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采用含有环保脂酯类衍生物环氧脂肪酸酯为原材料与多胺反应形成具有双子表面活性剂结构的主乳化剂，再以主乳化剂为原材料，通过部分磺化形成具有类似结构的油基钻井液用多元类结构环保乳化剂。通过红外与质谱表征确定了乳化剂分子结构，抗温能够达到180℃，破乳电压达到900 V以上，乳化率超过90%。能够适应低油水比油基钻井液环境，适应不同基础油配制的钻井液体系。适应不同密度钻井液体系。具有优异的生物可降解能力。建立了一种乳滴微观形貌的评价方法来判断乳化剂形成乳滴的稳定性，确定了乳化剂加量高的条件下可以有效改善油包水乳滴的均匀性与高温稳定性。
采用含有环保脂酯类衍生物环氧脂肪酸酯为原材料与多胺反应形成具有双子表面活性剂结构的主乳化剂，再以主乳化剂为原材料，通过部分磺化形成具有类似结构的油基钻井液用多元类结构环保乳化剂。通过红外与质谱表征确定了乳化剂分子结构，抗温能够达到180℃，破乳电压达到900 V以上，乳化率超过90%。能够适应低油水比油基钻井液环境，适应不同基础油配制的钻井液体系。适应不同密度钻井液体系。具有优异的生物可降解能力。建立了一种乳滴微观形貌的评价方法来判断乳化剂形成乳滴的稳定性，确定了乳化剂加量高的条件下可以有效改善油包水乳滴的均匀性与高温稳定性。
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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。
2026, 43(1): 1-8.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.001
摘要:
深水钻井中，钻井液因受海水、高矿化度盐水和高价金属离子影响，常用矿物油、植物油、脂肪酸类润滑剂在高盐环境下不分散、不相容，呈油脂或奶酪膏状物析出，导致钻井液润滑性能降低甚至失效。目前，国内适用于盐水钻井液的高效润滑剂较为有限，难以满足深水作业需求。为此，调研分析了国外深水钻井用高性能水基钻井液及相关抗盐润滑剂研究进展，并对6种不同成份的润滑剂开展了室内评价，结果表明，这些润滑剂在海水基液中均存在相容性不良、润滑系数不达标的问题。基于此，以长链改性脂肪酸酯，复配非离子表面活性剂，研制了一种适用于盐水钻井液的高效润滑剂，该润滑剂与海水、盐水基液相容性良好，无油脂或奶酪膏状物质析出，可将由无机盐、有机盐配制的海水基液润滑系数降低至0.10以下，经185℃高温热滚后，浆体表面无油脂物析出，润滑性能稳定；不起泡，不影响钻井液流变性能；环境友好、生物毒性低、不影响海洋环境。
深水钻井中，钻井液因受海水、高矿化度盐水和高价金属离子影响，常用矿物油、植物油、脂肪酸类润滑剂在高盐环境下不分散、不相容，呈油脂或奶酪膏状物析出，导致钻井液润滑性能降低甚至失效。目前，国内适用于盐水钻井液的高效润滑剂较为有限，难以满足深水作业需求。为此，调研分析了国外深水钻井用高性能水基钻井液及相关抗盐润滑剂研究进展，并对6种不同成份的润滑剂开展了室内评价，结果表明，这些润滑剂在海水基液中均存在相容性不良、润滑系数不达标的问题。基于此，以长链改性脂肪酸酯，复配非离子表面活性剂，研制了一种适用于盐水钻井液的高效润滑剂，该润滑剂与海水、盐水基液相容性良好，无油脂或奶酪膏状物质析出，可将由无机盐、有机盐配制的海水基液润滑系数降低至0.10以下，经185℃高温热滚后，浆体表面无油脂物析出，润滑性能稳定；不起泡，不影响钻井液流变性能；环境友好、生物毒性低、不影响海洋环境。
2026, 43(1): 9-17.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.002
摘要:
为揭示川南地区茅口组碳酸盐岩地层井壁失稳机制，针对该地层系统性地开展了裂缝面摩擦特性测试与离散元数值模拟研究。现场数据分析证实，井壁失稳主要发生在茅口组地层裂缝发育、岩体破碎地带，钻遇该层位后井壁掉块频发，局部扩径严重，威胁钻井安全。实验研究表明：茅口组灰岩中天然/人工裂缝面的摩擦系数分别为0.691～0.743和0.501～0.588；钻井液作用后，受到流体对裂缝面力学强度的弱化和润滑作用，裂缝面摩擦系数平均降幅16.9%～31.8%；高应力条件下由于裂缝面微凸体的软化与破坏，部分充填裂缝的摩擦系数可降至0.2～0.3；采用离散元方法进行含复杂结构面的茅口组井眼井壁失稳模拟发现，当裂缝走向与最大水平主应力夹角为45°～60°时，井周裂缝最易被激活；裂缝面摩擦系数降低显著增加岩体剪切滑移风险，诱发井壁掉块与扩径等失稳现象。基于以上认识，针对基质强度高、天然裂缝发育的碳酸盐岩地层，准确评价天然裂缝的摩擦强度，使用强封堵防塌钻井液体系，可有效封堵裂缝、抑制润滑效应，提升裂缝面摩擦强度，从而保证井壁稳定与钻井安全。
为揭示川南地区茅口组碳酸盐岩地层井壁失稳机制，针对该地层系统性地开展了裂缝面摩擦特性测试与离散元数值模拟研究。现场数据分析证实，井壁失稳主要发生在茅口组地层裂缝发育、岩体破碎地带，钻遇该层位后井壁掉块频发，局部扩径严重，威胁钻井安全。实验研究表明：茅口组灰岩中天然/人工裂缝面的摩擦系数分别为0.691～0.743和0.501～0.588；钻井液作用后，受到流体对裂缝面力学强度的弱化和润滑作用，裂缝面摩擦系数平均降幅16.9%～31.8%；高应力条件下由于裂缝面微凸体的软化与破坏，部分充填裂缝的摩擦系数可降至0.2～0.3；采用离散元方法进行含复杂结构面的茅口组井眼井壁失稳模拟发现，当裂缝走向与最大水平主应力夹角为45°～60°时，井周裂缝最易被激活；裂缝面摩擦系数降低显著增加岩体剪切滑移风险，诱发井壁掉块与扩径等失稳现象。基于以上认识，针对基质强度高、天然裂缝发育的碳酸盐岩地层，准确评价天然裂缝的摩擦强度，使用强封堵防塌钻井液体系，可有效封堵裂缝、抑制润滑效应，提升裂缝面摩擦强度，从而保证井壁稳定与钻井安全。
2026, 43(1): 18-27.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.003
摘要:
针对现有堵漏实验装置在动态循环模拟与堵漏浆性能评价方面的局限性，研制了一种集成非均质迂曲裂缝模拟、温压耦合调控与实时监测功能的多参数动态堵漏实验装置。该装置由控温控压反应釜（（0～150℃）/（0～25 MPa））、工作液合成系统、液压动力系统、循环泵组及数据采集控制系统构成，可重构50～60 cm迂曲裂缝，模拟动态循环条件下堵漏材料的迁移-封堵交互过程。利用预制的非均质人造岩心和网状金属骨架，开展多尺寸天然裂缝和筑巢骨架堵漏实验，揭示了颗粒-凝胶复合体系的协同作用机制。实验表明，基于D90规则的堵漏浆体系通过“粗架桥-细填充-凝胶补隙”过程，实现悬浮稳定性与封堵能力的协同提升，封堵层承压达12 MPa以上；凝胶预注固化可显著缩短循环时间，单裂缝封堵时间缩短至4 min，较单颗粒体系效率提升45%以上，金属骨架场景下进一步降至2.7 min。该研究验证了动态循环下复合堵漏时序协同的工程适用性，可为裂缝-溶洞型漏失防治提供理论支撑。
针对现有堵漏实验装置在动态循环模拟与堵漏浆性能评价方面的局限性，研制了一种集成非均质迂曲裂缝模拟、温压耦合调控与实时监测功能的多参数动态堵漏实验装置。该装置由控温控压反应釜（（0～150℃）/（0～25 MPa））、工作液合成系统、液压动力系统、循环泵组及数据采集控制系统构成，可重构50～60 cm迂曲裂缝，模拟动态循环条件下堵漏材料的迁移-封堵交互过程。利用预制的非均质人造岩心和网状金属骨架，开展多尺寸天然裂缝和筑巢骨架堵漏实验，揭示了颗粒-凝胶复合体系的协同作用机制。实验表明，基于D90规则的堵漏浆体系通过“粗架桥-细填充-凝胶补隙”过程，实现悬浮稳定性与封堵能力的协同提升，封堵层承压达12 MPa以上；凝胶预注固化可显著缩短循环时间，单裂缝封堵时间缩短至4 min，较单颗粒体系效率提升45%以上，金属骨架场景下进一步降至2.7 min。该研究验证了动态循环下复合堵漏时序协同的工程适用性，可为裂缝-溶洞型漏失防治提供理论支撑。
2026, 43(1): 28-34.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.004
摘要:
针对常规聚合物易高温降解导致钻井液流变失稳的难题，分别以N-乙烯基己内酰胺（NVCL）、N，N-二乙基丙烯酰胺（DEAM）、N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）为温敏单体，丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸钠（NaAMPS）为亲水单体，使用自由基聚合法制备了3种具有不同温敏基团的聚合物PAANVCL、PAADEAM和PAANIPAM。采用比浊法测定了聚合物溶液的低临界溶解温度（LCST），利用FT-IR对温敏聚合物与膨润土作用前后的结构进行了表征，基于XRD、Zeta电位和等温吸附测试对比分析了具有不同温敏基团的聚合物与膨润土间的相互作用，并研究了温敏基团类型对聚合物在膨润土基浆中高温流变性能的影响。结果表明，温敏聚合物PAANVCL的LCST高达85℃，PAADEAM和PAANIPAM的LCST则为77℃和73℃；在室温、90℃下聚合物PAANVCL在膨润土颗粒上的吸附量最高，其次为PAADEAM、PAANIPAM；160℃、16 h老化后水基钻井液PAANVCL-BT表观黏度保持率达81.13%，PAADEAM-BT、PAANIPAM-BT黏度保持率则为72.52%、69.44%。此外，钻井液PAANVCL-BT在100～160℃下表观黏度、塑性黏度和动切力的波动幅度均保持在15%以内，具有较好的高温流变稳定性。温敏基团类型对聚合物与膨润土的相互作用有显著影响，具有环状结构温敏基团的聚合物PAANVCL在水基钻井液中表现出优异的流变稳定性能。
针对常规聚合物易高温降解导致钻井液流变失稳的难题，分别以N-乙烯基己内酰胺（NVCL）、N，N-二乙基丙烯酰胺（DEAM）、N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）为温敏单体，丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸钠（NaAMPS）为亲水单体，使用自由基聚合法制备了3种具有不同温敏基团的聚合物PAANVCL、PAADEAM和PAANIPAM。采用比浊法测定了聚合物溶液的低临界溶解温度（LCST），利用FT-IR对温敏聚合物与膨润土作用前后的结构进行了表征，基于XRD、Zeta电位和等温吸附测试对比分析了具有不同温敏基团的聚合物与膨润土间的相互作用，并研究了温敏基团类型对聚合物在膨润土基浆中高温流变性能的影响。结果表明，温敏聚合物PAANVCL的LCST高达85℃，PAADEAM和PAANIPAM的LCST则为77℃和73℃；在室温、90℃下聚合物PAANVCL在膨润土颗粒上的吸附量最高，其次为PAADEAM、PAANIPAM；160℃、16 h老化后水基钻井液PAANVCL-BT表观黏度保持率达81.13%，PAADEAM-BT、PAANIPAM-BT黏度保持率则为72.52%、69.44%。此外，钻井液PAANVCL-BT在100～160℃下表观黏度、塑性黏度和动切力的波动幅度均保持在15%以内，具有较好的高温流变稳定性。温敏基团类型对聚合物与膨润土的相互作用有显著影响，具有环状结构温敏基团的聚合物PAANVCL在水基钻井液中表现出优异的流变稳定性能。
2026, 43(1): 35-40.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.005
摘要:
针对JSXXX-11HF井沙溪庙组井壁垮塌严重、掉块无法带出、安全成井难度大的技术问题，研究分析了井壁失稳机理，优选钻井液体系，形成了适用于中江沙溪庙组的环保钻井液井壁稳定技术。由于地层发育层叠结构的缝隙，黏土矿物和其他矿物胶结时的强度较小，在水基钻井液长期浸泡下，易诱发裂缝扩展，形成剥落掉块，发生井壁失稳。优选了环保性能强、与该井地层配伍性良好的生物质合成基钻井液体系。由室内评价可知，体系抑制性良好，16 h线性膨胀率为0.62%，渗透性弱，润湿角为28.9°，具有低黏高切的流变特性，在80℃～100℃、40 MPa下，动塑比大于0.3 Pa/(mPa·s)，在低温高密度下性能稳定，不同孔径砂盘的PPA滤失量为0，不同目数可视砂床的渗透深度为7～20 mm，对微孔隙和裂缝具有良好的封堵能力。通过现场应用，顺利钻至完钻井深，套管安全到底，不仅为该井的安全成井提供了技术支撑，更为中江区块沙溪庙组实现高效、环境友好型钻完井提供了钻井液技术保障。
针对JSXXX-11HF井沙溪庙组井壁垮塌严重、掉块无法带出、安全成井难度大的技术问题，研究分析了井壁失稳机理，优选钻井液体系，形成了适用于中江沙溪庙组的环保钻井液井壁稳定技术。由于地层发育层叠结构的缝隙，黏土矿物和其他矿物胶结时的强度较小，在水基钻井液长期浸泡下，易诱发裂缝扩展，形成剥落掉块，发生井壁失稳。优选了环保性能强、与该井地层配伍性良好的生物质合成基钻井液体系。由室内评价可知，体系抑制性良好，16 h线性膨胀率为0.62%，渗透性弱，润湿角为28.9°，具有低黏高切的流变特性，在80℃～100℃、40 MPa下，动塑比大于0.3 Pa/(mPa·s)，在低温高密度下性能稳定，不同孔径砂盘的PPA滤失量为0，不同目数可视砂床的渗透深度为7～20 mm，对微孔隙和裂缝具有良好的封堵能力。通过现场应用，顺利钻至完钻井深，套管安全到底，不仅为该井的安全成井提供了技术支撑，更为中江区块沙溪庙组实现高效、环境友好型钻完井提供了钻井液技术保障。
2026, 43(1): 41-50.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.006
摘要:
针对目前水基钻井液处理剂种类多、处理剂主功能突出而副功能效果不理想，多数钻井液体系复杂、维护难度较大、处理剂间易出现配伍性差等问题，提出多功能钻井液处理剂的研发思路。通过L9（34）正交实验确定了合成单体、最优加量和反应条件，室内合成出具有降滤失、抑制和润滑3种功效的多功能钻井液处理剂MPA-1，数均和重均分子量分别为15.6万和28.2万，热重分析显示MPA-1分子初始分解温度约为255℃。在5%钠膨润土浆中，与现场常用单一功能处理剂相比，含1%MPA-1的实验浆经120℃老化16 h后降滤失、润滑和抑制效果突出，经150℃老化16 h后性能优于多数现场常用处理剂。在含5%～10%KCl的5%钠膨润土浆中，MPA-1表现出良好的耐盐能力。在3口现场钾胺基/钾基聚磺井浆中分别加入0.3%～0.5%MPA-1，经120℃老化16 h后，井浆黏度适度升高、API滤失量明显降低，滤饼润滑性能得到改善。使用1.5%MPA-1代替实际钾胺基钻井液中的1%KPAM+1%Lube-3+1%SMJA-1后，配方得到简化，滤失量、黏度、黏滞系数和膨润土压片的相对膨胀率全面降低。机理分析表明，MPA-1中的阳离子基团，通过吸附在黏土颗粒表面适度提高其疏水性，起到抑制作用，同时提高润滑性能。MPA-1中的阴离子基团进入黏土颗粒的水化层，增强了颗粒表面电负性，增加了水化膜厚度，结合主链包覆作用增大了颗粒的粒径分布范围，进而有助于形成更加薄和致密的滤饼，降低滤失量。研究结果表明，研制的多功能钻井液处理剂MPA-1的降滤失性、润滑性和抑制性能满足150℃以内地层钻进需要，有利于简化钻井液体系，降低现场维护处理难度。
针对目前水基钻井液处理剂种类多、处理剂主功能突出而副功能效果不理想，多数钻井液体系复杂、维护难度较大、处理剂间易出现配伍性差等问题，提出多功能钻井液处理剂的研发思路。通过L9（34）正交实验确定了合成单体、最优加量和反应条件，室内合成出具有降滤失、抑制和润滑3种功效的多功能钻井液处理剂MPA-1，数均和重均分子量分别为15.6万和28.2万，热重分析显示MPA-1分子初始分解温度约为255℃。在5%钠膨润土浆中，与现场常用单一功能处理剂相比，含1%MPA-1的实验浆经120℃老化16 h后降滤失、润滑和抑制效果突出，经150℃老化16 h后性能优于多数现场常用处理剂。在含5%～10%KCl的5%钠膨润土浆中，MPA-1表现出良好的耐盐能力。在3口现场钾胺基/钾基聚磺井浆中分别加入0.3%～0.5%MPA-1，经120℃老化16 h后，井浆黏度适度升高、API滤失量明显降低，滤饼润滑性能得到改善。使用1.5%MPA-1代替实际钾胺基钻井液中的1%KPAM+1%Lube-3+1%SMJA-1后，配方得到简化，滤失量、黏度、黏滞系数和膨润土压片的相对膨胀率全面降低。机理分析表明，MPA-1中的阳离子基团，通过吸附在黏土颗粒表面适度提高其疏水性，起到抑制作用，同时提高润滑性能。MPA-1中的阴离子基团进入黏土颗粒的水化层，增强了颗粒表面电负性，增加了水化膜厚度，结合主链包覆作用增大了颗粒的粒径分布范围，进而有助于形成更加薄和致密的滤饼，降低滤失量。研究结果表明，研制的多功能钻井液处理剂MPA-1的降滤失性、润滑性和抑制性能满足150℃以内地层钻进需要，有利于简化钻井液体系，降低现场维护处理难度。
2026, 43(1): 51-56.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.007
摘要:
针对高滤失堵漏材料在高温下使用受限、受油基钻井液混窜能力弱、酸溶率低等问题，开发出一种适用于150℃～190℃、酸溶率达75.7%的油基钻井液用高滤失堵漏剂。该堵漏剂以高软化点环氧树脂、潜伏性固化剂、酸溶率高且滤失堆积后具有一定强度的纤维材料为主体，室内评价表明，该剂可有效滤失固结，所形成的封堵层抗压强度大于4 MPa，在1～5 mm裂缝中的封堵承压能力达11.5 MPa以上，低温下不固化，高温下的固化时间为3.3～6.5 h，施工安全性高。配套形成的油基钻井液抗高温可酸溶高滤失堵漏技术在永X井油基钻井液中进行了应用，应用温度为151℃，成功封堵了该井目的层恶性漏失，取得了较好的堵漏效果。
针对高滤失堵漏材料在高温下使用受限、受油基钻井液混窜能力弱、酸溶率低等问题，开发出一种适用于150℃～190℃、酸溶率达75.7%的油基钻井液用高滤失堵漏剂。该堵漏剂以高软化点环氧树脂、潜伏性固化剂、酸溶率高且滤失堆积后具有一定强度的纤维材料为主体，室内评价表明，该剂可有效滤失固结，所形成的封堵层抗压强度大于4 MPa，在1～5 mm裂缝中的封堵承压能力达11.5 MPa以上，低温下不固化，高温下的固化时间为3.3～6.5 h，施工安全性高。配套形成的油基钻井液抗高温可酸溶高滤失堵漏技术在永X井油基钻井液中进行了应用，应用温度为151℃，成功封堵了该井目的层恶性漏失，取得了较好的堵漏效果。
2026, 43(1): 57-64.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.008
摘要:
在含CO2气藏固井施工中，固井水泥浆与CO2的接触不可避免。CO2接触时间的变化可能会影响水泥早期水化特性及微观结构的发展，严重时甚至可能影响固井质量。该研究通过控制CO2通气时间，系统地考察了水泥早期水化特性及其力学性能与渗透率的变化规律。并采用XRD、TG和SEM等手段分析了水泥早期物相组成及微观结构演变规律。研究表明，随CO2通气时间增加，浆体流动性在初期得到改善后逐渐下降，而凝结时间持续缩短。水化放热曲线显示，CO2处理显著加快了水泥水化进程，并提高了早期累积放热量。然而，随通气时间延长，效果逐渐减弱。抗压强度及渗透率测试结果表明，CO2处理显著提升了水泥早期强度，尤其在通气时间不大于3 min时效果最佳，但随着通气时间的延长，强度和渗透率逐渐下降。XRD、TG及SEM分析表明，CO2处理增加了CaCO3的生成，破坏了Ca(OH)2和C—S—H凝胶组成的包覆结构，加速了水泥颗粒的水化进程。
在含CO2气藏固井施工中，固井水泥浆与CO2的接触不可避免。CO2接触时间的变化可能会影响水泥早期水化特性及微观结构的发展，严重时甚至可能影响固井质量。该研究通过控制CO2通气时间，系统地考察了水泥早期水化特性及其力学性能与渗透率的变化规律。并采用XRD、TG和SEM等手段分析了水泥早期物相组成及微观结构演变规律。研究表明，随CO2通气时间增加，浆体流动性在初期得到改善后逐渐下降，而凝结时间持续缩短。水化放热曲线显示，CO2处理显著加快了水泥水化进程，并提高了早期累积放热量。然而，随通气时间延长，效果逐渐减弱。抗压强度及渗透率测试结果表明，CO2处理显著提升了水泥早期强度，尤其在通气时间不大于3 min时效果最佳，但随着通气时间的延长，强度和渗透率逐渐下降。XRD、TG及SEM分析表明，CO2处理增加了CaCO3的生成，破坏了Ca(OH)2和C—S—H凝胶组成的包覆结构，加速了水泥颗粒的水化进程。
2026, 43(1): 65-72, 79.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.009
摘要:
为了提高水泥石抗碳化腐蚀能力，测定了以超细矿渣替代油井水泥时水泥浆流动度、水泥石强度及其在超临界CO2环境下碳化腐蚀深度，以确定超细矿渣适宜替代量；并采用了低场核磁、X射线衍射及扫描电镜加能谱分析手段，研究了超细矿渣替代量增加时对水泥石抗碳化腐蚀的影响机理。结果表明，替代量在40%以内有助于增加水泥浆流动度；在替代量递增时，水泥石强度先增大后减小，碳化腐蚀深度先降低后增加。与参比试样对比可知，替代量为10%的试样，凝胶孔明显增多而毛细孔减少；替代量超过50%的试样，凝胶孔减少而毛细孔增多；替代量为30%～50%的试样基本为凝胶孔而无明显毛细孔。将试样孔结构与碳化腐蚀深度相关联，替代量30%～50%的试样未见明显腐蚀，与其无明显毛细孔相关；替代量40%的试样在微观形貌上结构致密、未见明显孔洞，水化产物主要为细茸状、有较低Ca/Si比的CSH凝胶，易腐蚀Ca(OH)2矿相较少。因而，建议超细矿渣适宜替代量为40%左右。
为了提高水泥石抗碳化腐蚀能力，测定了以超细矿渣替代油井水泥时水泥浆流动度、水泥石强度及其在超临界CO2环境下碳化腐蚀深度，以确定超细矿渣适宜替代量；并采用了低场核磁、X射线衍射及扫描电镜加能谱分析手段，研究了超细矿渣替代量增加时对水泥石抗碳化腐蚀的影响机理。结果表明，替代量在40%以内有助于增加水泥浆流动度；在替代量递增时，水泥石强度先增大后减小，碳化腐蚀深度先降低后增加。与参比试样对比可知，替代量为10%的试样，凝胶孔明显增多而毛细孔减少；替代量超过50%的试样，凝胶孔减少而毛细孔增多；替代量为30%～50%的试样基本为凝胶孔而无明显毛细孔。将试样孔结构与碳化腐蚀深度相关联，替代量30%～50%的试样未见明显腐蚀，与其无明显毛细孔相关；替代量40%的试样在微观形貌上结构致密、未见明显孔洞，水化产物主要为细茸状、有较低Ca/Si比的CSH凝胶，易腐蚀Ca(OH)2矿相较少。因而，建议超细矿渣适宜替代量为40%左右。
2026, 43(1): 73-79.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.01.010
摘要:
为降低地热井井筒与岩层之间的热阻，提高地热井取热能力，选用具有优异导热性能的石墨（SG）作为导热材料，并使用表面活性剂将其制成石墨分散液，并引入具有高长径比的碳纤维（CF）构建导热网络，协同提高水泥石导热性能。评价了石墨分散液-水泥浆体性能以及水泥石的力学性能和导热性能，采用X射线衍射分析（XRD）、热重分析（TG/DTG）、压汞法（MIP）和扫描电子显微镜（SEM）对水泥石的物相组成、孔结构、微观形貌进行了表征，探究其导热机理。结果表明，当水固比为0.51，掺入石墨和碳纤维后制备的水泥浆体性能满足工程性能，水泥石24 h抗压强度不低于17.0 MPa、7 d抗压强度高于25.0 MPa，且其导热系数能达到2.86 W/(m·K)。石墨的促进水化与碳纤维的抑制水化共同作用下高导热水泥石的C—S—H与CH的质量损失为10.91%，略低于纯水泥石的11.04%。适量的石墨能细化水泥石孔径，降低水泥石孔隙率，而碳纤维会显著增大水泥石孔隙度，增多水泥石大孔数量，将二者混掺，水泥石孔隙率为36.95%，高于纯水泥石，但高导热水泥石中孔径大于70 nm的孔数量与纯水泥石相差较小，在水泥浆中掺入石墨与碳纤维能形成导热网络。
为降低地热井井筒与岩层之间的热阻，提高地热井取热能力，选用具有优异导热性能的石墨（SG）作为导热材料，并使用表面活性剂将其制成石墨分散液，并引入具有高长径比的碳纤维（CF）构建导热网络，协同提高水泥石导热性能。评价了石墨分散液-水泥浆体性能以及水泥石的力学性能和导热性能，采用X射线衍射分析（XRD）、热重分析（TG/DTG）、压汞法（MIP）和扫描电子显微镜（SEM）对水泥石的物相组成、孔结构、微观形貌进行了表征，探究其导热机理。结果表明，当水固比为0.51，掺入石墨和碳纤维后制备的水泥浆体性能满足工程性能，水泥石24 h抗压强度不低于17.0 MPa、7 d抗压强度高于25.0 MPa，且其导热系数能达到2.86 W/(m·K)。石墨的促进水化与碳纤维的抑制水化共同作用下高导热水泥石的C—S—H与CH的质量损失为10.91%，略低于纯水泥石的11.04%。适量的石墨能细化水泥石孔径，降低水泥石孔隙率，而碳纤维会显著增大水泥石孔隙度，增多水泥石大孔数量，将二者混掺，水泥石孔隙率为36.95%，高于纯水泥石，但高导热水泥石中孔径大于70 nm的孔数量与纯水泥石相差较小，在水泥浆中掺入石墨与碳纤维能形成导热网络。
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：
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：
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：
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：
废弃钻井液污染大、种类多、处理难，给水质和土壤环境带来巨大的负面影响，随着近些年环保法规的日益完善，对废弃钻井液的处理技术也提出了新要求。概述了9种不同处理方法及其发展现状，重点分析了固化法、热解吸法、化学强化固液分离法、不落地技术和多种技术联用等处理技术，并对几种现行的主流处理技术进行了对比，指出了各类方法的发展前景，得出多种技术联用具有较好的发展潜力。分析认为今后的研究方向与热点在于如何低能耗、高效率地实现对废弃钻井液的资源化处理，具体工作既要包含污染物的源头、过程和结果控制，也要加强管理和相关制度的建立，综合开发新技术。
废弃钻井液污染大、种类多、处理难，给水质和土壤环境带来巨大的负面影响，随着近些年环保法规的日益完善，对废弃钻井液的处理技术也提出了新要求。概述了9种不同处理方法及其发展现状，重点分析了固化法、热解吸法、化学强化固液分离法、不落地技术和多种技术联用等处理技术，并对几种现行的主流处理技术进行了对比，指出了各类方法的发展前景，得出多种技术联用具有较好的发展潜力。分析认为今后的研究方向与热点在于如何低能耗、高效率地实现对废弃钻井液的资源化处理，具体工作既要包含污染物的源头、过程和结果控制，也要加强管理和相关制度的建立，综合开发新技术。
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：
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：
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：
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：
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：
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： 天津经济技术开发区第二大街83号中国石油天津大厦A517房间
邮编： 300457
电话：022-65278734022-25275527
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CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
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