钻井液与完井液

摘要:
与传统的单链表面活性剂相比，低聚型表面活性剂作乳化剂具有更多优点。通过一种简单的方法，用有机酸、二乙烯三胺以及二氯亚砜等合成了一种三聚型酰胺类非离子表面活性剂。该乳化剂具有3 个头基——酰胺基和3条烷基链，使其具备很强的分子内和分子间作用力，其分子在油水界面聚集吸附时，同时存在烷基链之间的分子内相互作用和依靠氢键而形成的分子间相互作用，极大地提高了其构建和稳定油包水乳状液的能力。研究表明：油水比为85∶15 时，加入2.0%AM-1，并以0.4% 十二烷基苯磺酸钠作辅乳化剂配制的乳状液在50～220 ℃的温度范围内具有破乳电压值高（＞ 1 000 V）、乳化率高（＞ 91.0%）、析液量低（＜ 0.7 mL）的特点，而且乳状液液滴尺寸分布均匀，没有发生明显的聚集。以这种高性能乳化剂、改性腐植酸类降滤失剂SLJ-1 和自制有机土为主处理剂，形成了一种抗高温油基钻井液体系，其密度在1.2～2.0 g/cm³ 之间可调，抗温达220 ℃，流变性能好，能抗40% 水或15% 劣质土的污染。

提高聚醚多元醇钻井液性能的添加剂研究

高永会, 刘晓栋, 谭文礼, 刘爱萍, 杨金龙

2014, 31(6): 5-8. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.002

摘要(732) PDF (1502KB)(94)

摘要:
根据不同井温需求，开发了2 种浊点温度的钻井液用聚醚多元醇页岩抑制剂BDSC-300L-A、BDSC-300L-B，其浊点（3%）分别为55、70 ℃，页岩线性膨胀率降低率大于50%，且不起泡。通过配套关键添加剂的研究，形成了钻井液用聚醚多元醇的3 项使用新技术：井下浊点调控技术，通过添加无机盐、阴离子表面活性剂，实现了同一产品浊点温度可调节；抑制防塌协同增效技术，通过添加钾盐抑制剂有效减缓甚至完全抑制黏土水化膨胀；高效抑泡消泡技术，通过添加一种有机硅聚醚型高效消泡剂（加量为10 mg/L）就能有效消除各种表面活性剂在钻井液中产生的泡沫。多元醇产品及相应的外加剂应用技术对提高强抑制醇类水基钻井液综合性能起到了重要的技术支持作用。

表面活性剂与加重材料相互作用对钻井液性能的影响

韩成, 邱正松, 黄凯文, 魏安超, 许发宾

2014, 31(6): 9-12. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.003

摘要(709) PDF (1538KB)(107)

摘要:
利用近红外透射/ 反射光扫描仪、zeta 电位仪、激光粒度仪和扫描电镜，分析了表面活性剂与重晶石和铁矿粉颗粒作用后颗粒的沉降速率、zeta 电位、粒度分布以及对金属表面磨损的影响，探讨了表面活性剂改善高密度钻井液流变性、沉降稳定性、润滑性的作用机理。实验结果表明，在质量分数为10% 的重晶石或铁矿粉的悬浮液中，加入1% 的非/ 阴离子复合表面活性剂，可使得重晶石和铁矿粉颗粒的沉降速率降低到不加表面活性剂时的0.6%～0.8%，zeta 电位降低70 mV 左右，平均粒径减小到不加表面活性剂时的69.4% 和83.2%。非/ 阴离子复合表面活性剂可减轻重晶石高密度钻井液对金属表面的磨损，显著改善高密度钻井液的流变性和沉降稳定性。

钻井液用新型无荧光纳米处理剂PNP 的研究

王绪美, 解洪祥, 赵福祥, 李洪俊, 付伟, 李立昌

2014, 31(6): 13-16. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.004

摘要(673) PDF (1390KB)(134)

摘要:
具有“核壳”结构的材料的抗温能力比链状的高分子量聚合物有很大程度的提高。采用微乳液聚合的方法，用苯乙烯、丙烯腈、丙烯酸、丙烯酰胺、硅烷偶联剂和自制表面活化剂，合成出了粒径在300～800 nm 之间可调的具有“核壳”结构的纳米处理剂。对粒径为375 nm 的纳米材料进行了表征和应用性能评价。实验结果表明，该纳米处理剂的形状为球形，粒径比较均一，在375 nm 左右，“核”部分的尺寸约在240～250 nm 之间；其合适加量为0.5%～1.0%，可使基浆滤失量降低60%，页岩膨胀率降低70%，极压润滑系数降低75% 以上，耐温达220 ℃，对钻井液流变性几乎无影响，与其他处理剂配伍性好。因此，该剂是一种兼具良好抑制性和润滑性的抗高温降滤失剂，实现了一剂多功能的效果，可以满足日益复杂的钻井需要。

可循环油基泡沫钻井液在胜北油田的应用

王广财, 熊开俊, 曾翔宇, 胡刚, 马平平, 杨荣奎, 刘禧元

2014, 31(6): 17-20. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.005

摘要(713) PDF (1444KB)(75)

摘要:
吐哈盆地胜北油田致密油气藏为强水敏、低压、低孔低渗透地层，且储层微裂缝发育，压力系数在0.70左右，为保护油气层，设计应用可循环油基泡沫钻井液技术。通过室内实验，采用70% 油+30% 水作基液，优选出DRfoam-2 作油基发泡剂，采用油溶性聚合物增黏剂作稳泡剂，解决了在非极性溶剂中发泡和稳泡的问题，最终通过加量优选确定油基泡沫钻井液配方为：30% 清水+2% 膨润土+70% 原油+0.5% 油基转化剂+（1%～2%）抗高温降滤失剂+（0.1%～0.7%）DRfoam-2+（0.3%～0.5%）油基稳泡剂。性能评价结果表明，该钻井液密度可降至0.35 g/cm³，泡沫半衰期可达600 min，稳定时间可达60 h，具有良好的流变性和悬浮携砂能力，可抗30% 盐水污染。该钻井液在吐哈盆地胜北平2 等6 口井储层段进行了现场应用，机械钻速比邻井的平均水平提高了30.54%，减少了滤失量，降低了储层水敏伤害，现场应用效果良好。该钻井液可用于储层压力系数在0.7～0.8、井深小于2 500 m 的井。

无土相油基钻井液的研究与应用

吴满祥, 刘伟, 牟杨琼杰, 王京光, 赵海锋, 王勇强

2014, 31(6): 21-23. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.006

摘要(705) PDF (1359KB)(130)

摘要:
为解决无土相油基钻井液电稳定性差、油水极易分层的问题，研发出一种兼具润湿作用的新型复合型乳化剂G326-HEM，该剂以由高分子量脂肪酸、有机伯胺为主要原料合成的脂肪酸酰胺作主剂，该主剂具有亲油及亲水2个基团，可以在油水界面形成具有一定黏弹性的界面膜，显著降低界面张力；辅助增效剂为优选出的天然植物脂肪酸，可与体系中过量的石灰反应，生成的产物可在油水界面锲行排列，配合主剂形成油包水乳状液。以G326-HEM 为乳化剂配制的无土相油基钻井液性能稳定，抗温可达180 ℃，密度可达2.50 g/cm³，可抗10%NaCl 盐水或15% 岩屑的污染，乳化稳定性好，用矿物油或合成油均可配制。在ZT-21 井获得了成功应用，解决了以往含土相油基钻井液在高密度条件下暴露出的流变性差、起下钻不畅、易发生压差卡钻、易诱发井漏等难题。指出，无土相油基钻井液由于当量循环
密度低，在高密度条件下相对于含土相油基钻井液更具优势，尤其在高压易漏地层具有更好的应用效果。

植物油全油基钻井液研究

张洁, 李英敏, 杨海军, 冯杰, 李彦琴, 赵志良

2014, 31(6): 24-27. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.007

摘要(630) PDF (1401KB)(119)

摘要:
植物油的主要成分是脂肪酸甘油酯，化学活性强，其油基钻井液的配套处理剂需重新研究。通过分析4 种有机土在植物油中的90 min 和4 h 成胶情况及其对植物油基钻井液性能的影响，对有机土进行了优选；自行研制了新型乳化剂和降滤失剂，并与其他产品进行了对比评价。由植物油水解产物高级脂肪酸混合物和具有多反应节点的多元醇在一定条件下反应，合成一种乳化剂，其乳化效率高，抑制水解效果好，热滚前后流变性较好，综合性能较好。自制一种液体降滤失剂，其主要成分是大分子胶团化合物和腐植酸酰胺，具有较好的降滤失效果，且能明显改善动塑比，提高乳液稳定性，而且已经实现工业化生产。经过大量性能评价实验及正交实验，形成了一套抗150 ℃高温的植物油全油基钻井液，其配方为：基液（（植物油∶20%CaCl₂）=95∶5）+ 3% 乳化剂+2% 有机土+4% 降滤失剂+1%CaO+ 重晶石。通过抗污染实验证明，该体系有很好的抗水、土和石膏污染能力，能够满足现场应用需求，具有很好的应用前景。

强应力敏感裂缝性致密砂岩屏蔽暂堵钻井完井液

康毅力, 高原, 邱建君, 游利军, 皇凡生

2014, 31(6): 28-32. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.008

摘要(595) PDF (1542KB)(90)

摘要:
传统的保护裂缝性储层的钻井完井液设计以裂缝的静态宽度为依据，极少关注由应力敏感性引发的裂缝动态宽度变化行为，导致暂堵材料粒径小于储层动态缝宽，无法有效控制漏失而严重损害储层。以泌阳凹陷深层典型致密砂岩储层为研究对象，基于岩心观察和测井资料获取静态缝宽，并开展应力敏感实验，研究应力变化对静态缝宽的影响；通过有限元法模拟确定应力扰动下动态缝宽变化，进而优选屏蔽暂堵钻井完井液配方。实验表明，根据动态缝宽优选的屏蔽暂堵完井液封堵时间不超过5 min，返排恢复率达80%，滤饼承压能力达15 MPa，高质量滤饼可以快速封堵裂缝，有效预防井漏发生。钻井作业过程中储层保护试验成功与失败的案例说明，强应力敏感裂缝性储层保护必须考虑动态缝宽参数，且暂堵粒子粒径上限应随着钻井完井液密度的增加而适度放大，才能覆盖最大动态缝宽范围。

油基钻井液在百色盆地那读组水平段的应用

杨国兴, 李尧, 周成华, 马春平, 樊志刚, 王权阳

2014, 31(6): 33-35. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.009

摘要(589) PDF (1372KB)(97)

摘要:
百色盆地那读组泥岩微细层理裂缝发育，极易发生破碎性井壁恶性应力坍塌，超过35º 的定向井在那读组钻进中均出现过恶性坍塌井壁失稳情况。研究了那读组泥页岩发生恶性坍塌的机理，介绍了用水基钻井液钻该区块那读组第一口非常规水平井KXH 井二开斜导眼段出现的复杂情况。现场应用表明，水基钻井液体系不能解决那读组大斜度井段（＞ 35º）和水平段的恶性垮塌问题。因此，在KXH 井的水平段采用国产油基钻井液体系进行了钻进，整个水平段钻进顺利，钻速较快，同时很好地保护了油气层，解决了坤8 块油藏KXH 井水平钻进技术难题。

HMXW 网状纤维承压堵漏实验

杨振杰, 武星星, 王晓军, 张建卿, 吴付频

2014, 31(6): 36-38. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.010

摘要(766) PDF (1355KB)(89)

摘要:
为提高复杂漏失地层的承压堵漏成功率，研究了HMXW 网状纤维的承压堵漏性能与堵漏机理。使用尺寸为3～6 mm 的滚珠和割缝钢块模拟大孔道和裂缝性漏失地层，研究了HMXW 在裂缝性漏失地层中的堵漏性能。实验结果表明：① HMXW 网状纤维加入现有承压堵漏体系后，能够在体系中形成独特的弹性网状结构，帮助承压堵漏剂快速失水，形成高强度的封堵层，阻断堵漏施工中的压力传递作用，加固漏失层近井带，提高承压强度；② 0.8% 的HMXW 网状纤维加入承压堵漏体系后，能够封堵3 mm 以下的裂缝性漏失地层；③ 1.6%HMXW 网状纤维加入承压堵漏体系后，能够封堵4～5 mm 的裂缝性漏失地层。HMXW 网状纤维堵漏技术的研究为承压堵漏技术提供了一个新的技术手段，有利于改进和提高现有承压堵漏体系在复杂漏失层中的承压堵漏强度和堵漏成功率。

油基钻井液含油钻屑水射流除油技术

王勇, 鄢捷年, 李志勇, 徐生江, 韦火云, 李鸿飞

2014, 31(6): 39-42. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.011

摘要(641) PDF (1409KB)(100)

摘要:
针对某油田含油钻屑深度除油的难题，进行了污染物分析，开发了含油钻屑水射流除油技术。通过用水分测定器测定主要成分含量，用微波消解—电感耦合等离子体质谱法测量重金属含量，对含油钻屑进行分析，得出主要污染物为油类。通过研究不同条件下的除油效果，最终确定了水射流除油技术的最佳工艺：泵压为0.4 MPa，流量为271 L/min，喷嘴类型为40°实心锥型喷嘴，射流时间为20 s，射流高度为110 mm。用Oil420 型红外测油仪测得处理后钻屑含油量为1.32%，除油率为95.76%，可直接排放。且产生的污水经测试，EC₅₀远大于30 000 mg/L，BC 比值在25% 以上，安全无毒、可降解，无环境污染问题，成功解决了含油钻屑深度除油的难题。

一种适用于聚磺钻井液废液的高效脱色剂

李青洋, 蒋官澄, 谢水祥, 韩子轩, 陈倩, 赵泽

2014, 31(6): 43-46. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.012

摘要(576) PDF (1432KB)(116)

摘要:
用丙烯酰胺（AM）和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）作单体合成了适用于聚磺钻井液废液的脱色剂PAD。利用配制的聚磺钻井液废液，对脱色剂PAD 的脱色性能进行了评价，并通过红外扫描和聚磺钻井液废液色度来源的分析，对脱色剂的脱色机理进行了研究。评价结果表明，当脱色剂的加量为0.35 g/L、废水pH 值为4、搅拌速度为30 r/min、搅拌时间为2 min 时，具有最佳的脱色效果，出水色度控制在10 倍以内，且能将COD 去除率保持在93.8%。通过与其它脱色剂进行实验对比发现，PAD 不但脱色率高，且剩余絮体体积不到其它脱色剂的1/2，同时具有很高的COD 去除率，是一种针对聚磺钻井液废液的高效脱色剂。

水网地区废弃钻井液无害化处理技术

汤燕丹, 许春田, 王建军, 贾丽君, 蔡巍

2014, 31(6): 47-51. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.013

摘要(687) PDF (1422KB)(109)

摘要:
基于水网地区环境敏感的特性，对废弃钻井液无害化处理技术进行了研究。以高氯酸盐、硝酸盐和多硝基化合物为组分的复合氧化剂YY 作水处理氧化剂效果最好。通过对无害化处理技术中破胶固液分离、出水混凝处理及废泥渣固化3 个关键技术的研究：破胶分离使用2%YH、pH 值为6、反应10 min 后固相絮凝成团；分离出水使用0.1%YM、3%YY 和0.5%YF 混凝处理后液相无色透明；废泥渣使用8 kg/m³ YB、20% YC 和15%YD 处理后胶结块硬度适中，浸出液无色透明。同时，形成了一套废弃钻井液无害化处理的工艺流程, 研制了一套现场处理设备。该技术在ZW 区块进行现场试验，经处理后的排水和浸出液主要指标达到污水综合排放一级标准。

抗高温抗盐多元共聚物类降失水剂的研究与应用

刘文明, 付家文, 胡星彤, 孙勤亮, 齐奔, 林志辉

2014, 31(6): 52-54. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.14

摘要(746) PDF (1390KB)(165)

摘要:
采用水溶液自由基聚合的方法制备了抗高温、抗盐多元聚合物类降失水剂BZF-L1，通过分子设计对降失水剂的性能进行了优化。研究结果显示，该降失水剂抗温可达180 ℃，抗盐可达饱和；通过改变降失水剂的加量（4%～7%），可使水泥浆在室温至180 ℃、淡水至饱和盐水条件下的失水量控制在100 mL 以下。该降失水剂与缓凝剂的配伍性好，能够将水泥浆游离水量控制在0.5 mL 以下，水泥浆180 ℃的上下密度差在0.03 g/cm³ 以下，24 h 抗压强度能达到20 MPa 以上，在不添加分散剂的情况下水泥浆的流性指数大于0.65，满足固井施工要求。在歧139X1 井进行了现场试验，该井施工顺利，固井质量好。该降失水剂的聚合度高，固含量低，在保持降失水剂应用效果的同时可有效降低降失水剂的成本，利于推广应用。

新型自愈合水泥研制

郭丽梅, 耿国伟, 霍丙夏

2014, 31(6): 55-57. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.015

摘要(645) PDF (1365KB)(103)

摘要:
为解决固井结束后出现微环隙或者微裂缝造成环空窜流的问题，研究出一种新型自愈合水泥。该水泥浆以阴离子型聚异戊二烯胶乳（IR）作自愈合组分，胶乳粒度较大，粒径主要分布在1.44 μm 左右，但分布范围较窄。通过室内实验，优选出了可在常温IR 胶乳水泥浆中使用的稳定剂AES、FW-1，可在高温IR 胶乳水泥浆中使用的稳定剂FW-2，该水泥浆的常规浆体性能满足固井要求。初期性能评价结果表明，室温下IR 胶片2 h 内的吸煤油量达11.2 g/g，吸液化石油气的量为3.5 g/g，可以满足膨胀密封微裂缝作用；而且溶胀后的胶乳是黏稠而稍具流动性的体系，在压力作用下会有一定程度的运移，大量溶胀胶乳在微裂缝或微环隙某部位积聚而使其闭合，切断油气窜流通道，表明IR 胶乳水泥具有实现自愈合的可行性。

大港板南储气库白6 库1 井尾管固井技术

靳建洲, 解文, 张华, 王贵富, 周子棠

2014, 31(6): 58-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.016

摘要(723) PDF (1433KB)(69)

摘要:
储气库井白6 库1 井尾管固井存在地层承压能力低、封固段长、井径不规则及井筒承载着交变应力及温度变化等难题。设计通过采取承压堵漏、优化浆柱结构实现平衡压力固井，并引入DRE 膨胀韧性水泥浆体系。优化浆柱结构措施有，降低冲洗隔离液密度（低于钻井液密度），增加冲洗隔离液用量（占环空高度800 m）；采用双凝水泥浆体系。高效冲洗隔离液使用开发出的兼有疏水性官能团和亲水性官能团的油基钻井液冲洗液DRY-100L 作主剂，并使用棱形加重材料DRW-2S，加强了对二界面的冲击力。DRE 水泥浆具有良好的综合性能，2 d、7 d 抗压强度分别大于16、28 MPa，弹性模量小于6.0 GPa/7 d，韧性改造使其具有“高强度低弹性模量”特性，为该配套技术的推广应用奠定基础，为固井质量的提高提供技术保障。现场固井结果表明，通过采用该膨胀韧性水泥浆进行平衡压力固井，施工顺利，固井质量优质。

新型固体增韧防窜剂

滕兆健, 汤少兵, 安少辉, 李宗要, 李建华, 蒋敏, 庞合善

2014, 31(6): 62-65. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.017

摘要(662) PDF (1486KB)(83)

摘要:
为有效地开发低渗透油藏，大多采用先期超前注水来保持地层压力，这样使目的层的原始压力遭到破坏，造成局部地层压力异常，致使邻井水窜严重，因此要求固井后水泥环要具有较高的韧性，以满足压裂增产的需要。开发出了油井水泥用增韧防窜剂。室内评价结果表明，掺入增韧防窜剂的水泥浆具有良好的防窜性能，水泥石线膨胀率为0.035%～0.135%，降低水泥石弹性模量10%～30% 以上，抗冲击功增长率为10%～16%，很好地改善了水泥石韧性。现场应用超过40 井次，固井合格率为100%；采用增韧防窜水泥浆固井，压裂投产后，产出液中的含水率明显降低，产油量明显增大。

润湿性改变对压裂液返排的影响

祝琦, 蒋官澄, 杨艳明, 孟中华

2014, 31(6): 66-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.018

摘要(586) PDF (1369KB)(125)

摘要:
压裂破胶液长期滞留会对储层造成二次伤害。受储层物性和地层水影响，单纯通过添加表面活性剂的手段，难以保证持久的低界面张力，达不到高效、快速返排的目的。介绍了一种“双疏表面”润湿处理剂FCS，采用测量固液界面接触角的方法，评价“双疏表面”的润湿性；通过对致密砂岩驱替，计算渗透率损害率，评价“双疏表面”的形成对压裂液返排效率的影响。实验结果表明，经过FCS 处理的致密砂岩表面，形成了一层致密的分子膜，使岩石表面变成“双疏”表面，油、水固液接触角均大于90°。对比岩心驱替结果，经“双疏”处理后的岩心破胶液伤害率为18.3%，低于单纯添加助排剂的液相伤害率。固液界面接触角和岩心驱替结果证明，改变岩石表面的润湿性，使之成为“双疏表面”，不仅是一种促进压裂破胶液高效返排的行之有效的途径，也有助于后续驱替洗油，提高“三次采油”的采收率。

水基瓜胶压裂和解堵二合一工艺技术

王满学, 陶红胜, 何静, 杏毅, 张守江, 乔红军

2014, 31(6): 70-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.019

摘要(547) PDF (1379KB)(114)

摘要:
针对水基瓜胶压裂液残渣大引起的伤害, 在以往研究的基础上，提出一种将水基压裂和解堵工艺二合一的水基压裂新技术。该技术是将解堵剂HRS 预先和压裂原胶液混合，压裂施工时将非酸性固体增效剂HD-1 和支撑剂一起注入油井，将以前压裂后被动式解堵改变为主动防治，最终达到减少伤害，提高压裂效果的目的。研究表明：在原胶液中加0.2%HRS 不会影响原胶液的黏度，而且较单程的压裂作业，使破胶液中残渣下降了46%，支撑剂导流能力伤害率降低了近55%，岩心伤害降低了40%。现场试验表明，新工艺现场施工简单，压裂后关井4 h，平均月增原油是老工艺的3 倍，应用效果显著。

一种适合海上油田的自生酸体系

夏光, 史斌, 周际永

2014, 31(6): 73-75. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.020

摘要(633) PDF (1333KB)(122)

摘要:
针对海上油田平台空间有限的问题，研发出一种新型自生酸体系。该体系由多聚甲醛、盐类2 部分组成，在地面分开配制，配制好的溶液均呈中性，在井下混合后生成酸液，具有优良的缓速性能。通过实验确定了多聚甲醛溶液、2 种盐溶液的最佳浓度以及自生酸处理液的配方，评价了自生酸的缓速、缓蚀性能和岩心解堵性能。实验结果表明，该酸液具有良好的缓速、缓蚀及解除地层污染的能力，可以用平台上的泥浆池和泥浆泵进行配液和挤注，不仅解决了平台空间不足的难题，而且很大程度地简化了施工工艺，为海上油田酸化解堵提供了一种新的方式。

专论

国外页岩气钻井液技术新进展

邸伟娜, 闫娜, 叶海超

2014, 31(6): 76-81. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.021

摘要(926) PDF (1497KB)(108)

摘要:
为了降低成本、满足环境保护要求，寻找能够替代油基钻井液的高性能水基钻井液成为当务之急。介绍了国外近3 年页岩气钻井液技术的新进展，包括防漏堵漏纳米钻井液、用于页岩储层的水基钻井完井液体系、维持井眼稳定的纳米钻井液、纳米添加剂等技术，旨在为中国页岩气钻井液技术的发展提供参考。

经验交流

松南地区YS-2 井火成岩地层欠平衡钻井液技术

石秉忠

2014, 31(6): 82-85. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.022

摘要(559) PDF (1480KB)(63)

摘要:
松辽盆地南部长岭断陷营城组火成岩为低压非均质气藏，为了满足勘探需要采用欠平衡钻井施工，由于岩性复杂常常导致钻井施工异常困难。在YS-2 井实施低密度聚合醇防塌钻井液，该钻井液利用聚合醇溶液的浊点效应，同时配合非渗透屏蔽剂和封堵防塌剂，可防止钻井液滤液侵入地层，既加强了防塌、润滑的作用，又可达到油气层保护的效果。对于火成岩非均质气藏进行勘探，采用低密度聚合醇防塌钻井液实施欠平衡作业，钻井液性能相对于油基钻井液易于控制，有利于气液分离、缩短钻井液配制时间、及时处理探井施工中因地层因素导致的复杂情况，降低使用成本；通过密度的合理调控充分实现了欠平衡钻进的地质目的，且配合有效的防塌措施实现了井壁稳定与安全快速钻进。

BH-ERD 钻井液在官108-8 连续取心井的应用

王长在, 王禹, 黄达全, 杨俊良, 穆剑雷, 杨鹏梅, 向春明, 张玉忠

2014, 31(6): 86-88. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.023

摘要(591) PDF (1357KB)(135)

摘要:
官108-8 井是一口连续取心井，连续取心500 m，取心周期为72 d，取心目的层为油页岩。为保证连续取心施工安全，通过对钻井液体系的抑制性、高温封堵、润滑及井眼净化能力进行评价，并建立了新的坍塌压力模板，采用优选的BH-ERD 钻井液进行取心井段施工，油页岩井段浸泡87 d，井径扩大率仅为4.43%；取心起下钻畅通无阻，取心收获率为99.14%；完井电测19 项均1 次成功，保证了连续取心安全施工，解决了油页岩地层坍塌和井眼净化等难题。

南堡3-81 井高温尾管固井技术

林辉, 林志辉, 王贵富, 何刚, 李志芳, 王杰

2014, 31(6): 89-91. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.024

摘要(501) PDF (1351KB)(106)

摘要:
南堡3-81 井位于黄骅坳陷南堡凹陷南堡3 号构造南堡3-81 断背斜高部位，该井斜深为5 939 m，井底静止温度达202 ℃。在四开钻井过程中发生溢流、井漏等复杂情况，下完尾管后环空间隙小，环空液柱流动阻力大。为了保证固井质量，对该井的难点进行分析，并针对固井难点，优选了抗高温恒低密度水泥浆体系、抗高温常规密度水泥浆体系。通过对现场井浆的优化，配制出了与水泥浆、钻井液相容性好的冲洗隔离液，完善该井的固井配套技术措施。并在南堡3-81 井现场应用，固井施工顺利，固井质量为优质。该固井技术为油田深井固井提供了技术支撑。

艾哈代布油田废钻井液处理及循环利用技术

袁波, 汪绪刚, 宋建民

2014, 31(6): 92-94. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.025

摘要(688) PDF (1412KB)(59)

摘要:
伊拉克艾哈代布油田通过使用一套完整的废钻井液/ 岩屑无害化处理及废原油循环利用技术，将项目运行期间对环境可能造成的污染降到最低，实现了钻修井及试油作业“零污染”的既定目标，为中石油海外项目废钻井液处理提供了借鉴经验。