井工程的“血液”，其性能直接影響鑽井效率、井壁穩定性、儲層保護及後續開采效果；而泥漿助劑（如降濾失劑、增黏劑、潤滑劑、堵漏劑等）是調控泥漿性能的關鍵材料，其適配性直接決定了巨型油田開發的綜合效益。本文從巨型油田的典型挑戰出發，係統評估鑽井泥漿助劑的應用效果，並結合實際案例分析其技術經濟價值。

一、典型助劑的應用效果評估

（一）高溫高壓環境：抗高溫降濾失劑與增黏劑

傳統問題：常規纖維素類降濾失劑在120℃以上易分解，導致泥漿濾失量從8 mL激增至20 mL以上，泥餅質量變差（厚度>3 mm），加劇井壁坍塌風險。

助劑方案：采用磺甲基酚醛樹脂（SMP-Ⅱ）與聚合醇（如聚乙二醇衍生物）複配的降濾失體係，配合抗高溫兩性離子聚合物增黏劑（如HV-CMC）。

效果評估：

濾失性能：API濾失量控製在4~5 mL（160℃老化後），高溫高壓濾失量（HTHP，3.5 MPa）從常規體係的18 mL降至10 mL以下；

井壁穩定性：井徑規則度>95%，未出現垮塌卡鑽事故；

經濟性：單井泥漿成本增加約5%，但減少了2次井下複雜處理（節省費用高於200萬元）。

（二）複雜地層壓力：隨鑽堵漏劑

應用場景：渤海灣某斷塊油田。

傳統問題：常規堵漏材料（如核桃殼）粒徑單一，無法有效封堵微裂縫（<0.1 mm），漏失量可達100~500 m³/井次。

助劑方案：采用“纖維（0.5~2 mm）+ 片狀（0.1~0.5 mm）+ 細粉（<0.05 mm）”三級配隨鑽堵漏劑。

效果評估：

堵漏效率：漏失量減少至10~30 m³/井次（降幅>80%），一次堵漏成功率從50%提升至90%；

鑽井效率：單井鑽井周期縮短15%（減少因漏失導致的起下鑽時間）；

儲層保護：堵漏劑殘留量<0.5%（常規方案>2%），降低了對後續壓裂改造的影響。

（三）儲層保護：低濾失暫堵劑

應用場景：鄂爾多斯盆地某致密油油田（儲層滲透率1~10 mD，泥漿濾液侵入深度>10 cm會導致滲透率下降60%以上）。

傳統問題：常規泥漿濾餅滲透率>100 mD，儲層段鑽進後滲透率恢複值為40%~50%。

助劑方案：添加可酸溶暫堵劑（如碳酸鈣+磺化瀝青複配），配合低滲透降濾失劑（如改性澱粉）。

效果評估：

濾餅性能：泥餅滲透率<1 mD（常規>50 mD），儲層段濾失量<3 mL；

儲層傷害：完井後滲透率恢複值>85%（常規方案<60%），單井產能提高20%~30%；

低碳性：暫堵劑在後期酸化解堵中完全溶解（殘渣<0.1%），避免堵塞孔隙。

（四）高礦化度地層：抗鹽增黏劑

應用場景：四川盆地某高礦化度氣田（地層水礦化度15×10⁴ mg/L，Ca²⁺+Mg²⁺含量>5000 mg/L）。

傳統問題：常規聚丙烯酰胺類增黏劑遇高價離子後分子鏈卷曲，黏度從30 mPa·s驟降至5 mPa·s，導致攜岩能力喪失。

助劑方案：采用兩性離子聚合物（如丙烯酰胺-丙烯酸鹽-陽離子單體共聚物），其分子鏈含磺酸基（抗鈣）和季銨鹽（抗鎂）。

效果評估：

黏度穩定性：在礦化度15×10⁴ mg/L條件下，表觀黏度保持>25 mPa·s（常規8 mPa·s）；

懸浮能力：岩屑沉降速度<0.1 cm/min（常規>1 cm/min），避免井底岩屑堆積導致的卡鑽；

綜合成本：雖單劑價格高於常規產品30%，但減少了3次循環除砂作業，整體鑽井成本持平。

二、挑戰與優化方向

盡管助劑應用效果顯著，但巨型油田開發仍麵臨以下挑戰：

惡劣工況適配性不足：如高溫>200℃、礦化度>20×10⁴ mg/L環境下現有助劑易失效；

低碳要求優化：部分傳統助劑（如瀝青類）殘渣多、難降解，不符合綠色鑽井標準；

未來優化方向：

開發納米複合助劑（如納米二氧化矽改性降濾失劑，提升高溫穩定性）；

推廣生物基/可降解助劑（如澱粉接枝聚合物，降低低碳風險）；

結論

鑽井泥漿助劑是巨型油田優化開發的核心支撐技術之一。通過針對性選擇高溫穩定、堵漏增效、儲層保護等功能助劑，可顯著提升鑽井安穩性、效率及儲層保護水平，綜合經濟效益顯著。