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作为钻井工程“血液”的钻井液，按照分散介质种类可分为水基类、油基类和气体类 3 大钻井液，其中油基钻井液是以白油、柴油、气制油等为分散介质的钻井液[1-2]。虽然油基钻井液不如水基钻井液应用广泛，但相比之下具有更优良的井壁稳定性、抑制性、润滑性、抗温性与抗污染性，是非常规油气井、复杂结构井、深水与超深水井、高温高压深井、超深井等高难度井的首选。 20 世纪 20 年代，原油首次应用于钻井循环流体标志着油基钻井液正式登上历史舞台[3]，之后油基钻井液技术进入科学发展阶段，多种油基钻井液处理剂与体系被研发出来，性能得到跨越式提升，为中国乃至全球油气勘探开发做出了重要贡献。笔者对油基钻井液技术发展历程进行梳理和总结，并深入分析油基钻井液目前存在的问题与未来面临的挑战，在此基础上指出未来油基钻井液的发展方向。
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1 油基钻井液发展历程简述
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20 世纪 40 年代，为解决原油钻井液的滤失量大、配制成本高、温度范围仅限于 100℃ 以内等缺点，发展了全油基钻井液和油包水乳化钻井液。全油基钻井液中的水质量分数通常小于 5%，具备一定的防塌、润滑能力，可抗 200℃ 高温，但基础油用量大、配制成本高昂且钻速较低[4]。油包水乳化钻井液中的水是必要成分，一般质量分数为 15%~40%，最高可达 60%。高含水量减少了基础油的用量，降低了钻井液的配制成本，并降低了钻井施工过程中的着火风险[5]。
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20 世纪 70 年代，为解决油包水乳化钻井液中水向地层中渗滤引发的井壁失稳、储层损害等问题，发展了平衡活度的油包水乳化钻井液技术。该钻井液使用含适量无机盐（通常为 CaCl2）的水作为内相，将钻井液中水的活度降至与地层水活度接近甚至相等，从而避免或减少了水向地层中的渗滤[6]。
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上述油基钻井液几乎都含有大量氧化沥青、有机褐煤等亚微米级亲油胶质，控制滤失量的同时导致机械钻速慢、钻井成本高，且普遍存在油相对环境污染风险大等难题。对此，1975 年发展出了低胶质油包水乳化钻井液[7]，其最大限度降低亲油胶质用量，以放宽滤失量为代价提高了机械钻速。 20 世纪 80 年代，为满足海洋等敏感区域的环保要求发展了低毒矿物油基钻井液，该钻井液使用毒性较低的矿物油（如白油）代替毒性较强的柴油作为基础油，并配套使用其他低毒处理剂，大幅降低了对环境的危害，满足了早期环保要求。随后，英国、挪威等国的石油公司开始尝试使用人工合成的环保气制油代替传统基础油，发展了合成基钻井液[8]，其重金属离子含量低、无毒、可生物降解，具突出的环保性能，已规模应用于海洋钻井。
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21 世纪以来，油基钻井液技术取得了进一步发展。该阶段的特色技术主要包括:针对处理剂高温条件下失效难题，以新型抗高温处理剂为核心发展的抗高温油基钻井液[9]; 针对固相含量过高引起沉降、流变性难调控、储层损害等难题，以高密度有机盐代替部分固体材料发展了低固相油基钻井液[11]; 针对大量使用有机土导致机械钻速慢、当量循环密度（ECD）大及高温稠化等难题，发展了低土相及无土相油基钻井液[12]; 针对油相滤饼清除困难导致固井质量差以及含油钻屑脱油难等难题，以 pH 响应型乳化剂为核心发展了可逆乳化钻井液[13]; 针对深水大温差条件下油基钻井液 ECD 波动剧烈、悬浮能力与流动性不可兼顾等难题，发展了深水恒流变钻井液[15]等，这些钻井液的性能都较传统油基钻井液技术有明显提高。
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2 关键技术难题与挑战
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近年来，油气勘探开发进一步向“ 老、非、低、深、极地”等难动用油气资源迈进，所面临的地质条件和地面条件越来越复杂[18]（ 井底温度大于 300℃、最大温差超过 200℃、超低温-40℃），对钻井液的性能提出了更高的要求。油基钻井液因其优良的抗温性、抗污染性、润滑性、抑制与井壁稳定性等是未来难动用油气勘探开发的首选钻井液，但现有技术在防漏堵漏、井眼净化、储层保护、环境保护等方面已不能满足上述更加苛刻的要求，油基钻井液面临着新一轮技术挑战[19]。简而言之，现有油基钻井液理论、方法和技术已经不能适应新形势需要。科研人员必须追求理论、方法创新和关键技术突破，研发高性能油基钻井液新材料与体系，提高油基钻井液技术水平，有效实现难动用油气资源“安全、高效、经济、环保”勘探开发目标。结合油基钻井液技术现状与未来发展要求，瞄准如下 13 个亟需解决的关键技术难题进行详细论述，并提出潜在解决方案。
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2.1 井眼强化型油基钻井液技术
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油基钻井液的突出优点是强抑制性和强井壁稳定性，在页岩油气水平井钻井中具有不可撼动的地位，但在实际应用过程中井壁失稳、坍塌事故并没有彻底避免，如在威远、长宁页岩气区块钻井中，截至 2019 年 11 月底因井壁坍塌、掉块卡钻等问题掩埋旋转导向钻具共 48 串，造成了重大经济损失。未来随着页岩油气勘探开发力度进一步加大，因井壁失稳、坍塌等事故造成的恶劣影响势必更加严重。长期以来，对于井壁失稳问题，研究人员仍采用“降低钻井液引起井壁岩石的破坏作用，并筛选破坏作用较小的钻井液体系” 的思路，未对提高井壁岩石强度的方法和技术进行研究，井壁垮塌问题未得到根本解决。目前油基钻井液导致井壁坍塌机制仍不明确，一般认为油基钻井液几乎不引起井壁岩石水化、分散等，所以重点应是从封堵微纳米孔缝、固化破碎岩石、改变岩石润湿性等方面协同作用，解决油基钻井液中井壁失稳问题。其中固化破碎岩石的难点在于在油性的非极性环境中，难以形成氢键、离子键等非共价键，无法实现有效胶结井壁岩石，提高岩石内聚力的目的。罗健生等[20] 采用苯乙烯丙烯酸酯共聚物、磺化沥青、油溶性碳酸钙和纳米二氧化硅等研制了一种油基钻井液封堵剂，可有效地封堵微裂缝，减少孔隙压力传递效应，维持井壁稳定，现场应用效果良好。倪晓骁、蒋官澄等[21]合成了一种既超疏水又超疏油的超双疏纳米流体 SAN，该材料能将岩石孔喉表面润湿性反转为超双疏润湿，提高了岩石表面的自清洁特性，并且反转毛细管附加压力为阻止液相进入孔喉的阻力，避免因液相进入破坏孔喉结构，起到稳定岩石强度的作用（图1、2）。
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图1 SAN 对岩心自然渗吸的影响
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Fig.1 Impact of SAN on natural imbibition of core samples
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图2 毛细管附加压力
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Fig.2 Capillary pressure
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2.2 油基钻井液防漏堵漏技术
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井漏尤其是裂缝性地层井漏是制约油气钻井工程提质增效的第一大技术难题[22]。井漏不仅导致钻井液损失巨大，同时易引发井塌、卡钻和井喷等复杂事故，大幅增加非生产时间，造成重大经济损失，据不完全统计，中石油、中石化、中海油、延长石油等因井漏导致年均直接经济损失超 100 亿元[25]。而目前的防漏堵漏材料大多都是针对水基钻井液研发的，缺少油基钻井液专用堵漏材料，导致油基钻井液一旦发生漏失，难以堵漏[28]。油基钻井液防漏堵漏材料研发难度大，原因在于无法解决堵漏材料在油相中的分散性与在漏层驻留能力之间的矛盾:一方面，堵漏材料应在油基钻井液中具有良好分散性，因此一般含有大量亲油基团; 另一方面，油基钻井液进入漏层后会将岩石表面转变为油湿性，从而造成堵漏材料与油湿性的漏失壁面间结合力很弱，主要原因在于亲油性的非极性环境中堵漏材料与漏失壁面间难以形成氢键、离子键等强非共价键或/ 与共价键，所以无法在漏层中“停得住”，更无法承压。邓正强、蒋官澄等[30]以丙烯酰胺（AM）和 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）为主要成分，制备了一种凝胶微球堵漏剂，在 200℃以下具有较好封堵效果。孙金声等[31]以乙烯基芳族嵌段共聚物、乙烯基苯交联剂为主要成分，研发了一种适用于油基钻井液的可控膨胀凝胶堵漏剂，并建立了“刚柔协同”复合桥接承压堵漏技术。该油基堵漏体系抗温 200℃，对于缝宽小于 5 mm 裂缝的承压封堵能力达到 13 MPa; 与国外同类油基堵漏体系（ AmeriWest 公司 SUPE PLUG）相比，同等条件下抗温能力提高 20℃，承压封堵能力提高了 18%。 2021 年，“刚柔协同” 复合桥接油基堵漏技术在长庆油田华 H90-3 井成功应用，解决了长裸眼水平段多点漏失技术难题，水平段长度达到 5 060 m，刷新亚洲陆上水平井最长水平段纪录。
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2.3 超高温油基钻井液技术
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近些年来，随着国内外油气资源勘探开发的不断深入，深井、超深井数量逐渐增加，井底温度上限也不断刷新（如大庆松辽盆地古龙 1 井井深超 6 300 m，井底温度达 260℃），钻井液抗温能力不足已成为限制深层油气勘探开发的“卡脖子”技术，是亟需解决的重大技术难题。在高温条件甚至超高温条件（大于 260℃）下，造成油基钻井液性能恶化的主要原因是关键处理剂（尤其是乳化剂）失效[32]。油基钻井液的基础是利用乳化剂形成相对稳定的油包水乳状液，该乳状液本质上属于热力学动力学不稳定体系，在高温环境下，维持乳液稳定会变得更加困难[33]。一方面，乳化剂在高温条件下发生分解（如极性官能团发生水解，非极性官能团断裂），造成钻井液乳化稳定性变差、性能恶化。另一方面，高温造成部分乳化剂在油水界面发生解吸附，同时乳液液滴会发生剧烈的布朗运动，使得油水界面膜变薄或者破裂，导致钻井液破乳。对油基钻井液来说，采用提高水基钻井液处理剂抗温性的方法的效果很有限，难以满足未来 300℃ 超高温条件需求。综合来说，超高温油基钻井液技术的关键在于抗高温处理剂的研发。目前，蒋官澄等[35]以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂 HT-MUL 和辅乳化剂 HT-WET，以此为核心构建了一套抗高温油基钻井液体系，该体系在威 204H5 平台页岩气开发井取得了成功试验并得到大规模推广应用。 MI-SWACO 公司以无胺基乳化剂为核心，结合高性能抗温有机土、改性单宁混合型抗高温降滤失剂、无胺基乳化剂等构成了超高温高压油基钻井液体系 UHTHP [36]，室内评价结果表明，该体系可在 300℃高温下保持优异的流变性、乳液稳定性和滤失性，并在泰国成功应用。
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2.4 高温高密度无土相油基钻井液技术
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有机土是由亲水的膨润土与季铵盐类阳离子表面活性剂发生相互作用后制成的亲油黏土，一直是油基钻井液中不可或缺的增黏提切材料。然而大量使用有机土会造成较高的当量循环密度，容易引发井漏等复杂事故; 机械钻速偏低; 高温循环后会导致体系增稠，不利于流变性调控; 高温条件下因表面活性剂分解等原因，有机土片层所构成的网络结构会发生崩解，造成高温条件下井眼清洁和固相悬浮能力不足[37]。针对这一难题，研究人员发展出了无土相油基钻井液技术，该钻井液与传统油包水乳化钻井液相比，采用提切剂代替有机土，具有独特的“脆性凝胶”流变特性以及机械钻速高、抗水侵性能强、滤饼薄、渗透率恢复值极高等优点。目前大多数油基钻井液用提切剂都为油溶性聚合物，这些提切剂的极性基团在分子中所占比例较低，且连续相为非极性环境，所以油溶性聚合物胶凝能力较弱，不适用于高压地层。因此提升提切剂的胶凝能力成为研发高温高密度无土相油基钻井液的关键。蒋官澄等[38]将胺基极性基团接枝到脂肪酸衍生物主链上，形成了一种超分子提切剂 HBL，可以通过氢键作用增强乳液中分散液滴之间的相互作用，形成凝胶网络结构，从而代替有机土实现油基钻井液体系的增黏提切（图3）。在此基础上配合自研高性能抗高温主辅乳化剂、聚合物降滤失剂、纳米封堵剂等核心处理剂，形成一套抗温 240℃、密度达 2.7 g / cm 3 的高温高密度无土相油基钻井液技术，温度和密度上限分别高于哈里伯顿 30%和 35%。该体系于 2018 年在新疆南缘齐古 5 井取得了成功试验并推广应用。之后 Baroid 公司也研发了环保型矿物油基无土相钻井液体系 INNOVERTTM，它是以液体石蜡油和精炼矿物油的混合物作为连续相，以油溶聚合物为增黏提切材料，在此基础上形成抗温达 232℃ 的无土相油基钻井液，可用于海洋、大陆架及陆地钻井。
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图3 提切剂 HBL 及其作用机制
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Fig.3 Surfactant HBL and its mechanism of action
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2.5 恒流变油基钻井液技术
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深水钻进过程中，钻井液面临诸多挑战，如泥线温度低而井底温度高、钻井液流变性难于调控、重晶石沉降、当量循环密度（ECD）变化大、容易引起井壁失稳及井下漏失等复杂情况[39]。油基钻井液具备优良的抑制性和井壁稳定性，但其流变性受温度影响大，在深水低温环境下会剧烈增稠，导致当量循环密度大幅增加，在窄安全密度窗口井段易引发井漏、井塌事故[40]。因此弱化钻井液黏度、切力对温度的敏感性，使其流变参数在一定温度范围内基本保持恒定是解决该难题的关键[41]，从而发展了恒流变钻井液技术。恒流变特性可通过两种方式实现: 一是有机土颗粒的低温弱增黏作用和温敏性聚合物分子链的高温伸展增黏作用相互配合，降低体系黏度、切力对温度的敏感性; 二是用有机土配合流型调节剂形成强度随温度改变而变化的空间网络结构，降低体系黏度对温度的敏感性[42]。综合来说，深水恒流变合成基钻井液技术发展比较成熟，而且进行了广泛应用，但目前恒流变机制还没有统一的理论解释，需要进一步研究，降低实现恒流变的难度、扩大恒流变温度范围; 目前研究恒流变的温度下限约为 4℃、温度上限约为 180℃，无法或难以实现特低温或高温条件下的恒流变特性，影响低温高压及高温高压条件下钻井液流变性、沉降稳定性等。蒋官澄等[43]建立一套密度为 1.2 g / cm 3 的生物柴油基恒流变钻井液体系，该体系环保性能优良，可在 2~90℃ 条件下保持恒流变性，并可抗 5% 的海水和 10%的页岩屑污染。中海油田服务股份有限公司（COSL）的 FLAT-PRO [44]适用温度范围达到 3~180℃（表1），超越当前国际同类技术。
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2.6 环保型高效能油基钻井液技术
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近年来随着全球超深水油气勘探的不断进行，全球重大油气发现的 70%来自水深超过 1 000 m 的水域，而这些油气资源几乎都埋藏在国家一级海洋保护区内，这也对钻井液的环保性能提出了更加严格的要求[45]。目前油基钻井液一般用白油或气制油作为基础油，但白油仍存在芳烃含量较高，环境保护性差等问题; 气制油合成基钻井液[46] 尽管对环境的毒副作用较小，但也存在基础油成本较高、乳化和提切困难、在高温下容易稠化等问题，难以同时兼顾环保性和高效能。此外，油基钻井液的性能不仅取决于基础油，更取决于基础油与有机土、乳化剂、降滤失剂等关键处理剂的协同作用[47]，因此研发各类环保型基础油的配套处理剂对于环保型高效能钻井液是非常重要的。综合来说，环保型高效能油基钻井液技术的重点在于研发可彻底降解且降解产物无毒无害的基础油以及对自然环境无污染、对生态系统无破坏的配套系列处理剂; 技术难点主要在于，如何解决基础油和处理剂既能在温和的自然环境下可降解、无毒等环保性能，又能在高温、高压等严苛的地层条件下维持钻井液性能稳定的矛盾。目前，环保型基础油的研究主要集中在地沟油、棕榈油、菜籽油、大豆油等生物类柴油，蒋官澄等[43] 优选原材料制备成本低、环保性好的大豆油乙酯生物柴油作为基础油（表2），配合改性有机土和环保型流型调节剂，研发出了环保性能优良的生物柴油基钻井液体系。相关处理剂的研发主要包括淀粉，纤维素、木质素、腐殖酸等天然材料的改性以及与各类基础油适配的相关处理剂，徐加放等[48]通过腐殖酸改性合成了一种棕榈油基钻井液降滤失剂 FLA，表现出良好的降滤失效果，生物毒性评价结果表明，棕榈油基钻井液对卤虫幼体的半致死浓度为 35 520 mg / L，符合一级海区和二级海区生物毒性要求。
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2.7 废弃油基钻井液无害化处理技术
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钻井废弃物主要由废弃钻井液、含油钻屑等组成。其中，废弃钻井液包含大量的基础油、地层原油和各种化学处理剂以及重金属类（如铜、汞、镉、锌、铅、钡等）物质，具有高 pH 值、高 COD（化学需氧量）、高含油量等特点[49]; 含油钻屑中存在大量的油及各种烃类物质，钻井液中的化学物质，直接排放会造成严重的环境污染。目前废弃油基钻井液、含油钻屑的处理方法，可以概括为:回注法、填埋法、微生物修复法、热蒸馏法、微波加热、化学破乳法以及超临界流体萃取法等[50]（表3），其中微波加热技术与焚烧或常规热解等既定技术相比，具有更高的可持续性和有效性，超临界流体萃取技术具有较好的萃取效果，除油率可超过 98%。综合来说，如何实现钻井液无害化处理和油相资源回收是废弃钻井液处理的主要问题，评价主要指标为废弃物含油率、油相回收率和处理成本等。目前钻屑的综合利用主要集中在铺路和作为建筑材料等方面，仍存在处理成本高、处理后的产品品质低、不能高效利用废弃钻屑等缺点。废弃物除油方面，谢水祥等[51] 以新型清油剂和无害化处理药剂为核心，形成了一套废弃油基钻井液资源回收与无害化处置技术，其废弃油回收率可达 90% 以上，现场应用效果良好。董腾飞、蒋官澄等[52] 首次将光催化技术引入到钻井废弃物处理中，合成了一种 Bi / BiOBr0.5Cl 0.5 光催化材料，具有良好的光催化降解效率，对聚合物的 COD 去除率大于 80%。
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2.8 提高固井质量型油基钻井液技术
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在油基钻井液钻井过程中，由于润湿剂和乳化剂的共同作用，使井壁岩石和套管表面具有良好的亲油性，而固井水泥浆是亲水性工作液，两者相容性差，造成固井过程中水泥浆顶替效率低并且无法有效清洗井壁和套管、滤饼难以清除、水泥环难以与第二界面形成良好胶结，严重影响固井质量[54]。为此研究人员在油基钻井液滤饼解除技术、油基钻井液固井清洗技术[55]、可逆乳化钻井液技术等方面展开了大量研究，其中可逆乳化钻井液可在油包水乳化钻井液与水包油乳化钻井液之间按需切换（图4），兼顾油基钻井液在钻井阶段的优异性能和水基钻井液在固完井阶段的易清洗优势，可较好解决油基钻井液固井质量低，含油岩屑难处理等技术难题。目前可逆乳化钻井液技术主要存在响应速率较为缓慢、乳液稳定性差、抗温能力不强等缺点，以及乳状液转变的机制和影响因素还有待深入研究。王国帅等[56]以 1-溴代长链烷烃和二乙醇胺为原料，合成了一种 pH 响应可逆转乳化剂 RE-HT，可逆乳化钻井液的滤饼清除率达 98.98%（表4），岩屑含油量低于 1%，EC50为 2. 05×10 5 mg / L。任妍君等[57]通过室内岩心驱替实验、接触角测量、红外光谱分析研究了不同 pH 清洗条件下可逆乳化油基钻井液对硅酸盐岩润湿性、渗透性的影响规律，提出了关于可逆乳化钻井液储集层损害特性和机制，以及“先酸后碱”的井眼清洗方法。 MI-SWACO 公司研发的可逆乳化油基钻井液体系 FAZEPRO，经现场应用显示出良好的滤饼易被酸洗清除的优势，可有效提高固井质量。
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图4 pH 响应型可逆乳化钻井液相转变机制[58]
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Fig.4 Mechanism of pH-responsive reversible emulsified drilling fluid phase transition
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注:以六速旋转黏度计套筒模拟井壁，以黏附在套筒上的钻井液模拟井壁滤饼，其中 m0 为六速旋转黏度计套筒净质量; m1 为套筒黏附钻井液后的质量; m2 为黏附了钻井液的套筒被清洗后质量; Rr 为泥饼清除率，Rr =（m1-m2）/（m1-m0）。
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2.9 油基钻井液微细颗粒清除技术
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钻井过程中因钻井液抑制与包被性差、重复破岩、固控不良等原因，其内部劣质黏土、岩屑微细颗粒质量分数不断增加，最高可达 50%。这些微细颗粒处于纳米—微米区间（几百纳米至几十微米），会极大地增加钻井液内摩擦，造成塑性黏度大、滤饼厚、机械钻速低等不良影响。水基钻井液中常使用抑制剂抑制劣质黏土水化分散，以及使用聚合物包被剂包覆、聚集细颗粒而增大尺寸至被固控设备筛除的方法清除劣质固相，技术已十分成熟，但对油基钻井液的劣质固相清除一直难以实现，导致常出现油基钻井液“越用越稠”至报废且废弃后难以回收再利用难题，极大增加钻井成本以及废弃钻井液排放量。综合看，油基钻井液劣质固相清除的难点在于如何在油相环境中实现处理剂与已被充分乳化分散的劣质固相间的强吸附力，即如何将劣质固相 “拉到一起”。目前，孙金声团队率先研发了双亲性油溶性聚合物，实现了对油基钻井液劣质固相的高效且选择性絮凝，废弃钻井液经絮凝、离心处理后重新配制可达到接近新钻井液的性能水平[59]; 景岷嘉等[60]使用双十六烷基二甲基氯化铵絮凝油基钻井液劣质固相，经振动筛后最高可去除 20%（图5）。国外尚未见同类技术报道。
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图5 固相含量及固相清除率随絮凝剂质量分数的变化
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Fig.5 Variations in solid content and solid removal efficiency with changes in mass fraction of flocculant
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2.10 油基钻井液井眼净化技术
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良好的悬浮和携带能力是防止固相沉降、保持井眼清洁，实现安全高效钻井的前提[61]。根据“流体容易携带润湿相固相，使其随着润湿相流体运动而运动”的原理，油基钻井液更容易携带油湿性固相，而一般岩屑和重晶石颗粒表面属于亲水性，因此较之水基钻井液，油基钻井液的悬浮稳定性与井眼净化能力不足等问题更加突出。另外，油基钻井液广泛应用于水平井、大斜度井等复杂结构井，受其井型限制容易出现起下钻遇阻、卡钻等复杂事故，如在长段水平井施工中，岩屑在上返过程中趋向于沉向井壁下侧，易形成“岩屑床”。针对这一问题，一方面，通过添加润湿剂来阻止重晶石、岩屑等亲水性固相颗粒团聚、聚沉，但往往会增加井壁岩石的亲油性，增大地层岩石对油相的毛细管吸力，破坏井壁稳定性以及造成储层伤害。另一方面，可通过添加增黏提切材料（如有机土）增加油基钻井液切力，但往往会大幅增加塑性黏度，造成钻速降低、开泵困难、甚至可能会诱发地层漏失。综合来看，油基钻井液井眼净化能力不足的关键在于无法兼顾“低塑性黏度和高切力”。黄贤斌等[62]合成了一种抗高温油基钻井液润湿剂，可在 200℃ 以下有效提高重晶石的润湿性。孙金声等[63] 利用二聚脂肪酸与二乙醇胺反应，制备了一种适用于油基钻井液的提切剂即低聚物 RM，该提切剂通过氢键作用增强了乳液中液滴-液滴、液滴-颗粒、颗粒-颗粒之间的作用力，在钻井液中构建了由弱相互作用连接的三维网架结构，从而增强了乳液的凝胶结构，起到了提切和稳定乳液的作用，该提切剂在不增加塑性黏度的情况下，有效提高油基钻井液携岩能力（表5）。
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2.11 低密度油基钻井液技术
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在地层压力系数低、微裂缝发育丰富、强水敏等地层钻井过程，以及中后期老油田的修井作业中，常规油基钻井液难以同时满足低密度、封堵能力和抑制性等要求，容易出现严重漏失，地层坍塌等井下复杂问题，为此，发展出了低密度油基钻井液技术，即油基泡沫钻井液技术。油基泡沫钻井液是在连续相中加入发泡剂、稳泡剂等处理剂，通过物理-化学作用形成具有一定粒径和壁厚，内部似气囊，外部为保护性外壳，分散在连续相中形成稳定的气-液体系[64]。油基微泡内部的表活剂膜是由黏性的水层包裹，外层为表面活性剂层[65]（油基微泡基本结构如图6 所示）。油基泡沫形成主要是由于发泡剂具有低表面能的疏油基和亲油基，能降低油基液的表面张力，从而形成油基泡沫。与水基泡沫钻井液相比，油基泡沫钻井液因基础油本身表面张力很低，继续降低其表面张力难度远大于水基泡沫钻井液。目前，虽然水基微泡沫体系的稳泡剂等相关处理剂研究较为成熟，但对于油基微泡沫钻井液处理剂研究较少，并且油基微泡沫钻井液发泡剂的成本较高，一定程度上限制了油基泡沫钻井液的应用。综合来看，油基泡沫钻井液的难点主要在于油基泡沫钻井液抗温能力不足，膜强度低。杨鹏等[66] 研制的油基可循环微泡沫钻井液，抗温可达到 150℃、防塌抑制性强，具有良好的应用前景。
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图6 油基微泡基本结构
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Fig.6 Basic structure of oil-based microbubbles
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2.12 低温油基钻井液技术
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南极等极地地区，蕴藏着无数的科学之谜和丰富的资源。据估计，目前南极地区石油储量约为（7.95~15.90）×109 m 3，天然气储量约为（3~5）× 10 12 m 3。钻井液作为钻井工程的“血液”，直接决定着极地钻井的成功与否。因为极地地区地表平均气温低（-60~-50℃），地层复杂（自上而下分为雪层、冰层和岩层），地层温度变化大（-55~-2℃）等特点，对钻井液的性能提出了巨大的挑战。在南极等极地环境下钻井，要求低温钻井液的凝固点不仅应低于井眼中的最低温度，而且应低于钻井棚（通常为储存钻井液的地方）外的空气温度，因此钻井液的凝固点至少应低于-55℃。此外因极地环境脆弱，承载能力低，生态系统敏感等特殊因素，要求低温钻井液具有较好的化学稳定性和优异的环保特性（低温钻井液主要性能如表6 所示）。极地地区钻井面临的技术难题主要包括:在钻遇雪层过程中，因雪层渗透性大，极易造成井漏、卡钻等问题; 冰层易发生蠕变，安全密度窗口窄，暖冰层易出现冰屑聚集卡钻; 冰下岩层钻井过程中易出现冻土融化，造成井壁坍塌等[67]。目前低温钻井液经过多年的发展取得了一定的进展，研发了低温石油基钻井液、乙醇和乙二醇类钻井液、酯类钻井液和硅油类钻井液，但总体来说，低温钻井液体系的构建和性能调控方法尚处于起步阶段，其配制与施工工艺等还未形成统一的规范。
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2.13 低荧光或无荧光油基钻井液技术
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荧光检测是利用石油具有荧光性研发的一种寻找油气显示的方法，是石油勘探开发中初步寻找油气显示层段的最简便、直观的有效方法之一[68]，但钻井液处理剂的荧光会影响气测录井和常规荧光录井的分析结果，增大发现油气显示和评价储集层的难度。钻井液处理剂具有荧光的主要原因是含有芳香烃和共轭烯烃或具备刚性结构、平面结构等电子共轭体系。钻井液处理剂对油气识别的影响主要为 2 个方面:处理剂本身具有荧光属性，它直接对岩屑、井壁等产生污染，误导荧光录井对于油气的现场识别; 处理剂是原油制品，它不仅具备荧光属性，同时具有烃类物质属性，在地化检测中，也能表现出原油的部分地化特征，从而误导现场对于原油性质的判断[69]。目前，由于对荧光机制的认识存在不足之处，对于荧光检测方法行业内没有形成较为统一的评价方法，导致评价结果差异性较大，也限制相关处理剂的研发。根据“相似相溶”原理，油基钻井液处理剂大多含有芳香烃或共轭烯烃等结构，因此研发 “绝对无荧光”处理剂的难度较大。
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3 结论与建议
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经过几十年的发展，中国油基钻井液技术已基本满足各种复杂条件下现代钻井的需要，但面对 “老、非、低、深、极地” 等难动用油气资源的勘探开发，现有技术仍存在一定差距，如超高温油基钻井液、环保型油基钻井液、可逆乳化油基钻井液、低温油基钻井液，仍不太成熟; 在防漏堵漏、劣质固相清除、钻井废弃物处理、低荧光处理剂的研发、油基泡沫钻井液技术等方面，也存在许多不足。结合现场实践可以看出，今后钻井液的发展方向是围绕“安全、高效、经济、环保、智能” 钻井的目标要求，重点解决以下问题:如何解决油基钻井液井壁稳定与抗温能力不足，如何解决油基钻井液岩屑携带困难、井眼净化不彻底等问题。为此建议从以下几个方面开展研究:
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（1）针对油基钻井液井壁失稳难题，建议研发适合油基钻井液的“固壁剂”，提高岩石颗粒间内聚力和井壁岩石强度，建立井眼强化型油基钻井液体系。
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（2）针对油基钻井液井漏这一重大技术难题，研发油基钻井液配套的系列防漏堵漏材料并建立油基钻井液随钻、停钻堵漏技术。
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（3）针对油基钻井液中劣质固相难以清除这一难题，建议研发 Gemini 型油溶性聚合物等具特殊分子结构的絮凝剂，增大絮凝效率并减弱对油基钻井液乳化稳定性的负面影响。
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（4）针对油基钻井液岩屑携带困难，井眼净化不彻底这一难题，建议研发油基钻井液用携屑剂，提高固相悬浮稳定性和井眼清洁度，辅助解决悬浮、携带与井眼净化难题。
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（5）针对油基钻井液抗温能力不足难题，研发抗极高温度的乳化剂，大幅提高油基钻井液的抗温能力。
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（6）开展生物质合成基液和绿色油基钻井液处理剂应用研究。
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（7）针对废弃油基钻井液无害化处理，建议采取光催化和微生物协同降解原理，在一定条件下，将废弃油基钻井液降解为对自然界动植物有利的成分，从而促进生态系统良性循环。
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综上，虽然中国油基钻井液研究起步晚，整体水平与国外相比仍有一定差距，但在某些方面已达到国际先进甚至领先水平，如劣质固相清除技术、无土相油基钻井液技术等。随着钻井地层情况逐渐变得异常复杂和环保要求异常苛刻，不仅国内技术难以满足要求、国外先进油基钻井液技术也“ 水土不服”，必须引入其他学科的前沿基础理论，如仿生学、超分子化学、微生物学、人工智能、大数据等，发展具有“安全、高效、经济、环保、智能” 特点的高效能油基钻井液新理论和新技术，实现从高性能向高效能的转变、水基和油基钻井液的优点融为一体、油气钻井与环境保护的协调发展，并实现油基钻井液技术向智能化发展的革命性进步。
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摘要
自 20 世纪 20 年代以来,为解决钻井过程中遇到的各种复杂问题,在钻井液体系优化和新材料研发的基础上, 对油基钻井液技术进行不断完善和改进,目前已形成包括抗高温、低固相、无土相、可逆乳化及恒流变等多种高性能油基钻井液体系和技术,并得到广泛应用。近年来,随着陆上易开采油气资源逐渐枯竭,世界范围内油气勘探开发逐步向页岩气、超深层、超深水等非常规油气、复杂油气资源迈进,对钻井液性能要求越发严苛。在水基钻井液无法满足要求的情况下,油基钻井液因固有的抗温性、页岩抑制性、水合物抑制性、润滑性和储层保护性等优势已逐渐成为钻探高温深井、大斜度定向井、页岩气水平井、海洋深水等各种复杂地层的主体钻井液技术,不仅给油基钻井液的发展带来了机会,也使油基钻井液面临前所未有的挑战。梳理并阐述油基钻井液的发展历程和目前技术现状、难点以及未来发展趋势;提出研发适合油基钻井液的“固壁剂”、油基钻井液配套的系列防漏堵漏材料、Gemini 型油溶性聚合物等具特殊分子结构的絮凝剂、油基钻井液携屑剂、抗极高温度的乳化剂等,并开展生物质合成基液和绿色油基钻井液处理剂应用研究,以及采取光催化和微生物协同降解原理的废弃油基钻井液无害化处理研究。
Abstract
Since the 1920s, in order to solve various complex problems encountered in the drilling process, the oil-based drilling fluid technology has been continuously improved based on the optimization of the drilling fluid system, as well as the research and development of new materials. At present, a variety of high-performance oil-based drilling fluid systems and technologies have been formed and widely utilized, including high-temperature resistance, low solid phase, no-soil phase, reversible emulsification and constant rheology. In recent years, with the gradual depletion of onshore oil and gas resources that are easy to exploit, oil and gas exploration and development around the world are gradually approaching unconventional and complex resources, such as shale gas, ultra-deep water. Hence, the requirements for drilling fluid performance are becoming more and more stringent. When water-based drilling fluid cannot meet the criteria, oil-based drilling fluid has gradually become the central drilling fluid technology for drilling high-temperature deep wells, highly deviated directional wells, shale gas horizontal wells, offshore deep-water and other complex formations due to its inherent advantages of temperature resistance, shale inhibition, hydrate inhibition, lubrication and reservoir protection, which not only brings opportunities for the development of oil-based drilling fluid, but also makes oil-based drilling fluid face unprecedented challenges. This paper reviews the development history, current technical status and difficulties, and future development trends of oil-based drilling fluid. The " wellbore strengthener" for oil-based drilling fluids, a series of leakage and plugging materials tailored for oilbased drilling fluids, flocculants with unique molecular structures such as Gemini-type oil-soluble polymers, debris-carrying agents for oil-based drilling fluids, and emulsifiers resistant to extremely high temperatures were proposed. The application of biomass-synthesized base fluids and environmentally friendly oil-based drilling fluid treatment agents were conducted as well. Meanwhile, the harmless treatment of waste oil-based drilling fluids through photocatalysis and microbial synergistic degradation has been carried out.
Keywords
drilling fluid ； oil-base drilling fluid ； research status ； development trend
