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2026, 43(3): 289-300.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.001
摘要:
随着油气资源向深层、非常规等领域拓展，地层条件日趋苛刻，钻完井、压裂、酸化等作业面临更大挑战，对油田化学处理剂提出了更高要求。微胶囊技术作为一种高效、智能的材料包覆与控释手段，为解决油田化学领域的技术难题提供了重要途径。系统介绍了微胶囊的结构特点及其粒径、微观形貌、包覆率、力学性能等关键参数，并探讨了具备推广应用前景与成本可控的工业化生产方法；重点综述了微胶囊技术在钻完井液靶向润滑、相变控温、防漏堵漏、固井水泥环自修复、缓蚀、压裂液破胶及酸化缓释等方面的研究与应用进展。结合当前复杂地层条件，对微胶囊存在的稳定性不足、释放可控性差、规模化生产难度大等关键问题进行了分析，并展望了高性能壁材设计、多重响应型微胶囊开发、多因素释放机理研究及低成本绿色生产工艺等未来发展方向，以期为油田化学处理剂向高效、绿色、智能化发展提供参考。
随着油气资源向深层、非常规等领域拓展，地层条件日趋苛刻，钻完井、压裂、酸化等作业面临更大挑战，对油田化学处理剂提出了更高要求。微胶囊技术作为一种高效、智能的材料包覆与控释手段，为解决油田化学领域的技术难题提供了重要途径。系统介绍了微胶囊的结构特点及其粒径、微观形貌、包覆率、力学性能等关键参数，并探讨了具备推广应用前景与成本可控的工业化生产方法；重点综述了微胶囊技术在钻完井液靶向润滑、相变控温、防漏堵漏、固井水泥环自修复、缓蚀、压裂液破胶及酸化缓释等方面的研究与应用进展。结合当前复杂地层条件，对微胶囊存在的稳定性不足、释放可控性差、规模化生产难度大等关键问题进行了分析，并展望了高性能壁材设计、多重响应型微胶囊开发、多因素释放机理研究及低成本绿色生产工艺等未来发展方向，以期为油田化学处理剂向高效、绿色、智能化发展提供参考。
2026, 43(3): 301-309.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.002
摘要:
深层煤岩气已成为非常规天然气资源的重要组成部分，其储层具有非均质性强、割理及微裂缝发育、力学强度低等特点，在水平井实钻过程中易出现井壁失稳、携岩脱气困难、储层损害严重等问题，亟需研发适用于深层煤岩气井的关键处理剂及高性能钻井液体系，保障安全、优质、高效钻井。通过总结近年来深层煤岩气钻井液处理剂及体系的研究进展，结合钻井液体系应用效果，梳理分析各类型钻井液技术特点，展望深层煤岩气钻井液技术未来发展方向，对深层煤岩气钻井提质增效、非常规资源高效勘探开发，保障国家能源安全均具有极其重要的意义。
深层煤岩气已成为非常规天然气资源的重要组成部分，其储层具有非均质性强、割理及微裂缝发育、力学强度低等特点，在水平井实钻过程中易出现井壁失稳、携岩脱气困难、储层损害严重等问题，亟需研发适用于深层煤岩气井的关键处理剂及高性能钻井液体系，保障安全、优质、高效钻井。通过总结近年来深层煤岩气钻井液处理剂及体系的研究进展，结合钻井液体系应用效果，梳理分析各类型钻井液技术特点，展望深层煤岩气钻井液技术未来发展方向，对深层煤岩气钻井提质增效、非常规资源高效勘探开发，保障国家能源安全均具有极其重要的意义。
2026, 43(3): 310-323.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.003
摘要:
针对目前油基钻井液配制成本高、含油钻屑后处理压力大等问题，开展了近油基钻井液技术研究。在“近油基”设计理念的指导下，研制出近油基基液ZYBL，其具有吸附成膜阻水、低水活度反渗透吸水、超强抑制、高润滑等特性。以20%近油基基液为基础和连续相，配套流型调节剂、降滤失剂、封堵剂、抑制增强剂、固壁剂等不同功能处理剂，构建并优化形成了机理与油基钻井液相近、性能与油基钻井液相当、且绿色环保的近油基钻井液体系，开展了钻井液性能系统评价及现场规模应用。钻井液密度在1.15～2.55 g/cm3范围内可调，密度为1.15 g/cm3时，钻井液水活度为0.651，钻井液抗温达180 ℃；岩屑一次回收率为99.80%；极压润滑系数为0.034，泥饼黏附系数为0.0524；中压滤失量为0 mL，高温高压滤失量为6.6 mL；抗污染及储层保护效果突出；EC50值为139 700 mg/L，无生物毒性。近油基钻井液在抑制、润滑、储层保护等方面的性能与油基钻井液相当，配制成本明显低于油基钻井液，且具有油基钻井液所不具备的环保优势。截至目前，近油基钻井液已在新疆、川渝、中原、东北等工区现场应用55口井，表现出突出的井壁稳定、润滑防卡、提高钻速、循环降温、综合成本低等效果。近油基钻井液代表了国内外水基钻井液的主流发展方向，适用于高温深井超深井、页岩油气长水平井、强水敏性泥岩水平井等复杂工况，实现绿色、安全、经济、高效钻井，可加快“水替油”技术目标实现，经济效益和社会效益显著，推广应用前景广阔。
针对目前油基钻井液配制成本高、含油钻屑后处理压力大等问题，开展了近油基钻井液技术研究。在“近油基”设计理念的指导下，研制出近油基基液ZYBL，其具有吸附成膜阻水、低水活度反渗透吸水、超强抑制、高润滑等特性。以20%近油基基液为基础和连续相，配套流型调节剂、降滤失剂、封堵剂、抑制增强剂、固壁剂等不同功能处理剂，构建并优化形成了机理与油基钻井液相近、性能与油基钻井液相当、且绿色环保的近油基钻井液体系，开展了钻井液性能系统评价及现场规模应用。钻井液密度在1.15～2.55 g/cm3范围内可调，密度为1.15 g/cm3时，钻井液水活度为0.651，钻井液抗温达180 ℃；岩屑一次回收率为99.80%；极压润滑系数为0.034，泥饼黏附系数为0.0524；中压滤失量为0 mL，高温高压滤失量为6.6 mL；抗污染及储层保护效果突出；EC50值为139 700 mg/L，无生物毒性。近油基钻井液在抑制、润滑、储层保护等方面的性能与油基钻井液相当，配制成本明显低于油基钻井液，且具有油基钻井液所不具备的环保优势。截至目前，近油基钻井液已在新疆、川渝、中原、东北等工区现场应用55口井，表现出突出的井壁稳定、润滑防卡、提高钻速、循环降温、综合成本低等效果。近油基钻井液代表了国内外水基钻井液的主流发展方向，适用于高温深井超深井、页岩油气长水平井、强水敏性泥岩水平井等复杂工况，实现绿色、安全、经济、高效钻井，可加快“水替油”技术目标实现，经济效益和社会效益显著，推广应用前景广阔。
2026, 43(3): 324-330.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.004
摘要:
为解决深层煤岩气水平井中煤岩与煤矸石界面因性质差异导致的失稳掉块问题，以聚乙烯醇（PVA）、单宁酸（TA）为功能单体，硼砂与氯化铁（FeCl3）为双交联剂，通过优化单体配比（PVA∶TA=1∶1）、合成温度（85 ℃）、反应时间（3 h）、体系pH值（7.5）及交联剂加量（0.1%硼砂、0.25%FeCl3），采用水溶液聚合法制备井壁稳定剂WDJ-1。结合傅里叶变换红外光谱（FT-IR）、扫描电子显微镜（SEM）、热重分析（TGA）等手段对其结构进行表征，并通过流变性、封堵性、胶结性及抑制性实验评价其性能。结果表明，FT-IR证实WDJ-1中存在O—H、C=O、B—O及Fe—O配位键，单体与交联剂反应充分；SEM显示WDJ-1呈蜂窝状结构，可增加钻井液泥饼致密程度；当WDJ-1加量为2%时，基浆API滤失量从22.4 mL降至3 mL，煤岩-煤矸界面抗剪切强度达0.16 MPa，2 mm缝板封堵压力提升54.5%，泥球48 h吸水率降低10.5%；TGA表明WDJ-1在240 ℃以下热稳定性良好。WDJ-1通过“抑制-封堵-胶结-抗高温”四重协同机理实现井壁稳定，可为深层煤岩气水平井安全高效钻进提供技术支撑。
为解决深层煤岩气水平井中煤岩与煤矸石界面因性质差异导致的失稳掉块问题，以聚乙烯醇（PVA）、单宁酸（TA）为功能单体，硼砂与氯化铁（FeCl3）为双交联剂，通过优化单体配比（PVA∶TA=1∶1）、合成温度（85 ℃）、反应时间（3 h）、体系pH值（7.5）及交联剂加量（0.1%硼砂、0.25%FeCl3），采用水溶液聚合法制备井壁稳定剂WDJ-1。结合傅里叶变换红外光谱（FT-IR）、扫描电子显微镜（SEM）、热重分析（TGA）等手段对其结构进行表征，并通过流变性、封堵性、胶结性及抑制性实验评价其性能。结果表明，FT-IR证实WDJ-1中存在O—H、C=O、B—O及Fe—O配位键，单体与交联剂反应充分；SEM显示WDJ-1呈蜂窝状结构，可增加钻井液泥饼致密程度；当WDJ-1加量为2%时，基浆API滤失量从22.4 mL降至3 mL，煤岩-煤矸界面抗剪切强度达0.16 MPa，2 mm缝板封堵压力提升54.5%，泥球48 h吸水率降低10.5%；TGA表明WDJ-1在240 ℃以下热稳定性良好。WDJ-1通过“抑制-封堵-胶结-抗高温”四重协同机理实现井壁稳定，可为深层煤岩气水平井安全高效钻进提供技术支撑。
2026, 43(3): 331-339.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.005
摘要:
针对准噶尔盆地盆1井西凹陷二叠系裂缝性地层钻井过程中井漏与井壁失稳问题，为明确油基/水基钻井液对裂缝延伸压力的影响机制，开展了油基/水基钻井液对裂缝延伸压力的对比分析。结合岩石力学测试、岩石物性参数分析以及钻井液性能测试，开展了岩心裂缝延伸物理模拟实验，系统探讨了岩石自身特性与钻井液性能对裂缝扩展行为的综合作用规律。实验结论如下①通过油基钻井液与水基钻井液对裂缝岩心进行压裂观察裂缝延伸压力大小，明确在相同岩石条件下油基钻井液导致的裂缝延伸压力显著高于水基钻井液；②揭示了钻井液黏度是控制裂缝延伸压力的首要因素，其重要性超过钻井液滤失性能，高黏度钻井液阻碍缝内压力有效传递，显著提升延伸压力；③阐明了岩石渗透率是滤液形成裂缝尖端“压降带”从而促进延伸的前提条件，而油基钻井液虽具强润湿性优势，但其高黏度和极低滤失量共同作用，反而抑制了压降带形成，掩盖了润湿性潜力；④基于实验数据量化了各因素对裂缝延伸压力的相对贡献度，建立了重要性排序：钻井液黏度>岩石渗透率>滤失性能>脆性指数>润湿性>孔隙度。该研究揭示了油基与水基钻井液影响裂缝延伸压力的核心机制，明确了关键控制因素及其相对重要性，为裂缝性地层安全钻井过程中钻井液类型的科学选择及井壁稳定性控制策略的制定提供了重要的理论支撑。
针对准噶尔盆地盆1井西凹陷二叠系裂缝性地层钻井过程中井漏与井壁失稳问题，为明确油基/水基钻井液对裂缝延伸压力的影响机制，开展了油基/水基钻井液对裂缝延伸压力的对比分析。结合岩石力学测试、岩石物性参数分析以及钻井液性能测试，开展了岩心裂缝延伸物理模拟实验，系统探讨了岩石自身特性与钻井液性能对裂缝扩展行为的综合作用规律。实验结论如下①通过油基钻井液与水基钻井液对裂缝岩心进行压裂观察裂缝延伸压力大小，明确在相同岩石条件下油基钻井液导致的裂缝延伸压力显著高于水基钻井液；②揭示了钻井液黏度是控制裂缝延伸压力的首要因素，其重要性超过钻井液滤失性能，高黏度钻井液阻碍缝内压力有效传递，显著提升延伸压力；③阐明了岩石渗透率是滤液形成裂缝尖端“压降带”从而促进延伸的前提条件，而油基钻井液虽具强润湿性优势，但其高黏度和极低滤失量共同作用，反而抑制了压降带形成，掩盖了润湿性潜力；④基于实验数据量化了各因素对裂缝延伸压力的相对贡献度，建立了重要性排序：钻井液黏度>岩石渗透率>滤失性能>脆性指数>润湿性>孔隙度。该研究揭示了油基与水基钻井液影响裂缝延伸压力的核心机制，明确了关键控制因素及其相对重要性，为裂缝性地层安全钻井过程中钻井液类型的科学选择及井壁稳定性控制策略的制定提供了重要的理论支撑。
2026, 43(3): 340-348.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.006
摘要:
针对裂缝性低渗储层钻进过程中，屏蔽暂堵剂因粒径较大难以实现致密封堵、且自降解程度低的技术难题，以丙烯酰胺（AM）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）为反应单体，双取代丙烯酸β-环糊精酯（β-CD-AA）为交联剂，基于反相微乳化聚合反应原理，采用液体微流控制技术，制备了一种自降解屏蔽暂堵剂SMNP-1，并借助红外光谱仪验证了其分子结构。采用激光粒度分析仪和扫描电镜（SEM），分别对SMNP-1的粒径分布和微观形貌进行了表征，并考察了其吸水膨胀性能、吸附性能、暂堵与解堵性能、自降解性能、承压性能和配伍性能。实验结果表明，在高温下，SMNP-1的吸水体积膨胀率适中，吸附能力强，经高温作用后，SMNP-1的粒径呈正态分布，微观上为纳微米微球；在100、120、140和160 ℃测试条件下，SMNP-1对天然岩心的封堵率分别为96.88%、96.63%、96.57%和95.27%，高温作用240 h后，SMNP-1的解堵率分别为87.22%、89.95%、93.27%和96.13%，自降解率分别高达52.05%、56.40%、63.04%和74.11%，储层保护效果显著。在100 ℃测试条件下，最大驱替压差为55 MPa，升温至160 ℃，仍可实现最大驱动压差为25 MPa，封堵性能优异；SMNP-1对钻井液的流变性能影响较小，可提高钻井液的滤失造壁能力和储层保护效果，并在风险探井新胜1井中成功应用。
针对裂缝性低渗储层钻进过程中，屏蔽暂堵剂因粒径较大难以实现致密封堵、且自降解程度低的技术难题，以丙烯酰胺（AM）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）为反应单体，双取代丙烯酸β-环糊精酯（β-CD-AA）为交联剂，基于反相微乳化聚合反应原理，采用液体微流控制技术，制备了一种自降解屏蔽暂堵剂SMNP-1，并借助红外光谱仪验证了其分子结构。采用激光粒度分析仪和扫描电镜（SEM），分别对SMNP-1的粒径分布和微观形貌进行了表征，并考察了其吸水膨胀性能、吸附性能、暂堵与解堵性能、自降解性能、承压性能和配伍性能。实验结果表明，在高温下，SMNP-1的吸水体积膨胀率适中，吸附能力强，经高温作用后，SMNP-1的粒径呈正态分布，微观上为纳微米微球；在100、120、140和160 ℃测试条件下，SMNP-1对天然岩心的封堵率分别为96.88%、96.63%、96.57%和95.27%，高温作用240 h后，SMNP-1的解堵率分别为87.22%、89.95%、93.27%和96.13%，自降解率分别高达52.05%、56.40%、63.04%和74.11%，储层保护效果显著。在100 ℃测试条件下，最大驱替压差为55 MPa，升温至160 ℃，仍可实现最大驱动压差为25 MPa，封堵性能优异；SMNP-1对钻井液的流变性能影响较小，可提高钻井液的滤失造壁能力和储层保护效果，并在风险探井新胜1井中成功应用。
2026, 43(3): 349-356.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.007
摘要:
传统暂堵剂往往因破胶不彻底、解封滞后或残留物难以清除，极易造成储层孔喉堵塞、渗透率下降等二次伤害，严重制约油气藏采收率提升。开发兼具高效封堵性能与自解堵功能的新型暂堵材料，成为当前油气田储层保护领域的核心研究方向与技术突破新思路。基于Stöber法，以改性聚对苯二甲酸-己二酸丁二酯为核、二氧化硅为壳，成功制备了适用于钻井液的核壳式自解堵暂堵剂，该暂堵剂采用核壳协同机制，内核保封堵强度，外壳带智能响应基团，实现“前期强堵、后期快解”，破解封堵与解堵的矛盾。采用傅里叶变换红外光谱（FT-IR）、场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）和同步热重-差热分析（TG-DTA）系统，对该暂堵剂的化学结构、微观形貌及热稳定性进行了系统表征。结果表明，所研制的暂堵剂具有明显的核壳结构，在120 ℃、矿化度为150 000 mg/L条件下，15 d降解率为33.62%，36 d完成全部降解，可满足中长期安全作业需求。同时，该暂堵剂与钻井液体系配伍性良好，抗温能力可达130 ℃，并能耐受25%NaCl盐环境。封堵性能测试表明，随暂堵剂加量增加，砂床封堵深度从8.5 cm降至1.3 cm，封堵率达89.32%，渗透率恢复值为95.45%，兼具优异封堵能力与储层保护效果。
传统暂堵剂往往因破胶不彻底、解封滞后或残留物难以清除，极易造成储层孔喉堵塞、渗透率下降等二次伤害，严重制约油气藏采收率提升。开发兼具高效封堵性能与自解堵功能的新型暂堵材料，成为当前油气田储层保护领域的核心研究方向与技术突破新思路。基于Stöber法，以改性聚对苯二甲酸-己二酸丁二酯为核、二氧化硅为壳，成功制备了适用于钻井液的核壳式自解堵暂堵剂，该暂堵剂采用核壳协同机制，内核保封堵强度，外壳带智能响应基团，实现“前期强堵、后期快解”，破解封堵与解堵的矛盾。采用傅里叶变换红外光谱（FT-IR）、场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）和同步热重-差热分析（TG-DTA）系统，对该暂堵剂的化学结构、微观形貌及热稳定性进行了系统表征。结果表明，所研制的暂堵剂具有明显的核壳结构，在120 ℃、矿化度为150 000 mg/L条件下，15 d降解率为33.62%，36 d完成全部降解，可满足中长期安全作业需求。同时，该暂堵剂与钻井液体系配伍性良好，抗温能力可达130 ℃，并能耐受25%NaCl盐环境。封堵性能测试表明，随暂堵剂加量增加，砂床封堵深度从8.5 cm降至1.3 cm，封堵率达89.32%，渗透率恢复值为95.45%，兼具优异封堵能力与储层保护效果。
2026, 43(3): 357-365.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.008
摘要:
低温地热井钻遇高压地层时，加重钻井液中的重晶石（BaSO4）在压差作用下侵入地层裂缝，形成难溶性滤饼堵塞渗流通道，导致产能下降。常规酸化措施难以有效溶解重晶石，而以氨基多羧酸盐（如二乙烯三胺五乙酸，DTPA）为主的螯合型解堵剂成为潜在解决方案。该研究以DTPA为主剂，系统考察了反应温度、主剂浓度、生物酶（α-淀粉酶）和碱性转化剂（K2CO3）对重晶石溶蚀效果的影响，通过泥饼溶解实验与扫描电镜（SEM）评价了解堵剂性能，揭示其作用机理。结果表明：①DTPA溶液对重晶石的溶蚀能力随温度升高而增强；在温度为65 ℃时，DTPA的最佳浓度为15%；在此基础上，添加0.5% α-淀粉酶和4% K2CO3可协同提升溶蚀效果，并由此获得了最优的解堵配方（15% DTPA+0.5% α-淀粉酶+4% K2CO3），重晶石的溶蚀能力达35.3 g/L；②SEM分析结果表明，处理后的重晶石颗粒表面呈现多孔破碎形貌，粗糙度显著增加；泥饼溶解实验证实，该解堵剂能高效渗透并溶蚀分散重晶石滤饼；机理研究表明，DTPA通过诱导晶格畸变与螯合作用协同溶解重晶石；③提出了“溶质比”指标，用以表征井壁上重晶石清除效率。不同钻孔中溶质比均大于1，说明该解堵剂可一次性有效清除井壁上附着的滤饼。研究成果为低温地热井钻井储层保护提供了技术参考。
低温地热井钻遇高压地层时，加重钻井液中的重晶石（BaSO4）在压差作用下侵入地层裂缝，形成难溶性滤饼堵塞渗流通道，导致产能下降。常规酸化措施难以有效溶解重晶石，而以氨基多羧酸盐（如二乙烯三胺五乙酸，DTPA）为主的螯合型解堵剂成为潜在解决方案。该研究以DTPA为主剂，系统考察了反应温度、主剂浓度、生物酶（α-淀粉酶）和碱性转化剂（K2CO3）对重晶石溶蚀效果的影响，通过泥饼溶解实验与扫描电镜（SEM）评价了解堵剂性能，揭示其作用机理。结果表明：①DTPA溶液对重晶石的溶蚀能力随温度升高而增强；在温度为65 ℃时，DTPA的最佳浓度为15%；在此基础上，添加0.5% α-淀粉酶和4% K2CO3可协同提升溶蚀效果，并由此获得了最优的解堵配方（15% DTPA+0.5% α-淀粉酶+4% K2CO3），重晶石的溶蚀能力达35.3 g/L；②SEM分析结果表明，处理后的重晶石颗粒表面呈现多孔破碎形貌，粗糙度显著增加；泥饼溶解实验证实，该解堵剂能高效渗透并溶蚀分散重晶石滤饼；机理研究表明，DTPA通过诱导晶格畸变与螯合作用协同溶解重晶石；③提出了“溶质比”指标，用以表征井壁上重晶石清除效率。不同钻孔中溶质比均大于1，说明该解堵剂可一次性有效清除井壁上附着的滤饼。研究成果为低温地热井钻井储层保护提供了技术参考。
2026, 43(3): 366-373.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.009
摘要:
深井及超深井钻探过程中，油基钻井液在超高温且长时循环工况下易出现切力衰减、悬浮性能不足等流变性恶化问题，进而导致重晶石沉降、卡钻、井塌等复杂情况或事故。基于此，以妥尔油脂肪酸、脂肪烷基多胺和马来酸酐为原料，通过高温酰胺化反应制备出一种抗超高温的两亲性低聚物类流型调节剂，并对其流变调节性能和机理进行了详细探究。实验结果表明，该流型调节剂可显著改善油基钻井液的流变性与沉降稳定性；230 ℃下，0.5% 的流型调节剂可使油包水乳液动切力从 0.5 Pa 提升至 4.5 Pa，破乳电压由 323 V 增至 509 V；油基钻井液体系动切力从 6.5 Pa 提高至 22.5 Pa，破乳电压由 1014 V 升至 1315 V。现场井浆经热滚 1 d并恒温静置 5 d后，该流型调节剂仍可使钻井液保持良好的切力、沉降稳定性和乳液稳定性，为抗超高温油基钻井液体系研发提供了技术参考。
深井及超深井钻探过程中，油基钻井液在超高温且长时循环工况下易出现切力衰减、悬浮性能不足等流变性恶化问题，进而导致重晶石沉降、卡钻、井塌等复杂情况或事故。基于此，以妥尔油脂肪酸、脂肪烷基多胺和马来酸酐为原料，通过高温酰胺化反应制备出一种抗超高温的两亲性低聚物类流型调节剂，并对其流变调节性能和机理进行了详细探究。实验结果表明，该流型调节剂可显著改善油基钻井液的流变性与沉降稳定性；230 ℃下，0.5% 的流型调节剂可使油包水乳液动切力从 0.5 Pa 提升至 4.5 Pa，破乳电压由 323 V 增至 509 V；油基钻井液体系动切力从 6.5 Pa 提高至 22.5 Pa，破乳电压由 1014 V 升至 1315 V。现场井浆经热滚 1 d并恒温静置 5 d后，该流型调节剂仍可使钻井液保持良好的切力、沉降稳定性和乳液稳定性，为抗超高温油基钻井液体系研发提供了技术参考。
2026, 43(3): 374-380.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.010
摘要:
针对页岩油钻井中摩阻大、抗温抗盐性不足以及环保要求日益提升等问题，本研究以蓖麻油酸、油酸与正辛醇、异辛醇为原料，通过一锅法成功合成了新型酯基润滑剂 LUBM-1，并系统评价了其结构特征及在水基钻井液体系中的应用性能。FT-IR 表征表明所制备的产物酯化程度高、结构稳定。室内实验结果显示，LUBM-1 在1% 添加量下即可显著降低基浆润滑系数至 0.069，并大幅降低磨斑直径，具有优异的减摩抗磨能力。其润滑膜在高温与高盐环境中保持较好稳定性，200 ℃ 老化后润滑系数降低率仍达 80%以上，30% NaCl 条件下仍保持高效润滑性能，体现出卓越的耐温耐盐能力。进一步将 LUBM-1 应用于水基钻井液中，体系表现出良好的流变稳定性、极低滤失量及强抑制性，同时具有低生物毒性，满足绿色钻井要求。研究结果表明，LUBM-1 能显著提升水基钻井液的润滑性能与井壁稳定能力，为复杂页岩油井的安全、高效、环保钻井提供了可靠的技术方案。
针对页岩油钻井中摩阻大、抗温抗盐性不足以及环保要求日益提升等问题，本研究以蓖麻油酸、油酸与正辛醇、异辛醇为原料，通过一锅法成功合成了新型酯基润滑剂 LUBM-1，并系统评价了其结构特征及在水基钻井液体系中的应用性能。FT-IR 表征表明所制备的产物酯化程度高、结构稳定。室内实验结果显示，LUBM-1 在1% 添加量下即可显著降低基浆润滑系数至 0.069，并大幅降低磨斑直径，具有优异的减摩抗磨能力。其润滑膜在高温与高盐环境中保持较好稳定性，200 ℃ 老化后润滑系数降低率仍达 80%以上，30% NaCl 条件下仍保持高效润滑性能，体现出卓越的耐温耐盐能力。进一步将 LUBM-1 应用于水基钻井液中，体系表现出良好的流变稳定性、极低滤失量及强抑制性，同时具有低生物毒性，满足绿色钻井要求。研究结果表明，LUBM-1 能显著提升水基钻井液的润滑性能与井壁稳定能力，为复杂页岩油井的安全、高效、环保钻井提供了可靠的技术方案。
摘要：
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,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
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,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
摘要：
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害，导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等，钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体，引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量，国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作，先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术，使保护油气层效果逐步提高，经济效益明显。但是，与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距，特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大，以前的保护技术难以满足要求。为此，将仿生学引入保护油气层钻井液理论中，发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术，并在各大油田得到推广应用，达到了"超低"损害目标，标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述，并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势，对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害，导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等，钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体，引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量，国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作，先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术，使保护油气层效果逐步提高，经济效益明显。但是，与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距，特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大，以前的保护技术难以满足要求。为此，将仿生学引入保护油气层钻井液理论中，发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术，并在各大油田得到推广应用，达到了"超低"损害目标，标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述，并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势，对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。
摘要：
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
摘要：
页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。
页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。
摘要：
利用自主研发的水泥环密封性实验装置研究了套管内加卸压循环作用下水泥环的密封性，根据实验结果得出了循环应力作用下水泥环密封性失效的机理。实验结果显示，在较低套管内压循环作用下，水泥环保持密封性所能承受的应力循环次数较多；在较高循环应力作用下，水泥环密封性失效时循环次数较少。表明在套管内较低压力作用下，水泥环所受的应力较低，应力水平处于弹性状态，在加卸载的循环作用下，水泥环可随之弹性变形和弹性恢复；在较高应力作用下，水泥环内部固有的微裂纹和缺陷逐渐扩展和连通，除了发生弹性变形还产生了塑性变形；随着应力循环次数的增加，塑性变形也不断地累积。循环压力卸载时，套管弹性回缩而水泥环塑性变形不可完全恢复，2者在界面处的变形不协调而引起拉应力。当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙，导致水泥环密封性失效，水泥环发生循环应力作用的低周期密封性疲劳破坏。套管内压力越大，水泥环中产生的应力水平越高，产生的塑性变形越大，每次卸载时产生的残余应变和界面处拉应力也越大，因此引起密封性失效的应力循环次数越少。
利用自主研发的水泥环密封性实验装置研究了套管内加卸压循环作用下水泥环的密封性，根据实验结果得出了循环应力作用下水泥环密封性失效的机理。实验结果显示，在较低套管内压循环作用下，水泥环保持密封性所能承受的应力循环次数较多；在较高循环应力作用下，水泥环密封性失效时循环次数较少。表明在套管内较低压力作用下，水泥环所受的应力较低，应力水平处于弹性状态，在加卸载的循环作用下，水泥环可随之弹性变形和弹性恢复；在较高应力作用下，水泥环内部固有的微裂纹和缺陷逐渐扩展和连通，除了发生弹性变形还产生了塑性变形；随着应力循环次数的增加，塑性变形也不断地累积。循环压力卸载时，套管弹性回缩而水泥环塑性变形不可完全恢复，2者在界面处的变形不协调而引起拉应力。当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙，导致水泥环密封性失效，水泥环发生循环应力作用的低周期密封性疲劳破坏。套管内压力越大，水泥环中产生的应力水平越高，产生的塑性变形越大，每次卸载时产生的残余应变和界面处拉应力也越大，因此引起密封性失效的应力循环次数越少。
摘要：
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
摘要：
系统地梳理了超深/特深层、非常规、深水、干热岩、极地、天然气水合物等复杂地层钻探过程中面临的钻井液技术难题，探讨了关键科学问题与核心工程难题，结合近年来的钻井液技术进展，介绍了钻井液技术最新进展。针对复杂地层钻井过程中遇到的高温高压高盐、泥页岩水化严重、井壁失稳、大温差、井漏、储层损害，以及钻井液维护自动化程度低等问题，国内外学者研发了抗高温高盐水基/油基钻井液、恒流变钻井液、抗超高温泡沫钻井液、环境友好型超低温钻井液、智能温压响应承压堵漏材料、可降解储层保护材料、钻井液在线监测与自动加料系统等关键材料、体系与装备。但随着地质、工程环境愈加复杂 ，钻井液材料仍面临抗超高温高盐、超长时间稳定、防塌固壁、恶性漏失以及钻井液性能自动化调控等重大技术瓶颈。为满足复杂地层钻探过程中钻井液性能需求 ，未来还需深入研究钻井液处理剂在极端条件下的起效/失效机理 ，钻井液处理剂在微观-介观-宏观等不同尺度下的构效关系变化及作用机制，建立安全高效的钻井液多功能一体化调控方法，构建智能钻井液理论与技术，为实现复杂地层安全高效经济环保钻井提供关键技术支撑。
系统地梳理了超深/特深层、非常规、深水、干热岩、极地、天然气水合物等复杂地层钻探过程中面临的钻井液技术难题，探讨了关键科学问题与核心工程难题，结合近年来的钻井液技术进展，介绍了钻井液技术最新进展。针对复杂地层钻井过程中遇到的高温高压高盐、泥页岩水化严重、井壁失稳、大温差、井漏、储层损害，以及钻井液维护自动化程度低等问题，国内外学者研发了抗高温高盐水基/油基钻井液、恒流变钻井液、抗超高温泡沫钻井液、环境友好型超低温钻井液、智能温压响应承压堵漏材料、可降解储层保护材料、钻井液在线监测与自动加料系统等关键材料、体系与装备。但随着地质、工程环境愈加复杂 ，钻井液材料仍面临抗超高温高盐、超长时间稳定、防塌固壁、恶性漏失以及钻井液性能自动化调控等重大技术瓶颈。为满足复杂地层钻探过程中钻井液性能需求 ，未来还需深入研究钻井液处理剂在极端条件下的起效/失效机理 ，钻井液处理剂在微观-介观-宏观等不同尺度下的构效关系变化及作用机制，建立安全高效的钻井液多功能一体化调控方法，构建智能钻井液理论与技术，为实现复杂地层安全高效经济环保钻井提供关键技术支撑。
摘要：
废弃钻井液污染大、种类多、处理难，给水质和土壤环境带来巨大的负面影响，随着近些年环保法规的日益完善，对废弃钻井液的处理技术也提出了新要求。概述了9种不同处理方法及其发展现状，重点分析了固化法、热解吸法、化学强化固液分离法、不落地技术和多种技术联用等处理技术，并对几种现行的主流处理技术进行了对比，指出了各类方法的发展前景，得出多种技术联用具有较好的发展潜力。分析认为今后的研究方向与热点在于如何低能耗、高效率地实现对废弃钻井液的资源化处理，具体工作既要包含污染物的源头、过程和结果控制，也要加强管理和相关制度的建立，综合开发新技术。
废弃钻井液污染大、种类多、处理难，给水质和土壤环境带来巨大的负面影响，随着近些年环保法规的日益完善，对废弃钻井液的处理技术也提出了新要求。概述了9种不同处理方法及其发展现状，重点分析了固化法、热解吸法、化学强化固液分离法、不落地技术和多种技术联用等处理技术，并对几种现行的主流处理技术进行了对比，指出了各类方法的发展前景，得出多种技术联用具有较好的发展潜力。分析认为今后的研究方向与热点在于如何低能耗、高效率地实现对废弃钻井液的资源化处理，具体工作既要包含污染物的源头、过程和结果控制，也要加强管理和相关制度的建立，综合开发新技术。
摘要：
页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验，研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性，揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分，不含蒙脱石及伊蒙混层，表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律，利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理，建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性，有效降低其表面自由能、抑制表面水化，进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。
页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验，研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性，揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分，不含蒙脱石及伊蒙混层，表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律，利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理，建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性，有效降低其表面自由能、抑制表面水化，进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。
摘要：
统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现，存地液量越大，一年累积产量越高，与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明，渗吸替油不同于驱替作用，渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大，而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大，但从现场致密储层岩心孔隙度来看，储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素，探索影响压裂液油水置换的关键影响因素，得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明，各参数对渗吸速度的影响顺序为：界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大，渗吸采收率越大，但是增幅逐渐减小；原油黏度越小，渗吸采收率越大；渗吸液矿化度越大，渗吸采收率越大；当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%，即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时，浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明：并不是界面张力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面张力，使地层中被绕流油的数量减少，渗吸采收率达到最高，为油田提高致密储层采收率提供实验指导。
统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现，存地液量越大，一年累积产量越高，与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明，渗吸替油不同于驱替作用，渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大，而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大，但从现场致密储层岩心孔隙度来看，储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素，探索影响压裂液油水置换的关键影响因素，得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明，各参数对渗吸速度的影响顺序为：界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大，渗吸采收率越大，但是增幅逐渐减小；原油黏度越小，渗吸采收率越大；渗吸液矿化度越大，渗吸采收率越大；当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%，即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时，浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明：并不是界面张力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面张力，使地层中被绕流油的数量减少，渗吸采收率达到最高，为油田提高致密储层采收率提供实验指导。
摘要：
钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼，对油气藏造成严重伤害，需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因，制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择，而螯合剂结构（氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等）、金属离子的性质（电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等）、介质环境（pH值、温度、压力等）等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评，精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节，以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作，希望能为读者提供一个新视角，以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。
钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼，对油气藏造成严重伤害，需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因，制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择，而螯合剂结构（氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等）、金属离子的性质（电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等）、介质环境（pH值、温度、压力等）等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评，精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节，以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作，希望能为读者提供一个新视角，以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。
摘要：
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
摘要：
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
摘要：
介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法，并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测，在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识，未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析，进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径，发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论，为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。
介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法，并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测，在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识，未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析，进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径，发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论，为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。
摘要：
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,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
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,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
摘要：
柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂，有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层，以往钻井事故和复杂频发，盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造，受造山运动影响，整体地层倾角为60°~70°，地应力较高且存在高压盐水层，压力系数多变，裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今，在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口，为做好各区块钻井液技术服务，施工前查阅相关资料，结合室内实验与现场试验，总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论，已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井，最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3，平均井径扩大率为4.67%，电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井；东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井，因漏失严重且井下复杂提前完钻，而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口，实现零事故复杂；2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井，完井测试均为区块高产井，平均日产天然气50×104 m3/d。现场应用情况表明，抗三高钻井液体系配方简单，维护方便，具有良好的剪切稀释性，具备动塑比高、塑性黏度低等特性，环空压耗小，井眼清洁，具有良好的润滑防卡和防塌能力，可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻，形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。
柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂，有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层，以往钻井事故和复杂频发，盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造，受造山运动影响，整体地层倾角为60°~70°，地应力较高且存在高压盐水层，压力系数多变，裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今，在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口，为做好各区块钻井液技术服务，施工前查阅相关资料，结合室内实验与现场试验，总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论，已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井，最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3，平均井径扩大率为4.67%，电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井；东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井，因漏失严重且井下复杂提前完钻，而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口，实现零事故复杂；2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井，完井测试均为区块高产井，平均日产天然气50×104 m3/d。现场应用情况表明，抗三高钻井液体系配方简单，维护方便，具有良好的剪切稀释性，具备动塑比高、塑性黏度低等特性，环空压耗小，井眼清洁，具有良好的润滑防卡和防塌能力，可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻，形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。
摘要：
目前使用的天然植物胶压裂液，耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题，通过大量的室内实验，筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂，形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明，这些添加剂协同作用下，形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系，该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能，并且显著降低了聚合物用量，可以实现完全破胶，对支撑剂导流层的伤害小。
目前使用的天然植物胶压裂液，耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题，通过大量的室内实验，筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂，形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明，这些添加剂协同作用下，形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系，该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能，并且显著降低了聚合物用量，可以实现完全破胶，对支撑剂导流层的伤害小。
摘要：
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，钻井过程中井漏溢流频发，气侵现象严重，增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂，且温度高（180℃），导致架桥粒子、充填粒子级配难度大，钻井液封堵效果不理想，而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此，提出了有针对性地封缝堵气评价方法：利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型，微裂缝开度介于20~400 μm之间，缝面粗糙度与天然裂缝接近；自主设计了封缝堵气实验评价装置，建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染储层。
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，钻井过程中井漏溢流频发，气侵现象严重，增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂，且温度高（180℃），导致架桥粒子、充填粒子级配难度大，钻井液封堵效果不理想，而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此，提出了有针对性地封缝堵气评价方法：利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型，微裂缝开度介于20~400 μm之间，缝面粗糙度与天然裂缝接近；自主设计了封缝堵气实验评价装置，建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染储层。
摘要：
合成了一种有机硫型极压抗磨剂，对其进行结构表征和极压抗磨性评价，结果表明，合成的有机硫化物为饱和烷烃，含硫量高达35.49%，具有良好的极压抗磨性。以改性植物油为基础油，添加有机硫型极压抗磨剂、表面活性剂等环境友好型组分，研制出一种钻井液用极压抗磨润滑剂MPA。性能评价结果表明，研制的MPA配伍性好，在清水或钻井液体系中能完全分散，能优化水基钻井液性能，具有优良的润滑性能。
合成了一种有机硫型极压抗磨剂，对其进行结构表征和极压抗磨性评价，结果表明，合成的有机硫化物为饱和烷烃，含硫量高达35.49%，具有良好的极压抗磨性。以改性植物油为基础油，添加有机硫型极压抗磨剂、表面活性剂等环境友好型组分，研制出一种钻井液用极压抗磨润滑剂MPA。性能评价结果表明，研制的MPA配伍性好，在清水或钻井液体系中能完全分散，能优化水基钻井液性能，具有优良的润滑性能。
摘要：
射孔完井作为国内外应用最为广泛的完井方式，对油气井增产有着非常重要的意义。随着射孔完井的不断推广，射孔后水泥环层间封隔完整性越来越受到重视，尤其是薄差油气层，而现有研究主要集中于射孔后套管损害及强度影响，对射孔完井工况下水泥环破坏涉及较少。为了更好地促进射孔后水泥环完整性的研究与发展，结合油气井射孔威力大、时间短、温度高、破坏性强等特点，分析指出了射孔完井工况下固井水泥环破坏研究难点主要集中于室内射孔模拟实验难、射孔后水泥环完整性破坏程度难确定、实际工况下水泥环抗冲击破坏能力难确定以及射孔参数影响不清楚等方面，综述了国内外射孔模拟实验、射孔水泥环完整性、水泥环抗冲击韧性、射孔作业参数影响的研究现状，探讨了目前研究存在的不足。提出了以自修复水泥、水泥浆及水泥石性能设计、优化射孔参数、井下水泥环动态破坏预测技术为核心的技术对策与趋势。
射孔完井作为国内外应用最为广泛的完井方式，对油气井增产有着非常重要的意义。随着射孔完井的不断推广，射孔后水泥环层间封隔完整性越来越受到重视，尤其是薄差油气层，而现有研究主要集中于射孔后套管损害及强度影响，对射孔完井工况下水泥环破坏涉及较少。为了更好地促进射孔后水泥环完整性的研究与发展，结合油气井射孔威力大、时间短、温度高、破坏性强等特点，分析指出了射孔完井工况下固井水泥环破坏研究难点主要集中于室内射孔模拟实验难、射孔后水泥环完整性破坏程度难确定、实际工况下水泥环抗冲击破坏能力难确定以及射孔参数影响不清楚等方面，综述了国内外射孔模拟实验、射孔水泥环完整性、水泥环抗冲击韧性、射孔作业参数影响的研究现状，探讨了目前研究存在的不足。提出了以自修复水泥、水泥浆及水泥石性能设计、优化射孔参数、井下水泥环动态破坏预测技术为核心的技术对策与趋势。
主管：中国石油天然气集团有限公司
主办：中国石油集团渤海钻探工程有限公司
主编：陈世春（渤海钻探工程技术研究院）
副主编：
汪桂娟（渤海钻探工程技术研究院）任 强（渤海钻探工程技术研究院）
地址： 天津经济技术开发区第二大街83号中国石油天津大厦A517房间
邮编： 300457
电话：022-65278734022-25275527
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CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
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