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井漏问题是制约钻井安全和效率的关键因素之一，为了实现对井漏风险的准确预测，提出了一种基于长短期记忆网络（Long Short-Term Memory, LSTM）和随机森林（Random Forest, RF）的井漏预测混合模型。根据算法原理构建LSTM模型、 RF模型和LSTM-RF混合模型，采用相关性分析法选择了14种井漏特征参数，将其输入到3种井漏预测模型中进行训练，分析对比了不同模型的性能和井漏预测准确率。实验结果发现，混合模型在测试集上的均方根误差（RMSE）为0.11、平均绝对误差（MAE）为0.22、决定系数（R2）为0.95，综合准确率达到了84.2%，各项指标显著优于单一模型。此外，利用混合模型进行现场实际应用，成功预测井漏5井次。研究结果表明，LSTM-RF混合模型在井漏预测中综合性能最优，能更精确地预测井漏，为钻井作业过程中的井漏预防和决策提供参考。
井漏问题是制约钻井安全和效率的关键因素之一，为了实现对井漏风险的准确预测，提出了一种基于长短期记忆网络（Long Short-Term Memory, LSTM）和随机森林（Random Forest, RF）的井漏预测混合模型。根据算法原理构建LSTM模型、 RF模型和LSTM-RF混合模型，采用相关性分析法选择了14种井漏特征参数，将其输入到3种井漏预测模型中进行训练，分析对比了不同模型的性能和井漏预测准确率。实验结果发现，混合模型在测试集上的均方根误差（RMSE）为0.11、平均绝对误差（MAE）为0.22、决定系数（R2）为0.95，综合准确率达到了84.2%，各项指标显著优于单一模型。此外，利用混合模型进行现场实际应用，成功预测井漏5井次。研究结果表明，LSTM-RF混合模型在井漏预测中综合性能最优，能更精确地预测井漏，为钻井作业过程中的井漏预防和决策提供参考。
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双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。
双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。
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辽河油区奥陶系潜山油层中部温度高达200℃，地层压力系数仅为1.01～1.06，属于典型的高温低压油气藏。为安全优质钻进与高效保护油气层，亟需自主研发适用于无固相水基钻井液的抗高温增黏剂。通过分子结构优化，以N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N’N-二乙基丙烯酰胺（DEAA）、1-(3-磺丙基)-2-乙烯基吡啶氢氧化物内盐为主要原料，N’N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，过硫酸钾和无水亚硫酸氢钠为引发剂，研制出一种抗高温耐盐增黏剂。红外光谱与热重分析表明，其初始分解温度为296.66℃，降解阶段质量损失仅45.96%，性能优于国外同类产品HE300。0.5%浓度水溶液的稠度系数K可达722，增黏效果突出，抗温可达220℃，抗盐可达饱和。现场应用试验表明，该增黏剂抗高温增黏效果突出，为深层高温潜山油气资源钻探开发提供了钻井液技术支持。
辽河油区奥陶系潜山油层中部温度高达200℃，地层压力系数仅为1.01～1.06，属于典型的高温低压油气藏。为安全优质钻进与高效保护油气层，亟需自主研发适用于无固相水基钻井液的抗高温增黏剂。通过分子结构优化，以N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N’N-二乙基丙烯酰胺（DEAA）、1-(3-磺丙基)-2-乙烯基吡啶氢氧化物内盐为主要原料，N’N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，过硫酸钾和无水亚硫酸氢钠为引发剂，研制出一种抗高温耐盐增黏剂。红外光谱与热重分析表明，其初始分解温度为296.66℃，降解阶段质量损失仅45.96%，性能优于国外同类产品HE300。0.5%浓度水溶液的稠度系数K可达722，增黏效果突出，抗温可达220℃，抗盐可达饱和。现场应用试验表明，该增黏剂抗高温增黏效果突出，为深层高温潜山油气资源钻探开发提供了钻井液技术支持。
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针对目前油基钻完井液在240℃以上高温环境下悬浮稳定性难以维持的难题，基于空间网架结构增强胶体稳定性的原理，以海泡石纤维、正辛基三乙氧基硅烷为原料，经盐酸处理后有机改性，研制出强疏水性悬浮稳定剂HPAS。分别利用红外光谱、热重分析、粒径分析和表面润湿性等对其单体进行表征，分析结果表明改性成功。以HPAS为基础配制的一套高密度油基钻井液在260℃老化后性能保持良好，AV、PV维持在33 mPa·s、27 mPa·s左右，YP保持在4 Pa以上，ES高于800 V，FLHTHP控制在5 mL以下，泥饼厚度小于2 mm；通过沉降稳定性评价发现，在240℃下静置7天无硬沉，开罐状态：玻璃棒自由落体轻松触底，满足现场应用要求；此外，体系在65～240℃、常压～190 MPa的温度压力范围内始终维持YP在4.5 Pa以上，保证了体系良好的悬浮稳定性及携岩能力。为油基钻完井液在深井、超深井及万米深井的进一步应用提供了技术支持。
针对目前油基钻完井液在240℃以上高温环境下悬浮稳定性难以维持的难题，基于空间网架结构增强胶体稳定性的原理，以海泡石纤维、正辛基三乙氧基硅烷为原料，经盐酸处理后有机改性，研制出强疏水性悬浮稳定剂HPAS。分别利用红外光谱、热重分析、粒径分析和表面润湿性等对其单体进行表征，分析结果表明改性成功。以HPAS为基础配制的一套高密度油基钻井液在260℃老化后性能保持良好，AV、PV维持在33 mPa·s、27 mPa·s左右，YP保持在4 Pa以上，ES高于800 V，FLHTHP控制在5 mL以下，泥饼厚度小于2 mm；通过沉降稳定性评价发现，在240℃下静置7天无硬沉，开罐状态：玻璃棒自由落体轻松触底，满足现场应用要求；此外，体系在65～240℃、常压～190 MPa的温度压力范围内始终维持YP在4.5 Pa以上，保证了体系良好的悬浮稳定性及携岩能力。为油基钻完井液在深井、超深井及万米深井的进一步应用提供了技术支持。
2025, 42(5): 567-574.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.001
摘要:
随着国内非常规油气资源向着深井、超深井探索求产，钻井液、井下工具、探测仪器承受的地层温度越来越高，亟需高效的降温技术。当前钻井液降温方式主要包括自然冷却、地面冷却装置等，降温效果有限。相变材料凭借其储热密度大、相变温度可调控等优势，可在特定井段实现温度响应，在旋转导向、随钻测井等高价值井下仪器附近精准冷却，因此成为钻井液降温技术的研究热点。相变材料现已广泛应用于太阳能光热存储、建筑物调节温度、电子设备热管理等领域，但对于深井、超深井钻探领域，仍处于初步探索阶段。重点论述了相变材料的分类、中高温相变材料的研究现状、相变材料用于钻井液的性能要求及现有文献用于钻井液降温领域的应用研究。未来可结合数值模拟与现场试验，开发高导热、低成本的相变材料，加强其多功能设计，优化其与钻井液的配伍性，探索兼具降温、润滑、地层保护等功能的环保、高效、稳定、智能化的新型相变材料，为钻井液技术提供创新解决方案。
随着国内非常规油气资源向着深井、超深井探索求产，钻井液、井下工具、探测仪器承受的地层温度越来越高，亟需高效的降温技术。当前钻井液降温方式主要包括自然冷却、地面冷却装置等，降温效果有限。相变材料凭借其储热密度大、相变温度可调控等优势，可在特定井段实现温度响应，在旋转导向、随钻测井等高价值井下仪器附近精准冷却，因此成为钻井液降温技术的研究热点。相变材料现已广泛应用于太阳能光热存储、建筑物调节温度、电子设备热管理等领域，但对于深井、超深井钻探领域，仍处于初步探索阶段。重点论述了相变材料的分类、中高温相变材料的研究现状、相变材料用于钻井液的性能要求及现有文献用于钻井液降温领域的应用研究。未来可结合数值模拟与现场试验，开发高导热、低成本的相变材料，加强其多功能设计，优化其与钻井液的配伍性，探索兼具降温、润滑、地层保护等功能的环保、高效、稳定、智能化的新型相变材料，为钻井液技术提供创新解决方案。
2025, 42(5): 575-586.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.002
摘要:
全球范围内的盐下油气资源十分丰富，其中巴西深水海域有着丰富的油气资源。Mero油田属于典型的深水盐下油气资源，位于巴西东南部海域桑托斯盆地，储层埋深大于5000 m，上覆盐膏层150～3000 m，盐下储层主要为下白垩统BVE和ITP组碳酸盐岩。Mero油田的Mero3区块漏失情况最为严重，漏失总量达17 105 m3。通过地质资料和钻井资料分析了漏失的主要原因，包括断层和天然裂缝的发育、地层薄弱以及地层的强非均质性，这些因素共同导致了封堵层承压能力差，易发生反复漏失。本研究收集了Mero油田常用的堵漏材料，开展了粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性等性能评价实验，建立了堵漏材料性能参数数据库，并优选出了适用于深水盐下储层防漏堵漏作业的高性能堵漏材料。基于不同漏失速度根据高效架桥和致密填充的设计方法设计了3套防漏堵漏配方，并细化了防漏堵漏配方的应用流程。同时，提出了精细调控钻井工艺和坚持防漏堵漏结合的策略，在易漏地层加强井筒ECD的精细控制，降低井下正压差，减少诱导裂缝的产生。研究成果在Mero3区块NW8井现场堵漏施工中取得了显著效果，针对不同漏失速度的情况，均能够有效减缓漏失速度，为巴西Mero油田乃至其他类似盐下储层的油气开发提供有效的技术支持，促进安全、高效的油气资源开采。
全球范围内的盐下油气资源十分丰富，其中巴西深水海域有着丰富的油气资源。Mero油田属于典型的深水盐下油气资源，位于巴西东南部海域桑托斯盆地，储层埋深大于5000 m，上覆盐膏层150～3000 m，盐下储层主要为下白垩统BVE和ITP组碳酸盐岩。Mero油田的Mero3区块漏失情况最为严重，漏失总量达17 105 m3。通过地质资料和钻井资料分析了漏失的主要原因，包括断层和天然裂缝的发育、地层薄弱以及地层的强非均质性，这些因素共同导致了封堵层承压能力差，易发生反复漏失。本研究收集了Mero油田常用的堵漏材料，开展了粒度分布、摩擦系数、抗压能力、配伍性等性能评价实验，建立了堵漏材料性能参数数据库，并优选出了适用于深水盐下储层防漏堵漏作业的高性能堵漏材料。基于不同漏失速度根据高效架桥和致密填充的设计方法设计了3套防漏堵漏配方，并细化了防漏堵漏配方的应用流程。同时，提出了精细调控钻井工艺和坚持防漏堵漏结合的策略，在易漏地层加强井筒ECD的精细控制，降低井下正压差，减少诱导裂缝的产生。研究成果在Mero3区块NW8井现场堵漏施工中取得了显著效果，针对不同漏失速度的情况，均能够有效减缓漏失速度，为巴西Mero油田乃至其他类似盐下储层的油气开发提供有效的技术支持，促进安全、高效的油气资源开采。
2025, 42(5): 587-593.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.003
摘要:
通过对渤海浅层大位移井井漏情况分析，明确了大位移井合成基钻井液自适应高承压封堵剂针对性优化方向：井下地层非均质性强，孔隙、裂缝的尺寸分布具有盲目性，材料需针对未知尺寸孔隙形成有效封堵；钻遇地层微裂缝极其发育，承压能力弱，材料需具有较高抗压强度。针对上述难点，以甲基丙烯酸甲酯为主链，配合多种不同碳链长度的单不饱和脂肪酸酯单体材料，合成了一种吸油膨胀自适应高承压封堵剂OBR-1。实验结果表明，OBR-1在高弹态时的体积膨胀能力强，且吸油后仍具有较高弹性模量，广谱封堵效果好，承压能力强。含2%OBR-1的合成基乳液封堵10～120 μm砂盘承压均能达10 MPa。以OBR-1为核心所构建的高承压封堵合成基钻井液体系封堵20～80目砂床承压达20 MPa，具有良好的承压能力和封堵性能，可为海上大位移井安全高效钻进提供保障。
通过对渤海浅层大位移井井漏情况分析，明确了大位移井合成基钻井液自适应高承压封堵剂针对性优化方向：井下地层非均质性强，孔隙、裂缝的尺寸分布具有盲目性，材料需针对未知尺寸孔隙形成有效封堵；钻遇地层微裂缝极其发育，承压能力弱，材料需具有较高抗压强度。针对上述难点，以甲基丙烯酸甲酯为主链，配合多种不同碳链长度的单不饱和脂肪酸酯单体材料，合成了一种吸油膨胀自适应高承压封堵剂OBR-1。实验结果表明，OBR-1在高弹态时的体积膨胀能力强，且吸油后仍具有较高弹性模量，广谱封堵效果好，承压能力强。含2%OBR-1的合成基乳液封堵10～120 μm砂盘承压均能达10 MPa。以OBR-1为核心所构建的高承压封堵合成基钻井液体系封堵20～80目砂床承压达20 MPa，具有良好的承压能力和封堵性能，可为海上大位移井安全高效钻进提供保障。
2025, 42(5): 594-599.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.004
摘要:
随着“大庆古龙陆相页岩油国家级示范区”建设逐渐深入，为评价水平段长与油气产量的相关性，计划实施超长水平段试验井，将水平段长由2000～2500 m增加至3000～3500 m。结合古龙页岩油区块地层特征，分析了超长水平段井壁稳定、降阻减摩和井眼清洁等钻井液施工难点，从钻井液密度确定、油水比例选择、封堵性能强化等方面，优化BH-OBM强封堵油基钻井液体系；采用“低黏高切”钻井液流变性能和激进钻井参数，保证井眼清洁和降低摩阻。试验井GY2-Q9-H47井施工顺利，Φ215.9 mm 裸眼井段电测平均井径扩大率为3.61%，井壁稳定性好；刷新区块完钻井深最深（5526 m）、水平段最长（3123 m）两项纪录。
随着“大庆古龙陆相页岩油国家级示范区”建设逐渐深入，为评价水平段长与油气产量的相关性，计划实施超长水平段试验井，将水平段长由2000～2500 m增加至3000～3500 m。结合古龙页岩油区块地层特征，分析了超长水平段井壁稳定、降阻减摩和井眼清洁等钻井液施工难点，从钻井液密度确定、油水比例选择、封堵性能强化等方面，优化BH-OBM强封堵油基钻井液体系；采用“低黏高切”钻井液流变性能和激进钻井参数，保证井眼清洁和降低摩阻。试验井GY2-Q9-H47井施工顺利，Φ215.9 mm 裸眼井段电测平均井径扩大率为3.61%，井壁稳定性好；刷新区块完钻井深最深（5526 m）、水平段最长（3123 m）两项纪录。
2025, 42(5): 600-608.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.005
摘要:
为揭示准噶尔盆地南缘易垮塌层位井壁失稳机理，以目的层泥岩作为研究对象，通过理化实验、力学实验以及构建动态损伤模型，揭示准噶尔盆地南缘泥岩段多场耦合作用的井壁失稳机理。研究结果表明：南缘地区泥岩膨胀性黏土矿物含量高达42%，水化膨胀率30%以上，滚动回收率低于20%，表现出较强的水化特征；原岩强度低于40 MPa，水化后原岩强度、弹性模量呈指数下降，下降速度先快后慢；随着温度的升高，地层强度表现出下降的趋势，下降速度逐渐加快，这是因为热胀冷缩，孔隙内的空气膨胀，导致岩石内部应力发生变化，降低了强度。构建多场耦合动态井壁稳定模型，计算不同井斜角、方位角，不同作用时间的的坍塌压力当量密度，计算结果更加精确，揭示了准噶尔盆地南缘地区泥岩段多场耦合井壁失稳机理，为维持钻井过程井壁稳定和钻井设计提供理论指导。
为揭示准噶尔盆地南缘易垮塌层位井壁失稳机理，以目的层泥岩作为研究对象，通过理化实验、力学实验以及构建动态损伤模型，揭示准噶尔盆地南缘泥岩段多场耦合作用的井壁失稳机理。研究结果表明：南缘地区泥岩膨胀性黏土矿物含量高达42%，水化膨胀率30%以上，滚动回收率低于20%，表现出较强的水化特征；原岩强度低于40 MPa，水化后原岩强度、弹性模量呈指数下降，下降速度先快后慢；随着温度的升高，地层强度表现出下降的趋势，下降速度逐渐加快，这是因为热胀冷缩，孔隙内的空气膨胀，导致岩石内部应力发生变化，降低了强度。构建多场耦合动态井壁稳定模型，计算不同井斜角、方位角，不同作用时间的的坍塌压力当量密度，计算结果更加精确，揭示了准噶尔盆地南缘地区泥岩段多场耦合井壁失稳机理，为维持钻井过程井壁稳定和钻井设计提供理论指导。
2025, 42(5): 609-616.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.006
摘要:
针对常规桥接材料颗粒间无黏结力相互作用，导致一次堵漏成功率较低、封堵层承压能力不足等问题，以丙烯腈-苯乙烯-丁二烯共聚物为基体树脂，通过马来酸酐、石油树脂等共混改性，研发了一种热塑性温敏黏连树脂堵漏剂，采用红外、热重、DMA、高温高压堵漏仪等对热塑性温敏黏连树脂堵漏剂性能进行了性能表征，分析了热塑性树脂黏结封堵机理。结果表明：该堵漏剂在高温下具有较好的黏结堵漏性能，在180℃下，承压能力高达8.2 MPa；温敏黏连树脂堵漏剂在常温为颗粒状，达到激活温度后为半熔融固体颗粒，可自适应进入裂缝后，通过分子链段扩散和纠缠等作用自黏封堵，实现温敏、自适应和高效封堵功能。在高温下，热塑性树脂温敏黏连树脂堵漏剂可提高一次堵漏成功率和承压堵漏能力，为解决钻井过程中的井漏难题提供了新的理论和技术途径。
针对常规桥接材料颗粒间无黏结力相互作用，导致一次堵漏成功率较低、封堵层承压能力不足等问题，以丙烯腈-苯乙烯-丁二烯共聚物为基体树脂，通过马来酸酐、石油树脂等共混改性，研发了一种热塑性温敏黏连树脂堵漏剂，采用红外、热重、DMA、高温高压堵漏仪等对热塑性温敏黏连树脂堵漏剂性能进行了性能表征，分析了热塑性树脂黏结封堵机理。结果表明：该堵漏剂在高温下具有较好的黏结堵漏性能，在180℃下，承压能力高达8.2 MPa；温敏黏连树脂堵漏剂在常温为颗粒状，达到激活温度后为半熔融固体颗粒，可自适应进入裂缝后，通过分子链段扩散和纠缠等作用自黏封堵，实现温敏、自适应和高效封堵功能。在高温下，热塑性树脂温敏黏连树脂堵漏剂可提高一次堵漏成功率和承压堵漏能力，为解决钻井过程中的井漏难题提供了新的理论和技术途径。
2025, 42(5): 617-622.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.007
摘要:
钻井液处理剂兼具抗高温与环保性能是确保“安全、高效、经济、绿色”钻井的关键。以水溶淀粉、细目核桃壳粉和环保丙烯酸树脂为原料，利用交联剂，通过反相乳液聚合方法制备了一种抗高温环保型淀粉基复合降滤失剂。该复合降滤失剂的最大热分解温度为286℃，呈现出一种具有不规则形状与不同尺寸的纤维状结构。220℃热滚后，2%复合降滤失剂可使4%膨润土基浆的中压滤失量由39 mL下降至12 mL，并使得基浆高温高压滤失量由172 mL降低至52 mL，降滤失率近70%，且高温下具有低黏降滤失效果。进一步通过Zeta电位分析、粒径分布测量和扫描电镜观察探究了该复合降滤失剂的作用机理。结果表明，该复合降滤失剂吸附在黏土颗粒上，增强了膨润土基浆的胶体稳定性，优化了其粒度级配；同时，复合降滤失剂能够封堵滤饼孔隙，形成薄而韧的滤饼，最终显著降低钻井液在高温下的滤失量，可为抗超高温环保型水基钻井液体系研发提供指导。
钻井液处理剂兼具抗高温与环保性能是确保“安全、高效、经济、绿色”钻井的关键。以水溶淀粉、细目核桃壳粉和环保丙烯酸树脂为原料，利用交联剂，通过反相乳液聚合方法制备了一种抗高温环保型淀粉基复合降滤失剂。该复合降滤失剂的最大热分解温度为286℃，呈现出一种具有不规则形状与不同尺寸的纤维状结构。220℃热滚后，2%复合降滤失剂可使4%膨润土基浆的中压滤失量由39 mL下降至12 mL，并使得基浆高温高压滤失量由172 mL降低至52 mL，降滤失率近70%，且高温下具有低黏降滤失效果。进一步通过Zeta电位分析、粒径分布测量和扫描电镜观察探究了该复合降滤失剂的作用机理。结果表明，该复合降滤失剂吸附在黏土颗粒上，增强了膨润土基浆的胶体稳定性，优化了其粒度级配；同时，复合降滤失剂能够封堵滤饼孔隙，形成薄而韧的滤饼，最终显著降低钻井液在高温下的滤失量，可为抗超高温环保型水基钻井液体系研发提供指导。
2025, 42(5): 623-630.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.008
摘要:
针对完钻回收油基钻井液老浆中有害固相含量高导致钻井液性能恶化的关键问题，提出絮凝去除有害固相的技术思路，表征了油基钻井液絮凝剂XN-1对有害固相的絮凝性能，探究了絮凝剂XN-1的絮凝作用机理，评价了絮凝结合筛分、离心在去除老浆中有害固相及优化其流变性能的效果。室内研究与现场试验表明，絮凝剂XN-1在油基钻井液老浆中絮凝效果良好，絮凝前后絮体尺寸由亚微米提高至60 μm；老浆经絮凝、筛分处理后，有害固相去除率为20%左右。老浆经絮凝、离心处理，有害固相去除率可达70.50%，处理后老浆再次配浆，流变性能显著优化。絮凝剂XN-1的使用，有效改善了油基钻井液老浆重复使用效果，实现了油基钻井液老浆的有效回收利用并大幅降低待处置危废量，解决了油基钻井液有害固相难以去除的难题。
针对完钻回收油基钻井液老浆中有害固相含量高导致钻井液性能恶化的关键问题，提出絮凝去除有害固相的技术思路，表征了油基钻井液絮凝剂XN-1对有害固相的絮凝性能，探究了絮凝剂XN-1的絮凝作用机理，评价了絮凝结合筛分、离心在去除老浆中有害固相及优化其流变性能的效果。室内研究与现场试验表明，絮凝剂XN-1在油基钻井液老浆中絮凝效果良好，絮凝前后絮体尺寸由亚微米提高至60 μm；老浆经絮凝、筛分处理后，有害固相去除率为20%左右。老浆经絮凝、离心处理，有害固相去除率可达70.50%，处理后老浆再次配浆，流变性能显著优化。絮凝剂XN-1的使用，有效改善了油基钻井液老浆重复使用效果，实现了油基钻井液老浆的有效回收利用并大幅降低待处置危废量，解决了油基钻井液有害固相难以去除的难题。
2025, 42(5): 631-639.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.009
摘要:
大港油田歧北页岩油已探明的未动用页岩油储量仍非常大，且埋深可达4500 m及以上，该油气富集区均分布于沙河街储层，黏土含量高且层间孔隙微裂缝发育，易发生井壁失稳起下钻阻卡。为解决上述技术难题，该区块3口先导试验水平井首次设计使用油基钻井液进行施工，引入2%纳米胶乳、2%复配粒径碳酸钙和2%氧化沥青，运用颗粒级配，研究并形成了一套强封堵油基钻井液体系。在现场应用过程中，该油基钻井液体系750 mD砂盘滤失量可降至0.8 mL，封堵了地层微裂缝，减少滤液对地层侵入，强化了井壁稳定性。其中QY6-31-2井钻井周期为40.98 d，刷新集团公司6501～7000 m钻井周期最短记录，创大港油田（水平井）页岩油完钻井深最深（6558 m）等5项指标，保证了先导试验井顺利施工。
大港油田歧北页岩油已探明的未动用页岩油储量仍非常大，且埋深可达4500 m及以上，该油气富集区均分布于沙河街储层，黏土含量高且层间孔隙微裂缝发育，易发生井壁失稳起下钻阻卡。为解决上述技术难题，该区块3口先导试验水平井首次设计使用油基钻井液进行施工，引入2%纳米胶乳、2%复配粒径碳酸钙和2%氧化沥青，运用颗粒级配，研究并形成了一套强封堵油基钻井液体系。在现场应用过程中，该油基钻井液体系750 mD砂盘滤失量可降至0.8 mL，封堵了地层微裂缝，减少滤液对地层侵入，强化了井壁稳定性。其中QY6-31-2井钻井周期为40.98 d，刷新集团公司6501～7000 m钻井周期最短记录，创大港油田（水平井）页岩油完钻井深最深（6558 m）等5项指标，保证了先导试验井顺利施工。
2025, 42(5): 640-645.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.010
摘要:
大部分传统钻井液润滑测试仪只考虑金属界面的相互作用，忽略了钻具与钻井液、钻井液泥饼、井壁间黏滞力对润滑效果的影响，导致润滑剂的润滑性能评价结果与现场实际表现不一致。通过模拟钻井中钻具与井壁、钻具与钻井液及泥饼间的相互作用，设计了一套钻井液动态黏滞性能测试仪。实验结果表明，钻井液动态黏滞性能测试仪操作简单，可评价不同压力、转速条件下的扭矩变化，评价结果准确、重复性高，能有效预防井下卡钻事故的发生。
大部分传统钻井液润滑测试仪只考虑金属界面的相互作用，忽略了钻具与钻井液、钻井液泥饼、井壁间黏滞力对润滑效果的影响，导致润滑剂的润滑性能评价结果与现场实际表现不一致。通过模拟钻井中钻具与井壁、钻具与钻井液及泥饼间的相互作用，设计了一套钻井液动态黏滞性能测试仪。实验结果表明，钻井液动态黏滞性能测试仪操作简单，可评价不同压力、转速条件下的扭矩变化，评价结果准确、重复性高，能有效预防井下卡钻事故的发生。
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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：
射孔完井作为国内外应用最为广泛的完井方式，对油气井增产有着非常重要的意义。随着射孔完井的不断推广，射孔后水泥环层间封隔完整性越来越受到重视，尤其是薄差油气层，而现有研究主要集中于射孔后套管损害及强度影响，对射孔完井工况下水泥环破坏涉及较少。为了更好地促进射孔后水泥环完整性的研究与发展，结合油气井射孔威力大、时间短、温度高、破坏性强等特点，分析指出了射孔完井工况下固井水泥环破坏研究难点主要集中于室内射孔模拟实验难、射孔后水泥环完整性破坏程度难确定、实际工况下水泥环抗冲击破坏能力难确定以及射孔参数影响不清楚等方面，综述了国内外射孔模拟实验、射孔水泥环完整性、水泥环抗冲击韧性、射孔作业参数影响的研究现状，探讨了目前研究存在的不足。提出了以自修复水泥、水泥浆及水泥石性能设计、优化射孔参数、井下水泥环动态破坏预测技术为核心的技术对策与趋势。
射孔完井作为国内外应用最为广泛的完井方式，对油气井增产有着非常重要的意义。随着射孔完井的不断推广，射孔后水泥环层间封隔完整性越来越受到重视，尤其是薄差油气层，而现有研究主要集中于射孔后套管损害及强度影响，对射孔完井工况下水泥环破坏涉及较少。为了更好地促进射孔后水泥环完整性的研究与发展，结合油气井射孔威力大、时间短、温度高、破坏性强等特点，分析指出了射孔完井工况下固井水泥环破坏研究难点主要集中于室内射孔模拟实验难、射孔后水泥环完整性破坏程度难确定、实际工况下水泥环抗冲击破坏能力难确定以及射孔参数影响不清楚等方面，综述了国内外射孔模拟实验、射孔水泥环完整性、水泥环抗冲击韧性、射孔作业参数影响的研究现状，探讨了目前研究存在的不足。提出了以自修复水泥、水泥浆及水泥石性能设计、优化射孔参数、井下水泥环动态破坏预测技术为核心的技术对策与趋势。
主管：中国石油天然气集团有限公司
主办：中国石油集团渤海钻探工程有限公司
主编：陈世春（渤海钻探工程技术研究院）
副主编：
汪桂娟（渤海钻探工程技术研究院）任 强（渤海钻探工程技术研究院）
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
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电话：（0317）2725487 2722354
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CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
