以中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司科技项目"莫深1井抗高温水基钻井液技术研究"的部分研究内容为依托，对新疆莫索湾地区预钻超深井地层特性及超深井钻井液技术难点进行分析了研究，研制出一种能抗210℃高温，密度高达2.3g/cm<3>的水基钻井液体系。该体系突破了传统水基钻井液体系的抗温能力，同时高密度钻井液体系的流变性难以控制的问题得到有效地解决。该体系的成功研制使我国水基钻井液体系的抗温能力达到一个新的水平，对加快新疆油田深部地层勘探开发和推动深井、超深井钻井液技术的发展具有重要意义。具体完成的研究工作和主要成果包括以下方面： 通过大量室内实验，优选出抗温、抗盐能力强的降滤失剂OCL-JB，并对该处理剂的性能和降滤失机理进行分析研究。实验结果表明：OCL-JB的抗温抗盐降滤失效果优于传统的SMP、SPNH、SMC等抗高温降滤失剂，并且这种处理剂与SPNH复配使用后表现出很好的协同增效作用。OCL-JB分子结构的红外光谱分析和吸附实验结果表明，OCL-JB分子中含有-OH、-CONH<,2>等吸附基团和-SO<,3><->强极性阴离子基团，这些基团能促使处理剂吸附在粘土颗粒表面并提高其ζ电位和水化膜厚度，从而取得改善泥饼质量，降低钻井液滤失量的效果。 以优选出的抗高温降滤失剂OCL-JB为主剂，以OCL-JB和SPNH的组合为基础，通过大量室内实验，筛选出有利于钻井液流变性和滤失性控制的处理剂。在此基础上，确定了高密度钻井液体系中膨润土的合理加量。并通过进一步的优化实验，设计研究出一种适合超深井钻进的抗高温高密度水基钻井液体系。性能评价实验表明，该体系具有很强的热稳定性、抑制性和封堵性，能有效地抵抗钻屑和无机盐的污染，并对储层伤害程度小。 采用微观分析与宏观实验相结合的方法对抗高温高密度钻井液体系的流变性及控制机理进行了研究。高密度钻井液流变性难以控制的主要原因是钻井液中固相含量高，固相颗粒分散度高，以及自由水含量少。粒度分析实验表明，钻井液中适时适量地加入KCl，粘土颗粒的微观结构和粒度等级会发生一定变化，从而使高密度钻井液的流变性得到控制。 使用Fann50SL高温高压流变仪对抗高温高密度钻井液体系的流变性进行了实验研究，并建立了预测钻井液表观粘度的数学模型。研究结果分析表明，抗高温高密度钻井液体系在高温高压下表观粘度大于20mPa.s,表现出较好的携岩能力；钻井液在高温高压下的流变性可用赫-巴模式很好地描述；所建立的预测钻井液表观粘度的数学模型能够较准确地描述高密度钻井液表观粘度与温度和压力之间的关系。