碱探1井超高温高密度钻井液技术

韦西海 李保青王海金 殷永兵申明 马福春

摘要  碱探1井是青海柴达木盆地碱山构造的一口探索碱山构造基岩层含气性、设计为五开直井型风险探井，目的层路乐河组-基岩，完钻井深6343米；特殊的地质结构，该区块地层存在裂缝发育、长段膏泥岩层、高压盐水层、高浓度CO2、高地温梯度，施工过程中井塌、井漏、溢流、膏泥岩层蠕变缩径等复杂因素相互交织。气测入侵CO2浓度最高达到59%，钻遇膏泥岩地层440米，目的层段地层孔隙压力系数1.60-1.70，完钻井底温度235℃，为目前国内陆上钻井井底温度最高记录之一。为保障钻井施工的顺利进行，在对地层特点和高温影响因素充分研究分析的基础上，开展了抗高温抗盐抗钙强抑制强封堵高密度钻井液体系配方与现场施工工艺研究，优选出抗温240℃以上、抑制性封堵性及高温流变性能良好的聚胺有机盐钻井液体系，筛选了配伍性较好的抗温240℃以上的抗盐抗钙聚合物降滤失剂、封堵剂、防塌剂REDU240、LH-JEW260、弹性石墨、SOLTEX等耐高温处理剂，制定相应的施工工艺措施，并在施工过程中根据井下情况变化不断优化完善，解决了一系列技术难题，实现了钻探目标。

本文重点介绍本井井深5000米以下、井底温度180℃以上井段钻井液技术。

关键词 碱探1井 超高温 抗高温高密度钻井液体系 水基钻井液 高温稳定性

1. 地质特点和工程简况

1.1地质岩性及特点

    碱探1井所钻地层分别为第四系 -新近系的七个泉组（Q1+2）、狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）、上干柴沟组(N1)和古近系下干柴沟组（E32、E31）、路乐河组（E1+2）和基岩等地层。

七个泉组（Q1+2）岩性以浅灰色、灰色泥岩为主;狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）岩性以灰色泥岩、钙质泥岩、泥灰岩为主;上干柴沟组(N1)岩性以灰色、棕黄色、灰黄色、棕红色泥岩、砂质泥岩为主;下干柴沟组上段（E32）岩性以棕红色、棕黄色、棕褐色泥岩、砂质泥岩为主;下干柴沟组下段（E31）中上部以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩互层为主，下部以棕褐色含膏泥岩和砂质泥岩为主; 路乐河组（E1+2）中上部以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩互层为主，夹灰质泥岩和灰质粉砂岩，下部以棕褐色含膏泥岩和砂质泥岩为主，夹少量泥膏岩和含砾粉砂岩。基岩层为花岗片麻岩，上部风化壳裂缝发育。

七个泉组（Q1+2）地层易漏易垮，狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）地层易水化膨胀缩径、易漏失，上、下干柴沟组（N1、E32、E31）地层存在高压气水层、地层承压能力差、易溢易漏易垮；路乐河组（E1+2）地层存在二氧化碳气层和膏泥岩层，易酸性气侵、膏泥岩易水化膨胀蠕变缩径；基岩层风化壳易漏失。

井深5066米（E1+2）实测得地层温度183℃，5066～5656米（E1+2）井段地温梯度5.34℃/100m，完井（基岩层）井底温度235℃。

1.2工程简况

本井设计为五段制，一开井段0-298m，φ508.0mm套管封隔岩性疏松漏失严重的七个泉组（Q1+2）地层；二开井段298-2400m，φ339.7mm套管封隔裂缝发育、水敏性较强、易水化膨胀易漏易塌的狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）地层；三开井段2400-5074m,钻至目的层顶部，φ244.5mm套管封隔存在高压水气层、承压能力较差、易溢易漏易垮的上干柴沟组-下干柴沟组( N1-  -E31)地层；四开井段5074-5987m，φ177.8mm尾管封隔含二氧化碳气层及易水化膨胀缩径和蠕变的膏泥岩的路乐河组（E1+2）地层；五开井段5987-6343m，路乐河组（E1+2）-基岩层，φ127mm尾管完井。

2.超高温井段钻井液方案选择

2.1 技术难点

（1）四开井段开始地层温度即超过180℃，5066-5656m井段地温梯度高达5.34℃/100m，完井井底温度达236℃；

（2）路乐河组（E1+2）地层存在二氧化碳气层和膏泥岩层，地层承压能力差；四开井段存在明显的二氧化碳气侵导致钻井液性能恶化，最高气测二氧化碳含量达59.71%；井深5558m钻遇含膏泥岩及膏质泥岩，超高温环境下膏质泥岩水化蠕变加快，钻进至井深5991m发生缩径卡钻；

（3）路乐河组地层基岩层交界面存在风化壳；五开井段井深6217米钻遇基岩风化壳发生多次漏失。

（4）二氧化碳气侵将会影响钻井液胶体结构，破坏钻井液性能；提高密度平衡气层压力可能诱导承压能力差地层漏失；膏泥岩易于水化膨胀分散和岩层蠕变，导致钻井液固含增加井眼缩径，高温促使这些变化加速发生；基岩风化壳易存在坍塌、井漏及溢流风险，超高温环境下堵漏材料易碳化失效。

（5）超高温环境下抗温能力不够的钻井液处理剂将会快速降解失效，导致钻井液性能难以维护、消耗较大，降解产生的酸性气体（H2S、CO、CO2等）更会破坏钻井液结构且清除困难；井底温度和地面温度的高温差，高密度钻井液很难既保证井下有良好的悬浮携带能力又保证在地面系统中流动舒畅、净化系统工作正常；

[1-4]

2.2 钻井液方案研究

柴达木盆地地层水敏性较强，存在高压盐水层、岩盐层和含膏岩层，对钻井液抑制抗盐抗钙性能要求较高，钻井施工多使用具有较强抑制能力和抗盐抗钙能力的聚胺有机盐钻井液体系，本井5000m以上井段钻进亦使用聚胺有机盐钻井液体系。基于本井超高温井段钻进同样要求钻井液具有较好的抑制能力和抗钙能力、甲酸盐钻井液体系具有较强的抗温能力[5]，本井超高温钻井液体系以聚胺有机盐体系为基础，通过应用具有较强耐温能力的降滤失剂、防塌剂、封堵剂等核心处理剂和高温稳定剂、表面活性剂等提高体系的抗温能力，最终实现抗温大于240℃、密度1.90 g/cm3、具有良好抑制封堵能力和高温流变性能的抗盐抗钙钻井液体系建立，以满足本井地质岩性特点和超高温环境下钻井的需要。具体研究包括抗高温降滤失剂优选、防塌剂优选、流型调节方法研究、配伍性及性能综合评价等。

2.2.1 抗高温降滤失剂优选

评价的降滤失剂包括磺酸盐共聚物DSP-1、氰硅聚合物降滤失剂SO-1、抗高温多元共聚降滤失剂LH-JEWD-260、羧羟基烷烯共聚降滤失剂REDU240及降滤失剂HS-700等。

评价方法是以三开井段钻井液为基浆，加入一定比例待评价处理剂，混合均匀后装入老化罐，高温滚子炉中250℃热滚16h，测量240℃HTHP滤失量，并定性评价滤饼质量。

基浆组成：H2O+2-3%膨润土+1-1.5%Redu1+2-3%Redu2+1.5-2%NFA-25+1-1.5%PGCS-1+0.2%IND-30+1.2%WX+40%Weigh2+40%Weihg3+重晶石粉；

基浆性能：密度1.89 g/cm3、粘度85s、AV 108 mPa·s、PV 91 mPa·s、YP17 Pa 、Gel（10”/10’）2.5/5.5 Pa、API失水1.2ml、200℃HTHP失水12ml；

评价试验结果见表1。

表1 降滤失剂抗温能力评价

序号	试样组成	试验条件	240℃ FL/HTHP（ml）	备注
1	基浆	250℃/16h	86
2	基浆+1.5% DSP-1	250℃/16h	32
3	基浆+1.5%SO-1	250℃/16h	62	滤液有盐析凝固现象。
4	基浆+1.5%LH-JEWD-260	250℃/16h	16	泥饼薄，韧性增强，
5	基浆+1.5%Redu240	250℃/16h	23
6	基浆+3%HS-700	250℃/16h	48	滤液有固化盐析现象
7	基浆+0.5%DSP-1+0.5%Redu240 +1.5%LH-JEWD-260	250℃/16h	5

试验结果显示，DSP-1、LH-JEWD-260、Redu240抗高温降滤失较好，其中LH-JEWD-260高温降滤失能力优于其他同类产品。DSP-1、LH-JEWD-260、Redu240三种不同结构的共聚物复配使用降滤失效果明显优于单一处理剂。

2.2.2 封堵防塌剂优选

本体系采用刚性粒子、变形颗粒和胶质材料复配使用以达到封堵防塌的目的。刚性粒子主要来自于固体加重材料中的微粒；变形颗粒采用弹性石墨LH-TXSM150，该产品抗温达500℃以上，粒径中值80微米左右，具有良好的压缩性和回弹性，能有效封堵降低钻井液滤失量改善液护壁性，弹性石墨对钻井液的流变性几乎没有影响；［6,7］胶质材料从抗高温沥青产品防卡降滤失沥青树脂PPL-1、天然抗高温沥青PKLQ及磺化沥青Soltex中筛选，通过对240℃高温老化16h后试样浆的滤失量和流变性能变化情况分析从而优选出适合本井使用的胶质封堵材料。结果如表2。

表2 胶质封堵防塌剂比较试验

序号	试样	试验条件	AV mPa·s	PV mPa·s	YP Pa	Gel10”/10’ Pa	FLAPI mL
1	基浆	240℃/16h	75.5	65	10.5	2/3	10
2	基浆+2%PPL-1	240℃/16h	121	86	35	12/38	8
3	基浆+2%PKLQ	240℃/16h	85	69	16	3.5/5.5	3.2
4	基浆+2%Soltex	240℃/16h	90.5	78	12.5	4/7	2.1

试验结果表明，240℃高温条件下磺化沥青Soltex降滤失能力优于天然抗高温沥青PKLQ、防卡降滤失沥青树脂PPL-1降滤失效果最差；Soltex和PKLQ有一定的增粘作用，PPL-1加入后体系流型变差，静结构增强。磺化沥青Soltex相对比较适合在本井超高温钻井液体系中使用。

2.2.3 亚硫酸钠加量优选

亚硫酸钠是一种性能良好的钻井液高温稳定剂，可以与钻井液中游离氧发生化学反应消除游离氧，减缓钻井液体系中有机大分子材料的高温降解，提高钻井液的高温稳定性。亚硫酸钠同时是一种无机盐，加入后会对钻井液流型产生一定影响。本井使用的是高密度高固含钻井液体系，控制好流型是钻井液工作的重要环节。通过试验评价不同加量亚硫酸钠对高密高固含钻井液流变性能的影响，优选出在本弹性中的合适加量。试验用三开井段井浆作基浆，加入不同量的亚硫酸钠，加温至80℃，搅拌均匀测流变参数。结构见表3

表3亚硫酸钠对井浆流变性的影响

序号	Na₂ SO₃加量	试验条件	φ600/φ300	φ200/φ100	φ6/φ3	Gel10”/10’  Pa
1	0	80℃/常压	300/178	126/69	7/4	2/4
2	0.5%	80℃/常压	300+/210	145/80	7/4	2/4
3	1%	80℃/常压	300+/234	155/90	10/7	3/6.5
4	1.5 %	80℃/常压	300+/240	170/95	9/5	2.5/8

注：基浆密度1.77g/cm ³，粘度100s。

结果表明加入亚硫酸钠后钻井液明显增稠，流型变差。兼顾使用效果和减少对钻井液的不利影响，体系中亚硫酸钠的合适加量应控制在1%。

2.2.4体系配方的确定

在优选核心处理剂的基础上，结合其他相关的试验，确定了以具有良好抗盐抗钙能力、抗温260℃ 的多元共聚降滤失剂LH-JEW260和抗温240℃的羧羟基烷烯共聚物降滤失剂Redu240为高效主降滤失剂、抗温220℃的磺酸盐共聚物DSP-1为辅降滤失剂，以弹性石墨LH-TXSM150和磺化沥青SOLTEX为封堵防塌剂、以亚硫酸钠为高温保护剂、表面活性剂TC-PEM和 PGCS-1等为流型调节剂的抗高温钻井液体系最终优选配方，并配制试验浆进行体系的抗温性能、抑制性能、抗钙性能及高温稳定性等综合测试评价。结果如下：

2.2.4.1优选配方

清水+（1.5-2.5）%膨润土+ (70-90）%Weigh2 +(40-60)%Weigh3+（0.3-0.5）%IND30 +(2-4)%Viscol+2-4)%Redu240+(1-1.5)%LH-JEW260+(1-2)%SOLTEX+（1-2）% LH-TXSM150+(1-2)%NFA-25+(1-2)%PGCS-1 +(1-2)%DSP-1+ (0.5-1)% Na₂SO₃+（0.2-0.5）%TC-PEM+(1-2)%WX+重晶石

2.2.4.2 抗温能力测评

按配方(清水+2%膨润土+3%Visco1+1.5%LH-JEW260+2%Redu240+1%DSP+1%LH-TXSM150+1%SOLTEX+1%NFA-25+1%PGCS-1+70%Weigh2+60%Weigh3+0.15%IND30 +1% Na₂SO₃+0.5% TC-PEM +1.2%WX+重晶石）配制试验浆，对比240℃高温老化前后试验浆流变性能和滤失量变化。结果见表4，高温高压滤失测试温度240℃。

表4  钻井液优选配方240℃抗温性能测评

热滚时间 小时	密度 g/cm3	AV mPa·s	PV mPa·s	YP Pa	Gel10”/10’ Pa	FL/API ml	FL/HTHP ml
0	1.9				1.5/3.5	0.5	7
16	1.9	138.5	128	10.5	1.5/3	0.6	6

2.2.4.3 高温稳定性能测评

  将试验浆（同2.2.4.2）置于滚子炉中热滚不同时间，测量热滚前后的流变性能、API失水及240℃高温高压失水变化，并定性评价悬浮稳定性。结果见表5，高温高压滤失测试温度240℃。

表5 抗高温钻井液优化配方240℃高温稳定性能测评

热滚时间 小时	AV mPa·s	PV mPa·s	YP Pa	FL/API ml	FL/HTHP ml	悬浮稳定性 (目测)
0				0.5	8	无沉淀
16	98.5	89	8.5	1.0	7.5	无沉淀
48	87	79	8	1.2	9.5	无沉淀
72	79	72	7	1.5	12	无沉淀

2.2.4.4 抑制能力评价

用路乐河组（E1+2）地层棕红色岩屑干燥后粉碎过100目标准筛制作岩屑粉，在试验浆（同2.2.4.2）中按不同比例加入岩屑粉，混合均匀后置于滚子炉中240℃热滚16h，冷却至70℃，测量流变性、API滤失和240℃高温高压滤失量，评价体系的抑制抗水敏性岩屑污染能力。结果见表6，高温高压滤失测试温度240℃。

表6钻井液优选配方抗岩屑污染能力评价

岩屑加量 %	PV mPa•s	YP Pa	Gel10”/10’ Pa	FLAPI mL	FLHTHP mL	悬浮稳定性 （目测）
0	96	15	4/9	2.2	8.6	无沉淀
1	102	17	4/12	2.6	9.2	无沉淀
3	110	21	6/15	3.4	10.4	无沉淀
5	121	26	8/20	4.2	11.6	无沉淀

2.2.4.5 抗钙能力评价

在试验浆（同2.2.2）中按不同比例加入CaSO4,搅拌均匀后，置240℃高温滚子炉中热滚16h，冷却至70℃，测量流变性、API滤失及240℃高温高压滤失量，评价体系抗膏泥岩污染能力。结果见表7，高温高压滤失测试温度240℃。

表7  钻井液优选配方抗钙能力评价

CaSO4加量 %	PV mPa•s	YP Pa	Gel10”/10’ Pa	FLAPI mL	FLHTHP mL	悬浮稳定性 （目测）
0	96	15	4/9	2.2	6.8	无沉淀
0.1	98	15	4/9	2.4	8.8	无沉淀
0.7	106	19	5/14	3.0	10.2	无沉淀
1	114	22	6/19	3.8	10.8	无沉淀

综上试验表明，研究试验所优选出的高密度钻井液体系具有抗温240℃以上，同时具有良好的高温稳定性、高温流变性、悬浮稳定性、抑制性和抗盐膏污染能力，可以满足碱探1井目的层段钻进需要。

3.现场应用及维护处理措施

3.1 四开五开井段钻井液配制

碱探1井三开井段即使用的胺基有机盐钻井液体系，四开浆在三开剩余钻井液的基础上按照优化配方进行改造调整，主要是清除三开浆中无用固相，补充抗高温处理剂LH-JEW260、REDU240、2-3%DSP-1 、LH-TXSM150、Soltex、保温保护剂、表面活性剂等，以及抑制剂有机盐、胺基聚醇，钻具下至井底边循环边调整直至性能满足需要。

四开井段因膏泥岩蠕动缩径导致卡钻，未钻穿E1+2地层提前中完，五开井段继续使用四开钻井液，增加LH-JEW260 、Soltex 、LH-TXSM150等抗温能力较强的处理剂用量，使钻井液体系达到抗温240-250℃的能力。

表8 四开钻井液改造调整前后性能比较

调整效果比较	密度 （g/cm3）	粘度 s	AV mPa·s	PV mPa•s	YP Pa	Gel10”/10’ Pa	FLAPI mL	240℃FLHTHP mL
调整前	1.17	56	58.5	52	6.5	1.5/5	2.2	19
调整后	1.70	78	103	86	17	3/6	1.4	9.6

3.2钻井液维护

3.2.1常规维护

    正常钻进钻井液采用等浓度胶液补充，保持性能稳定；随着井底温度增加，缩短维护补充周期，发现井底温度急剧增加后加大LH-JEW260、Redu240、SOLTEX LH-TXSM150等抗温能力强的处理剂用量；同时连续补充氢氧化钠溶液中和处理剂高温降解产生的酸性气体。

表9 四开部分井段钻井液性能

井深 m	密度 （g/cm3）	粘度 s	φ600/ φ300	φ200/ φ100	φ6 /φ3	Gel10”/10’ Pa	FLAPI mL	240℃FLHTHP mL
5682	1.77	120	300+/190	126/66	6/3	1.5/3	0.6	5.8
5766	1.76	122	300+/195	135/71	7/3	2/3	0.6	6
5854	1.76	114	298/164	116/64	6/3	2/3	0.8	7
5897	1.74	110	300/162	117/65	6/3	1.5/2.5	0.8	6.5
5973	1.75	113	300+/173	123/68	6/3	1.5/3.5	0.8	7
5998	1.80	127	300+/238	168/93	8/5	2/4	0.6	6

表10  五开部分井段钻井液性能

井深 m	密度 （g/cm3）	粘度 s	φ600/ φ300	φ200/ φ100	φ6 /φ3	Gel10”/10’ Pa	FLAPI mL	240℃FLHTHP mL
6192	1.77	129	300+/210	145/78	7/4	2.5/3.5	0.4	5
6196	1.75	130	300+/202	140/75	7/4	2.5/3.5	0.4	4
6202	1.81	143	300/250	172/92	9/5	2.5/4.5	0.4	6
6212	1.81	139	300/212	145/78	8/5	2/4	0.4	4
6233	1.75	128	300+/240	164/86	7/4	2/3	0.4	6

3.2.2 二氧化碳气侵处理技术

钻至井深5600-5714m，录井气体检测CO2含量40%。钻进至5830米时，监测二氧化碳返出浓度24.7%。气侵后钻井液性能为粘度90秒，密度1.64g/cm3，静切力8/21，200℃高温高压失水由11ml上升至20ml，PH值为7，[HCO3-]3721mg/L。

处理该井段二氧化碳气侵的措施是:上提钻井液密度1.75g/cm3左右平衡气层压力，减缓CO2的侵入；补充烧碱上提钻井液PH值，保持钻井液PH值9-10；根据CO32-和HC03-离子浓度适当补充氧化钙，保持钻井液中适度的钙离子浓度，及时清除C03-。维持钻井液有机盐70%以上浓度增强钻井液抗污染能力。处理后钻井液性能为:粘度92-120秒、密度1.75g/cm3、静切力1-2/2-4、240℃高温高压失水6ml，可以满足正常钻进需要。

3.2.3 膏泥岩地层钻进及卡钻处理钻井液技术

四开钻进从5395米钻遇灰色含膏泥岩，5629米灰色含膏泥岩逐渐增多，5718米至5991米密集出现含膏泥岩，以灰白色膏质泥岩为主，伴有棕红色、棕褐色含膏泥岩，5991-5598m为纯灰白色膏质泥岩层。

棕红色、棕褐色含膏泥岩易吸收膨胀导致井眼缩径，岩屑易水化分散使钻井液固含增加；灰白色膏质泥岩含膏量大，岩性较软，易吸水膨胀并蠕动变形。

进入含膏地层后，钻井液加大聚胺、有机盐、弹性石墨、磺化沥青等抑制封堵处理剂用量，保持较强的抑制能力抗钙能力和较低的滤失量，及时处理因二氧化碳气侵引起的性能波动，充分利用地面震动筛和离心机及时清除无用固相，钻井液性能较为稳定。配合工程定深划眼定时短起下等措施，前期基本保持正常钻进。

钻进至井深5991m进入较纯的膏质泥岩地层，由于岩性较软加之超高温的环境，岩层吸水膨胀及蠕变速度加快，前期增强钻井液抑制性及时修整井眼的安全钻进措施不能适应新的变化，发生膏泥岩层缩径卡钻。

在处理卡钻及后期钻进过程中，钻井液密度从1.75 g/cm

3增加到1.80g/cm3，继续保持强抑制、低滤失、高温稳定的良好性能，一定程度上缓解了膏泥岩的蠕变缩径。

3.2.3 防漏堵漏措施

路乐河组（E1+2）地层微裂缝发育，地层承压能力相对较差，基岩顶部存在风化壳。四开五开井段都存在较大的漏失风险。

针对漏失风险钻井液工作以预防为主，开钻配浆时即加入了QS-2、BYD-2、NFA-25、HRFL、LH-TXSM150等耐温性能良好的刚性、柔性及胶质封堵材料，强化封堵能力，以提高井壁承压能力，尽可能将漏失消除在初始状态。

四开钻进至井深5454.8m，发生漏速10.4 m³/h的裂缝漏失，漏失时钻井液密度1.63 g/cm3，粘度74s。用井浆+10%QS-2+5%刚性堵漏剂ZYD+5%非渗透封堵剂BYD-2+3%弹性石墨LH-TXSM150配制15 m³堵漏剂，憋压堵漏一次成功。本井段后期未再发生漏速，井壁承压压力系数增加到1.80以上。

五开钻进至井深6217 m发生失返性漏失，漏失时钻井液密度1.79 g/cm3、粘度122s，判断是基岩风化壳漏失。用井浆+10%QS-2+5%刚性堵漏剂ZYD+5%非渗透封堵剂BYD-2+5%弹性石墨LH-TXSM150配制15 m³堵漏剂，憋压堵漏一次成功。继续钻进至6232m再次发生漏失，漏速30m³/h，采用相同方法成功堵漏。后期钻进至完钻进尺111m，又先后发生六次漏失，屡漏屡堵反复发生，每次间隔时间四天左右，漏失速度逐次下降。初步分析漏失均发生在风化壳层，每次采用憋压堵漏都能封堵漏失通道。堵漏材料中部分耐温能力差的材料在超高温环境下逐渐碳化最终失效，而部分惰性材料仍残留在漏失通道，故出现漏失周期性发生漏速逐渐下降的现象。

4. 结论与认识

1、本井四开五开井段使用的聚胺甲酸盐抗高温钻井液体系能够满足井底温度240℃以上的超高温环境钻井的需要。该体系具有较强的抑制性、封堵能力和抗石膏污染能力。良好的高温流变性和悬浮稳定性，可满足需在高温下长时间静止的测井及完井作业的需要；

2.使用抗氧剂和表面活性剂能有效减缓抗温能力相对较弱处理剂的高温降解、改善黏土颗粒的表面状态，提高体系的抗温能力和高温稳定性；

3．膏泥岩岩屑在高温环境下极易水化分散和物理分散，对钻井液流动性影响较大，除加强钻井液体系的抑制能力外，用好地面固控设备、及时清除钻井液中无用固相至关重要；

4.随着国内井底温度在200℃以上的深井超深井钻探越来越多，配套的安全可靠的抗高温钻井液体系和处理剂有待进一步开发，适用于超高温环境下的堵漏技术及堵漏材料也还有待开发研究。

参考文献

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[2] 李广冀等 雁探1“四高”井钻井液应用技术[J].钻井液与完井液2016，35 （4）

[3] 许洁等 松科2井抗超高温钻井液技术[J].钻井液与完井液，2018，35（2）

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