钻井液与完井液

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。

钻井液

深地塔科1井钻井液技术

孙金声, 王建华

2025, 42(2): 155-166. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.002

摘要(63) HTML(12) PDF (5900KB)(37)

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。

深水深层高温高压裂缝性呼吸效应动态响应特征

吴艳辉, 黄洪林, 罗鸣, 李文拓, 马传华, 代锐, 李军

2025, 42(2): 167-179. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.003

摘要(47) HTML(18) PDF (4546KB)(16)

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。

亚洲最深直井——蓬深6特超深井钻井液技术

徐毅, 何涛, 王君, 欧猛, 严福寿, 周华安, 黄旭耀

2025, 42(2): 180-186. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.004

摘要(58) HTML(12) PDF (2066KB)(28)

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。

基于润湿性原位表征和亚临界水特性的高温储层水锁损害机理

单锴, 邱正松, 程征, 杨梦涛, 李楷, 钟汉毅, 任晓霞

2025, 42(2): 187-194. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.005

摘要(43) HTML(13) PDF (4011KB)(12)

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。

川东北陆相页岩储层井壁失稳机理研究

高书阳, 薄克浩, 张亚云, 高宏, 皇甫景龙

2025, 42(2): 217-224. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.009

摘要(53) HTML(16) PDF (2755KB)(23)

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。

冀中地区深层煤岩气水平井强封堵钻井液技术

罗玉财, 喻化民, 孙昊, 于建涛, 冯丹, 刘飞

2025, 42(2): 225-232. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.010

摘要(42) HTML(10) PDF (3188KB)(21)

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。

钻井液用甲酸盐含量测定方法

张晓光, 杨俊贞, 王萍, 李彬, 李慧敏, 陈蕾旭, 张灵英

2025, 42(2): 233-238. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.011

摘要(36) HTML(11) PDF (2126KB)(16)

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。

固井液

华北储气库韧性水泥浆及增韧机理

李立昌, 曹洪昌, 高阳, 刘景丽, 马骏, 黄建, 刘俊华, 孙文昭

2025, 42(2): 239-246. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.012

摘要(40) HTML(12) PDF (3064KB)(16)

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。

硅酸盐水泥石超高温干热环境热损伤规律

李小江, 王越洋, 肖京男, 魏浩光, 杨睿月

2025, 42(2): 247-254. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.013

摘要(33) HTML(8) PDF (2943KB)(11)

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。

铝酸三钙和石膏协同对油井水泥浆性能的影响

代丹, 王义昕, 邹亦玮, 孙超, 马英, 宋鑫君

2025, 42(2): 255-261. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.014

摘要(31) HTML(9) PDF (2923KB)(9)

摘要:
为促进油井水泥质量控制，采用不同铝酸三钙（C₃A）含量的G级油井水泥熟料与不同种类石膏匹配，研究了在80℃下油井水泥中C₃A与石膏协同对水泥浆凝结时间、稠化性能、抗压强度、渗透率和水化产物的影响。结果表明，80℃下，水泥中C₃A含量越高，凝结和稠化时间越短，高C₃A含量有利于水泥石早期强度提升，但会导致后期强度倒缩，油井水泥中C₃A含量宜严格控制在3%以内。石膏促进水泥浆的凝结时间，其作用效果为二水石膏>半水石膏>无水石膏，相比于无水和半水石膏，二水石膏使掺有缓凝剂H42L的水泥浆稠化时间更长，且更有利于水泥石抗压强度的发展。80℃下，C₃A和二水石膏协同对早期硅酸钙矿相水化具有促进作用，C₃A相水化主要生成C₃AH₆，其生成量与C₃A含量和石膏种类密切相关。该研究结果对油井水泥质量稳定性控制和改善固井质量具有重要的理论和参考意义。

压裂液与酸化液

黏弹性六聚阳离子表面活性剂胶束压裂液体系流变性

宾钰洁, 韩晓阳, 田珍瑞, 武志颖, 张思琪, 方波, 卢拥军

2025, 42(2): 262-274. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.015

摘要(26) HTML(8) PDF (3044KB)(9)

摘要:
为开发黏弹性表面活性剂（VES）压裂液新稠化剂和新体系，以乙二胺、环氧氯丙烷、芥酸酰胺二甲基丙基叔胺（PKO-E）、氯乙酸钠为原料，分别研制了四聚阳离子表面活性剂（TET）、六聚阳离子表面活性剂（HET）和四聚两性离子表面活性剂（TZI），并将其与反离子盐溴化钾（KBr）、水杨酸钠（NaSal）形成黏弹性胶束，获得4种VES压裂液新体系。考察反离子盐种类和浓度和表面活性剂浓度对胶束体系流变性影响，获得黏弹性HET/KBr胶束体系的稳态黏度、流动曲线、黏弹性、触变性、热触变性及模量-温度曲线，以及HET/KBr胶束体系最优组成，建立四参数流变动力学方程描述黏度随剪切时间的变化曲线，建立四参数黏温方程描述HET/KBr体系温度触变性曲线，明确了HET/KBr、HET/NaSal、TET/KBr、TZI/KBr胶束体系流变性差异。初步考察了NaOH对HET/HSal延缓形成胶束的影响。

压裂用有机硅暂堵转向剂的制备及性能评价

刘彝, 余成林, 李云子, 姜喜梅, 于洋洋, 吴均, 刘京

2025, 42(2): 275-282. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.016

摘要(28) HTML(8) PDF (5456KB)(8)

摘要:
压裂现用颗粒暂堵剂多以刚性颗粒为主，现场实施过程中存在压力升高不明显，稳压时间短，应力不能有效转移的难题。通过引入一种有机硅疏水单体，以丙烯酰胺、N，N-亚甲基双丙烯酰胺为主要原料，胶束聚合了一种有机硅水凝胶。考察了不同聚合单体浓度、疏水单体、聚合方法、聚合条件等对LYB聚合物水凝胶的影响，并采用FTIR和元素分析仪对LYB聚合物进行表征。结果显示，LYB聚合物水凝胶的最佳合成工艺：水溶性单体浓度8～10%，有机硅浓度2%，交联剂浓度0.02%，引发剂加量0.2%，反应温度为50～60℃，反应时间为6～8 h。评价了暂堵剂的吸水膨胀、耐盐性、抗剪切、变形性和热降解性。与常规刚性颗粒相比，具有更强抗剪切性、耐盐性和弹性的优势。基于压裂施工曲线和微震监测结果：LYB 暂堵剂到位后，现场起压7～8 MPa, 暂堵后，相同施工压力下，施工排量下降1.5 m³/min, 并通过井下微地震，进一步验证了LYB裂缝转向的有效性。