留言板

尊敬的读者、作者、审稿人, 关于本刊的投稿、审稿、编辑和出版的任何问题, 您可以本页添加留言。我们将尽快给您答复。谢谢您的支持!

姓名
邮箱
手机号码
标题
留言内容
验证码

当期目录

2024年 第41卷  第3期

栏目
封面
  上一期
显示方式:
钻井液
油基钻井液用氮杂石墨烯的研制与应用
张鸿鹄
2024, 41(3): 279-287. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.001
摘要(28) HTML(5) PDF (3683KB)(7)
摘要:
对川西海相雷口坡组地层破碎、水平井后期托压严重、井壁失稳突出等问题进行分析发现，现用油基钻井液体系的封堵润滑性不能有效满足施工需求。为提高油基钻井液的封堵润滑性，通过分子结构设计，采用氮掺杂改性与熔盐法相结合的方式，制备出氮杂石墨烯，并通过热稳定性、分散稳定性、XRD、红外光谱、粒径分析等手段表征其热稳定性、分散性、结构、基团和粒径大小。实验结果表明，当氮杂石墨烯在现场油基钻井液中的加量为0.5%时，高温高压滤失量降低率达到76.2%，润滑系数降低50%左右，抗温180 ℃，石墨烯与油基钻井液的配伍性好，能够很好地提高油基钻井液的润滑性和封堵性。现场应用表明，石墨烯可以显著改善油基钻井液在施工过程中存在的水平井托压、高摩阻、井壁失稳等问题。通过采用氮杂石墨烯封堵润滑油基钻井液技术，为川西海相易坍塌地层井壁失稳及水平井托压等当前实际问题提出了新思路和技术支撑。
高温深井温压耦合下流体性质对井筒压力的影响特性
刘平江, 和建勇, 张晔, 毕毅, 张瑞华, 杨谋
2024, 41(3): 288-295. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.002
摘要(17) HTML(3) PDF (2993KB)(4)
摘要:
深井高温高压环境对流体密度和流体流变参数影响较大，忽略其作用使得井筒压力认识不准确，制约着钻完井作业安全。基于能量守恒原理，建立了井筒温度计算模型，考虑流体流态对温度压力影响，建立了温压耦合条件下井筒压力计算方法，结合现场实测数据验证了温度压力模型计算可靠性。研究表明：温度对流体密度和流变参数影响程度大于压力，随着井深增加，环空流体密度和动切力逐渐增大。随着循环时间增加，井底温度逐渐降低，环空流体密度、动切力及流性指数逐渐增大，而稠度系数逐渐降低；温压耦合条件下环空ECD低于未考虑工况，两者相差0.067 g/cm3。因此，若不考虑耦合对流体密度和流变参数影响时，使得设计流体密度偏低，易诱发溢流或井喷事故发生。该研究成果与认识为深层超深井井筒温度压力精细评价奠定了关键理论基础，降低了钻完井井下作业风险。
考虑钻杆接头的小井眼环空压耗计算模型
陈雨飞, 安锦涛, 张辉, 李军, 周英操, 路宗羽
2024, 41(3): 296-304. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.003
摘要(18) HTML(3) PDF (3692KB)(3)
摘要:
小井眼钻井作为开发深部油气资源的重要技术手段越来越受到重视。小井眼往往具有更高的环空压耗，这给环空压力控制带来了一定挑战。准确预测钻柱偏心旋转情况下的环空压耗是小井眼钻井的重要理论与实践基础，但常规预测模型适用性非常有限，往往忽略了钻杆接头的影响，无法满足现场的精度需求。为此，利用数值模拟技术，分析了钻杆接头对环空流场、压耗的影响规律，并据此确定了压耗修正因子经验模型的构建方式。分析结果表明：钻杆接头所产生的额外压耗受钻井液类型、钻杆转速、偏心和环空返速的影响，压耗修正因子的构建应考虑多种因素的耦合关系。利用152组数模结果，建立了针对新疆玛湖油田的小井眼环空压耗预测模型，该模型计算结果表明，在钻杆低偏心度情况下存在临界转速，使得环空压耗达到最大，而钻杆处于高偏心度时，环空压耗会随转速增大而增大；而偏心度对环空压耗的影响规律也会因转速不同而变得更加复杂。利用环空压耗预测模型，计算了玛湖油田MHHW-X井的当量循环密度，结果与PWD数据进行对比，平均误差仅为1.18%，模型具有较高的准确性。研究结果表明，利用数模结果建立的考虑钻杆接头的小井眼环空压耗模型可以满足现场预测精度需要，能够为现场环空压力控制提供指导。
复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术
周忠亚
2024, 41(3): 305-317. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.004
摘要(21) HTML(5) PDF (4984KB)(5)
摘要:
针对复兴地区凉高山组地层漏失严重，自流井组东岳庙段溢漏同存，地层垮塌掉块，频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析，使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析，再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能，形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术，该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL，填砂管侵入深度小于2 cm；基于压裂砂堵效应，通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂，形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术，堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa，更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用，相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井，优化后钻井液体系的黏度和切力更低，润滑减阻性能更强，漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。
一种抗超高温配位键合型低聚物降黏剂
贺垠博, 梁浩, 敬玉娟, 杜明亮, 李小庆
2024, 41(3): 318-324. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.005
摘要(24) HTML(4) PDF (2518KB)(4)
摘要:
针对高密度水基钻井液高温增稠引发的滤失量大、ECD与内耗高、流动性下降甚至完全丧失难题，在AA-AMPS聚有机酸降黏剂分子中引入富含大量邻苯二酚基团的单宁酸，采用自由基聚合法研制了一种抗超高温配位键合型低聚物降黏剂AA-AMPS-TA，并通过正交实验明确了PAAT的最优合成条件。表征并评价了PAAT的降黏性能，结果表明：引入TA后，PAAT的红外光谱出现了源于酚羟基的分子内氢键吸收峰，且因其分子结构中引入了大量苯酚基团，显著提升了热稳定性，分解温度接近500 ℃；PAAT可降低低浓度膨润土浆和7%膨润土+8%高岭土的高浓度混合黏土浆黏度，在高密度水基钻井液体系中降黏率达26.5%，240 ℃热滚后降黏率达44.4%。采用Zeta电位与粒径分析验证了PAAT的吸附降黏机理，并在蓬深101井中现场应用，控制了井浆高温下黏度、切力增涨，降黏效果良好。
渤中凹陷裂缝性致密储层钻开液伤害研究
张宇飞, 王超群, 徐博韬, 苗海龙, 罗程, 苏俊霖
2024, 41(3): 325-329. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.006
摘要(17) HTML(5) PDF (2483KB)(3)
摘要:
储层伤害程度的评价对储层保护以及提高油气产率具有重要意义。位于渤海湾盆地的渤中凹陷地区储层属于裂缝性致密储层，取心困难且缺乏合适统一的伤害评价方法，导致储层保护难度较大。为此，结合储层的现场实际情况，设计制作了内部透明可视的3D打印裂缝岩心及相应的储层伤害评价装置，使用流量损害率评价法代替渗透率损害率评价法对渤中凹陷地区储层钻开液伤害进行研究。实验结果表明，现场在用EZFLOW钻开液体系流变性能稳定，滤失性能良好；EZFLOW钻开液对储层的伤害程度小于3%膨润土浆对储层的伤害程度，对岩心的伤害率在11.7%～26.2%之间，属于弱伤害程度；岩心的伤害率具有随岩心开度升高而降低的特点；对于不同规格的裂缝岩心而言，岩心越长，裂缝越宽，伤害率就会越大。
深水钻井液可控因素对气藏损害归因分析形成的气井产能预测
廖高龙, 梁豪, 马双政, 张耀元, 申远, 南源, 王冠翔, 贺垠博
2024, 41(3): 330-336. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.007
摘要(17) HTML(4) PDF (2689KB)(3)
摘要:
随着开采程度加深，钻井液造成的储层损害防治要求日益突出，储层保护现已成为气田产能充分释放的关键因素。而深水钻井液体系随井深不断加深，钻井液各性能变化，造成储层损害程度加剧，储层保护性能优化方向不明。因此通过Pearson相关性分析和灰色关联度分析相结合的方式对储层损害进行钻井液可控因素方面的归因分析，确定主控因素，建立气井产能模型。结果表明：钻井液的固相粒径、表面张力、矿化度和高温高压滤失量是钻井液导致储层损害的主控因素。根据归因分析结果，提出了复配不同粒径分布的碳酸钙作为加重剂的优化方法，将钻井液渗透率恢复值提高了12.1%～19.68%。收集了Y8、Y9两口井的现场参数进行了模型适用性验证，结果表明建立的模型准确率达到94%以上。
一种应用于低渗透储层的高性能防水锁剂
王军平, 曹青天, 杨国栋, 陈量, 管玉龙, 徐鹏
2024, 41(3): 337-343. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.008
摘要(20) HTML(4) PDF (3242KB)(8)
摘要:
低渗透油气藏具有岩石致密、物性差和孔喉细小的特点，外来流体在毛细管力作用下进入储层孔喉中，造成水锁损害，严重影响低渗透储层油气藏的产量。针对这一问题，以全氟辛酸、单乙醇胺和氯乙酸钠为原料制备高性能氟碳防水锁剂（FS-1），通过红外光谱对其结构进行了表征，并研究了该氟碳防锁水剂对盐水溶液在岩心孔喉中水锁性能的影响。结果表明，该防锁水剂显著降低盐水溶液的表面张力（小于15 mN/m），且使蒸馏水在砂岩表面的接触角增大至85.3°，表明防水锁剂FS-1可将岩心表面润湿性由亲水性反转为中性湿，有降低了水相对岩心的水锁损害。另外，防锁水剂FS-1含有多个吸附、抗盐基团，提高分子在岩石表面的吸附能力，且使其耐盐能力达到了7%（NaCl）。渗吸实验、渗透率测试实验和核磁共振实验发现该防水锁剂减缓岩心的自吸作用，降低了岩心孔喉对盐水的束缚能力和岩心的水锁损害，提高了岩心渗透率恢复率。
硫化脂肪酸酯的合成及其在高温高压钻井液中的应用
夏小春, 邹洋, 王志永, 张紫铜, 宋钰, 戴媛静
2024, 41(3): 344-349. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.009
摘要(14) HTML(4) PDF (3599KB)(4)
摘要:
大位移井高温储层水基钻井液在高负荷、高盐度、高温条件下，液体润滑剂的润滑性能不足，导致憋钻具、卡钻和钻具磨损等问题，实验室合成了一种硫化脂肪酸酯，将其与润滑剂复配后得到复合硫剂（QT311），添加至HTFlow高温高压水基钻井液中，能够提升钻井液的润滑性能。通过四球试验机测试可知，添加1%QT311后，其COF能够下降64%，磨斑直径降低43%，润滑性能优于几款常用市售钻井液用润滑剂。通过电镜分析摩擦副表面，发现硫剂在摩擦过程中发生摩擦化学反应生成硫-铁极压膜，从而提升钻井液的减摩性能，且该剂在HTFlow钻井液体系中表现出优异的配伍性、抗水解性能、抗盐及抗温性能。试验结果为钻井液用润滑剂的进一步研究提供参考。
川东北飞仙关高含硫地层油基钻井液复合除硫技术
肖金裕, 周华安, 暴丹, 汪伟, 杨兰平, 江显俊
2024, 41(3): 350-356. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.010
摘要(17) HTML(5) PDF (2022KB)(4)
摘要:
川东北地区飞仙关组气藏属于高含硫气藏～特高含硫气藏，针对川东北飞仙关高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析，提出油基钻井液复合除硫技术对策。通过室内实验优选出除硫效果好的除硫剂，并进行了优选除硫剂复合配方优化研究和除硫剂高温老化除硫效果评价实验。研究表明，复合配方3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2的H2S预防率高达99.14%，清除率达到100%，具有优良的除硫能力，复合配方中的锌基类除硫剂与钻井液中的H2S反应生成稳定的难溶硫化物（ZnS），三嗪类除硫剂和醇醚酰胺类除硫剂主要通过物理和化学反应作用除硫，反应比较迅速，且不可逆，能够去除钻井液中的硫化氢，消除硫化氢对钻井液性能的影响和对钻具的腐蚀。该复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井飞仙关高含硫地层现场应用非常成功，在钻进过程中以及起下钻循环排后效期间地面均未检测到H2S气体溢出，钻井液中S2−含量始终监测为零，充分说明复合除硫技术除硫效果显著，能够满足高含硫井钻进的要求，为下川东高含硫气藏钻井工程除硫剂的优选提供良好借鉴。
固井液
基于水合物层骨架重构的低温早强胶凝材料
徐鸿志, 宋伟宸, 步玉环, 向常友, 柳华杰, 路畅
2024, 41(3): 357-363. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.011
摘要(15) HTML(3) PDF (2069KB)(4)
摘要:
针对于天然气水合物能源试采过程中出砂导致试采作业被迫终止的问题，在水合物第2次试采工作经验和层内加固、防砂理论的基础上，进行了水合物层骨架重构的低温早强胶凝材料体系构建研究。该研究对比了嘉华G级、超细水泥和早强水泥的低温早期强度和长期长度、粒径分布，基于满足层内加固骨架重构孔隙尺寸，进行了低温早强胶凝材料组分设计，以水泥浆流动度、早强性及成本为目标，尽可能提高固结体的早期强度，为后续增渗提供更多强度下降空间。通过研究超细油井水泥与嘉华G级水泥的配比、早强剂优选及加量优化，构建出了低温早强胶凝材料体系，该体系在15 ℃水浴下24 h抗压强度可达到12.86 MPa，具有良好的流动性、稠化时间和失水可控性，相较于文献的低温早强水泥浆体系具有更好的增渗高强特性。该研究为后续研究水合物层内骨架重构高渗透、高强度的工作液体系奠定了材料基础。
ZnFe-LDHs型固井水泥H2S防腐剂制备及性能评价
何敏会, 姚明, 闫宇博, 梅开元, 程小伟
2024, 41(3): 364-373. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.012
摘要(12) HTML(4) PDF (6578KB)(4)
摘要:
我国高酸性油气田资源丰富，但在开发过程中固井水泥石将长期受到H2S等酸性介质的侵蚀，严重威胁到油气井的施工和安全生产。针对此问题，采用水热共沉淀法制备了ZnFe-LDHs型H2S防腐剂，并将掺有优选出的ZnFe-LDHs的水泥石置于5%浓度的Na2S溶液中分别在常温及60 ℃下浸泡1、3、7、14、28 d，通过抗压强度测试、XRD、SEM等表征手段，分析ZnFe-LDHs对水泥石的防H2S腐蚀能力和作用机理。结果表明，晶化温度为90 ℃下制备的Zn/Fe物质的量的比为（1～4）∶1的ZnFe-LDHs性能较好，均可提高水泥石的抗压强度，且强度随着Zn/Fe物质的量的比增加而增大，即掺加了Zn/Fe物质的量的比为4∶1的ZnFe-LDHs水泥石的作用效果最为明显，其强度增长了10.11%，而经Na2S溶液浸泡后，其早期强度降低，浸泡7 d时其强度相比于浸泡前在常温及60 ℃下分别增长了8.73%、4.96%，7 d后强度基本趋于稳定，这是由于ZnFe-LDHs能促进水化反应，并在浸泡后期与Na2S反应生成ZnS，提高水泥石的致密性，从而有效防止H2S对水泥石的腐蚀。
盐穴储能库固井工艺
刘自茹, 肖尧, 陈旭, 郝华中, 凌勇, 敖明明
2024, 41(3): 374-382. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.013
摘要(12) HTML(1) PDF (4074KB)(3)
摘要:
压缩空气储能技术（CAES）利用压缩空气储能，是一种规模大、灵活、低碳的储能技术。云应储能库注采井普遍具有地层温度低、井眼尺寸大、漏失风险未知、注采周期频繁、井筒长期封隔要求高等固井难点，固井难度大。故开展了湖北应城压缩空气储能固井工艺研究，结合紧密堆积设计理论、晶相结构诱导设计，研发了1套适用于盐穴储能库注采井固井的低温抗盐韧性水泥浆，并形成了相关配套固井工艺。水泥浆密度范围为1.88～1.93 g/cm3，稠化时间易调，沉降密度差为0，游离液为0，API失水量不大于50 mL，抗盐达半饱和，7 d弹性模量小于6.13 GPa，低温30 ℃下起强度时间小于10 h，24 h抗压强度大于14 MPa。该项技术成功应用于湖北云应盆地压缩空气储能项目注采井表层套管及生产套管固井，固井质量合格率为100%，优质率大于95%，同时对盐穴储能库固井提供技术支持和借鉴。
水不分散材料对水泥浆抗水侵性能影响
焦亚军, 张华, 郭雪利, 张晓兵, 刘波, 邓天安, 张顺平
2024, 41(3): 383-389. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.014
摘要(14) HTML(5) PDF (2522KB)(3)
摘要:
川渝地区页岩气储层嘉陵江组裂缝性地层发育、地层水活跃，在钻井过程中出现较为突出的漏失问题，对钻井周期产生很大影响，制约了页岩气井的安全高效开采。针对页岩气井出现的漏失问题，对水不分散水泥浆体系进行研究，对5种多糖类聚合物和有机聚合物材料进行水不分散性能评价，优选出关键材料种类及配比，形成适用于含水漏失层封堵的低密度水不分散水泥浆体系，结合平衡压力堵漏工艺，保证水泥浆注替至漏失层后不被地层水冲散，实现漏失地层的有效封堵，为后续施工创造了条件。低密度水不分散水泥浆体系在川渝地区Z203H6-X页岩气漏失井中成功应用，地层承压当量密度由0.99 g/cm3提高到1.21 g/cm3，后续结合堵漏浆强化堵漏，地层承压当量密度提升至1.81 g/cm3，为川渝地区页岩气井含水裂缝型地层漏失问题提供了一种技术手段。
长裸眼恶性漏失井双重防漏固井技术
高元
2024, 41(3): 390-395. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.015
摘要(15) HTML(4) PDF (2355KB)(5)
摘要:
针对长裸眼恶性漏失固井难题，研制了温敏形状记忆防漏隔离液和泡沫防漏水泥浆，两者协同增效降低长裸眼恶性漏失井固井漏失风险。研发的温敏形状记忆材料耐温150 ℃，形变记忆温度80～110 ℃，制备的温敏形状记忆变形网颗粒形变后长度为常温状态的10倍，制备的温敏形状记忆膨胀球膨胀后粒径为常温状态的3倍，研制的温敏防漏隔离液综合性能良好，3 mm裂缝承压堵漏达8.5 MPa。研选了高性能发泡剂和稳泡剂，研制的泡沫水泥浆密度1.12～1.31 g/cm3可调，上下密度差小于0.01 g/cm3，1.12 g/cm3泡沫水泥石30 ℃下养护72 h后抗压强度可达6.4 MPa，水泥石中气泡均匀分散。形成了考虑等效堵漏时间和冲洗效率的堵漏隔离液段长的设计方法，制定了泡沫水泥浆分段恒气量注气方式。基于温敏防漏隔离液和泡沫水泥浆双重防漏的固井技术现场应用2井次，一次性封固段长超4000 m，隔离液和水泥浆均成功返到地面，固井质量良好。
压裂液与酸化液
杏子川地区长6储层压裂液原位置换原油
柏浩, 周福建, 吴俊霖, 丁志远, 杨飒飒, 盛连奇, 姚二冬
2024, 41(3): 396-404. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.016
摘要(16) HTML(4) PDF (3408KB)(3)
摘要:
杏子川地区延长组长6储层具有含油饱和度低、油湿性强，非均质性强（渗透率为0.10～1.0 mD）等特征。常规压裂液体系润湿改性能力弱、渗吸置换效果差，亟需研究具有渗吸提采功能的压裂液。借助了核磁共振T2谱手段，测试了不同组成和配比的化学剂对长6储层岩心内微-纳孔径原油的动用能力，并探究了压裂液原位置换原油的影响因素及其渗吸机理。结果表明：带负电的阴离子试剂AX-2更适合动用长6低含油饱和度储层，0.10% AX-2渗吸采收率大于30%，纳米小孔与微米大孔动用程度分别为42.08%与22.62%；将表面活性剂AX-2复配成为10 nm尺寸的纳米乳液AX-1，抗吸附能力更强，动用效果更佳，纳米孔与微米孔动用程度可提升至58.26%与29.70%；界面张力为1.5 mN/m时AX-1最适合动用长6储层原油，此时液体具有较高的渗吸动力与原油剥离能力。优选体系复配后现场压裂稳定，试油效果良好，平均日产油量超过26 t。
滑溜水压裂液用超疏水型多功能减阻剂制备及应用
冯奇, 蒋官澄, 张朔, 黄胜铭, 王全得, 王文卓
2024, 41(3): 405-413. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.017
摘要(19) HTML(6) PDF (3156KB)(4)
摘要:
目前常规滑溜水压裂液体系普遍具有减阻、携砂、抗盐和耐温等多种功能，但均没有考虑通过改变储层表面润湿性而实现储层保护功能。因此，以丙烯酸、丙烯酰胺、自制材料2-丙烯酰胺基-2-苯基乙烷磺酸和疏水改性剂等为原料，合成了一种超疏水型多功能压裂液用减阻剂SHJZ-1。通过红外光谱仪对合成产物减阻剂结构进行表征，且通过高温高压岩心动态损害评价系统、接触角测量仪、哈克流变仪、闭合管路摩阻测试仪等方法对其性能进行综合评价。结果表明，该减阻剂SHJZ-1溶解时间短，起黏快；当盐水的矿化度达到40 000 mg/L时，0.5%SHJZ-1溶液的减阻率在68%左右；0.15%SHJZ-1溶液在140 ℃下高温老化，减阻率仍能达到70%以上；1.3% SHJZ-1溶液处理后的岩心表现出超疏水效果，岩心接触角为151.21°；该减阻剂溶液对岩心平均渗透率伤害率仅为11.6%。超疏水型多功能压裂液体系在HX-1井顺利进行了现场应用，压裂过程中压裂液性能比较平稳，压后产量与临井相比提升10%以上，实现了提质增效的目的。
一种光纤光镊法测试杀菌剂在压裂液中杀菌效果评价技术
吴兆亮
2024, 41(3): 414-418. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.018
摘要(12) HTML(3) PDF (3167KB)(3)
摘要:
夏季压裂施工中，由于胍胶压裂液受到细菌等微生物滋生的影响，可能导致液体腐化变质，致使压裂液失效。为此通常需要加入杀菌剂对压裂液中腐生菌进行消除，但目前缺少能够在微观层面评价杀菌剂杀菌效果的技术手段。为此，提出了一种基于光纤光镊的杀菌剂杀菌效果评估技术手段，利用锥形光纤光镊捕获添加杀菌剂前后的腐生菌，在微观尺度分析其运动规律，以此反演杀菌剂的杀菌效果。实验结果表明，该方法可以有效评估腐生菌的活性，对于添加杀菌剂后，腐生菌细胞失活，其运动幅度大幅下降，大约只在0.8～0.9 μm 。而对于正常的腐生菌，其运动幅度通常在12.1 μm左右。证实了该方法在评估杀菌剂杀菌效果的可行性，为直接评价杀菌剂性能的优劣提供了可靠的理论依据。

版权所有 《钻井液与完井液》津ICP备13002319号-1

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》编辑部邮政编码：062552

电话：（0317）2725487　2722354Email：zjyywjy@126.com

本系统由 北京仁和汇智信息技术有限公司 开发    百度统计