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2026, 43(4): 435-444.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.001
摘要:
随着油气勘探逐步向深层、复杂地层以及非常规油气藏等领域迈进，钻井液在高温高压的极端井下环境中，正面临着井壁失稳与自身性能急剧恶化的双重严峻挑战。纳米二氧化硅（SiO2）在提升钻井液性能方面展现出巨大潜力，但固有的团聚效应限制了其应用，需通过表面改性，充分发挥其纳米优势并赋予特定功能。系统综述了改性纳米SiO2在钻井液中的作用机理与研究进展，重点剖析了其在稳定井壁中的物理封堵、化学抑制与界面调控等多重协同机制，系统梳理了改性纳米SiO2作为核心功能组分在优化钻井液流变性、滤失控制与润滑性等方面的应用；系统评述了改性纳米SiO2基智能响应型复合材料的前沿研究进展，揭示了其温度响应等智能行为在实现地层自适应封堵与性能调控方面的巨大潜力。尽管当前针对改性纳米SiO2的研究已在表面改性技术、性能调控机制及多领域应用等方面取得突破性进展，展现出广阔的产业化前景，但其在材料的经济化、规模化制备与长期稳定性方面仍存在亟待突破的瓶颈，未来研究需着力解决上述问题，以推动改性纳米SiO2在钻井液中的规模化现场应用。
随着油气勘探逐步向深层、复杂地层以及非常规油气藏等领域迈进，钻井液在高温高压的极端井下环境中，正面临着井壁失稳与自身性能急剧恶化的双重严峻挑战。纳米二氧化硅（SiO2）在提升钻井液性能方面展现出巨大潜力，但固有的团聚效应限制了其应用，需通过表面改性，充分发挥其纳米优势并赋予特定功能。系统综述了改性纳米SiO2在钻井液中的作用机理与研究进展，重点剖析了其在稳定井壁中的物理封堵、化学抑制与界面调控等多重协同机制，系统梳理了改性纳米SiO2作为核心功能组分在优化钻井液流变性、滤失控制与润滑性等方面的应用；系统评述了改性纳米SiO2基智能响应型复合材料的前沿研究进展，揭示了其温度响应等智能行为在实现地层自适应封堵与性能调控方面的巨大潜力。尽管当前针对改性纳米SiO2的研究已在表面改性技术、性能调控机制及多领域应用等方面取得突破性进展，展现出广阔的产业化前景，但其在材料的经济化、规模化制备与长期稳定性方面仍存在亟待突破的瓶颈，未来研究需着力解决上述问题，以推动改性纳米SiO2在钻井液中的规模化现场应用。
2026, 43(4): 445-451.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.002
摘要:
针对当前水基钻井液聚合物降滤失剂功能基团密度不足的问题，采用以含有羟基和磺酸基的多功能基团单体A代替单功能基团单体AMPS，与AA、DMDAAC及聚醚类单体H通过自由基共聚合成四元共聚物降滤失剂，并系统考察其抗超高温、抗盐降滤失性能及配伍性。将A、AA、DMDAAC和H通过自由基共聚合成四元共聚物降滤失剂PADH，并考察PADH抗超高温、抗盐降滤失剂性能。结果表明，在240 ℃老化16 h后，2%聚合物降滤失剂对淡水浆、盐水浆、饱和盐水浆的API滤失量降低率均大于80%，其中在淡水浆中加入2%该聚合物，即使老化温度为260 ℃，仍能有效控制滤失量。与磺化褐煤（SMC）有良好的配伍性，复配后钻井液流变性易于控制，240 ℃老化16 h后API滤失量降低至1.8 mL，高温高压滤失量降低至24 mL。研究表明，该四元共聚物降滤失剂兼具优异的抗高温稳定性与抗盐污染能力，可满足超高温地层、盐膏层等复杂钻井工况需求，为超高温聚合物降滤失剂的分子设计及盐水基超高温钻井液体系构建提供了理论依据与技术支撑。
针对当前水基钻井液聚合物降滤失剂功能基团密度不足的问题，采用以含有羟基和磺酸基的多功能基团单体A代替单功能基团单体AMPS，与AA、DMDAAC及聚醚类单体H通过自由基共聚合成四元共聚物降滤失剂，并系统考察其抗超高温、抗盐降滤失性能及配伍性。将A、AA、DMDAAC和H通过自由基共聚合成四元共聚物降滤失剂PADH，并考察PADH抗超高温、抗盐降滤失剂性能。结果表明，在240 ℃老化16 h后，2%聚合物降滤失剂对淡水浆、盐水浆、饱和盐水浆的API滤失量降低率均大于80%，其中在淡水浆中加入2%该聚合物，即使老化温度为260 ℃，仍能有效控制滤失量。与磺化褐煤（SMC）有良好的配伍性，复配后钻井液流变性易于控制，240 ℃老化16 h后API滤失量降低至1.8 mL，高温高压滤失量降低至24 mL。研究表明，该四元共聚物降滤失剂兼具优异的抗高温稳定性与抗盐污染能力，可满足超高温地层、盐膏层等复杂钻井工况需求，为超高温聚合物降滤失剂的分子设计及盐水基超高温钻井液体系构建提供了理论依据与技术支撑。
2026, 43(4): 452-459.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.003
摘要:
为提升油基钻井液在高温下的流变性能，以膨润土为基质，对比探究头基结构（季铵、吡啶、咪唑）与烷基链长对有机土的微观结构和高温流变性能的影响规律。FT-IR、XRD和热重结果表明，改性剂均通过头基静电吸附/尾链疏水作用插层于膨润土层间或物理吸附于表面，CTAC、OPB、CPB、OMB与CMB通过物理吸附/静电插层在膨润土上的最大负载量分别为0.37/0.56 、0.021/0.63、0.44/0.28、0.016/0.54、0.17/0.48 mmol/g。分子动力学模拟结果表明，高温下CPB的静电能绝对值由87.42增至88.17 kcal/mol，这与高温促进CPB与膨润土间静电作用有关。流变实验结果表明，从头基结构来看，杂环改性有机土展示出较好的高温流变性能，240 ℃热滚后OBen-3的表观黏度和动切力分别可达19 mPa·s和3 Pa；从烷基链长来看，有机土的流变性能随链长增加而大幅提升。在全油基钻井液体系中，240 ℃热滚后，OBen-3的表观黏度、塑性黏度和动切力分别为90 mPa·s、85 mPa·s和5 Pa，展现出良好的配伍性与高温流变性能。同时，OBen-3高温高压滤失量仅为3.2 mL，具有良好的降滤失性能。此外，OBen-3在油包水体系中也展现出良好的高温流变性能与高温高压降滤失性能。研究表明，引入长烷基链刚性结构可增强分子间以及有机土结构间界面作用，显著提升有机土的高温流变性能，为抗高温油基钻井液用有机土开发提供思路。
为提升油基钻井液在高温下的流变性能，以膨润土为基质，对比探究头基结构（季铵、吡啶、咪唑）与烷基链长对有机土的微观结构和高温流变性能的影响规律。FT-IR、XRD和热重结果表明，改性剂均通过头基静电吸附/尾链疏水作用插层于膨润土层间或物理吸附于表面，CTAC、OPB、CPB、OMB与CMB通过物理吸附/静电插层在膨润土上的最大负载量分别为0.37/0.56 、0.021/0.63、0.44/0.28、0.016/0.54、0.17/0.48 mmol/g。分子动力学模拟结果表明，高温下CPB的静电能绝对值由87.42增至88.17 kcal/mol，这与高温促进CPB与膨润土间静电作用有关。流变实验结果表明，从头基结构来看，杂环改性有机土展示出较好的高温流变性能，240 ℃热滚后OBen-3的表观黏度和动切力分别可达19 mPa·s和3 Pa；从烷基链长来看，有机土的流变性能随链长增加而大幅提升。在全油基钻井液体系中，240 ℃热滚后，OBen-3的表观黏度、塑性黏度和动切力分别为90 mPa·s、85 mPa·s和5 Pa，展现出良好的配伍性与高温流变性能。同时，OBen-3高温高压滤失量仅为3.2 mL，具有良好的降滤失性能。此外，OBen-3在油包水体系中也展现出良好的高温流变性能与高温高压降滤失性能。研究表明，引入长烷基链刚性结构可增强分子间以及有机土结构间界面作用，显著提升有机土的高温流变性能，为抗高温油基钻井液用有机土开发提供思路。
2026, 43(4): 460-469.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.004
摘要:
针对大位移井钻井过程中水基钻井液井眼清洁困难、摩阻扭矩高、井壁稳定性差的技术瓶颈，研制了一套高性能卤水基钻井液体系。该体系基于氯化钾-甲酸盐复合卤水，通过引入自主研发的星型聚胺抑制剂HIB和纳米复合减阻剂SLIP，并优化流型调节与多级封堵技术，实现了抑制、润滑、携岩及稳定性能的协同提升。与常规KCl聚合物体系及商业聚胺体系、润滑剂的全面对比表明：HIB通过“吸附-包覆-疏水”机制，其抑制性（岩屑滚动回收率为93.6%，16 h线性膨胀率为1.0%）显著优于常规聚胺抑制剂；SLIP通过“微球滚动-吸附成膜”机制，极压润滑系数（0.064）及抗磨承载能力（10 kg）优于现有润滑剂。室内评价表明，该体系经150 ℃高温老化后动塑比不小于0.5 Pa/mPa·s，API滤失量小于4 mL，砂床承压大于 MPa，抗污染能力强，岩心渗透率恢复大于86.3%。在国内多个海域区块12口大位移井的应用表明，起下钻摩阻降低30%以上，复杂事故率下降65%，为大位移井安全高效钻井提供了可靠的技术选择。
针对大位移井钻井过程中水基钻井液井眼清洁困难、摩阻扭矩高、井壁稳定性差的技术瓶颈，研制了一套高性能卤水基钻井液体系。该体系基于氯化钾-甲酸盐复合卤水，通过引入自主研发的星型聚胺抑制剂HIB和纳米复合减阻剂SLIP，并优化流型调节与多级封堵技术，实现了抑制、润滑、携岩及稳定性能的协同提升。与常规KCl聚合物体系及商业聚胺体系、润滑剂的全面对比表明：HIB通过“吸附-包覆-疏水”机制，其抑制性（岩屑滚动回收率为93.6%，16 h线性膨胀率为1.0%）显著优于常规聚胺抑制剂；SLIP通过“微球滚动-吸附成膜”机制，极压润滑系数（0.064）及抗磨承载能力（10 kg）优于现有润滑剂。室内评价表明，该体系经150 ℃高温老化后动塑比不小于0.5 Pa/mPa·s，API滤失量小于4 mL，砂床承压大于 MPa，抗污染能力强，岩心渗透率恢复大于86.3%。在国内多个海域区块12口大位移井的应用表明，起下钻摩阻降低30%以上，复杂事故率下降65%，为大位移井安全高效钻井提供了可靠的技术选择。
2026, 43(4): 470-478.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.005
摘要:
胜利油田某区块致密砂岩储层致密，裂缝发育，钻井过程中易受到钻井液损害。通过储层矿物组成、孔渗特征及敏感性评价，分析了储层伤害主要原因，针对性研发了可在储层温度下自降解的暂堵剂，构建了低伤害水基钻井液体系。研究结果表明，该储层面临钻井液固相堵塞裂缝、水锁损害、水敏以及酸敏损害。研发的环氧树脂类自降解暂堵剂可在高温下通过酯键水解及酯交换反应导致网络解聚，生成可溶性低聚物。在120 ℃储层温度下，其48 h降解率为21.8%，96 h降解率达96.4%，且抗压强度远超常用的暂堵剂碳酸钙。低伤害钻井液性能评价实验表明，其具有良好的流变性、滤失性、润滑性及黏土水化抑制性能。模拟裂缝封堵实验以及岩心渗透率恢复实验表明，钻井过程中暂堵剂等固相快速在裂缝中形成封堵层；120 ℃静置48 h封堵层仍可维持良好的承压能力；静置48～72 h后，封堵层结构发生破坏，返排24 h岩心渗透率恢复值超90%，避免了储层伤害。3口井的现场试验表明，该钻井液防漏堵漏效果良好，且可通过暂堵剂的自降解有效保护储层，较邻井原油增产91.83%。
胜利油田某区块致密砂岩储层致密，裂缝发育，钻井过程中易受到钻井液损害。通过储层矿物组成、孔渗特征及敏感性评价，分析了储层伤害主要原因，针对性研发了可在储层温度下自降解的暂堵剂，构建了低伤害水基钻井液体系。研究结果表明，该储层面临钻井液固相堵塞裂缝、水锁损害、水敏以及酸敏损害。研发的环氧树脂类自降解暂堵剂可在高温下通过酯键水解及酯交换反应导致网络解聚，生成可溶性低聚物。在120 ℃储层温度下，其48 h降解率为21.8%，96 h降解率达96.4%，且抗压强度远超常用的暂堵剂碳酸钙。低伤害钻井液性能评价实验表明，其具有良好的流变性、滤失性、润滑性及黏土水化抑制性能。模拟裂缝封堵实验以及岩心渗透率恢复实验表明，钻井过程中暂堵剂等固相快速在裂缝中形成封堵层；120 ℃静置48 h封堵层仍可维持良好的承压能力；静置48～72 h后，封堵层结构发生破坏，返排24 h岩心渗透率恢复值超90%，避免了储层伤害。3口井的现场试验表明，该钻井液防漏堵漏效果良好，且可通过暂堵剂的自降解有效保护储层，较邻井原油增产91.83%。
2026, 43(4): 479-488.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.006
摘要:
潜探1井是位于柴达木盆地牛东构造的一口风险探井，在钻井过程中侏罗系地层出现井壁失稳问题，严重制约了钻井施工进度。为了解决该问题，综合运用岩心观察、扫描电镜、X射线衍射、岩石力学测试、数值模拟及现场试验等方法，系统开展了地质特征表征、失稳机理分析、封堵防塌钻井液研发及现场应用研究。结果表明：侏罗系地层井壁失稳以“高陡裂缝力学滑动+硬脆性岩石剥落”为主导机理，钻井液热稳定性差、对裂缝封堵不彻底、抑制性不足对裂缝封堵不彻底、抑制性不足是诱发井壁失稳的关键因素；基于失稳机理，研发出“抗温-封堵-抑制”协同型钻井液体系，通过优选抗温材料、复配多层级封堵剂、强化抑制体系，实现180 ℃高温高压下滤失量≤12 mL、泥饼厚度≤2 mm，岩样滚动回收率≥98%的优异性能；现场应用结果显示，该钻井液体系使潜探1井五开井段井壁垮塌发生率降低80%，机械钻速提升52%，井径扩大率控制在8%以内，显著提升了钻井施工效率与井筒质量。研究建立的高陡裂缝硬脆性地层失稳判据与防控技术，为同类复杂地层的安全高效钻井提供了重要理论依据与工程范例，具有重要现场指导价值。
潜探1井是位于柴达木盆地牛东构造的一口风险探井，在钻井过程中侏罗系地层出现井壁失稳问题，严重制约了钻井施工进度。为了解决该问题，综合运用岩心观察、扫描电镜、X射线衍射、岩石力学测试、数值模拟及现场试验等方法，系统开展了地质特征表征、失稳机理分析、封堵防塌钻井液研发及现场应用研究。结果表明：侏罗系地层井壁失稳以“高陡裂缝力学滑动+硬脆性岩石剥落”为主导机理，钻井液热稳定性差、对裂缝封堵不彻底、抑制性不足对裂缝封堵不彻底、抑制性不足是诱发井壁失稳的关键因素；基于失稳机理，研发出“抗温-封堵-抑制”协同型钻井液体系，通过优选抗温材料、复配多层级封堵剂、强化抑制体系，实现180 ℃高温高压下滤失量≤12 mL、泥饼厚度≤2 mm，岩样滚动回收率≥98%的优异性能；现场应用结果显示，该钻井液体系使潜探1井五开井段井壁垮塌发生率降低80%，机械钻速提升52%，井径扩大率控制在8%以内，显著提升了钻井施工效率与井筒质量。研究建立的高陡裂缝硬脆性地层失稳判据与防控技术，为同类复杂地层的安全高效钻井提供了重要理论依据与工程范例，具有重要现场指导价值。
2026, 43(4): 489-497.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.007
摘要:
为解决深部地层水基钻井液钻遇CO2持续污染难题，基于四川盆地蓬莱气区深井水基钻井液CO2污染事故分析，通过室内高温高压CO2污染模拟实验，明确了高温高压CO2持续污染特征，建立了CO2持续污染的预防与处治措施。结果表明：CO2气侵持续发生时，水基钻井液中污染性因子CO32−、HCO3−含量上升以及pH值下降，并非是由CO2分子在水中溶解电离所致，而是由钻井液中烧碱对CO2的中和作用所致。水基钻井液性能维护过程中反复使用烧碱导致CO32−、HCO3−含量持续上涨。CO32−/HCO3−作用下膨润土片碎化成细粒，细粒之间及其与水分子之间因CO32−/HCO3−介导的偶极作用与氢键作用而易于聚集，由此导致钻井液增稠。采用钙处理剂与稀释剂BK519协同使用可有效预防和处置污染程度达10000 mg/L以上的高温高压CO2持续污染问题。所得成果为深部地层CO2持续污染问题的深入揭示与有效防治提供了理论与技术支持。
为解决深部地层水基钻井液钻遇CO2持续污染难题，基于四川盆地蓬莱气区深井水基钻井液CO2污染事故分析，通过室内高温高压CO2污染模拟实验，明确了高温高压CO2持续污染特征，建立了CO2持续污染的预防与处治措施。结果表明：CO2气侵持续发生时，水基钻井液中污染性因子CO32−、HCO3−含量上升以及pH值下降，并非是由CO2分子在水中溶解电离所致，而是由钻井液中烧碱对CO2的中和作用所致。水基钻井液性能维护过程中反复使用烧碱导致CO32−、HCO3−含量持续上涨。CO32−/HCO3−作用下膨润土片碎化成细粒，细粒之间及其与水分子之间因CO32−/HCO3−介导的偶极作用与氢键作用而易于聚集，由此导致钻井液增稠。采用钙处理剂与稀释剂BK519协同使用可有效预防和处置污染程度达
2026, 43(4): 498-505.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.008
摘要:
在深井、超深井钻井过程中常使用油基钻井液，针对西北大区不同钻井公司、不同井位的油基钻井液中耐油耐高温螺杆钻具使用寿命不稳定、甚至出现了使用十几个小时发生掉胶问题。在不同钻井公司、不同温度、不同油基钻井液主组分等条件下，对比评价两种不同交联程度的螺杆钻具定子橡胶与油基钻井液组分浸泡后的体积变化率和硬度变化情况。实验结果表明：0#柴油对定子橡胶影响较小，橡胶交联程度越高，抗介质膨胀能力越强；相同商业名称的油基钻井液组分，生产厂家不同，对螺杆钻具定子橡胶硬度、体积变化率的影响程度不同，X钻井公司油基钻井液主组分对定子橡胶影响较小，而Y钻井公司油基钻井液中的辅乳化剂和润湿剂对定子橡胶影响较大，橡胶B在Y钻井公司的辅乳化剂中老化后（180 ℃×48 h）体积变化率高达42.94%，硬度变化−17.2 HA；其次是在润湿剂中老化后（180 ℃×48 h）的体积变化率达27.06%，硬度变化−9 HA。油基钻井液主组分的苯胺点、热失重不能作为反映橡胶溶胀影响的技术参数。通过红外光谱、气相色谱-质谱联用技术分析，Y钻井公司的辅乳化剂和润湿剂中酰胺类成分是导致螺杆钻具定子橡胶体积膨胀变大的主要原因，避免使用后，螺杆钻具掉胶问题得到解决。
在深井、超深井钻井过程中常使用油基钻井液，针对西北大区不同钻井公司、不同井位的油基钻井液中耐油耐高温螺杆钻具使用寿命不稳定、甚至出现了使用十几个小时发生掉胶问题。在不同钻井公司、不同温度、不同油基钻井液主组分等条件下，对比评价两种不同交联程度的螺杆钻具定子橡胶与油基钻井液组分浸泡后的体积变化率和硬度变化情况。实验结果表明：0#柴油对定子橡胶影响较小，橡胶交联程度越高，抗介质膨胀能力越强；相同商业名称的油基钻井液组分，生产厂家不同，对螺杆钻具定子橡胶硬度、体积变化率的影响程度不同，X钻井公司油基钻井液主组分对定子橡胶影响较小，而Y钻井公司油基钻井液中的辅乳化剂和润湿剂对定子橡胶影响较大，橡胶B在Y钻井公司的辅乳化剂中老化后（180 ℃×48 h）体积变化率高达42.94%，硬度变化−17.2 HA；其次是在润湿剂中老化后（180 ℃×48 h）的体积变化率达27.06%，硬度变化−9 HA。油基钻井液主组分的苯胺点、热失重不能作为反映橡胶溶胀影响的技术参数。通过红外光谱、气相色谱-质谱联用技术分析，Y钻井公司的辅乳化剂和润湿剂中酰胺类成分是导致螺杆钻具定子橡胶体积膨胀变大的主要原因，避免使用后，螺杆钻具掉胶问题得到解决。
2026, 43(4): 506-514.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.009
摘要:
油井水泥环在长期服役过程中，受地层应力变化及井下复杂化学环境的影响，易产生微环隙与微裂缝，导致环空带压与层间封隔失效。使用遇烃自愈合材料解决这一问题是领域内的有效途径。在水泥浆环境与甲烷环境下，对自主开发的遇烃自愈合材料硼酸酯交联环糊精-丙烯酸酯复合树脂（DBC-CA）与氢化苯乙烯-丁二烯嵌段共聚物（SEBS）的吸烃膨胀比例进行了比较。通过三维断层扫描（CT）、电子显微镜（SEM）及傅里叶红外光谱（FTIR）和热重分析（TG），对2种遇烃自愈合材料的膨胀机理及热稳定性进行了探究。研究结果表明，DBC-CA在不同环境中的综合膨胀表现优于SEBS，并具有良好的热稳定性。DBC-CA在甲烷环境中最高膨胀比例达37%，且对环境响应灵敏，在水泥浆环境中的最大膨胀比例小于8%。DBC-CA掺量为10%的水泥基体在减少裂缝宽度和消除连通渗流通道方面表现最优。形貌分析表明，DBC-CA的弹性耗散特性通过刚性骨架-动态键重组-纳米空腔三重防护机制实现。DBC-CA会小幅度降低水泥石28 d抗压强度。为深部油气田井下自愈合密封材料的设计提供了新的思路。
油井水泥环在长期服役过程中，受地层应力变化及井下复杂化学环境的影响，易产生微环隙与微裂缝，导致环空带压与层间封隔失效。使用遇烃自愈合材料解决这一问题是领域内的有效途径。在水泥浆环境与甲烷环境下，对自主开发的遇烃自愈合材料硼酸酯交联环糊精-丙烯酸酯复合树脂（DBC-CA）与氢化苯乙烯-丁二烯嵌段共聚物（SEBS）的吸烃膨胀比例进行了比较。通过三维断层扫描（CT）、电子显微镜（SEM）及傅里叶红外光谱（FTIR）和热重分析（TG），对2种遇烃自愈合材料的膨胀机理及热稳定性进行了探究。研究结果表明，DBC-CA在不同环境中的综合膨胀表现优于SEBS，并具有良好的热稳定性。DBC-CA在甲烷环境中最高膨胀比例达37%，且对环境响应灵敏，在水泥浆环境中的最大膨胀比例小于8%。DBC-CA掺量为10%的水泥基体在减少裂缝宽度和消除连通渗流通道方面表现最优。形貌分析表明，DBC-CA的弹性耗散特性通过刚性骨架-动态键重组-纳米空腔三重防护机制实现。DBC-CA会小幅度降低水泥石28 d抗压强度。为深部油气田井下自愈合密封材料的设计提供了新的思路。
2026, 43(4): 515-521.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.010
摘要:
针对川渝地区固井水泥环在酸性环境下易发生腐蚀劣化及密封失效等难题，研发了一种兼具成膜吸附与微观结构调控功能的抗腐蚀材料DST，基于此构建了低渗透防腐水泥浆体系。不同于传统防腐材料，DST能够诱导腐蚀水化产物由疏松结构转变为致密的球状碳酸钙堆积，从而阻断腐蚀介质的深层渗透。基于典型井底温压条件（80 ℃/40 MPa），开展室内酸性腐蚀实验与现场应用。结果表明，水泥石在腐蚀28 d后抗压强度较未腐蚀水泥石仅降低5%，渗透率虽有轻微增长，但最终值低于4×10−5 μm2，主要孔径维持在10～90 nm的无害和少害孔范围内，微观形貌未观测到贯通孔隙和松散结构。该体系在川渝地区某CCUS井应用后，一、二界面胶结质量合格率均超94%，在后续超300 d注采作业中，井筒环空未监测到异常带压和CO2泄露现象。该研究开发的防腐关键材料DST和构建的低渗透防腐水泥浆体系，显著提升了CCUS井筒长效密封能力，为CO2埋存奠定了坚实的固井技术支撑。
针对川渝地区固井水泥环在酸性环境下易发生腐蚀劣化及密封失效等难题，研发了一种兼具成膜吸附与微观结构调控功能的抗腐蚀材料DST，基于此构建了低渗透防腐水泥浆体系。不同于传统防腐材料，DST能够诱导腐蚀水化产物由疏松结构转变为致密的球状碳酸钙堆积，从而阻断腐蚀介质的深层渗透。基于典型井底温压条件（80 ℃/40 MPa），开展室内酸性腐蚀实验与现场应用。结果表明，水泥石在腐蚀28 d后抗压强度较未腐蚀水泥石仅降低5%，渗透率虽有轻微增长，但最终值低于4×10−5 μm2，主要孔径维持在10～90 nm的无害和少害孔范围内，微观形貌未观测到贯通孔隙和松散结构。该体系在川渝地区某CCUS井应用后，一、二界面胶结质量合格率均超94%，在后续超300 d注采作业中，井筒环空未监测到异常带压和CO2泄露现象。该研究开发的防腐关键材料DST和构建的低渗透防腐水泥浆体系，显著提升了CCUS井筒长效密封能力，为CO2埋存奠定了坚实的固井技术支撑。
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：
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：
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：
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：
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：
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。
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。
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
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ISSN1001-5620
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