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2024, 41(5): 557-563.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.002
摘要:
天然气水合物的生成危及钻采作业的安全进行，研发性能优异的动力学抑制剂（KHI）与热力学抑制剂复配对抑制超深水条件水合物生成具有重要意义。选用4-丙烯酰吗啉与N-乙烯基吡咯烷酮共聚，合成不同单体配比动力学抑制剂ACN，采用单因素法优化合成条件，采用红外、扫描电镜、凝胶渗透色谱仪等分析产品；采用甲烷水合物模拟测试法（MHS）、四氢呋喃抑制性能评价法(THF)评价抑制性能；优选最佳ACN产品及加量并与其它KHI产品对比，复配适用于超2000 m窄密度窗口钻井液抑制剂，并配制钻井液。研究发现以1%的AIBN为引发剂，反应温度65 ℃，反应时间6 h为其最佳合成条件，确定2%ACN（4∶6）抑制效果最佳；确定该抑制剂复配方案为2%ACN+1%KHI-1+35%乙二醇+5%NaCl，该抑制剂密度1.078 g/cm3，THF法−25 ℃测其初始结晶时间为32 min；钻井液密度为1.150 g/cm3，高温高压滤失量小于17 mL，滚动回收率大于82%，满足该研究钻井液相关性能要求。
天然气水合物的生成危及钻采作业的安全进行，研发性能优异的动力学抑制剂（KHI）与热力学抑制剂复配对抑制超深水条件水合物生成具有重要意义。选用4-丙烯酰吗啉与N-乙烯基吡咯烷酮共聚，合成不同单体配比动力学抑制剂ACN，采用单因素法优化合成条件，采用红外、扫描电镜、凝胶渗透色谱仪等分析产品；采用甲烷水合物模拟测试法（MHS）、四氢呋喃抑制性能评价法(THF)评价抑制性能；优选最佳ACN产品及加量并与其它KHI产品对比，复配适用于超2000 m窄密度窗口钻井液抑制剂，并配制钻井液。研究发现以1%的AIBN为引发剂，反应温度65 ℃，反应时间6 h为其最佳合成条件，确定2%ACN（4∶6）抑制效果最佳；确定该抑制剂复配方案为2%ACN+1%KHI-1+35%乙二醇+5%NaCl，该抑制剂密度1.078 g/cm3，THF法−25 ℃测其初始结晶时间为32 min；钻井液密度为1.150 g/cm3，高温高压滤失量小于17 mL，滚动回收率大于82%，满足该研究钻井液相关性能要求。
2024, 41(5): 564-573.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.001
摘要:
针对鄂尔多斯盆地深部煤层井壁失稳问题，从岩心矿物组分、微观结构、理化性能和力学性质等角度揭示了纳林1井区本溪组8#煤储层井壁失稳机理，发现煤岩的割理裂缝结构及碳质泥岩的易水化分散矿物含量高是导致井壁失稳的主要原因。结合“多元协同”井壁稳定理论，提出“封堵性+抑制性+润滑性”的三效协同防塌钻井液技术对策。通过优选关键抑制剂、封堵剂和润滑剂，形成了适用于纳林1井区本溪组的防塌钻井液体系，并从基本性能、封堵性、抑制性和压力传递能力等角度进行了综合评价。该防塌钻井液流变性能良好，API滤失量仅为2.4 mL，高温高压滤失量仅为7.5 mL；抑制能力强，滚动回收率大于90%，16 h线性膨胀率小于5%；封堵性能优良，400 μm开度裂缝的承压能力达到5 MPa。现场应用表明，新研制的防塌钻井液能有效抑制纳林1井区深部煤层坍塌，应用井段井径扩大率降低，机械钻速提高，无井下复杂事故发生，该套体系能够满足现场煤岩气钻井的需要，具有较好的推广应用前景。
针对鄂尔多斯盆地深部煤层井壁失稳问题，从岩心矿物组分、微观结构、理化性能和力学性质等角度揭示了纳林1井区本溪组8#煤储层井壁失稳机理，发现煤岩的割理裂缝结构及碳质泥岩的易水化分散矿物含量高是导致井壁失稳的主要原因。结合“多元协同”井壁稳定理论，提出“封堵性+抑制性+润滑性”的三效协同防塌钻井液技术对策。通过优选关键抑制剂、封堵剂和润滑剂，形成了适用于纳林1井区本溪组的防塌钻井液体系，并从基本性能、封堵性、抑制性和压力传递能力等角度进行了综合评价。该防塌钻井液流变性能良好，API滤失量仅为2.4 mL，高温高压滤失量仅为7.5 mL；抑制能力强，滚动回收率大于90%，16 h线性膨胀率小于5%；封堵性能优良，400 μm开度裂缝的承压能力达到5 MPa。现场应用表明，新研制的防塌钻井液能有效抑制纳林1井区深部煤层坍塌，应用井段井径扩大率降低，机械钻速提高，无井下复杂事故发生，该套体系能够满足现场煤岩气钻井的需要，具有较好的推广应用前景。
2024, 41(5): 574-581.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.003
摘要:
在分析磺甲基酚醛树脂应用现状和存在问题的基础上，从钻井液处理剂作用原理和分子结构设计的观点出发，在磺甲基酚醛树脂的分子结构上引入了吸附基团，成功地研制出了新型改性磺甲基酚醛树脂MSP-1。从室内评价结果来看，改性磺甲基酚醛树脂MSP-1在15%的盐水中降滤失效果与SMP-1相当，同时在30%盐水中有更好的降滤失效果，而且不必与SMK配伍评价，180 ℃老化后高温高压滤失量仅有17 mL；同时由于MSP-1含有强吸附基团，增加了酚醛树脂在膨润土上的吸附量，使得改性后的产品在15%盐水中基本不起泡，而且在钻井液中黏度效应较低，具有良好的推广应用前景。
在分析磺甲基酚醛树脂应用现状和存在问题的基础上，从钻井液处理剂作用原理和分子结构设计的观点出发，在磺甲基酚醛树脂的分子结构上引入了吸附基团，成功地研制出了新型改性磺甲基酚醛树脂MSP-1。从室内评价结果来看，改性磺甲基酚醛树脂MSP-1在15%的盐水中降滤失效果与SMP-1相当，同时在30%盐水中有更好的降滤失效果，而且不必与SMK配伍评价，180 ℃老化后高温高压滤失量仅有17 mL；同时由于MSP-1含有强吸附基团，增加了酚醛树脂在膨润土上的吸附量，使得改性后的产品在15%盐水中基本不起泡，而且在钻井液中黏度效应较低，具有良好的推广应用前景。
2024, 41(5): 582-588.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.004
摘要:
裂缝性漏失是钻井过程中面临的技术难题，目前技术瓶颈是传统桥接堵漏材料与漏失通道匹配度低，易重复性漏失。基于热固性树脂乳化及高温交联聚并原理，研制了温控液-固相变堵漏体系，可自适应进入不同开度裂缝，受漏层高温响应作用，在裂缝中原位生成宽粒径分布的高强度堵漏颗粒。开展了原位自生堵漏颗粒的结构表征、力学性能、裂缝封堵性能测试等。结果表明，温控液-固相变堵漏体系中高分子树脂含量为37%，乳化剂含量为5.2%、分散剂含量为0.07%、交联剂含量为25.9%、蒸馏水含量为31.83%，该体系可在50～90 ℃漏层温度条件下原位生成0.1～5 mm宽粒径分布的堵漏颗粒。120 ℃老化后的堵漏颗粒60 MPa压力下D90降级率仅为0.4%，抗压强度高。仅用一套温控液-固相变堵漏体系能同时封堵1～5 mm开度裂缝，承压能力达到10 MPa，实现自适应封堵，有望解决未知裂缝开度的钻井液漏失技术难题。
裂缝性漏失是钻井过程中面临的技术难题，目前技术瓶颈是传统桥接堵漏材料与漏失通道匹配度低，易重复性漏失。基于热固性树脂乳化及高温交联聚并原理，研制了温控液-固相变堵漏体系，可自适应进入不同开度裂缝，受漏层高温响应作用，在裂缝中原位生成宽粒径分布的高强度堵漏颗粒。开展了原位自生堵漏颗粒的结构表征、力学性能、裂缝封堵性能测试等。结果表明，温控液-固相变堵漏体系中高分子树脂含量为37%，乳化剂含量为5.2%、分散剂含量为0.07%、交联剂含量为25.9%、蒸馏水含量为31.83%，该体系可在50～90 ℃漏层温度条件下原位生成0.1～5 mm宽粒径分布的堵漏颗粒。120 ℃老化后的堵漏颗粒60 MPa压力下D90降级率仅为0.4%，抗压强度高。仅用一套温控液-固相变堵漏体系能同时封堵1～5 mm开度裂缝，承压能力达到10 MPa，实现自适应封堵，有望解决未知裂缝开度的钻井液漏失技术难题。
2024, 41(5): 589-602.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.005
摘要:
以顺北二区碳酸盐岩储层为研究对象，通过岩心裂缝稳定性校正评价了储层敏感性，开展了现用钻井液伤害评价，明确了储层损害主控因素为应力敏感伤害和固相伤害，2种伤害因素累计占比达78.07%。采取“钻井可暂堵、完井可解堵”理念和保护微裂缝为主的储层保护思路，根据裂缝架桥封堵理论，研选了高酸溶固相封堵材料耦合可降解纤维关键材料。通过抗温、抗盐抗钙、沉降稳定性、配伍性及储层保护性能评价，形成了耐高温180 ℃多级架桥储层保护钻井完井液体系，其承压超过10 MPa，酸化后渗透率恢复率均值可达96.86%，相对常规不含酸溶暂堵材料体系提高了16.23%，具有强封堵、高返排的特点，有望减轻顺北二区碳酸盐岩储层的损害。
以顺北二区碳酸盐岩储层为研究对象，通过岩心裂缝稳定性校正评价了储层敏感性，开展了现用钻井液伤害评价，明确了储层损害主控因素为应力敏感伤害和固相伤害，2种伤害因素累计占比达78.07%。采取“钻井可暂堵、完井可解堵”理念和保护微裂缝为主的储层保护思路，根据裂缝架桥封堵理论，研选了高酸溶固相封堵材料耦合可降解纤维关键材料。通过抗温、抗盐抗钙、沉降稳定性、配伍性及储层保护性能评价，形成了耐高温180 ℃多级架桥储层保护钻井完井液体系，其承压超过10 MPa，酸化后渗透率恢复率均值可达96.86%，相对常规不含酸溶暂堵材料体系提高了16.23%，具有强封堵、高返排的特点，有望减轻顺北二区碳酸盐岩储层的损害。
2024, 41(5): 603-608.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.006
摘要:
钻井液漏失问题是长期存在于钻井作业中并且一直未能得到较好解决的技术难题,目前常用的聚合物凝胶堵漏材料存在承压能力低、吸水膨胀量小、抗温抗盐性差、不能自降解等缺点。为此优选了合成自降解聚合物堵漏剂的单体，通过正交实验确定了最佳合成条件，合成了自降解聚合物堵漏剂。该堵漏剂刚开始遇水膨胀率较小，能够快速进入裂缝部位产生封堵，随着时间的延长，体积不断膨胀，在裂缝处形成嵌压式封堵层，提高堵漏剂在裂缝性漏失层的滞留能力和封堵层的抗剪切强度。实验结果表明，该堵漏剂饱和吸水量最大可达156.9 g/g；21 d的降解率超过90%。在聚磺钻井液体系中分别加入5%的自降解堵漏剂和其它现有的几种堵漏剂后，针对3～5 mm的锲形裂缝，自降解堵漏剂钻井液体系承压压力可达17.5 MPa，堵漏效果明显优于现有堵漏剂；利用3 mm的裂缝性岩心模拟地层条件进行动态损害实验评价，岩心渗透率恢复值达到90%，且油气层保护效果良好。现场应用表明，该钻井液堵漏体系能够对裂缝型漏失地层实现良好的封堵，具有一定的应用前景。
钻井液漏失问题是长期存在于钻井作业中并且一直未能得到较好解决的技术难题,目前常用的聚合物凝胶堵漏材料存在承压能力低、吸水膨胀量小、抗温抗盐性差、不能自降解等缺点。为此优选了合成自降解聚合物堵漏剂的单体，通过正交实验确定了最佳合成条件，合成了自降解聚合物堵漏剂。该堵漏剂刚开始遇水膨胀率较小，能够快速进入裂缝部位产生封堵，随着时间的延长，体积不断膨胀，在裂缝处形成嵌压式封堵层，提高堵漏剂在裂缝性漏失层的滞留能力和封堵层的抗剪切强度。实验结果表明，该堵漏剂饱和吸水量最大可达156.9 g/g；21 d的降解率超过90%。在聚磺钻井液体系中分别加入5%的自降解堵漏剂和其它现有的几种堵漏剂后，针对3～5 mm的锲形裂缝，自降解堵漏剂钻井液体系承压压力可达17.5 MPa，堵漏效果明显优于现有堵漏剂；利用3 mm的裂缝性岩心模拟地层条件进行动态损害实验评价，岩心渗透率恢复值达到90%，且油气层保护效果良好。现场应用表明，该钻井液堵漏体系能够对裂缝型漏失地层实现良好的封堵，具有一定的应用前景。
2024, 41(5): 609-616.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.007
摘要:
旋转导向仪器常被部分随钻堵漏剂堵塞筛网，造成井下仪器信号传递中断、井眼轨迹偏移、钻井液循环受阻等问题，且常用随钻堵漏材料易引起钻井液黏度大幅上涨，造成内耗大、滤饼厚等系列问题。因此要求随钻堵漏剂兼顾“可通过旋导”与“强封堵”性能且对钻井液黏度影响较小。以抗温植物纤维为原料，通过粉碎、筛析及疏水改性等步骤研发了一种随钻堵漏纤维（纤维1-1），依据行业标准评价其基本性能，并建立了一种随钻堵漏剂过旋导性能的评价方法。结果表明：纤维1-1基本性能均达到行业标准，其中，表观黏度增长率为10%，封闭滤失量为26 mL；加入纤维后钻井液循环30 min，压力增幅E<5%，具有良好的过旋导能力；在150 ℃、6 MPa实验条件下，加入3%纤维1-1的水基和油基钻井液体系能够封堵20～40目砂床，累计漏失量分别为4 mL和8 mL。最后，利用Zeta电位测试、微观形貌观察分析了纤维过旋导和堵漏机理。
旋转导向仪器常被部分随钻堵漏剂堵塞筛网，造成井下仪器信号传递中断、井眼轨迹偏移、钻井液循环受阻等问题，且常用随钻堵漏材料易引起钻井液黏度大幅上涨，造成内耗大、滤饼厚等系列问题。因此要求随钻堵漏剂兼顾“可通过旋导”与“强封堵”性能且对钻井液黏度影响较小。以抗温植物纤维为原料，通过粉碎、筛析及疏水改性等步骤研发了一种随钻堵漏纤维（纤维1-1），依据行业标准评价其基本性能，并建立了一种随钻堵漏剂过旋导性能的评价方法。结果表明：纤维1-1基本性能均达到行业标准，其中，表观黏度增长率为10%，封闭滤失量为26 mL；加入纤维后钻井液循环30 min，压力增幅E<5%，具有良好的过旋导能力；在150 ℃、6 MPa实验条件下，加入3%纤维1-1的水基和油基钻井液体系能够封堵20～40目砂床，累计漏失量分别为4 mL和8 mL。最后，利用Zeta电位测试、微观形貌观察分析了纤维过旋导和堵漏机理。
2024, 41(5): 617-621.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.008
摘要:
查302井是位于松辽盆地南部长岭断陷查干花次凹缓坡带构造的一口重点评价井，该井三开营城组凝灰岩发育，实钻过程中在3686 m、3726 m、3955 m分别发生失返性漏失，常规堵漏作业失效。针对该井凝灰岩地层承压能力低，漏点多，常规堵漏方式提高地层承压能力效果差的问题，室内研制了固结堵漏配方，当温度为150 ℃时，固结时间缩短至9.8 h,承压压力为15.8 MPa，固结堵漏浆悬浮稳定性强，满足现场施工要求。现场应用表明，承压过程压力两次明显下降后缓慢上升，最高开泵压力达到16.2 MPa，扫塞后井底当量密度达到1.38 g/cm3，提高了凝灰岩地层的承压能力，为区块开发提供了新的堵漏技术思路。
查302井是位于松辽盆地南部长岭断陷查干花次凹缓坡带构造的一口重点评价井，该井三开营城组凝灰岩发育，实钻过程中在3686 m、3726 m、3955 m分别发生失返性漏失，常规堵漏作业失效。针对该井凝灰岩地层承压能力低，漏点多，常规堵漏方式提高地层承压能力效果差的问题，室内研制了固结堵漏配方，当温度为150 ℃时，固结时间缩短至9.8 h,承压压力为15.8 MPa，固结堵漏浆悬浮稳定性强，满足现场施工要求。现场应用表明，承压过程压力两次明显下降后缓慢上升，最高开泵压力达到16.2 MPa，扫塞后井底当量密度达到1.38 g/cm3，提高了凝灰岩地层的承压能力，为区块开发提供了新的堵漏技术思路。
2024, 41(5): 622-629.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.009
摘要:
且深1井是中石化西北油田分公司部署在塔里木盆地塔中地区的一口风险探井，四开中途完钻井深8745.00 m，井底静止温度196 ℃。针对且深1井四开固井面临的高温、高压、高盐、小间隙和全油基钻井液难驱替等诸多技术难题，围绕水泥浆体系的强度衰退、沉降稳定性、流变性能、稠化时间4个方面展开研究。通过引入富铝材料抑制强度衰退，优选不同粒径加重材料、硅粉调控沉降稳定性，配合耐超高温降失水剂、复配缓凝剂、聚醚-羧酸类分散剂综合调控水泥浆各项性能，设计出一套耐温200 ℃，密度高达2.3 g/cm3的超高温高密度抗盐水泥浆体系。该水泥浆体系性能稳定，API失水量为44 mL，流性指数n大于0.7，稠化时间线性可调，高温沉降稳定性为0.01 g/cm3，1 d和28 d的抗压强度分别为19.2 MPa和27.1 MPa，未见衰退迹象。结合驱油型加重前置液体系和其它固井技术措施，且深1井固井施工顺利。
且深1井是中石化西北油田分公司部署在塔里木盆地塔中地区的一口风险探井，四开中途完钻井深8745.00 m，井底静止温度196 ℃。针对且深1井四开固井面临的高温、高压、高盐、小间隙和全油基钻井液难驱替等诸多技术难题，围绕水泥浆体系的强度衰退、沉降稳定性、流变性能、稠化时间4个方面展开研究。通过引入富铝材料抑制强度衰退，优选不同粒径加重材料、硅粉调控沉降稳定性，配合耐超高温降失水剂、复配缓凝剂、聚醚-羧酸类分散剂综合调控水泥浆各项性能，设计出一套耐温200 ℃，密度高达2.3 g/cm3的超高温高密度抗盐水泥浆体系。该水泥浆体系性能稳定，API失水量为44 mL，流性指数n大于0.7，稠化时间线性可调，高温沉降稳定性为0.01 g/cm3，1 d和28 d的抗压强度分别为19.2 MPa和27.1 MPa，未见衰退迹象。结合驱油型加重前置液体系和其它固井技术措施，且深1井固井施工顺利。
2024, 41(5): 630-639.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.010
摘要:
针对现有玻璃纤维、聚丙烯纤维、剑麻纤维、陶瓷纤维等纤维材料的尺寸过大及加量过大导致水泥浆混拌过程中混配困难和浆体增稠的难题，研发了具有形状记忆功能的温敏形变纤维胶囊。当温度低于形变响应温度时，纤维胶囊的粒径较小，在漏失通道内形成高密度颗粒填充；当温度达到形变响应温度后，纤维胶囊激活发生膨胀变形，高密度颗粒之间相互挤压充填，在漏失通道内高强度架桥堆积，进而封堵漏失层。该纤维胶囊可将6 mm的纤维封装在3 mm的胶囊中，从而提高纤维材料在堵漏水泥中的有效含量及尺寸，改善水泥浆封堵能力，降低工作过程中的漏失风险，保证固井质量。加入温敏形变纤维胶囊堵漏剂的水泥浆流动度均值为22 cm，初始稠度为25 Bc，与纯水泥浆相似，相比于直接添加纤维材料，水泥浆体流态明显改善，可泵性大幅度增强，同时水泥石抗压强度也大幅提高，堵漏剂加量为5%时水泥石7 d的抗压强度可达50 MPa，解决了纤维水泥浆混配困难和浆体增稠的难题，对保证固井质量具有一定的实际意义。
针对现有玻璃纤维、聚丙烯纤维、剑麻纤维、陶瓷纤维等纤维材料的尺寸过大及加量过大导致水泥浆混拌过程中混配困难和浆体增稠的难题，研发了具有形状记忆功能的温敏形变纤维胶囊。当温度低于形变响应温度时，纤维胶囊的粒径较小，在漏失通道内形成高密度颗粒填充；当温度达到形变响应温度后，纤维胶囊激活发生膨胀变形，高密度颗粒之间相互挤压充填，在漏失通道内高强度架桥堆积，进而封堵漏失层。该纤维胶囊可将6 mm的纤维封装在3 mm的胶囊中，从而提高纤维材料在堵漏水泥中的有效含量及尺寸，改善水泥浆封堵能力，降低工作过程中的漏失风险，保证固井质量。加入温敏形变纤维胶囊堵漏剂的水泥浆流动度均值为22 cm，初始稠度为25 Bc，与纯水泥浆相似，相比于直接添加纤维材料，水泥浆体流态明显改善，可泵性大幅度增强，同时水泥石抗压强度也大幅提高，堵漏剂加量为5%时水泥石7 d的抗压强度可达50 MPa，解决了纤维水泥浆混配困难和浆体增稠的难题，对保证固井质量具有一定的实际意义。
摘要：
以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
摘要：
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
摘要：
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害，导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等，钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体，引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量，国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作，先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术，使保护油气层效果逐步提高，经济效益明显。但是，与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距，特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大，以前的保护技术难以满足要求。为此，将仿生学引入保护油气层钻井液理论中，发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术，并在各大油田得到推广应用，达到了"超低"损害目标，标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述，并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势，对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害，导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等，钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体，引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量，国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作，先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术，使保护油气层效果逐步提高，经济效益明显。但是，与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距，特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大，以前的保护技术难以满足要求。为此，将仿生学引入保护油气层钻井液理论中，发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术，并在各大油田得到推广应用，达到了"超低"损害目标，标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述，并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势，对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。
摘要：
页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。
页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。
摘要：
利用自主研发的水泥环密封性实验装置研究了套管内加卸压循环作用下水泥环的密封性，根据实验结果得出了循环应力作用下水泥环密封性失效的机理。实验结果显示，在较低套管内压循环作用下，水泥环保持密封性所能承受的应力循环次数较多；在较高循环应力作用下，水泥环密封性失效时循环次数较少。表明在套管内较低压力作用下，水泥环所受的应力较低，应力水平处于弹性状态，在加卸载的循环作用下，水泥环可随之弹性变形和弹性恢复；在较高应力作用下，水泥环内部固有的微裂纹和缺陷逐渐扩展和连通，除了发生弹性变形还产生了塑性变形；随着应力循环次数的增加，塑性变形也不断地累积。循环压力卸载时，套管弹性回缩而水泥环塑性变形不可完全恢复，2者在界面处的变形不协调而引起拉应力。当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙，导致水泥环密封性失效，水泥环发生循环应力作用的低周期密封性疲劳破坏。套管内压力越大，水泥环中产生的应力水平越高，产生的塑性变形越大，每次卸载时产生的残余应变和界面处拉应力也越大，因此引起密封性失效的应力循环次数越少。
利用自主研发的水泥环密封性实验装置研究了套管内加卸压循环作用下水泥环的密封性，根据实验结果得出了循环应力作用下水泥环密封性失效的机理。实验结果显示，在较低套管内压循环作用下，水泥环保持密封性所能承受的应力循环次数较多；在较高循环应力作用下，水泥环密封性失效时循环次数较少。表明在套管内较低压力作用下，水泥环所受的应力较低，应力水平处于弹性状态，在加卸载的循环作用下，水泥环可随之弹性变形和弹性恢复；在较高应力作用下，水泥环内部固有的微裂纹和缺陷逐渐扩展和连通，除了发生弹性变形还产生了塑性变形；随着应力循环次数的增加，塑性变形也不断地累积。循环压力卸载时，套管弹性回缩而水泥环塑性变形不可完全恢复，2者在界面处的变形不协调而引起拉应力。当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙，导致水泥环密封性失效，水泥环发生循环应力作用的低周期密封性疲劳破坏。套管内压力越大，水泥环中产生的应力水平越高，产生的塑性变形越大，每次卸载时产生的残余应变和界面处拉应力也越大，因此引起密封性失效的应力循环次数越少。
摘要：
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
摘要：
目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。
目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。
摘要：
统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现，存地液量越大，一年累积产量越高，与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明，渗吸替油不同于驱替作用，渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大，而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大，但从现场致密储层岩心孔隙度来看，储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素，探索影响压裂液油水置换的关键影响因素，得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明，各参数对渗吸速度的影响顺序为：界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大，渗吸采收率越大，但是增幅逐渐减小；原油黏度越小，渗吸采收率越大；渗吸液矿化度越大，渗吸采收率越大；当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%，即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时，浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明：并不是界面张力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面张力，使地层中被绕流油的数量减少，渗吸采收率达到最高，为油田提高致密储层采收率提供实验指导。
统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现，存地液量越大，一年累积产量越高，与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明，渗吸替油不同于驱替作用，渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大，而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大，但从现场致密储层岩心孔隙度来看，储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素，探索影响压裂液油水置换的关键影响因素，得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明，各参数对渗吸速度的影响顺序为：界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大，渗吸采收率越大，但是增幅逐渐减小；原油黏度越小，渗吸采收率越大；渗吸液矿化度越大，渗吸采收率越大；当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%，即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时，浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明：并不是界面张力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面张力，使地层中被绕流油的数量减少，渗吸采收率达到最高，为油田提高致密储层采收率提供实验指导。
摘要：
解决环境污染问题是改善钻井液的关键，开发环保型抗高温降滤失剂是当前研究的重要领域之一。概述了国内外环保型降滤失剂的研究进展，对国内外在环保型降滤失剂研制中所使用的原材料及产品性能，以及中国抗温改性天然高分子降滤失剂的发展近况进行了介绍。天然高分子降滤失剂是通过对淀粉、纤维素及木质素等天然高分子材料进行改性以提高其抗温、抗盐能力，使其可以应用于井温更高的深井钻探中。目前，中国环保型降滤失剂普遍可以应用到150℃的高温中，部分抗温能力可达到180℃却未能推广使用。通过对现有降滤失剂的研究，分析其抗高温的作用机理，探寻能有效提高抗温能力的单体分子结构及发挥作用的功能基团，例如磺酸基团、内酰胺基团等，以期对环保型抗高温降滤失剂的研制起到一定的指导和参考作用，加快环保型抗高温降滤失剂的发展。
解决环境污染问题是改善钻井液的关键，开发环保型抗高温降滤失剂是当前研究的重要领域之一。概述了国内外环保型降滤失剂的研究进展，对国内外在环保型降滤失剂研制中所使用的原材料及产品性能，以及中国抗温改性天然高分子降滤失剂的发展近况进行了介绍。天然高分子降滤失剂是通过对淀粉、纤维素及木质素等天然高分子材料进行改性以提高其抗温、抗盐能力，使其可以应用于井温更高的深井钻探中。目前，中国环保型降滤失剂普遍可以应用到150℃的高温中，部分抗温能力可达到180℃却未能推广使用。通过对现有降滤失剂的研究，分析其抗高温的作用机理，探寻能有效提高抗温能力的单体分子结构及发挥作用的功能基团，例如磺酸基团、内酰胺基团等，以期对环保型抗高温降滤失剂的研制起到一定的指导和参考作用，加快环保型抗高温降滤失剂的发展。
摘要：
页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验，研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性，揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分，不含蒙脱石及伊蒙混层，表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律，利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理，建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性，有效降低其表面自由能、抑制表面水化，进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。
页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验，研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性，揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分，不含蒙脱石及伊蒙混层，表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律，利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理，建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性，有效降低其表面自由能、抑制表面水化，进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。
摘要：
钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼，对油气藏造成严重伤害，需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因，制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择，而螯合剂结构（氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等）、金属离子的性质（电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等）、介质环境（pH值、温度、压力等）等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评，精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节，以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作，希望能为读者提供一个新视角，以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。
钻井液加重剂重晶石在储层中的迁移、转化、沉淀形成了难以酸溶的重晶石泥饼，对油气藏造成严重伤害，需要安全可靠地解除重晶石堵塞。而对重晶石堵塞重视程度不够、堵塞机理与解堵机制不明、解堵决策设计不当、投入产出得不偿失、商家技术保密等种种原因，制约了我国重晶石解堵技术的进步。以氨基多羧酸盐为主要组分的螯合型解堵剂是解除重晶石堵塞最有前途的工艺选择，而螯合剂结构（氨基种类、羧基数量、环链大小、化学稳定性等）、金属离子的性质（电荷、离子半径、电离电位或碱度、共伴生金属离子等）、介质环境（pH值、温度、压力等）等对重晶石的溶解效应都有较大影响。经济高效的螯合型解堵剂及其解堵工艺的设计必须要考虑不同螯合剂的解堵特点、使用浓度、催化剂、碱性转化剂、聚合物溶蚀剂、井底温度、环境友好性、腐蚀性、地层岩石基质、解堵过程造成的二次储层伤害等因素。借助滤饼溶蚀、溶蚀产物组分及形貌、岩心流动等现代实验技术测评，精心设计解堵剂注入量、注入压力、浸泡时间、返排液处理等螯合解堵工艺细节，以便全面了解重晶石堵塞机理、螯合型解堵剂设计及其在油气田重晶石解堵决策中的应用。综述了近几年先行研究者在解除重晶石滤饼堵塞方面所做的比较系统的工作，希望能为读者提供一个新视角，以提高我国钻井液与完井液技术创新水平。
摘要：
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状，讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题，分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异，指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足，提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
摘要：
介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法，并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测，在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识，未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析，进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径，发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论，为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。
介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法，并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测，在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识，未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析，进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径，发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论，为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。
摘要：
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因，介绍了纳米材料特点及其应用，并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展，包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂，以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为：利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性，形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂，能够很好地分散到钻井液中，且对钻井液黏度和切力影响较小，这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉，建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁，这不仅能够阻止钻井液侵入，而且还能提高地层承压能力，无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
摘要：
柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂，有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层，以往钻井事故和复杂频发，盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造，受造山运动影响，整体地层倾角为60°~70°，地应力较高且存在高压盐水层，压力系数多变，裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今，在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口，为做好各区块钻井液技术服务，施工前查阅相关资料，结合室内实验与现场试验，总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论，已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井，最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3，平均井径扩大率为4.67%，电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井；东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井，因漏失严重且井下复杂提前完钻，而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口，实现零事故复杂；2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井，完井测试均为区块高产井，平均日产天然气50×104 m3/d。现场应用情况表明，抗三高钻井液体系配方简单，维护方便，具有良好的剪切稀释性，具备动塑比高、塑性黏度低等特性，环空压耗小，井眼清洁，具有良好的润滑防卡和防塌能力，可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻，形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。
柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂，有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层，以往钻井事故和复杂频发，盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造，受造山运动影响，整体地层倾角为60°~70°，地应力较高且存在高压盐水层，压力系数多变，裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今，在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口，为做好各区块钻井液技术服务，施工前查阅相关资料，结合室内实验与现场试验，总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论，已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井，最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3，平均井径扩大率为4.67%，电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井；东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井，因漏失严重且井下复杂提前完钻，而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口，实现零事故复杂；2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井，完井测试均为区块高产井，平均日产天然气50×104 m3/d。现场应用情况表明，抗三高钻井液体系配方简单，维护方便，具有良好的剪切稀释性，具备动塑比高、塑性黏度低等特性，环空压耗小，井眼清洁，具有良好的润滑防卡和防塌能力，可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻，形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。
摘要：
目前使用的天然植物胶压裂液，耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题，通过大量的室内实验，筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂，形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明，这些添加剂协同作用下，形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系，该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能，并且显著降低了聚合物用量，可以实现完全破胶，对支撑剂导流层的伤害小。
目前使用的天然植物胶压裂液，耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题，通过大量的室内实验，筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂，形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明，这些添加剂协同作用下，形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系，该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能，并且显著降低了聚合物用量，可以实现完全破胶，对支撑剂导流层的伤害小。
摘要：
以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
摘要：
合成了一种有机硫型极压抗磨剂，对其进行结构表征和极压抗磨性评价，结果表明，合成的有机硫化物为饱和烷烃，含硫量高达35.49%，具有良好的极压抗磨性。以改性植物油为基础油，添加有机硫型极压抗磨剂、表面活性剂等环境友好型组分，研制出一种钻井液用极压抗磨润滑剂MPA。性能评价结果表明，研制的MPA配伍性好，在清水或钻井液体系中能完全分散，能优化水基钻井液性能，具有优良的润滑性能。
合成了一种有机硫型极压抗磨剂，对其进行结构表征和极压抗磨性评价，结果表明，合成的有机硫化物为饱和烷烃，含硫量高达35.49%，具有良好的极压抗磨性。以改性植物油为基础油，添加有机硫型极压抗磨剂、表面活性剂等环境友好型组分，研制出一种钻井液用极压抗磨润滑剂MPA。性能评价结果表明，研制的MPA配伍性好，在清水或钻井液体系中能完全分散，能优化水基钻井液性能，具有优良的润滑性能。
摘要：
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，钻井过程中井漏溢流频发，气侵现象严重，增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂，且温度高（180℃），导致架桥粒子、充填粒子级配难度大，钻井液封堵效果不理想，而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此，提出了有针对性地封缝堵气评价方法：利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型，微裂缝开度介于20~400 μm之间，缝面粗糙度与天然裂缝接近；自主设计了封缝堵气实验评价装置，建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染储层。
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，钻井过程中井漏溢流频发，气侵现象严重，增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂，且温度高（180℃），导致架桥粒子、充填粒子级配难度大，钻井液封堵效果不理想，而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此，提出了有针对性地封缝堵气评价方法：利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型，微裂缝开度介于20~400 μm之间，缝面粗糙度与天然裂缝接近；自主设计了封缝堵气实验评价装置，建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染储层。
摘要：
以丙烯腈（AN）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）和丙烯酸甲酯（MA）共聚物为壁材，异丁烷为芯材，采用悬浮聚合法制备了一种温敏性膨胀微胶囊防气窜剂，并使用激光粒度分析仪、扫描电子显微镜、油井水泥水窜/气窜模拟分析仪和水泥浆凝结收缩测试仪，探索了异丁烷用量对温敏性膨胀微胶囊防气窜剂膨胀性能的影响，评价了温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系的防气窜效果。实验结果表明，在单位质量（100 g）的去离子水中加入质量比为3∶0.4∶2的AN∶MA∶MMA，30%的异丁烷，1%的引发剂过氧化月桂酰（LPO），0.1%的交联剂1，4-丁二醇二甲基丙烯酸酯（BDDMA），20%的分散剂纳米二氧化硅，反应温度为65℃，在氮气保护下制备得到温敏性膨胀微胶囊防气窜剂。该样品初始膨胀温度为70℃，最佳膨胀温度为83℃，最高耐温达120℃，膨胀倍率约为50。油井水泥水窜/气窜模拟分析测试和水泥浆凝结收缩测试结果显示，温敏性膨胀微胶囊防气窜剂添加量大于等于2%时能弥补水泥水化过程中的体积收缩，其水泥浆体系防气窜性能良好。
以丙烯腈（AN）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）和丙烯酸甲酯（MA）共聚物为壁材，异丁烷为芯材，采用悬浮聚合法制备了一种温敏性膨胀微胶囊防气窜剂，并使用激光粒度分析仪、扫描电子显微镜、油井水泥水窜/气窜模拟分析仪和水泥浆凝结收缩测试仪，探索了异丁烷用量对温敏性膨胀微胶囊防气窜剂膨胀性能的影响，评价了温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系的防气窜效果。实验结果表明，在单位质量（100 g）的去离子水中加入质量比为3∶0.4∶2的AN∶MA∶MMA，30%的异丁烷，1%的引发剂过氧化月桂酰（LPO），0.1%的交联剂1，4-丁二醇二甲基丙烯酸酯（BDDMA），20%的分散剂纳米二氧化硅，反应温度为65℃，在氮气保护下制备得到温敏性膨胀微胶囊防气窜剂。该样品初始膨胀温度为70℃，最佳膨胀温度为83℃，最高耐温达120℃，膨胀倍率约为50。油井水泥水窜/气窜模拟分析测试和水泥浆凝结收缩测试结果显示，温敏性膨胀微胶囊防气窜剂添加量大于等于2%时能弥补水泥水化过程中的体积收缩，其水泥浆体系防气窜性能良好。
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主编：陈世春
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ISSN1001-5620
