钻井液与完井液

摘要:
井筒工作液是保障非常规与深层超深层油气安全高效勘探开发的关键技术。分别从井筒工作液技术的钻井液、水泥浆、完井液、储层保护和性能智能调控等方面的国内外现状进行了综述，并对技术指标对标。结果表明，我国在非常规高性能水基钻井液、深层超深层井筒工作液方面处于并跑水平；在储层保护技术、智能调控系统等方面处于跟跑水平。随着勘探开发的不断深入，井筒工作液尚不能高效满足深层超深层和非常规领域“更深、更长、更智能”的钻探需求，亟需向环保、高性能和智能化等方向迭代升级，研发完全自主可控的高效能井筒工作液材料、体系、智能测试及调控系统。

钻井液

高应力破碎性地层井壁稳定预测模型

王伟吉, 张杜杰

2026, 43(2): 152-160. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.002

摘要(31) HTML (12) PDF (5416KB)(7)

摘要:
针对顺北及川西海相碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌失稳技术难题，建立了可视化真三轴井壁失稳物模实验平台，开展了破碎性地层微观结构特征、理化特性及力学性能研究，明确了地应力集中、地层破碎、钻井液与岩石间力化耦合作用是破碎地层井壁失稳主控因素。引入地层完整性系数，建立了“地层完整性系数+钻井液浸泡”与力学参数关系，基于有限元模拟，揭示了破碎性地层地应力分布规律，基于等效岩体力学参数，考虑钻井液-岩石间化学作用，构建了基于M-C准则的坍塌压力预测模型。SHB9X、PZ5-3D、PZ6-5D等典型井坍塌压力预测精度高达86.0%～93.9%。

一种新型无固相钻井液抗高温增黏剂

周国伟, 张鑫, 阎卫军, 华桂友, 张振华, 邱正松

2026, 43(2): 161-171. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.003

摘要(1149) HTML (897) PDF (4086KB)(51)

摘要:
辽河油区奥陶系潜山油层中部温度高达200 ℃，地层压力系数仅为1.01～1.06，属于典型的高温低压油气藏。为安全优质钻进与高效保护油气层，亟需研发一种适用于无固相水基钻井液的抗高温增黏剂。通过分子结构优化，以N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N,N-二乙基丙烯酰胺（DEAA）、1-（3-磺丙基）-2-乙烯基吡啶氢氧化物内盐为主要原料，N,N'-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，过硫酸钾和无水亚硫酸氢钠为引发剂，研制出一种抗高温耐盐增黏剂。红外光谱与热重分析表明，其初始分解温度为296.66 ℃，降解阶段质量损失仅45.96%，性能优于国外同类产品HE300。0.5%浓度水溶液的稠度系数K可达722 Pa · sⁿ，增黏效果突出，抗温可达220 ℃，抗盐可达饱和。现场应用试验表明，该增黏剂抗高温增黏效果突出，为深层高温潜山油气资源钻探开发提供了钻井液技术支持。

弹性膨胀型桥堵增效材料的研究及其应用

崔凯潇, 刘金华, 李大奇

2026, 43(2): 172-178. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.004

摘要(27) HTML (12) PDF (3148KB)(6)

摘要:
现用桥接堵漏材料对多尺度裂缝和应力敏感裂缝等复杂裂缝地层堵漏效果差，承压有限，易复漏。从提高材料弹韧性和体积膨胀性角度出发，研制出了弹性膨胀型桥堵增效材料，通过组分优化实验得到了材料最优合成配方及条件，室内评价了材料力学性能、膨胀性能和堵漏能力，并开展了现场应用。研究发现，弹性膨胀堵漏材料膨胀前后抗压强度高、弹韧性足，160 ℃老化后体积膨胀倍率可达116.67%。弹性膨胀材料可通过自身弹韧变形和持续三维膨胀提高封堵层致密性，改善封堵层弹韧性，从而增强封堵层承压和抗返吐能力。该材料在西南工区漏失井进行了初步现场应用，堵漏效果良好，具有较好推广前景。

超高温裂缝性基岩储层钻井液技术

郝少军, 邢星, 安小絮, 魏士军, 邹俊, 郝添

2026, 43(2): 179-187. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.005

摘要(31) HTML (8) PDF (2131KB)(7)

摘要:
昆特依气田位于柴达木盆地北缘昆特依凹陷潜伏I号构造，其基岩储层裂缝发育且含风化壳，地层中存在薄弱层段与天然漏失通道，同时面临超高温（约200 ℃）和异常高压（压力系数达1.63）的复杂地质条件。为解决超高温基岩地层钻井液存在的泥饼虚厚、承压能力低、易漏失等难题，通过协同设计核心处理剂，优化出超高温强封堵、防漏失钻井液体系：以 “磺酸盐共聚物SC-200+羧羟基烷烯共聚物Redu240” 构建抗高温胶体稳定骨架，结合 “纳米SiO₂+白沥青NFA-25” 实现多尺度裂缝封堵，达成 “滤失控制+裂缝封堵+井壁稳定” 一体化功能。实验证实，该体系耐温达200 ℃，老化后表观黏度、塑性黏度变化率均小于3%，高温高压滤失量小于12 mL，可抗 15%NaCl 污染，同时老化后砂床滤失量仅4.2 mL，封堵滤失量8.6 mL，具备优异封堵裂缝能力与地层承压能力，对于超高温裂缝性地层钻井中防漏失与井壁稳定效果明显。现场应用于K2-3井（井深7150 m，井底温度199.5 ℃），基岩段实现“零漏失”作业，全井段未发生任何因井漏或钻井液性能引发的井下复杂情况，复杂时效为0，显著减少了因漏失导致的非生产时间，为该地区超深井安全高效钻井提供了可靠的技术支撑。

油基钻井液用多元类结构环保乳化剂

程丙方, 王承俊, 卜凡康, 鲍伶函, 王重重, 相鹏

2026, 43(2): 188-193. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.006

摘要(475) HTML (355) PDF (3288KB)(38)

摘要:
采用含有环保脂酯类衍生物环氧脂肪酸酯为原材料与多胺反应形成具有双子表面活性剂结构的主乳化剂，再以主乳化剂为原材料，通过部分磺化形成具有类似结构的油基钻井液用多元类结构环保乳化剂。通过红外与质谱表征确定了乳化剂分子结构，抗温能够达到180 ℃，破乳电压达到900 V以上，乳化率超过90%。能够适应低油水比油基钻井液环境，适应不同基础油配制的不同密度钻井液体系。具有优异的生物可降解能力。建立了一种乳滴微观形貌的评价方法来判断乳化剂形成乳滴的稳定性，确定了乳化剂加量高的条件下可以改善油包水乳滴的均匀性与高温稳定性。

抗230 ℃水基钻井液用悬浮剂的研制与性能

林鑫, 李公让, 余维初

2026, 43(2): 194-201. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.007

摘要(30) HTML (8) PDF (3797KB)(9)

摘要:
为解决在高温/超高温环境下钻井液切力下降导致钻井液的沉降稳定性能及携岩能力降低，致使钻井液固相颗粒无法均匀分散及岩屑聚集这一问题，以AMPS（2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸），SAS（烯丙基磺酸钠），SSS（对苯乙烯磺酸钠）以及MBA（亚甲基双丙烯酰胺）为主要原料设计合成了一种四元抗温达到230 ℃的钻井液悬浮剂XFJ-3^#。采用红外光谱、热重分析以及核磁共振H谱对XFJ-3^#进行表征。结果表明，XFJ-3^#为预期产物，600 ℃时失重仅为 60%。通过其性能评价可知，加量1%XFJ-3^#的5%膨润土浆，经过230 ℃、10 d老化后，其切力保持率超过70%。悬浮剂XFJ-3^#可以有效提升钻井液在超高温环境下长时间维持钻井液的沉降稳定性能。

油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制分析

张震, 尹达, 秦国川, 陈林, 王贵

2026, 43(2): 202-208. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.008

摘要(23) HTML (11) PDF (2325KB)(6)

摘要:
碱式碳酸锌是高含硫地层水基钻井液常用除硫剂，其在油基钻井液中的除硫能力和作用机制尚不明晰。针对传统评价方法中硫化氢浓度和流量偏低、适用温度不高、反应时间过短等不足，搭建了适用于深井钻井液除硫率评价的实验平台；利用钻井液除硫率评价实验平台，测试了碱式碳酸锌在油相、水相、油包水乳液及油基钻井液中的除硫率；基于除硫率实验结果，分析了硫化氢在油包水乳液中的存在形式，厘清了中性及弱碱性水相环境中碱式碳酸锌除硫反应机制，进而揭示了油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制。结果表明，油基钻井液中碱式碳酸锌除硫率可达100%；侵入油基钻井液的硫化氢大部分（>90%）以未离解硫化氢分子形式存在于油相中，少部分硫化氢（<10%）溶解于水相中并离解形成以HS⁻为主的离子；水相中碱式碳酸锌电离出的Zn²⁺离子直接与硫化氢一级电离产物HS⁻离子发生反应生成ZnS沉淀，水相高pH值并非为除硫的必要条件；反应-扩散耦合作用是油基钻井液中碱式碳酸锌的主要机制；温度升高有助于提高除硫效率。揭示的油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制，为碱式碳酸锌用作油基钻井液除硫剂提供了科学依据。

固井液

钙基晶须自修复剂对CCUS井固井水泥石裂缝自修复的影响

曹洪昌, 党冬红, 张晔, 任强, 刘景丽, 刘岩, 彭松, 马骏

2026, 43(2): 209-216. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.009

摘要(31) HTML (10) PDF (4570KB)(4)

摘要:
固井水泥环在碳捕集、利用和封存（CCUS）井下易发生化学损伤，降低其服役寿命，因此进行了利用钙基晶须自修复剂与CO₂反应诱导生成CaCO₃，来提升固井水泥环自修复能力的研究。通过力学试验仪、X射线衍射仪、热重分析仪、扫描电子显微镜和工业用计算机断层成像等测试仪器，研究钙基晶须自修复剂对固井水泥环自修复过程的影响。力学性能测试结果显示，自修复28 d后，掺入钙基晶须自修复剂的水泥石抗压强度自修复率为83.87%，比未掺的水泥石高90.31%。物相分析和扫描电镜测试结果表明，在自修复材料周围有大量方解石型碳酸钙晶体生成，并沉积在水泥石的裂缝中，使得水泥石的裂缝发生碳化自修复。利用CT测试结果进一步证实了钙基晶须自修复剂的自修复效果，掺入钙基晶须自修复剂的水泥环自修复28 d后裂缝体积减小4165.95 mm³，自修复率达到72.32%，这表明CCUS井环境下，在固井水泥浆中掺入钙基晶须自修复材料对水泥环的碳化自修复过程有积极影响。

C-S-H/APC纳米晶种的制备及其对水泥石早期强度的影响

付雄涛, 董志明, 李佳佳, 周兴春, 马海云

2026, 43(2): 217-222. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.010

摘要(33) HTML (15) PDF (4419KB)(5)

摘要:
水合硅酸钙/聚羧酸纳米晶种（C-S-H/PCE）是一种纳米复合材料，具有成核效应可加速水泥水化反应，提高水泥石早期强度，但常规阴离子型聚羧酸分散剂具有较强的缓凝作用。首先引入甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵阳离子单体合成了强分散、弱缓凝的两性离子型聚羧酸分散剂（APC），接着用APC制备了一种高早强性能的水合硅酸钙/两性离子聚羧酸纳米晶种（C-S-H/APC），并对其结构进行了表征。当晶种加量为1%，20 ℃养护时间为6 h、12 h、24 h时，C-S-H/APC水泥石抗压强度较C-S-H/PCE水泥石抗压强度分别高10.8%、8.2%、8.9%。C-S-H/APC晶种水泥石的XRD图中Ca(OH)₂衍射峰明显强于空白组，C₂S、C₃S的衍射峰较空白组低，且有水化产物AFt的衍射峰。水泥石的SEM图显示，空白水泥石水化程度很低，结构疏松，相同养护龄期的纳米C-S-H/APC水泥石结构更加致密，水泥水化程度更高，说明纳米C-S-H/APC提高了水泥水化速率，加快了水化产物空间网络结构的形成，从而提高了水泥石的早期强度。该低温早强剂水泥浆体系性能良好，已在长庆油田鄂尔多斯盆地长6层低温井中得到成功应用。

超深高压储气库固井水泥浆技术

戢现贵, 余纲, 王海涛, 丁辉, 李鲲鹏, 熊钰丹, 滕兆健

2026, 43(2): 223-233. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.011

摘要(22) HTML (10) PDF (6750KB)(1)

摘要:
随着塔里木油田储气库井向超深高压方向发展，固井工程面临埋藏深、井底温度高、顶替效率低、气窜风险高、交变载荷作用下水泥环易失效等难题，普通的水泥浆难以满足该条件下的固井要求。通过实验优选了三种核心材料：增韧剂BCE-X、自愈合剂BCY-Y和低黏降失水剂BCF-Z，从紧密堆积理论、水灰比调控、顶替效率优化等机理方面探索了提高韧性水泥强度机制，形成了一套适用于超深高压储气库固井的高强度韧性自愈合水泥浆体系，并优化了固井顶替工艺。结果表明，高强度韧性自愈合水泥浆体系密度范围为1.86～1.92 g/cm³，稠化时间可调，API 失水量≤ 50 mL，沉降密度差为0，游离液为0，7 d 弹性模量小于6.0 GPa，90 ℃、7 d抗压强度大于30 MPa。该技术成功应用于塔里木油田牙哈储气库YC-H11井三开尾管固井，全井段固井质量合格率为99.7%、优质率为85.9%，盖层段连续优质水泥环长达25 m以上。结论认为，该技术通过力学性能优化与顶替效率提升的协同作用，显著提升了超深高压储气库固井的长期密封完整性，为同类储气库高效建设提供了可靠技术支撑。

抗热老化降失水剂研究与应用

凌勇, 王其可, 肖尧, 杜滨, 许艺馨, 刘文明, 商晓阳

2026, 43(2): 234-241. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.012

摘要(14) HTML (3) PDF (1998KB)(1)

摘要:
针对液体AMPS类降失水剂在中温存储（50～70 ℃）后引起水泥浆稠化时间的延长，影响水泥浆稠化稳定性的问题。通过自由基共聚法设计并合成了以AMPS、酰胺基单体和不饱和酸单体为主单体的系列降失水剂，优选了以AMPS、N,N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）及丙烯酸（AA）为主单体的三元聚合物液体降失水剂P4。考察了残留单体、酰胺类单体、不饱和酸种类和抗水解剂加入对产物性能的影响，并通过中温热老化实验测试缓凝效果。结果表明：在高环境温度下，残留单体较多易引起降失水剂局部聚合，DMAA的引入显著抑制了酰胺基团的中温水解，以一元小分子不饱和羧酸为单体合成的降失水剂稠化性能稳定，抗水解剂在降失水剂热老化早期能起到抑制水解作用，长时间热老化后失效；在60 ℃下老化10、30、90 d及12个月的三元液体降失水剂P4性能稳定，综合性能满足SY/T 5504.2—2013标准要求，为高环境温度下的外加剂储存问题提供了有效的解决方案。

页岩抑制剂与固井水泥浆接触污染机理及抗污染策略

邓飞, 张晔, 姜鹏, 刘景丽, 杨豫杭, 程小伟, 梅开元

2026, 43(2): 242-249. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.013

摘要(17) HTML (9) PDF (4195KB)(1)

摘要:
为解决水泥浆与钻井液接触污染问题，需选择对水泥浆污染较为严重的钻井液处理剂进行研究，明确其污染机理，找到解决方法。页岩抑制剂DFZ-7作为常用钻井液处理剂之一，对水泥浆性能影响显著。借助流动度测试、抗压强度测试、XRD、IR、TG以及SEM等表征方法，探究DFZ-7对水泥浆性能影响及污染机理，并提出有效的抗污染策略。实验结果表明，在水化早期阶段，DFZ-7中的活性基团会与水泥颗粒表面的金属阳离子络合形成网状结构，该结构会导致自由水移动受阻，使得水泥浆流动度下降，稠度升高。由氨基三亚甲基膦酸（ATMP）和二氧化钛（TiO₂）以质量比5∶1进行复配制备的抗污染剂KW通过螯合作用和填隙作用解决了DFZ-7对水泥浆的污染，掺入5%KW后，水泥浆流动度由17.6 cm恢复至23.8 cm，90 ℃下养护1 d时的水泥石强度由1.56 MPa提升至8.74 MPa，在205 ℃×125 MPa×110 min实验条件下混合浆体（水泥浆∶钻井液=7∶3）的稠化时间为55 min，使用KW后混合浆体（水泥浆∶钻井液∶隔离液=7∶2∶1）的稠化时间增加至353 min，满足施工要求，水泥石中由DFZ-7络合形成的网状结构减少，水化产物含量增加，KW的掺入能够在未改变水泥浆水化产物成分的前提下，解决DFZ-7与水泥浆的接触污染。

压裂液与酸化液

泥质粉砂岩双增改造浆液流动特征研究

刘喜龙, 孙骞, 张国彪, 李冰, 张渴为

2026, 43(2): 250-261. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.014

摘要(1206) HTML (938) PDF (8359KB)(42)

摘要:
双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。

表面活性剂/煤复合体系界面效应与甲烷解吸规律研究

袁朴, 穆松涛, 魏振吉, 李春虎, 朱学光, 蒋朝, 马良

2026, 43(2): 262-271. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.015

摘要(12) HTML (5) PDF (4868KB)(1)

摘要:
针对深部煤层气开发中表面活性剂调控煤润湿性及甲烷解吸规律的关键问题，以鄂尔多斯盆地本溪组煤样为研究对象，探究了阳离子（TC-2）、阴离子（OBS）、非离子（OP-10）及两性离子（CHSB）四类表面活性剂对煤岩润湿性及甲烷解吸过程的影响规律。通过表面张力测试、接触角测试、Zeta电位表征、渗吸实验及微观形貌分析，发现OBS/CHSB复配体系通过阴离子与两性离子的协同作用，降低溶液表面张力至20.95 mN/m，并驱动煤岩接触角由原始状态减小至30.764°。这种协同效应源于磺酸基团的强负电性诱导双电层扩张，迫使表面活性剂分子以亲水基外延模式定向排列，同时甜菜碱基团通过电荷屏蔽效应缩减胶束尺寸，增强溶液对有机质-黏土矿物界面的渗透能力，进而诱导次生溶蚀孔隙发育。红外光谱分析进一步表明，OBS处理通过竞争吸附显著提升煤表面羧基（—COOH）含量至18.88%，而TC-2通过π-π共轭效应增加了在煤岩表面的吸附。甲烷解吸实验表明，OBS/CHSB复配体系在0.5%浓度下甲烷解吸量达7.37 mL/g，较原煤提升78.5%，其作用机制可归因于润湿性优化与孔隙连通性增强的协同作用，前者削弱毛细管力对甲烷的束缚，后者形成多级扩散通道，最终实现扩散-渗流双模传质效率的同步提升。现场应用中，添加0.3%促解吸剂的压裂井5 d即见气，稳产气量维持在6.6×10⁴ m³/d。研究证实，表面活性剂复配体系通过“电荷匹配-孔隙重建-传质强化”的协同机制，克服了润湿性调节与孔隙堵塞之间的矛盾，为深部煤层气资源高效开发提供理伦依据。

修复剂降低羟丙基胍胶对砂岩储层伤害的机理研究与应用

徐兵威

2026, 43(2): 272-279. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.016

摘要(10) HTML (5) PDF (2952KB)(3)

摘要:
砂岩储层水力压裂改造过程中羟丙基胍胶（HPG）吸附滞留伤害较大，亟需解决。研究采用修复剂降低HPG对砂岩储层的吸附伤害，提高砂岩储层的压裂效果。通过光谱法定量研究HPG在砂岩中的吸附滞留量，通过核磁共振表征了修复剂降低HPG吸附伤害的作用效果，确定了修复剂的最优加量，探究了温度和滞留时间对修复剂性能的影响。通过X光电子能谱、扫描电镜和接触角实验揭示了修复剂降低HPG吸附伤害的作用机理。研究表明：3000 mg/L为修复剂的最优加量，渗透率伤害降低了29.31%。温度对修复剂性能影响较小；而修复剂降低伤害效果随滞留时间先减小后增大。修复剂通过氢键抑制作用、优先占据吸附位点、增大界面接触角来降低HPG在砂岩储层中的滞留。杭锦旗区块现场应用结果表明，修复剂应用井返排液胍胶浓度显著增大，产量和稳产效果明显提升。研究成果为砂岩储层的高效开发提供了一定的技术支持。

完井液

海上油气井环空带压高强度环氧基封堵剂的研制及封堵机理

苏延辉, 李志臻, 胡秉磊, 张云飞, 桂鹏, 姜雨省, 耿学礼

2026, 43(2): 280-288. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.017

摘要(10) HTML (2) PDF (3084KB)(2)

摘要:
海上油气井的环空压力积聚问题在高温高压下尤为突出，易引发泄漏、腐蚀及井筒结构失效，严重威胁作业安全与井筒完整性。针对传统水泥和树脂类封堵材料在流动性、固化可控性及力学性能方面存在的局限性，研制了一种适用于不动管柱条件下施工的新型高强度环氧基封堵剂。该材料由35%～55%环氧树脂、5%超支化树脂、20%～30%稀释剂和10%～40%中温固化剂复配而成。基于室内实验评估了新型高强度环氧基封堵剂的流变学行为、力学性能、热稳定性和密封能力。结果表明，该封堵剂在25 ℃～65 ℃下具有良好的流动性（黏度为35～185 mPa·s），固化时间可控制在0.11～25 h之间，抗压强度达到31～63 MPa，20 ℃～100 ℃范围内胶结强度均大于11 MPa/8 cm；热稳定性优异（分解温度高达380 ℃），并在20 MPa气压下实现零渗透。该封堵剂兼具高强度、高耐温与良好密封性，具备在复杂海洋环境中应用的可行性，可为海上环空压力控制提供技术支撑。