钻井液与完井液

摘要:
研究环氧树脂材料的固化过程以及其与地层矿物之间的相互作用，对于其在石油领域的应用具有重要的理论意义。然而，以往的研究主要集中于环氧树脂材料自身的性质，忽视了其与地层的相互作用。为了深入探讨环氧树脂材料的固化过程及其与地层矿物之间的相互作用，该研究基于分子模拟方法，以E51环氧树脂分子和不同种固化剂为研究对象，计算了其分子间的静电势、作用能以及固化产物与地层矿物之间的相互作用能。研究结果表明，环氧树脂分子中的环氧基团具有明显的负静电势，数值为−0.060 Hartree/e，而固化剂分子中的活泼氢原子则具有明显的正电势，数值在0.053～0.126 Hartree/e之间。此外，环氧树脂与不同固化剂分子间存在相互吸引作用，其相互作用能范围为−0.446～−29.306 kcal/mol；交联后，分子间的相互作用能下降至−80.987～−110.844 kcal/mol之间。最后，环氧树脂交联产物与地层矿物之间也存在显著的相互吸引作用，其中单个树脂分子与方解石矿物的相互作用能在−49.795～−173.187 kcal/mol之间，与白云石矿物的相互作用能在−44.604～−147.307 kcal/mol之间。该研究的结果为环氧树脂在石油天然气工业中的应用提供了理论基础，所采用的研究方法也可用于优化环氧树脂类添加剂的设计。

钻井液用无荧光柔性封堵剂的制备及性能

褚奇, 穆国臣, 葛春梅, 张天笑, 杨铭, 刘聪

2025, 42(3): 290-295. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.002

摘要(21) HTML(8) PDF (2793KB)(4)

摘要:
针对作为钻井液用柔性封堵剂的凝胶封堵剂对流变性能影响大、沥青封堵剂具有荧光效应而干扰录井的技术问题，以异佛尔酮二异氰酸酯IPDI、聚三亚甲基醚二醇PO3G、2-羟乙基二硫醚HEDS、二羟甲基丁酸DMBA为扩链剂，二月桂酸二丁基锡DBTEL为催化剂，糠醇FA为封端剂、三乙胺TEA为乳化剂，制备一种水性聚氨酯乳液封堵剂SMPU-1，并借助红外光谱仪、激光粒度分析仪和扫描电镜进行了分子结构表征、粒径分布和微观形貌分析。结果表明，高温作用后的SMPU-1颗粒仍呈纳微米级单分散状态，并具有软化变形的特性，在压差作用下，可被挤入岩石表面的微孔缝，从而实现致密封堵。封堵性能测试结果显示，SMPU-1适宜在140℃内使用，最佳添加浓度为4%。SMPU-1对钻井液的流变性能影响较小，在最高适用温度和最佳加量条件下，钻井液的常温中压滤失量为6.2 mL，高温高压滤失量为16 mL，具有良好的滤失造壁性能。

东海超深大位移井油基钻井液技术

佘运虎

2025, 42(3): 296-301. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.003

摘要(24) HTML(9) PDF (2242KB)(4)

摘要:
针对东海宝云亭区块、平湖区块超深大位移井在钻井过程中因井壁失稳、井眼清洁困难、高摩阻扭矩引起的起下钻频繁遇阻、划眼困难等复杂情况严重影响钻井时效的难题，通过对杂色泥岩地层的特性分析，创新使用多级配强封堵技术和提高油基钻井液乳化稳定性来解决井壁失稳难题；以低剪切速率下钻井液φ₆/φ₃值为突破口，实现高效携岩，解决东海大位移井井眼清洁难题；自主研发润滑剂LUBE OB用于降低高载荷条件下钻井液的摩擦系数，减少钻具和套管磨损，首次成功应用于8000 m级的超深大位移井KQT-N。强封堵、高携岩、高润滑的油基钻井液技术将东海大位移井平均划眼率从16.7%降低至2.0%，大幅度提高了钻井时效，为东海油气田安全高效开发提供了技术支撑和保障。

钻井液可降解携岩剂的研制及在万米深井中的试验

明显森

2025, 42(3): 302-307. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.004

摘要(17) HTML(13) PDF (3000KB)(3)

摘要:
在大斜度井、水平井或大尺寸井眼中，因钻井液的携岩能力不足，钻井岩屑容易向下井壁或井底堆积，导致钻具摩阻增大、起下钻困难、井下漏失甚至卡钻等井下复杂情况，因此，井眼清洁是实现在大斜度井、水平井或大尺寸井眼作业安全与效率的关键技术之一。用脂肪族聚酯类聚合物与高分子共聚物共混反应，研制了一种可大幅提升钻井液携岩能力的纤维携岩剂，性能评价实验表明，在加量为0.2%携岩剂的实验浆体中岩屑沉降时间由原来的4.12 s增加至19.85 s；该携岩剂在水相和油相中具有良好的分散性；经120℃热滚16 h后在清水和白油中的降解率分别为95.48%和89.87%，且降解后对钻井液性能不造成影响。现场试验表明，该携岩技术能够大幅提升钻井液的携岩能力，有效携带出大尺寸井眼或水平井段中的岩屑或掉块，提高井眼清洁度，为安全、高效钻井提供保障。

纳米改性材料在水基钻井液中的减阻性能

郭磊, 李模刚, 邓楚娈, 贺垠博, 耿铁

2025, 42(3): 308-317. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.005

摘要(23) HTML(12) PDF (3418KB)(3)

摘要:
水基钻井液在小井眼环空流动时波动性大，与井壁、钻具界面阻力大，导致流动能量损耗和钻井液当量循环密度（ECD）大，易引发井漏、卡钻等事故。以纳米二氧化硅为原料，接枝改性合成水基钻井液减阻剂DRA-1，并开展减阻性能研究，发现DRA-1具有降低钻井液流动阻力与改善钻井液流动流型的作用。结果表明，在基浆中加入3%DRA-1后，流性指数为0.5064，增幅达366.7%，稠度系数为0.4847 Pa·sⁿ，降幅达90.6%，极压润滑系数降低率达81.82%，经120℃热滚16 h后减阻效果进一步提高，证明DRA-1具有抗高温能力；以相同条件在自制钢片和聚四氟乙烯板上流动时，DRA-1对基浆流动性的改善效果显著优于现场同类材料，具有更好的流动性；基于A井生产资料，在水基钻井液中加入1%DRA-1后，压耗降低1.937 MPa，降低率达21.61%，在整个井深范围也表现出更低的ECD，宏观上反映出DRA-1对钻井效率和安全性的提升，这对钻井现场提高经济效益和避免作业事故具有重要意义。

井壁强化承压防漏技术模拟实验研究

吴春林, 文明, 邱正松

2025, 42(3): 318-323. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.006

摘要(18) HTML(11) PDF (2177KB)(4)

摘要:
针对承压防漏钻井液技术难题，为揭示井壁强化封堵裂缝微观机理，开展了井壁强化承压模拟实验研究。综合考虑井壁强化过程中裂缝闭合应力对裂缝开度的影响，建立了可变裂缝封堵模拟实验装置及评价方法，提出了最大封堵压差和等效封堵位置的定量化评价指标。修正的正态分布粒度匹配准则与常用的粒度匹配准则相比，最高可提升承压能力2.36倍。等效封堵位置与承压能力呈反比，修正的正态分布连续粒度准则可在裂缝入口端形成薄而致密的封堵层；尽可能提高承压封堵材料的强度可降低井筒压力波动的影响，增加井壁强化封堵材料的弹性可提高封堵层对动态裂缝的适应性；另外，适当增加封堵体系的悬浮稳定性，及合理降低其注入速度，均有利于承压封堵层形成及井壁强化效果改善。

两性离子聚合物改性纳米颗粒的抗钙封堵降滤失性能与机理

李文哲, 沈欣宇, 王锐, 杨航, 刘兴宝, 谯青松

2025, 42(3): 324-329. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.007

摘要(17) HTML(5) PDF (2828KB)(3)

摘要:
为解决水基钻井液抗温抗钙封堵问题，基于“反聚电解质效应”相关理论，通过在二氧化硅纳米颗粒表面接枝两性聚合物，得到了适应高温高钙钻井环境封堵性纳米颗粒ZP-NPs。借助红外光谱、电镜观察确认其微观结构，通过分散稳定、滤失实验、封堵实验评价其性能。结果表明：ZP-NPs在高温高浓度钙盐水（160℃，11%CaCl₂）中长期保持纳米级/亚微米级稳定分散，含ZP-NPs的基浆受高浓度钙污染后高温高压（160℃、3.5 MPa）滤失量不超过 20 mL、滤饼薄而致密，协同膨润土封堵5 μm裂缝可承受5.5 MPa。通过粒径分析、能谱元素分析揭示了ZP-NPs抗钙封堵降滤失机理：ZP-NPs具有强的“反聚电解质”效应，在高钙条件下仍保持纳米粒径分布，并且能屏蔽钙离子在膨润土颗粒上的吸附、改善膨润土浆的抗钙分散稳定性，由此使得膨润土浆在高钙条件下保持优异的降滤失性能。该研究成果为抗钙封堵剂新材料研发提供了新的理论与技术指导。

纳米二氧化硅复合聚合物凝胶的制备与堵漏性能

姚文爽, 刘泼, 郝惠军, 叶艳, 程荣超, 刘凡, 宋瀚轩

2025, 42(3): 330-337. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.008

摘要(18) HTML(12) PDF (3331KB)(5)

摘要:
针对目前凝胶堵漏材料强度低、韧性较差和成胶时间不可控等问题，以聚丙烯酰胺（PAM）为凝胶主剂、纳米二氧化硅为增强材料、羧甲基纤维素钠（CMC）为增黏材料、酚醛树脂为交联剂，通过物理化学交联反应研发了一种成胶强度高的纳米材料复合聚合物凝胶堵漏剂。通过室内实验得到了复合凝胶堵漏剂的最优制备条件，评价了凝胶堵漏剂的成胶性、膨胀性和裂缝堵漏性能，并分析了凝胶堵漏剂交联机理及裂缝堵漏机理。结果表明，当加入1.5%聚丙烯酰胺、3%纳米二氧化硅、0.6%羧甲基纤维素钠、1.5%交联剂，交联温度为150℃，制备的复合凝胶堵漏剂性能最优，其对应复合凝胶强度为1000 Pa，成胶黏度达6×10⁵ mPa·s，成胶时间2 h。该凝胶堵漏剂具有良好的膨胀性能，可适应不同尺寸的裂缝通道，复合凝胶与惰性材料所形成的复合堵漏配方对1～4 mm裂缝漏层承压能力高达12 MPa（150℃、老化48 h），具有良好的堵漏效果。所研制的复合凝胶堵漏剂制备方便、价格低廉，有望解决大孔隙、大裂缝等复杂高温漏失地层恶性漏失问题。

油基钻井液堵漏用吸油黏滞聚合物研制及应用

刘文堂, 张县民, 黄宁, 姜雪清, 李旭东, 杨海, 桂芳

2025, 42(3): 338-342. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.009

摘要(21) HTML(7) PDF (2619KB)(3)

摘要:
常用堵漏材料被油基钻井液润湿后滑移能力增强，驻留能力降低，容易返吐复漏，堵漏成功率较低。为提高堵漏材料的驻留能力及封堵层稳定性，研制了吸油黏滞聚合物MBS。该聚合物以丁二烯和苯乙烯嵌段共聚物BS为主体，在70℃～90℃下偶联接枝无机矿物材料而成。聚合物MBS的吸油黏滞速率可控，常温下聚合物MBS吸油速率较低，堵漏浆黏度小，便于配制及泵送；在漏层温度下，聚合物MBS吸油速率提高，堵漏浆黏度增大，便于黏滞堵漏，而无机矿物材料提高支撑作用。聚合物MBS吸油倍数达2.94倍，其浓度为5%时，堵漏浆黏滞性增强，流动度降低近50%；浓度为10%时，在2 mm宽的光滑裂缝中有效驻留，正向和反向承压分别为0.69 MPa和0.53 MPa。以MBS为核心处理剂，复配常用堵漏材料，在普陆页XHF井2900～3130 m井段现场应用，有效稳压4.2 MPa，实现堵漏提承压目的，堵漏一次成功。

鄂尔多斯盆地东部深层煤层气防漏堵漏技术

朱明明, 孙欢, 屈艳平, 石崇东, 张勤, 侯博, 杨光

2025, 42(3): 343-349. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.010

摘要(17) HTML(15) PDF (2458KB)(4)

摘要:
深层煤层气的勘探开发开辟了鄂尔多斯盆地新层系领域，保证了长庆油气当量的稳步增长，但由于目的层埋藏深，上部裸眼井段长，钻探开发难度大幅增加，主要表现为二开塌漏矛盾突出、二开Ф311.2 mm井眼一次堵漏成功率低、水平段煤层井壁失稳垮塌等技术难题，为此，通过井身结构优化实现塌漏分治、研发双套钻井液体系，保证井壁稳定、采用不起钻高效堵漏技术，提高堵漏时效，同时配套关键技术措施，形成一套适用于鄂尔多斯盆地东部深层煤层气防漏堵漏技术，现场应用10余口井，钻井周期降低36.5%，支撑了国内深层煤层气最长水平段2222 m的顺利施工，通过该技术的成功应用，助力我国深层煤层气的开发。

钻井液性能在线监测系统流变参数校准方法

涂留军, 王建龙, 郭晓冰, 王韧, 张伟杰, 吕盛安, 刘胜, 杨泽星

2025, 42(3): 350-358. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.011

摘要(11) HTML(5) PDF (3441KB)(2)

摘要:
在钻井作业过程中，准确快速测量钻井液流变性能对于安全高效钻井至关重要。管流法可以实时监测钻井液各项流变性，但壁面滑移现象会严重影响测量的准确性。基于此问题，深入探讨了管流与滑移影响间的关系，并提出了一种基于管流法的流变性校准方法。该方法使用管流式测量方法，对数据使用门尼和正则化方法获得滑移速度，时间加窗形成有序数据，并构建了WOA-SVR滑移速度预测模型，再通过滑移速度对壁面剪切率和广义流性指数进行了修正。最终，校准了钻井液流变参数，流变参数输出值准确度提高了75.01%。该研究成果已在塔里木、新疆、华北等油田应用，仪器测量结果与手动取样分析结果高度吻合，验证了该方法的有效性和实用性。该方法为钻井液性能在线监测系统流变参数的综合评估提供可靠的数据支持，对于提升钻井作业的效率和安全性意义重大。

数字孪生环境下基于生成对抗网络的钻井液流变性能预测方法

郭亮, 徐行, 刘开勇, 姚如钢, 唐赛宇, 向渝

2025, 42(3): 359-367. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.012

摘要(11) HTML(5) PDF (4518KB)(2)

摘要:
为了解决实验室中人工测量钻井液流变性能效率低、成本高、稳定性差的问题，提出了数字孪生环境下的基于生成对抗网络的钻井液流变性能预测方法。首先，根据数字孪生五维模型构建了钻井液配制与测量系统的孪生模型，物理配测系统中的传感器等信息采集器会收集钻井液流变性能测试实验中的物理实况数据，整合钻井液配方信息和实验测量结果后传输至虚拟空间，建立钻井液流变性能预测数据库；然后，利用改进的生成对抗网络算法，构建钻井液流变性能预测模型。从数据库中抽取钻井液历史孪生数据作为数据集对模型进行训练，得到最佳拟合模型，通过钻井液流变性能预测实验验证模型的预测能力。最终结果表明，模型预测值和真实值之间的相关系数R超过0.96，平均绝对百分比误差 AAPE 不高于4.1%，模型具有较高的预测精度，能够完成钻井液流变性能预测任务。

固井液

巴彦油田深层高温高密度韧性水泥浆体系构建

段永强, 王秀影, 罗玉财, 罗敏, 孙德, 黄盛, 李早元

2025, 42(3): 368-378. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.013

摘要(10) HTML(4) PDF (3061KB)(4)

摘要:
针对巴彦-河套盆地井深6000 m以上的膏盐层，井底循环温度180℃左右，常规的高温高密度水泥浆存在流变性和稳定性差，失水量大，稠化时间难以调控、早期强度发育缓慢等技术难题，急需研发出密度为2.30～2.50 g/cm³的耐盐高温高密度韧性水泥浆体系。针对水泥浆外加剂以“无机纳米颗粒+聚合物弱交联”结构设计制备出降失水剂（LHF）、“强吸附阳离子单体+阴离子单体”制备出缓凝剂（LHR）和“温敏缔合+微交联”结构设计制备出悬浮稳定剂（LHX）分别调控水泥浆的失水量，稠化时间，沉降稳定性；依靠紧密堆积理论，采用Dinger与Funk对Andrease方程进行修正的MAA模型，以铁矿粉为主，GM-1为辅作为加重剂构建密度为2.30、2.40和2.50 g/cm³的高密度水泥浆体系，颗粒之间以滚珠形式相接触，降低摩阻；针对早期水泥石力学性能发展缓慢，分别引入增强剂和增韧剂，从纳米尺度、微米尺度两方面增加水泥石的力学性能：一部分填充孔隙，另一部分充当骨架结构，形成类似于“钢筋混泥土”构型，降低了水泥石的脆性。最终形成密度为2.30、2.40和2.50 g/cm³的水泥浆体系，该体系流变性好，稳定性高，失水量小于50 mL，稠化时间可调。

基于AMPS的早强型缓凝剂的合成及性能

谢云媚, 张晔, 马勇, 程小伟, 梅开元, 张春梅

2025, 42(3): 379-385. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.014

摘要(16) HTML(5) PDF (2625KB)(3)

摘要:
随着油气开采深度的增加，长封固段温度梯度过大，为保证水泥浆的安全泵送，需要加入大量油井水泥缓凝剂，这会导致水泥浆在井口低温段出现超缓凝、强度发展缓慢等问题，严重影响固井质量和安全。针对现有问题，基于吸附理论选择AMPS、MA、NVP、DEAA四种单体合成一种耐高温早强型缓凝剂AMND，并通过红外光谱、热稳定性测试、凝胶色谱分析、高温高压稠化等方法对缓凝剂的结构和性能进行测试。测试结果表明：缓凝剂AMND高温稠化性能优异，在150℃高温条件下水泥浆稠化时间可达316 min；缓凝剂AMND具有优异的调凝性以及较低的温度敏感性与加量敏感性，能够调节不同温度段的稠化时间，有利于水泥浆在固井施工现场的安全泵送；对水泥石力学发展影响较小，在150℃循环温度、60℃养护条件下，1 d、2 d、3 d强度分别可达6.34、8.24、14.66 MPa，满足固井施工强度要求。结论认为该缓凝剂能够缓解低温段超缓凝现象，实现高温井底缓凝，且不影响井口强度发展，成功缓解大温差长封固段井超缓凝或者不凝的难题，具有很好的应用前景。

川东北高温高密度钻井液的固井水泥污染及处理

王俊祥, 胡俊辉, 王长勤, 罗亚飞, 刘杨康

2025, 42(3): 386-391. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.015

摘要(11) HTML(6) PDF (2172KB)(4)

摘要:
川东北普光毛坝区块、通南巴马3区块、元坝区块等区块施工钻井液密度高，高密度钻井液扫塞期间受固井水泥污染后普遍出现高温稠化、固结等现象，由于污染机理不明确、缺乏有效的处理手段，通常需要较高比例的置换新浆，处理周期长、费用高。通过模拟实验简要分析验证了固井水泥对高温高密度钻井液的污染机理，结果表明：污染的主要原因一是污染后钻井液的pH值过高，导致钻井液高温增稠；二是固井水泥中的一些添加剂侵入钻井液后高温固结，吸附大量自由水导致钻井液增稠。针对污染机理，优选出聚合铝防塌剂AOP-1做为一种高效的高密度水基钻井液固井水泥污染处理剂，并成功应用四井次。现场应用效果表明，AOP-1针对高温高密度水基钻井液固井水泥污染具有良好的处理效果，避免了污染之后大量置换钻井液，提高了处理效率。

低温低密度早强水泥浆体系研究及应用

孙建峰, 付玥颖, 邱卫红, 刘景丽, 赵秋羽, 曹洪昌

2025, 42(3): 392-397. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.016

摘要(11) HTML(5) PDF (2560KB)(6)

摘要:
北方煤层气井冬季施工通常会面临着环境温度低、地层承压能力弱、破裂压力极低，低密水泥浆低温环境下长期不固化无强度等问题。通过优选早强补充材料及配套外加剂，研发了一套密度在1.03～1.30 g/cm³范围内适用于煤层气固井的低温低密度早强水泥浆体系。研究结果表明：该体系沉降稳定性良好，流动度为19～22 cm，析水率为0，稠化时间可调，API失水小于50 mL，4℃养护48 h水泥石抗压强度达7.0 MPa以上。该体系现场应用固井12井次，封固段固井质量平均合格率93.03%，平均优质率86.70%，冬季施工上部油层固井质量明显改善。

清除井壁滤饼提高固井质量的冲洗液性能影响研究

吴彦先, 赵增新, 巩加芹, 张浩, 吴宝康, 张辉, 李军, 李芷琦

2025, 42(3): 398-405. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.017

摘要(10) HTML(6) PDF (3553KB)(4)

摘要:
在钻井过程中未被清除的井壁滤饼严重影响第二界面的胶结质量，导致固井质量变差。当前提高固井质量的研究多以替净钻井液为目的，未考虑井壁滤饼的影响。为了提高固井质量，考虑冲洗液对钻井液的调节作用，建立了三维偏心环空中隔离液、钻井液和滤饼的3种赫巴流体流动模型，系统研究了受冲洗液调节后的钻井液密度、稠度系数、流性指数以及动切力变化对钻井液和滤饼冲洗效率的影响。结果表明，减小冲洗液的密度和流变参数，能够提高钻井液的冲洗效率，但是会使滤饼的冲洗效率降低。冲洗液的密度和流变参数不是越小越好，在保证钻井液高冲洗效率的情况下，适当增大冲洗液的密度和流变参数，使钻井液保留较高的黏度和切力，有利于促进井壁滤饼去除。优先调控冲洗液的流性指数，使钻井液的的流性指数达到理想值，会显著提高固井质量。研究结果可为优化冲洗液性能参数，为提高固井质量提供理论指导。

压裂液与酸化液

耐盐防膨水性乳液降阻剂合成及其性能

黄静

2025, 42(3): 406-412. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.018

摘要(12) HTML(6) PDF (2533KB)(5)

摘要:
针对常规反相乳液降阻剂耐盐性能差，难以实现高矿化度地层水或返排水配液，且降阻剂功能单一、含油相对地层造成伤害及成本高的问题，通过水相分散聚合合成无油相耐盐防膨型水性乳液降阻剂。通过摩阻仪、流变仪等对降阻剂及其形成的滑溜水体系的性能进行评价。实验结果表明，该降阻剂稳定性能好，能在15 s内迅速溶于水，阳离子度15.98%，用100 000 mg/L盐水配制对黏度几乎没有影响，耐温180℃。利用该降阻剂配制的滑溜水体系现场降阻率82%，防膨率提高60%以上，在保证了高降阻同时实现在线混配且兼具防膨性能，实现了“一剂多效”，为简化配液流程，降低成本，提高压裂生产效果的新型压裂液研发提供了新的思路。

完井液

一种新型低压油藏用自生泡沫修井液体系

吴颖, 彭立, 王宏申, 田初明, 彭锦泓, 王少卿

2025, 42(3): 413-417. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.019

摘要(10) HTML(4) PDF (2037KB)(2)

摘要:
针对海上某常温低压低渗低含水油藏修井作业过程中修井液易对储层造成污染伤害问题，室内以防水锁型水基修井液体系为基础，并结合自生泡沫剂ZSP、润湿反转剂FZJ等主要处理剂，研制了一套适合海上低压低渗低含水油藏的清洁型低密度自生泡沫修井液体系，并对其综合性能进行了评价。结果表明：该修井液体系的基本性能良好，密度在0.5～0.9 g/cm³ 之间可调，修井液与储层段地层水具有较好的配伍性，经过其处理后的天然岩心能解除近井地带润湿相伤害，变相提高油相渗透率，具有良好的储层保护效果。CH33等3口井使用清洁型低密度泡沫修井液体系修井过程顺利，未发生井下复杂事故，修井2 d后产能恢复至正常生产水平，说明该体系能够满足海上低压低渗低含水油藏的修井作业要求。

油基高密度钻井液污染解堵液体系

罗志锋, 李轲, 闫丙森

2025, 42(3): 418-424. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.020

摘要(13) HTML(6) PDF (2865KB)(3)

摘要:
油基高密度钻井液因其高度的稳定性和抑制性，在钻井过程中有着广泛的应用，但因其经过滤失、迁移后所形成的重晶石滤饼对储层有着很大的危害，导致油气产量下降。常规化学方法如酸溶，碱溶等方式难以解除滤饼造成的污染。以螯合剂DTPA为主体，添加碳酸钾为转化剂、草酸为催化剂、过硫酸铵为氧化剂，结合以AEC为表面活性剂和乙二醇丁醚为有机溶剂，形成了一套稳定、高效的油基高密度解堵液体系，其对钻井液滤饼渗透、螯合、增溶及洗涤作用，能破坏油基钻井液滤饼内部结构，降低物质间的胶黏作用，增加对油基高密度钻井液污染的解除。高密度钻井液固相螯合液配方为：20%DTPA+3%草酸+6%K₂CO₃+0.06%过硫酸铵+KOH，油相清洗液的最终配方为：12%乙二醇丁醚+0.5%AEC，对该体系解堵能力，油相清洗能力进行评价。结果表明，在不同的温度条件下（120℃～180℃），复合解堵体系均能对高密度钻井液滤饼有效降解，120℃下单级处理4 h达到66.7%的滤饼溶解率，在120℃多级处理4 h对滤饼的溶解率为72.22%，且滤饼溶解率随温度上升也同时增加，180 ℃多级处理8 h后溶解率为89.24%，最高腐蚀速率为1.1537 g/(m²·h)，其具有优秀的解堵性能和耐温性能，在同等实验条件下，复合解堵方法较常规螯合解堵方法对油基钻井液滤饼的溶解效率提升了20%左右，经现场试验证明，该体系能有效解决高密度钻井液所造成的污染及堵塞，其产能恢复率为90%左右。