钻井液与完井液

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。

深层煤岩气钻井液技术研究进展与展望

陆红军, 孙金声, 欧阳勇, 思代春, 周宇, 龙一夫, 王韧, 李龙

2026, 43(3): 301-309. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.002

摘要(19) HTML (8) PDF (2052KB)(3)

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。

钻井液

近油基钻井液体系研究与应用

司西强, 王中华

2026, 43(3): 310-323. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.003

摘要(19) HTML (9) PDF (3926KB)(5)

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。

适用于深层煤岩气水平井的新型井壁稳定剂

李志勇, 董浩安, 岑昊天, 王西江, 金星宇, 王宗祥, 姜玉涛

2026, 43(3): 324-330. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.004

摘要(15) HTML (9) PDF (2811KB)(4)

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。

油基/水基钻井液对于裂缝延伸压力的影响

姚旭洋, 曾涛, 王童玮, 许成元, 何静, 于永生

2026, 43(3): 331-339. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.005

摘要(14) HTML (7) PDF (9078KB)(3)

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。

钻井液用自降解屏蔽暂堵剂的制备与性能评价

穆国臣, 褚奇

2026, 43(3): 340-348. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.006

摘要(17) HTML (10) PDF (3217KB)(2)

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。

钻井液用核壳式自解堵暂堵剂JZD的合成与性能评价

贾俊, 李菲, 张小平, 陈磊, 赵雷, 申晓波, 黄维安, 江琳, 赵舒繁

2026, 43(3): 349-356. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.007

摘要(21) HTML (13) PDF (3364KB)(3)

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。

生物酶增效DTPA螯合剂解除重晶石堵塞的机理与性能

王稳石, 王虎, 任妮, 王杰, 蔡隽, 蔡记华

2026, 43(3): 357-365. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.008

摘要(19) HTML (9) PDF (5332KB)(3)

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。

超高温深井油基钻井液用两亲性流型调节剂

彭江浩, 高斌, 王燕, 邓正强, 祝琦, 李新亮

2026, 43(3): 366-373. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.009

摘要(21) HTML (8) PDF (3440KB)(4)

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。

适用于复杂页岩油钻井条件的高性能润滑剂

王建龙, 江尧, 王盛坤, 王越支, 张展豪, 王金堂, 杨焱龙

2026, 43(3): 374-380. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.010

摘要(19) HTML (10) PDF (3002KB)(3)

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。

固井液

玻璃纤维对超高温加砂油井水泥力学性能和微相组分的影响

张正荣, 刘慧婷, 于永金, 纪宏飞, 赵子童, 柯扬船

2026, 43(3): 381-387. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.011

摘要(11) HTML (4) PDF (2721KB)(1)

摘要:
在深井及超深井作业中，超高温高压等复杂工况对油井水泥石的力学性能提出了更高要求。掺石英砂是抑制水泥强度衰退最常用的手段，但在200 ℃以上功效减弱，因此探讨了玻璃纤维对超高温加砂水泥性能及微相组分的影响规律。选取嘉华G级油井水泥，掺入50%的200目石英砂，加入不同加量玻璃纤维Z-GF，在240 ℃和20.7 MPa下进行养护。结果表明，玻璃纤维能缓解超高温下水泥石强度的下降。确定玻璃纤维最佳掺量为5%，其28 d抗压强度达38.3 MPa，较2 d和7 d分别提升了32.5%和18.9%。固化28 d后，未加Z-GF水泥水化产物托贝莫来石转变为硬硅钙石，并生成透辉石新相，而含5%Z-GF的水泥石则以托贝莫来石为主；与未加Z-GF水泥相比，含5%Z-GF的水泥石小尺寸纳米孔（<20 nm）占比显著增加，由18.88%增加至39.56%。玻璃纤维和石英砂与CH反应，消耗多余SiO₂，提高了水泥石长期强度。小尺寸纳米孔的增加和托贝莫来石的生成是抑制高温水泥石强度衰退的重要因素。

高温酸性环境下三聚磷酸钠对铝酸盐水泥浆耐腐蚀性能的影响

韦鑫龙, 宋建建, 余学奇, 祝春波, 许明标

2026, 43(3): 388-393. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.012

摘要(13) HTML (5) PDF (2568KB)(1)

摘要:
为满足高温酸性气井固井需求，使用三聚磷酸钠（STPP）改进铝酸盐水泥性能。评价了不同含量的STPP对铝酸盐水泥性能的影响，并研究了STPP对铝酸盐水泥耐腐蚀性能的影响，分析了STPP水泥石的物相组成及微观形貌。结果表明，STPP的掺入会延长水泥浆的稠化时间且降低失水量，但是会引起水泥浆流变性读数增大。10%STPP改性铝酸盐水泥7 d抗压强度较空白试样的抗压强度增长22.97%。在150 ℃、21 MPa（80%CO₂分压）腐蚀环境中，10%STPP改性水泥试样腐蚀28 d后抗压强度较空白试样提高67.73%，渗透率降低59.76%，STPP对铝酸盐水泥高温下的耐腐蚀性能有明显改善效果。当STPP掺入铝酸盐水泥中，其含有的PO₄³⁻优先与Ca²⁺结合形成稳定的Ca₁₀(PO₄)₆(OH)₂，抑制了腐蚀过程，且形成的水泥石经CO₂腐蚀后仍保持致密孔隙结构，具有优异的抗腐蚀能力。研究成果为深层酸性环境固井材料设计提供了指导。

核壳型微球的制备及其对水泥石弹性和自愈合性的影响

王兵, 丛谧, 郑其林, 李冀, 马浩飞, 齐奔, 杨延琴

2026, 43(3): 394-401. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.013

摘要(9) HTML (3) PDF (2829KB)(2)

摘要:
针对页岩气井在固井、压裂后出现的微裂缝和微环隙，开展兼具弹性与甲烷触发响应的自膨胀型聚合物微球和弹性自愈合水泥浆体系实验研究。所开发的自膨胀型聚合物微球通过乳液聚合制备而成，具有“刚韧互补”的核壳型功能结构，且其壳层含有少量羧基与磺酸基，可突破传统自膨胀型聚合物材料在水泥浆内难以均匀分散的局限性。通过红外、粒径、Zeta电位、扫描电子显微镜综合表征了该微球的微观结构，评价了其耐热性和遇甲烷体积膨胀性。结果表明，所开发的核壳型自膨胀微球为近似球状的粒子，粒径在200 nm左右，表面带负电荷，热分解温度达300 ℃以上，但存在“热黏性”，高温处理再降温后将固化为块状物。将其与无机纳米粒子白炭黑复配可抑制“热黏性”，所得的复合型自膨胀微球在160 ℃处理24 h后仍保持粉末状，且其遇甲烷体积膨胀率在30%以上。该复合型自膨胀微球可配制出适用温度在50～120 ℃、弹性模量小于5.5 GPa的常规密度自愈合水泥浆，该水泥浆稠化曲线正常，失水量可控，可以满足固井需求。在憋压和气窜条件下，添加10%复合型自膨胀微球的水泥石遇甲烷自愈合性均可达100%。该水泥浆体系兼具弹性和遇甲烷自愈合性，为抑制页岩气井发生环空窜流等问题提供了新的解决方案。

固井水泥浆传压效率与其静液柱压力变化规律

李成全, 刘波, 余兆才, 邓天安, 李尚东, 张春梅, 程小伟

2026, 43(3): 402-409. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.014

摘要(8) HTML (4) PDF (4179KB)(1)

摘要:
固井水泥浆静液柱压力下降被认为是造成早期环空气窜的主要诱因之一，而环空气窜是阻碍油气井正常开采的关键原因，然而当前研究对于加压条件下的静液柱压力变化规律研究较少。因此利用自研仪器开展了固井水泥浆在间隔30 min在4.5 MPa下持续憋压5 min的分段憋压条件下的静液柱压力实验，同时针对现场油气井难以完成静液柱压力测试实验的现状，完成了现场水泥浆体系不同温度下的静液柱压力和静胶凝强度实验，并结合测井结果，针对浆体性能进行了改进。结果表明，候凝过程中水泥浆体的传压效率与静液柱压力变化规律类似，均为先保持平稳，至快速失重点后快速下降，完全失重后，传压效率降为0。在中高温情况下，现场水泥浆静液柱压力与静胶凝强度的差异较小，可利用静胶凝强度来参考失重时间。低温条件下出现了水泥浆失重时间随温度升高而降低的现象，对照测井结果显示，先失重的浆柱的传压效率降低至0，井口憋压数值无法有效传递至下部，使得固井质量降低。通过调整配方，延长缓凝水泥浆体系的失重时间，成功提高了固井质量。

压裂液与酸化液

疏松砂岩油藏稳定性差异化酸化解堵体系及应用

邵尚奇, 李胜胜, 李啸南

2026, 43(3): 410-417. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.015

摘要(420) HTML (304) PDF (2854KB)(91)

摘要:
中东地区某油田主力产层之一的砂岩储层以砂岩和泥质粉砂岩为主，胶结物以长石为主，岩石疏松易出砂导致堵塞。常规酸化技术见效慢，还可能导致疏松砂岩分散，加剧出砂。分析储层出砂堵塞机理，并研发一套针对疏松砂岩储层的复合酸化解堵技术，以“先稳定、后解堵”为思路，能缓解油井堵塞伤害，并维持储层稳定性。通过室内试验，研发了高冲刷流速条件下的砂岩稳定剂，在1800 mL/h的流速下，出砂率可稳定控制在0.01%以内。应用不同工作液体系的协同作用原理，以“多除垢、少溶砂”为目标，研发了差异化溶蚀的酸化解堵体系，垢样溶蚀率不小于95%，对砂岩的溶砂率小于25%，酸液可控制砂岩的溶蚀率，维持岩石结构稳定。现场试验证明，该技术可提高油井平均产量和有效生产周期，为疏松砂岩油田的酸化解堵处理提供了理论基础与实践方向。

喹啉类酸化缓蚀剂的合成及其在HCl介质中对J55钢的缓蚀性能研究

董三宝, 李金华, 付玥颖, 张晔, 高飞, 费中明, 韩薇薇

2026, 43(3): 418-426. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.016

摘要(8) HTML (4) PDF (4313KB)(1)

摘要:
缓蚀剂是酸化工作液的重要组成部分，研发新型高效缓蚀剂一直是酸化作业研究人员的目标之一。采用季铵化反应合成了炔基喹啉季铵盐缓蚀剂（QAS），通过失重法，确定了QAS与3-苯基-2-丙炔-1-醇（PPA）的最佳复配比例；随后，通过电化学测试、扫描电镜测试、吸附热力学分析以及分子动力模拟，研究了QAS-PPA对J55钢的缓蚀性能与缓蚀机理。结果表明：二元复合缓蚀剂QAS-PPA的最佳质量浓度为0.5%，最佳配比为m（QAS）∶m（PPA）=1∶1，在20%HCl环境中，当QAS-PPA总浓度为0.5%时，90 ℃下4 h内，J55钢片的缓蚀率为99.71%；电化学测试与扫描电镜检测结果表明：QAS-PPA是一种抑制阳极为主的混合型缓蚀剂，并且随着缓蚀剂浓度的增加，J55钢表面所形成的保护层越致密，缓蚀性能越好；吸附行为研究结果表明了QAS在J55钢表面的吸附均遵循Langmuir吸附等温线，同时也是自发进行的，属于混合型缓蚀剂；分子动力学模拟结果显示，QAS-PPA在Fe基底表面存在协同吸附作用，能显著增强混合体系与基底的相互作用能及表面聚集密度。

完井液

甲酸钾完井液储层损害评价中的盐结晶特性研究

徐安国, 张新宇, 张宇飞, 孙昊, 赵欣

2026, 43(3): 427-434. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.03.017

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摘要:
针对常规岩心流动实验无法准确反映高密度无固相盐水完井液在井下作业条件中的盐结晶特征的问题，提出一种融合气体驱替岩心实验与动态可视化分析的评价实验方法，通过氮气驱替模拟实际返排环境，结合显微可视化技术原位观测盐析行为，探究了温度（80～120 ℃）、压力骤变（3.5 MPa→常压）及气体返排对盐结晶的影响，优化出适合分析甲酸钾完井液在储层环境下结晶特性的实验方法。实验结果表明：温度压力骤变是甲酸钾完井液发生盐析出损害的主要原因，其中气体返排引发的闪蒸效应是盐析出的核心诱因，120 ℃下析盐量可达8～9 g/L；温度、压力单一条件变化时岩心渗透率恢复值约为65%，降温降压同时作用进一步加剧损害，渗透率恢复值降至62.33%；多孔介质盐析出损害机制主要为晶体在孔喉狭窄处架桥生长以及在孔隙壁面堆积。优化实验方法后，维持恒温恒压条件（120 ℃，1 MPa）可抑制盐析，渗透率恢复值提升至75.37%，较非稳态条件提高10%～21%。优化的研究方法为准确评价井下盐析损害特征及优化完井液提供了理论和方法指导。