万米深井的高温“较量”——超高温水基钻井液技术团队基础研究突破纪实
研究人员开展体系性能评价。采访对象 供图 本报记者 陈景秋
钻井液被视为钻井工程的“血液”，是保障安全高效钻探的关键。前不久，中石化石油工程技术研究院有限公司（下称石油工程技术研究院）新产品新技术发布会现场，6项“石工卓灵”技术产品集中亮相，拥有自主知识产权的钻井液产品榜上有名。台上短短几分钟的发布，背后是一场持续数年的深度攻关。
240摄氏度——这是万米深井井下可能遇到的极端高温，也是长期制约我国超深层油气勘探的关键短板。过去，钻井液这类高端材料主要依赖进口，不但价格昂贵，而且难以适配国内万米深井复杂工况。
石油工程技术研究院超高温水基钻井液技术团队瞄准这块“硬骨头”，从基础研究起步，勇闯无人区，成功打造 Ultra-240超高温水基钻井液产品，先后在万米深井、中石化超高温井落地应用。这几十摄氏度的跨越，筑牢的是国家能源安全的底气。
啃下240摄氏度“硬骨头”
长期以来，240摄氏度超高温水基钻井液及其核心处理剂，是制约我国超深层、万米深井油气勘探的关键短板。“常规水基钻井液体系在200摄氏度以上的高盐高压复杂地层中极易失效。”石油工程技术研究院油田化学研究中心经理李大奇说，这几十摄氏度的差距，涉及材料、机理、现场适配等多重难题，是行业公认难啃的“硬骨头”。
常规高温钻井液处理剂的分子结构是一条“直线”，温度一高就容易断、容易软。基础研究是所有问题的总机关。团队换了个思路，把分子设计成“树枝状”——像一棵树，枝杈相互支撑，高温下结构自然又稳定。这一思路背后是对分子作用机理的深刻理解：线性分子在高温下分子链易断裂或卷曲，而支化结构能通过空间位阻和多重相互作用维持构象稳定。
基础研究的深化不止于分子设计。李大奇指出，十多年来，团队从高温高压深井的现场痛点出发，对关键材料失效机理进行了长期系统研究，逐步凝练出“低黏度效应、合理溶剂化膜厚度、强吸附能力”的构建理论。高密度钻井液中，聚合物极易带来体系黏度过高的问题；同时高温环境会造成处理剂解吸附、溶剂化膜衰减等，对材料的低黏度效应、水化能力与吸附性能提出严苛要求。依托这一理论反向牵引分子结构定向设计，团队成功研发了低黏降滤失剂等系列产品，打通了理论研究与工程实践的闭环。
“以往行业仅聚焦钻井液短时高温性能优化，忽略了长期高温高盐环境下材料分子的性能衰变规律。”石油工程技术研究院油田化学研究中心储层保护团队副团队长宣扬介绍，团队攻克了关键材料长期高温降解、钻井液各组分间相互作用失效等基础难题，让钻井液体系在长期极端工况下始终保持流变、滤失、沉降性能稳定。
传统高温钻井液靠堆砌处理剂材料种类和加量来扛住高温高盐，一套体系核心处理剂就要十几甚至二十多种，用“做加法”来换取安全。但材料多了也有弊端，各种材料之间互相干扰，高温下容易配伍失效，现场配液维护困难。团队敢于做配方上的“减法”，将处理剂种类减到10种以内，核心处理剂种类更是只有3种至5种。这一“减法”的本质，正是团队对超高温环境下分子降解、流体作用机理的认知升级——从分子层面研发高效能处理剂，功能更高效、更全面。中试放大打通产业化通道
从实验室到工地，中试放大是一道绕不过去的坎。
“印象中最大的一次挫折，是在超高温降滤失剂首次中试放大阶段。当时室内小样、小试的合成工艺和性能控制都十分稳定，但进入吨级中试环节，反应体系传质传热效应与实验室差异极大，加料时机、温度控制稍有偏差就会影响整釜产品质量。”石油工程技术研究院油田化学研究中心深地钻完井工作液副团队长杨帆表示。
当天项目组就联合生产专家紧急攻关，同步开展从克级到百公斤级的梯度对照试验，反复调整加料速率、反应温度与关键组分配比，逐点校准因放大效应带来的参数偏差。经过连续一周密集调试，最终稳定了中试工艺参数，为后续量产打通了关键关口。
2025年9月23日，油田化学剂成果转化中心（天津）项目在天津经开区南港工业区顺利投产。该项目是中国石化天津南港“高端新材料产业集群”中唯一的勘探开发类项目，拥有高分子聚合、高温合成、中温合成、捏合反应、乳液聚合、固相反应六大科研中试平台，涵盖90%以上的油田化学剂工艺类型，可满足每年2万吨各类油田化学剂的科研中试需求。从实验室到工厂，这条路被打通了。
快速实现突破的背后，离不开石油工程技术研究院对基础研究政策的有力托举。近年来，石油工程技术研究院推行敏捷创新、敏捷支持，室内试验与现场反馈紧密联动，科研、技术、现场人员高效协同，加速技术迭代，让实验室成果高效转化为万米井可用的实战产品。
织密知识产权“保护网”
从实验室到油田，还有“最后一公里”，而这“最后一公里”，恰恰是知识产权最容易出问题、也最能体现价值的环节。
“Ultra-240从实验室走到万米深井、超高温井的现场应用的过程中遇到了不少知识产权方面的挑战。”李大奇坦言。
首先是专利权属界定问题。实验室阶段的配方体系尚处于基础研究层面，而进入现场应用后，需针对不同井况及温压条件进行持续的技术迭代，参与研发的主体也日益多元。若未能在合作初期通过协议明确知识产权归属与权益分配，后续极易引发权属纠纷。
其次是专利保护范围与实际应用需求的匹配问题。实验室阶段取得的专利往往侧重于原理性保护，而在万米深井等极端工况下，真正决定技术效能的往往是具体的配方比例、添加剂组合等实施细节。专利权利要求撰写过宽，竞争对手易于通过技术规避绕开保护；撰写过细，则可能导致核心技术方案的公开，反而削弱竞争优势。
最后是专利保护与商业秘密的平衡问题。在钻井液技术领域，部分关键工艺参数一旦公开，竞争对手可通过逆向工程较为容易地实现技术复刻。因此，需在技术披露前预先进行战略判断：哪些技术方案适合通过专利申请获得排他性保护，哪些核心诀窍应以商业秘密形式予以保留，从而构建专利与商业秘密协同互补的知识产权保护体系。
针对这些问题，团队对 Ultra-240采取了“核心专利加外围专利”的梯次布局，一层一层织密保护网。围绕240摄氏度超高温水基钻井液技术，团队坚持研发和知识产权同步谋划，针对关键核心材料、整套钻井液体系、专用评价装置和试验方法，多维度布局专利。截至目前，团队累计提交发明专利申请52件，其中授权中国发明专利30件、国际发明专利10件。
突破垄断走向世界舞台
创新成果最终要到现场去检验。“接到 Ultra-240要投入福1井和万米深井现场应用的任务时，团队既紧张又激动，同时压力巨大。”油田化学研究中心储层保护团队团队长李胜表示，即便实验室指标全部达标，现场高温、高压等复杂工况依然困难重重，作为重点井，容不得半点闪失。团队提前驻井开展大量试验，敲定最优方案。施工时全程紧盯各项参数，严控每一道流程。
福1井位于四川省泸州市合江县，完钻井深7244.66米，目的层测试温度高达221摄氏度，是当时亚洲温度最高的试气井。在这口井上，Ultra-240助力创造了221摄氏度亚洲超高温地层测试新纪录。现场封隔器坐封14天顺利解封，解决了完井测试液高温失稳、重晶石沉降导致的卡封隔器难题。
更大的考验则在万米特深井。XK1井完钻井深1.12万米，XY22井完钻井深1.1116万米，井底温度均超过230摄氏度。“在塔里木盆地两口万米特深井作业中，团队自研的4款超高温处理剂产品经受住了极端考验。”石油工程技术研究院深地钻完井工作液团队主管师、两口万米井现场支持人员李轩表示。该技术有效解决了极端工况下高温流变失控、滤失超标、井壁坍塌等行业共性难题，支撑创造了亚洲第一、世界第二垂直深井工程纪录。
Ultra-240的成功应用，对中国深地油气勘探开发意味着什么？石油工程技术研究院集团公司高级专家金军斌说，Ultra-240的成功应用，打破了国外技术垄断，实现了关键材料、核心体系、配套工艺的自主可控，补齐了我国深地钻探极端工况技术短板。放眼未来，金军斌表示：“我们将持续深耕技术迭代、完善专利布局、优化产品体系，在稳固国内深地钻探市场的基础上，积极推动国产化技术与产品走出国门，实现从技术跟跑、并跑到领跑的跨越。”
（编辑：刘珊 实习编辑：蔡友良）