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全球深水及超深水油气资源占比达44%，其开发成为能源供给的重要支柱。近年来，全球70%的重大油气新发现源自深水区域，中国南海深水油气资源丰富，其开发对提升能源自给率及保障国家能源安全至关重要。然而，高温高压、复杂地质、水合物形成及井壁稳定性等对深水钻井液技术提出更高要求。国际油服公司如斯伦贝谢、哈里伯顿、BP等在深水水基、合成基及高密度钻井液领域取得突破，并广泛应用于墨西哥湾、巴西盐下油田等深水区块。国内中海油服依托南海多个油田推进自主创新，形成深水水合物防治、高性能水基钻井液、恒流变合成基钻井液等关键技术，显著提升深水钻井安全性与效率。综述了近年来深水及超深水钻井液技术的发展趋势，重点分析深水水基钻井液、合成基钻井液、高密度钻井液等体系的最新进展及其在深水油气开发中的应用，为未来深水钻井液技术的发展提供参考。
全球深水及超深水油气资源占比达44%，其开发成为能源供给的重要支柱。近年来，全球70%的重大油气新发现源自深水区域，中国南海深水油气资源丰富，其开发对提升能源自给率及保障国家能源安全至关重要。然而，高温高压、复杂地质、水合物形成及井壁稳定性等对深水钻井液技术提出更高要求。国际油服公司如斯伦贝谢、哈里伯顿、BP等在深水水基、合成基及高密度钻井液领域取得突破，并广泛应用于墨西哥湾、巴西盐下油田等深水区块。国内中海油服依托南海多个油田推进自主创新，形成深水水合物防治、高性能水基钻井液、恒流变合成基钻井液等关键技术，显著提升深水钻井安全性与效率。综述了近年来深水及超深水钻井液技术的发展趋势，重点分析深水水基钻井液、合成基钻井液、高密度钻井液等体系的最新进展及其在深水油气开发中的应用，为未来深水钻井液技术的发展提供参考。
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doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.008
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在全球石油勘探开发都在严格推行环境保护法规的背景下，研制出一款环保且性能优秀的堵漏剂无疑是应对钻井漏层的高效解决方案。通过溶胶-凝胶法将纳米硅酸镁锂(nLMS)\羟丙基甲基纤维素(HPMC)\明胶(Gel)以固定的质量比例进行高温共混，nLMS粒子在高温下更均匀地分散在混合体系中，其高表面积促进了与Gel\HPMC基质地强黏附性，三者通过氢键与物理纠缠相互作用。利用nLMS和HPMC、Gel之间的物理化学作用，制备了具有高度交联网络结构的水凝胶，最后利用真空冷冻干燥技术，制备了纳米硅酸镁锂/纤维素/明胶复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)颗粒。通过红外分析，紫外分析，热重分析，X射线衍射，高端流变仪等手段对复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)进行表征，同时，对复合凝胶在水基钻井液中的流变性能，封堵性能，承压性能进行了测试。结果表明：nLMS-HPMC-Gel该种凝胶具有良好的降滤失性，堵漏性，承压性，互配性。
在全球石油勘探开发都在严格推行环境保护法规的背景下，研制出一款环保且性能优秀的堵漏剂无疑是应对钻井漏层的高效解决方案。通过溶胶-凝胶法将纳米硅酸镁锂(nLMS)\羟丙基甲基纤维素(HPMC)\明胶(Gel)以固定的质量比例进行高温共混，nLMS粒子在高温下更均匀地分散在混合体系中，其高表面积促进了与Gel\HPMC基质地强黏附性，三者通过氢键与物理纠缠相互作用。利用nLMS和HPMC、Gel之间的物理化学作用，制备了具有高度交联网络结构的水凝胶，最后利用真空冷冻干燥技术，制备了纳米硅酸镁锂/纤维素/明胶复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)颗粒。通过红外分析，紫外分析，热重分析，X射线衍射，高端流变仪等手段对复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)进行表征，同时，对复合凝胶在水基钻井液中的流变性能，封堵性能，承压性能进行了测试。结果表明：nLMS-HPMC-Gel该种凝胶具有良好的降滤失性，堵漏性，承压性，互配性。
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doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.007
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随着油气勘探的进行，低渗透油气层易受损害，且难恢复的问题愈加严重，成膜剂的研发有助于解决这一难题。然而，目前成膜剂合成的原料为石油类产品，对环境保护不利。蓖麻油作为一种价廉易得的生物质资源，是自然界中存在的不需要改性就具有羟基的植物油，还含有多种活性化学键，可用于制备各种高效的处理剂。在蓖麻油分子上，引入异佛尔酮和扩链剂，制备了一种环保水性聚氨酯成膜剂CWPU-1。该改性产物粒径主要分布在40～200 nm之间，能够覆盖在微纳米孔隙及裂隙上。通过AFM观察，其微观表面是连续、平滑的，表明聚氨酯成膜剂可通过吸附、疏水缔合和电中和作用形成一层薄膜。这种薄膜使泥饼更加紧致，降低钻井液的滤失量，在常温与150℃老化16 h后的滤失量降低率分别可达64.7%和61.1%。通过黏土小球对抑制性进行评价，结果表明，在添加CWPU-1的钻井液中浸泡6 h后，黏土小球的质量降低率可达46%，可降低小球的吸水膨胀。经使用某地区地层水进行测试，CWPU-1不易发生结垢损害。因此，CWPU-1具有良好的防止钻井液侵入和对储层的保护效果。
随着油气勘探的进行，低渗透油气层易受损害，且难恢复的问题愈加严重，成膜剂的研发有助于解决这一难题。然而，目前成膜剂合成的原料为石油类产品，对环境保护不利。蓖麻油作为一种价廉易得的生物质资源，是自然界中存在的不需要改性就具有羟基的植物油，还含有多种活性化学键，可用于制备各种高效的处理剂。在蓖麻油分子上，引入异佛尔酮和扩链剂，制备了一种环保水性聚氨酯成膜剂CWPU-1。该改性产物粒径主要分布在40～200 nm之间，能够覆盖在微纳米孔隙及裂隙上。通过AFM观察，其微观表面是连续、平滑的，表明聚氨酯成膜剂可通过吸附、疏水缔合和电中和作用形成一层薄膜。这种薄膜使泥饼更加紧致，降低钻井液的滤失量，在常温与150℃老化16 h后的滤失量降低率分别可达64.7%和61.1%。通过黏土小球对抑制性进行评价，结果表明，在添加CWPU-1的钻井液中浸泡6 h后，黏土小球的质量降低率可达46%，可降低小球的吸水膨胀。经使用某地区地层水进行测试，CWPU-1不易发生结垢损害。因此，CWPU-1具有良好的防止钻井液侵入和对储层的保护效果。
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doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.006
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针对南极地区冰岩夹层井壁稳定风险高的问题，以纳米二氧化硅、硅烷偶联剂、甲基丙烯酸和甲基丙烯酸月桂脂为原料，利用反相乳液聚合法，研制了一种适用于超低温环境的有机/无机杂化封堵剂（GSF），并通过红外光谱仪、激光粒度仪、金相显微镜对GSF的结构进行了表征。结果表明，封堵剂在−50℃低温钻井液中分散性及配伍性良好，随着封堵剂加量增加，钻井液对砂床的侵入深度越低，砂盘的滤失量减少；当加量为5%时，封堵效果最优，侵入深度为7.0 cm，滤失量为76 mL。
针对南极地区冰岩夹层井壁稳定风险高的问题，以纳米二氧化硅、硅烷偶联剂、甲基丙烯酸和甲基丙烯酸月桂脂为原料，利用反相乳液聚合法，研制了一种适用于超低温环境的有机/无机杂化封堵剂（GSF），并通过红外光谱仪、激光粒度仪、金相显微镜对GSF的结构进行了表征。结果表明，封堵剂在−50℃低温钻井液中分散性及配伍性良好，随着封堵剂加量增加，钻井液对砂床的侵入深度越低，砂盘的滤失量减少；当加量为5%时，封堵效果最优，侵入深度为7.0 cm，滤失量为76 mL。
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针对安全快速高效钻井的需求，近年来我国在钻井液技术领域开展了卓有成效的研究与应用，取得了显著进展。为系统梳理我国钻井液技术发展脉络，推动钻井液体系标准化，持续提升钻井液功能、性能及应用水平，系统综述了近期水基钻井液、油基钻井液和合成基钻井液的研究进展与应用现状。其中：水基钻井液体系重点发展了高性能水基钻井液、超高温与超高密度钻井液、泡沫钻井液以及环保及储层保护钻井液等体系；油基钻井液领域形成了纯油基钻井液、油包水乳化钻井液和无土相油基钻井液等体系；合成基钻井液则在烃类合成基、酯基及生物质合成基钻井液等方向取得新进展。在综述的基础上，深入剖析了当前钻井液研究与应用中存在的多种问题及成因。基于存在问题，提出了针对性发展建议，对我国钻井液研究、应用与规范化具有一定的参考意义。
针对安全快速高效钻井的需求，近年来我国在钻井液技术领域开展了卓有成效的研究与应用，取得了显著进展。为系统梳理我国钻井液技术发展脉络，推动钻井液体系标准化，持续提升钻井液功能、性能及应用水平，系统综述了近期水基钻井液、油基钻井液和合成基钻井液的研究进展与应用现状。其中：水基钻井液体系重点发展了高性能水基钻井液、超高温与超高密度钻井液、泡沫钻井液以及环保及储层保护钻井液等体系；油基钻井液领域形成了纯油基钻井液、油包水乳化钻井液和无土相油基钻井液等体系；合成基钻井液则在烃类合成基、酯基及生物质合成基钻井液等方向取得新进展。在综述的基础上，深入剖析了当前钻井液研究与应用中存在的多种问题及成因。基于存在问题，提出了针对性发展建议，对我国钻井液研究、应用与规范化具有一定的参考意义。
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全球范围内的盐下油气资源十分丰富，其中巴西深水海域有着丰富的油气资源。Mero油田属于典型的深水盐下油气资源，位于巴西东南部海域桑托斯盆地，储层埋深>5000 m，上覆盐膏层150～3000 m，盐下储层主要为下白垩统BVE和ITP组碳酸盐岩。Mero油田的Mero3区块漏失情况最为严重，漏失总量达17 105 m3。通过地质资料和钻井资料分析了漏失的主要原因，包括断层和天然裂缝的发育、地层薄弱以及地层的强非均质性，这些因素共同导致了封堵层承压能力差，易发生反复漏失。本研究收集了Mero油田常用的堵漏材料，开展了粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性等性能评价实验，建立了堵漏材料性能参数数据库，并优选出了适用于深水盐下储层防漏堵漏作业的高性能堵漏材料。基于不同漏失速度根据高效架桥和致密填充的设计方法设计了三套防漏堵漏配方，并细化了防漏堵漏配方的应用流程。同时，提出了精细调控钻井工艺和坚持防漏堵漏结合的策略，在易漏地层加强井筒ECD的精细控制，降低井下正压差，减少诱导裂缝的产生。研究成果在Mero3区块NW8井现场堵漏施工中取得了显著效果，针对不同漏失速度的情况，均能够有效减缓漏失速度，为巴西Mero油田乃至其他类似盐下储层的油气开发提供有效的技术支持，促进安全、高效的油气资源开采。
全球范围内的盐下油气资源十分丰富，其中巴西深水海域有着丰富的油气资源。Mero油田属于典型的深水盐下油气资源，位于巴西东南部海域桑托斯盆地，储层埋深>5000 m，上覆盐膏层150～3000 m，盐下储层主要为下白垩统BVE和ITP组碳酸盐岩。Mero油田的Mero3区块漏失情况最为严重，漏失总量达17 105 m3。通过地质资料和钻井资料分析了漏失的主要原因，包括断层和天然裂缝的发育、地层薄弱以及地层的强非均质性，这些因素共同导致了封堵层承压能力差，易发生反复漏失。本研究收集了Mero油田常用的堵漏材料，开展了粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性等性能评价实验，建立了堵漏材料性能参数数据库，并优选出了适用于深水盐下储层防漏堵漏作业的高性能堵漏材料。基于不同漏失速度根据高效架桥和致密填充的设计方法设计了三套防漏堵漏配方，并细化了防漏堵漏配方的应用流程。同时，提出了精细调控钻井工艺和坚持防漏堵漏结合的策略，在易漏地层加强井筒ECD的精细控制，降低井下正压差，减少诱导裂缝的产生。研究成果在Mero3区块NW8井现场堵漏施工中取得了显著效果，针对不同漏失速度的情况，均能够有效减缓漏失速度，为巴西Mero油田乃至其他类似盐下储层的油气开发提供有效的技术支持，促进安全、高效的油气资源开采。
2025, 42(2): 143-154.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.001
摘要:
以工业大模型为代表的人工智能技术在油气勘探开发中发挥着重要作用，既能有效降低成本、提升效率，也是推动关键技术创新升级、增强行业竞争力的重要途径。通过阐述工业大模型技术的核心特征及构建模式，总结了工业大模型技术的发展现状。油气大模型是工业大模型的重要领域之一。梳理了油气大模型在国内外的应用现状并在此基础上展望油气大模型在国内油气行业钻完井领域内的应用场景，比如钻井提速、钻井轨迹优化等。同时分析了油气大模型在钻完井领域应用过程中面临的问题和挑战并提出针对性建议，希望为油气大模型在钻完井领域的应用提供借鉴和研发思路。
以工业大模型为代表的人工智能技术在油气勘探开发中发挥着重要作用，既能有效降低成本、提升效率，也是推动关键技术创新升级、增强行业竞争力的重要途径。通过阐述工业大模型技术的核心特征及构建模式，总结了工业大模型技术的发展现状。油气大模型是工业大模型的重要领域之一。梳理了油气大模型在国内外的应用现状并在此基础上展望油气大模型在国内油气行业钻完井领域内的应用场景，比如钻井提速、钻井轨迹优化等。同时分析了油气大模型在钻完井领域应用过程中面临的问题和挑战并提出针对性建议，希望为油气大模型在钻完井领域的应用提供借鉴和研发思路。
2025, 42(2): 155-166.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.002
摘要:
深地塔科1井是我国深地勘探领域的一项重大工程，其钻探过程中面临着超高温、超高压、超高盐等一系列极端工况，这些复杂条件给钻井液技术带来了巨大的挑战。钻井液作为钻井过程中的“血液”，其性能的优劣直接关系到钻井的成败。系统介绍了万米深层钻井液技术，在揭示钻井液关键处理剂耐超高温高盐机理及堵漏材料提高缝洞漏层承压能力机理的基础上，通过研制新材料、构建新体系、开发新软件，形成了抗温240℃抗盐水基钻井液、抗温240℃油基钻井液和恶性缝洞漏失堵漏3项关键核心技术，成功解决了钻井液高温性能恶化、井壁失稳、减摩降阻和恶性漏失等难题，在深地塔科1井四开、五开成功应用，为深地塔科1井顺利钻至10 910 m完钻提供了关键技术支撑。
深地塔科1井是我国深地勘探领域的一项重大工程，其钻探过程中面临着超高温、超高压、超高盐等一系列极端工况，这些复杂条件给钻井液技术带来了巨大的挑战。钻井液作为钻井过程中的“血液”，其性能的优劣直接关系到钻井的成败。系统介绍了万米深层钻井液技术，在揭示钻井液关键处理剂耐超高温高盐机理及堵漏材料提高缝洞漏层承压能力机理的基础上，通过研制新材料、构建新体系、开发新软件，形成了抗温240℃抗盐水基钻井液、抗温240℃油基钻井液和恶性缝洞漏失堵漏3项关键核心技术，成功解决了钻井液高温性能恶化、井壁失稳、减摩降阻和恶性漏失等难题，在深地塔科1井四开、五开成功应用，为深地塔科1井顺利钻至10 910 m完钻提供了关键技术支撑。
2025, 42(2): 167-179.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.003
摘要:
在深水深层，裂缝/裂隙较为发育，钻井过程中井筒压力的波动易诱发呼吸效应。同时，高温高压环境使得呼吸效应更加复杂。研究深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应，对加强井筒压力的控制、保证钻井安全具有重要意义。对此，本文考虑高温高压环境，构建井筒-裂缝-地层系统的温-压耦合模型，分析呼吸效应的动态响应及其影响因素。研究结果表明，在高温、低排量条件下，呼吸效应会受到一定程度的抑制。提高钻井液动切力、降低比热容有利于减少钻井液漏失；钻井液塑性黏度对呼吸效果影响显著，且存在临界值使得钻井液漏失量最低。在变形能力强的长裂缝地层中钻井时，发生呼吸效应的概率更高；同时，小缝宽裂缝地层或许会诱发更严重的呼吸效应。研究成果为裂缝性呼吸效应的预防和控制提供理论支持。
在深水深层，裂缝/裂隙较为发育，钻井过程中井筒压力的波动易诱发呼吸效应。同时，高温高压环境使得呼吸效应更加复杂。研究深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应，对加强井筒压力的控制、保证钻井安全具有重要意义。对此，本文考虑高温高压环境，构建井筒-裂缝-地层系统的温-压耦合模型，分析呼吸效应的动态响应及其影响因素。研究结果表明，在高温、低排量条件下，呼吸效应会受到一定程度的抑制。提高钻井液动切力、降低比热容有利于减少钻井液漏失；钻井液塑性黏度对呼吸效果影响显著，且存在临界值使得钻井液漏失量最低。在变形能力强的长裂缝地层中钻井时，发生呼吸效应的概率更高；同时，小缝宽裂缝地层或许会诱发更严重的呼吸效应。研究成果为裂缝性呼吸效应的预防和控制提供理论支持。
2025, 42(2): 180-186.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.004
摘要:
蓬深6井是中石油西南油气田分公司部署的重点预探井。完钻井深9026 m，目的层位主探震旦系灯影组储层。该井六开完钻，其钻井液技术难点主要包括：①上部井段存在大段泥岩，地层水敏性强；②同一裸眼段多压力系统共存；③上部超大尺寸井眼，钻井液上返速度低，井眼清洁困难；④大段盐膏层污染钻井液；⑤多压力系统并存导致的井漏复杂；⑥二叠系以下井段酸性气体污染严重、超高密度下钻井液流变性控制困难；⑦超深井段，超高温超高压（216℃、150 MPa）下，油基钻井液流变性、沉降稳定性控制难；⑧震旦系灯影组地层破碎等难题。针对以上难点，通过大量室内实验，优选出3套钻井液体系：上部地层采用有机盐聚合物钻井液体系优化钻井液的包被抑制性、中部地层采用有机盐聚磺钻井液体系优化钻井液的抗高温、抗污染特性、目的层采用抗超高温油基钻井液体系优化钻井液的沉降稳定性、流变性以及携砂特性。在该井现场应用时，表现出上部地层钻井液流变性受控，井壁稳定；高密度水基钻井液流变性好、抑制封堵能力强、抗盐/钙/CO2酸气污染能力强；超高温超高压下低密度油基钻井液流变性受控、沉降稳定性好、防塌能力强的特点。
蓬深6井是中石油西南油气田分公司部署的重点预探井。完钻井深9026 m，目的层位主探震旦系灯影组储层。该井六开完钻，其钻井液技术难点主要包括：①上部井段存在大段泥岩，地层水敏性强；②同一裸眼段多压力系统共存；③上部超大尺寸井眼，钻井液上返速度低，井眼清洁困难；④大段盐膏层污染钻井液；⑤多压力系统并存导致的井漏复杂；⑥二叠系以下井段酸性气体污染严重、超高密度下钻井液流变性控制困难；⑦超深井段，超高温超高压（216℃、150 MPa）下，油基钻井液流变性、沉降稳定性控制难；⑧震旦系灯影组地层破碎等难题。针对以上难点，通过大量室内实验，优选出3套钻井液体系：上部地层采用有机盐聚合物钻井液体系优化钻井液的包被抑制性、中部地层采用有机盐聚磺钻井液体系优化钻井液的抗高温、抗污染特性、目的层采用抗超高温油基钻井液体系优化钻井液的沉降稳定性、流变性以及携砂特性。在该井现场应用时，表现出上部地层钻井液流变性受控，井壁稳定；高密度水基钻井液流变性好、抑制封堵能力强、抗盐/钙/CO2酸气污染能力强；超高温超高压下低密度油基钻井液流变性受控、沉降稳定性好、防塌能力强的特点。
2025, 42(2): 187-194.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.005
摘要:
研究深部储层岩石原位润湿特性，对深入了解高温储层水锁损害机理及制定高效防水锁技术对策具有重要意义。原位表征了20℃～200℃、8 MPa氮气环境中不同岩样表面接触角随温度的变化，并借助原子力显微镜、扫描电子显微镜和能谱分析探讨了吸附原油岩石表面接触角随温度变化的机理。实验结果表明，洗油后储层岩样表面接触角随温度升高逐渐降低，且呈明显分段现象，20℃～100℃下接触角变化率约为−0.04°/℃，100℃～200℃时，变化率约为−0.24°/℃，水在其表面拟黏附功随温度升高变化较小。水在吸附原油岩样表面接触角随温度升高逐渐减小，160℃时降低为75.7 °。岩石表面由亲油转变为亲水，拟黏附功大幅增加，160℃时变化率为155.27 %。亚临界水作用下岩石表面烃类物质的解吸甚至热裂解，导致了吸附原油岩石表面润湿性的显著变化，入井流体接触吸附有烃类物质的储层岩石后可能会大幅增加储层水锁损害程度。该研究对高温储层岩石表面润湿性变化机制提供了一些新的认识，有助于高温油气资源开采过程中制定合适的防水锁方案。
研究深部储层岩石原位润湿特性，对深入了解高温储层水锁损害机理及制定高效防水锁技术对策具有重要意义。原位表征了20℃～200℃、8 MPa氮气环境中不同岩样表面接触角随温度的变化，并借助原子力显微镜、扫描电子显微镜和能谱分析探讨了吸附原油岩石表面接触角随温度变化的机理。实验结果表明，洗油后储层岩样表面接触角随温度升高逐渐降低，且呈明显分段现象，20℃～100℃下接触角变化率约为−0.04°/℃，100℃～200℃时，变化率约为−0.24°/℃，水在其表面拟黏附功随温度升高变化较小。水在吸附原油岩样表面接触角随温度升高逐渐减小，160℃时降低为75.7 °。岩石表面由亲油转变为亲水，拟黏附功大幅增加，160℃时变化率为155.27 %。亚临界水作用下岩石表面烃类物质的解吸甚至热裂解，导致了吸附原油岩石表面润湿性的显著变化，入井流体接触吸附有烃类物质的储层岩石后可能会大幅增加储层水锁损害程度。该研究对高温储层岩石表面润湿性变化机制提供了一些新的认识，有助于高温油气资源开采过程中制定合适的防水锁方案。
2025, 42(2): 217-224.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.009
摘要:
为解决川东北陆相千佛崖页岩储层垮塌严重、成井难度大的技术难题，系统性地开展了失稳特征分析和室内实验评价研究。现场资料分析表明，失稳主要发生在千一段灰黑色页岩层段，具有失稳周期无规律，坍塌与漏失共存的特征，现用钻井液体系无法有效维持易塌地层的稳定性。室内研究发现，千一段不同层段间井壁稳定性差异较大，其中易塌层段灰黑色页岩层段黏土矿物含量高，具有一定的水化膨胀性能和双亲性润湿特征；其层理性强，有机质擦痕滑动镜面等（弱结构面）极为发育，胶结强度较弱，导致地层天然破碎，岩石力学性能大大降低；在钻井液及工程扰动作用下，沿弱结构面剥落掉块，引发井壁失稳坍塌。该研究提出了规避易塌层段等安全成井技术对策，为后期陆相页岩油气水平井施工提供参考和借鉴。
为解决川东北陆相千佛崖页岩储层垮塌严重、成井难度大的技术难题，系统性地开展了失稳特征分析和室内实验评价研究。现场资料分析表明，失稳主要发生在千一段灰黑色页岩层段，具有失稳周期无规律，坍塌与漏失共存的特征，现用钻井液体系无法有效维持易塌地层的稳定性。室内研究发现，千一段不同层段间井壁稳定性差异较大，其中易塌层段灰黑色页岩层段黏土矿物含量高，具有一定的水化膨胀性能和双亲性润湿特征；其层理性强，有机质擦痕滑动镜面等（弱结构面）极为发育，胶结强度较弱，导致地层天然破碎，岩石力学性能大大降低；在钻井液及工程扰动作用下，沿弱结构面剥落掉块，引发井壁失稳坍塌。该研究提出了规避易塌层段等安全成井技术对策，为后期陆相页岩油气水平井施工提供参考和借鉴。
2025, 42(2): 225-232.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.010
摘要:
冀中地区深部煤岩气水平井钻探面临可借鉴资料少、地质不确定因素多、煤层薄极易出层、煤层极易垮塌和卡钻风险高等诸多难点与挑战。从深入研究深层煤岩储层特性出发，得出煤系地层井壁失稳由力学因素和理化性能因素双重决定，而提高钻井液封堵性和抑制性是解决该问题的技术关键。在复合盐钻井液基础上用微纳米刚性封堵与柔性可变形封堵相结合形成了深部煤岩地层强封堵钻井液体系配方。室内用滚动回收率、砂床封堵和陶瓷滤芯封堵等实验评价结果显示，其抑制性与封堵性优于KCl聚合物和复合盐钻井液。信探1H井现场应用效果也表明，该钻井液体系中封堵类处理剂配伍性好，对钻井液性能无不良影响，能大幅降低API滤失量，能维护井壁稳定。在现场应用过程中，水平段进尺1270 m，煤层段浸泡23 d未发生井壁失稳现象，振动筛返出岩屑规整正常，仅见少量煤岩掉块，未见泥岩掉块，起下钻过程通畅无阻，无事故与复杂发生，解决了深层煤岩气水平井钻探过程井壁失稳难题，保障了钻井作业顺利进行，该技术的应用有助于深层煤岩气钻探领域实现高效规模开发与突破。
冀中地区深部煤岩气水平井钻探面临可借鉴资料少、地质不确定因素多、煤层薄极易出层、煤层极易垮塌和卡钻风险高等诸多难点与挑战。从深入研究深层煤岩储层特性出发，得出煤系地层井壁失稳由力学因素和理化性能因素双重决定，而提高钻井液封堵性和抑制性是解决该问题的技术关键。在复合盐钻井液基础上用微纳米刚性封堵与柔性可变形封堵相结合形成了深部煤岩地层强封堵钻井液体系配方。室内用滚动回收率、砂床封堵和陶瓷滤芯封堵等实验评价结果显示，其抑制性与封堵性优于KCl聚合物和复合盐钻井液。信探1H井现场应用效果也表明，该钻井液体系中封堵类处理剂配伍性好，对钻井液性能无不良影响，能大幅降低API滤失量，能维护井壁稳定。在现场应用过程中，水平段进尺1270 m，煤层段浸泡23 d未发生井壁失稳现象，振动筛返出岩屑规整正常，仅见少量煤岩掉块，未见泥岩掉块，起下钻过程通畅无阻，无事故与复杂发生，解决了深层煤岩气水平井钻探过程井壁失稳难题，保障了钻井作业顺利进行，该技术的应用有助于深层煤岩气钻探领域实现高效规模开发与突破。
2025, 42(2): 233-238.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.011
摘要:
针对当前钻井液用甲酸钠、甲酸钾标准应用现状，分析了甲酸盐含量测定存在的主要问题和影响因素，并筛选优化出最佳的检测方法。对于甲酸钠含量测定结果普遍偏高甚至超百的技术难题，通过红外等分析方法确定了目前钻井用甲酸钠的均为副产法产品，其含有季戊四醇等有机杂质，适合的方法是灼烧滴定法，同时对该方法进行了优化，实验发现该方法中灼烧产物的洗涤转移过程中引入酚酞会导致滴定终点延后结果偏高，通过改进洗涤转移过程，排除了该影响；对于甲酸钾含量测定，适合用硫代硫酸钠滴定法测定，同时增加钾离子含量测定，提高了方法的科学性和准确性，解决了以单一甲酸根折算甲酸钾含量存在无法有效鉴别低成本甲酸盐掺假的弊端。以上研究成果已作为标准方法引入T/CPSI 06401—2024《钻井液用加重剂甲酸盐类》标准，该标准已于2024年4月正式发布实施。
针对当前钻井液用甲酸钠、甲酸钾标准应用现状，分析了甲酸盐含量测定存在的主要问题和影响因素，并筛选优化出最佳的检测方法。对于甲酸钠含量测定结果普遍偏高甚至超百的技术难题，通过红外等分析方法确定了目前钻井用甲酸钠的均为副产法产品，其含有季戊四醇等有机杂质，适合的方法是灼烧滴定法，同时对该方法进行了优化，实验发现该方法中灼烧产物的洗涤转移过程中引入酚酞会导致滴定终点延后结果偏高，通过改进洗涤转移过程，排除了该影响；对于甲酸钾含量测定，适合用硫代硫酸钠滴定法测定，同时增加钾离子含量测定，提高了方法的科学性和准确性，解决了以单一甲酸根折算甲酸钾含量存在无法有效鉴别低成本甲酸盐掺假的弊端。以上研究成果已作为标准方法引入T/CPSI 06401—2024《钻井液用加重剂甲酸盐类》标准，该标准已于2024年4月正式发布实施。
2025, 42(2): 239-246.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.012
摘要:
储气库作为中国“能源保供”的重点工程，具备季节调峰、事故应急及国家能源战略储备三大功能。华北储气库普遍具有地质条件复杂、埋藏深、井底温度高、密度窗口窄、漏失风险大、一次封固段长、井筒长期密封完整性要求高等固井难点，普通的水泥浆难以满足该条件下的固井要求。通过大量实验研究出一种多功能活性增韧材料HFOC，探究了加入HFOC的韧性水泥浆的综合性能及其增韧机理，形成一套适用于储气库固井的韧性水泥浆体系，并优化了预应力固井等工艺技术。结果表明，韧性水泥浆体系密度范围为1.88～1.92 g/cm3，稠化时间可调，直角稠化，沉降密度差为0，游离液为0，API失水量不大于50 mL，7 d弹性模量小于6.48 GPa，80℃、24 h抗压强度大于14 MPa。从物理和化学两方面探索了韧性水泥浆的增韧机理，水泥成分中铁铝酸四钙对水泥石的韧性和力学性能有积极影响，铁铝酸四钙含量的增加可以更好地防止微裂纹扩展，提高水泥环的密封完整性。该项技术成功应用于华北储气库生产套管固井，固井质量满足储气库要求，可为其他储气库固井提供技术支持和借鉴。
储气库作为中国“能源保供”的重点工程，具备季节调峰、事故应急及国家能源战略储备三大功能。华北储气库普遍具有地质条件复杂、埋藏深、井底温度高、密度窗口窄、漏失风险大、一次封固段长、井筒长期密封完整性要求高等固井难点，普通的水泥浆难以满足该条件下的固井要求。通过大量实验研究出一种多功能活性增韧材料HFOC，探究了加入HFOC的韧性水泥浆的综合性能及其增韧机理，形成一套适用于储气库固井的韧性水泥浆体系，并优化了预应力固井等工艺技术。结果表明，韧性水泥浆体系密度范围为1.88～1.92 g/cm3，稠化时间可调，直角稠化，沉降密度差为0，游离液为0，API失水量不大于50 mL，7 d弹性模量小于6.48 GPa，80℃、24 h抗压强度大于14 MPa。从物理和化学两方面探索了韧性水泥浆的增韧机理，水泥成分中铁铝酸四钙对水泥石的韧性和力学性能有积极影响，铁铝酸四钙含量的增加可以更好地防止微裂纹扩展，提高水泥环的密封完整性。该项技术成功应用于华北储气库生产套管固井，固井质量满足储气库要求，可为其他储气库固井提供技术支持和借鉴。
2025, 42(2): 247-254.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.013
摘要:
煤炭气化与油页岩原位开采时井下为超高温干热环境，对油井水泥环的热稳定性提出了挑战。对此，探索了600℃长期干热环境下硅酸盐水泥石性能劣化规律，分析了微观结构特征与水化产物变化。研究结果表明，常规硅酸盐水泥石的抗压强度显著下降，孔隙度和渗透率增大，微观结构由凝胶结构转变为粒状结构，氢氧化钙和C—S—H凝胶消失，转变为硅酸二钙-γ、斜硅钙石和钙铁石等相态。加砂水泥石孔隙度与渗透率均随养护时间呈现上升趋势，凝胶结构基本消失，以粒状和微小絮状、针状晶体结构为主，氢氧化钙和C—S—H凝胶消失，转变为大量斜硅钙石，石英参与水化反应程度低，抑制损伤效果不明显，硅酸盐水泥石无法满足原位开采高温干热环境的密封要求。初步探索了SCKL改性硅酸盐水泥与铝酸盐水泥2种体系600℃长期干热环境适应性，铝酸盐水泥有望成为原位开采超高温干热环境固井材料，但仍需进一步研究提高其综合性能。研究结果为基于油页岩与煤炭气化等原位开采工况下封固段地层特性优选水泥浆、改善水泥石综合性能和开发新型耐高温高压固井材料提供参考。
煤炭气化与油页岩原位开采时井下为超高温干热环境，对油井水泥环的热稳定性提出了挑战。对此，探索了600℃长期干热环境下硅酸盐水泥石性能劣化规律，分析了微观结构特征与水化产物变化。研究结果表明，常规硅酸盐水泥石的抗压强度显著下降，孔隙度和渗透率增大，微观结构由凝胶结构转变为粒状结构，氢氧化钙和C—S—H凝胶消失，转变为硅酸二钙-γ、斜硅钙石和钙铁石等相态。加砂水泥石孔隙度与渗透率均随养护时间呈现上升趋势，凝胶结构基本消失，以粒状和微小絮状、针状晶体结构为主，氢氧化钙和C—S—H凝胶消失，转变为大量斜硅钙石，石英参与水化反应程度低，抑制损伤效果不明显，硅酸盐水泥石无法满足原位开采高温干热环境的密封要求。初步探索了SCKL改性硅酸盐水泥与铝酸盐水泥2种体系600℃长期干热环境适应性，铝酸盐水泥有望成为原位开采超高温干热环境固井材料，但仍需进一步研究提高其综合性能。研究结果为基于油页岩与煤炭气化等原位开采工况下封固段地层特性优选水泥浆、改善水泥石综合性能和开发新型耐高温高压固井材料提供参考。
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：
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：
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：
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：
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：
目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。
目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。
摘要：
解决环境污染问题是改善钻井液的关键，开发环保型抗高温降滤失剂是当前研究的重要领域之一。概述了国内外环保型降滤失剂的研究进展，对国内外在环保型降滤失剂研制中所使用的原材料及产品性能，以及中国抗温改性天然高分子降滤失剂的发展近况进行了介绍。天然高分子降滤失剂是通过对淀粉、纤维素及木质素等天然高分子材料进行改性以提高其抗温、抗盐能力，使其可以应用于井温更高的深井钻探中。目前，中国环保型降滤失剂普遍可以应用到150℃的高温中，部分抗温能力可达到180℃却未能推广使用。通过对现有降滤失剂的研究，分析其抗高温的作用机理，探寻能有效提高抗温能力的单体分子结构及发挥作用的功能基团，例如磺酸基团、内酰胺基团等，以期对环保型抗高温降滤失剂的研制起到一定的指导和参考作用，加快环保型抗高温降滤失剂的发展。
解决环境污染问题是改善钻井液的关键，开发环保型抗高温降滤失剂是当前研究的重要领域之一。概述了国内外环保型降滤失剂的研究进展，对国内外在环保型降滤失剂研制中所使用的原材料及产品性能，以及中国抗温改性天然高分子降滤失剂的发展近况进行了介绍。天然高分子降滤失剂是通过对淀粉、纤维素及木质素等天然高分子材料进行改性以提高其抗温、抗盐能力，使其可以应用于井温更高的深井钻探中。目前，中国环保型降滤失剂普遍可以应用到150℃的高温中，部分抗温能力可达到180℃却未能推广使用。通过对现有降滤失剂的研究，分析其抗高温的作用机理，探寻能有效提高抗温能力的单体分子结构及发挥作用的功能基团，例如磺酸基团、内酰胺基团等，以期对环保型抗高温降滤失剂的研制起到一定的指导和参考作用，加快环保型抗高温降滤失剂的发展。
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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： 河北省任丘市燕山南道渤海钻探工程院《钻井液与完井液》编辑部
邮编： 062552
电话：（0317）2725487 2722354
E-mail： zjyywjy@126.com
CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
