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随着油气勘探的进行，低渗透油气层易受损害且难恢复的问题愈加严重，成膜剂的研发有助于解决这一难题。然而，目前成膜剂合成的原料为石油类产品，对环境保护不利。蓖麻油作为一种价廉易得的生物质资源，是自然界中存在的不需要改性就具有羟基的植物油，还含有多种活性化学键，可用于制备各种高效的处理剂。在蓖麻油分子上，引入异佛尔酮和扩链剂，制备了一种环保水性聚氨酯成膜剂CWPU-1。该改性产物粒径主要分布在40～200 nm之间，能够覆盖在微纳米孔隙及裂隙上。通过AFM观察，其微观表面是连续、平滑的，表明聚氨酯成膜剂可通过吸附、疏水缔合和电中和作用形成一层薄膜。这种薄膜使泥饼更加紧致，降低钻井液的滤失量，在常温与150 ℃老化16 h后的滤失量降低率分别可达64.7%和61.1%。通过黏土小球对抑制性进行评价，结果表明，在添加CWPU-1的钻井液中浸泡6 h后，黏土小球的质量降低率可达46%，可降低小球的吸水膨胀。经使用某地区地层水进行测试，CWPU-1不易发生结垢损害。因此，CWPU-1具有良好的防止钻井液侵入和对储层的保护效果。
随着油气勘探的进行，低渗透油气层易受损害且难恢复的问题愈加严重，成膜剂的研发有助于解决这一难题。然而，目前成膜剂合成的原料为石油类产品，对环境保护不利。蓖麻油作为一种价廉易得的生物质资源，是自然界中存在的不需要改性就具有羟基的植物油，还含有多种活性化学键，可用于制备各种高效的处理剂。在蓖麻油分子上，引入异佛尔酮和扩链剂，制备了一种环保水性聚氨酯成膜剂CWPU-1。该改性产物粒径主要分布在40～200 nm之间，能够覆盖在微纳米孔隙及裂隙上。通过AFM观察，其微观表面是连续、平滑的，表明聚氨酯成膜剂可通过吸附、疏水缔合和电中和作用形成一层薄膜。这种薄膜使泥饼更加紧致，降低钻井液的滤失量，在常温与150 ℃老化16 h后的滤失量降低率分别可达64.7%和61.1%。通过黏土小球对抑制性进行评价，结果表明，在添加CWPU-1的钻井液中浸泡6 h后，黏土小球的质量降低率可达46%，可降低小球的吸水膨胀。经使用某地区地层水进行测试，CWPU-1不易发生结垢损害。因此，CWPU-1具有良好的防止钻井液侵入和对储层的保护效果。
2025, 42(1): 1-19.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.001
摘要:
为了解我国在钻井液处理剂取得的新进展，从生物质材料改性产物、合成聚合物材料、缩合化反应产物，以及工业副产和生活废料改性产物等方面，就国内近期钻井液处理剂研制及应用情况进行了综述：生物质改性材料主要用于降滤失剂，以淀粉、纤维素、木质素和腐殖酸为主，且以淀粉居多；合成聚合物材料以用于降滤失剂、增黏剂、包被剂和降黏剂的水溶性聚合物材料研究最多，并围绕提高耐温抗盐和抗高价离子能力，在引入NVP、DMAM等水解稳定性好的单体共聚物方面开展了大量研究，用于封堵和降滤失剂的水不溶性材料也有了一些研究；缩合反应产物集中在用于油基钻井液乳化剂、增黏剂等，以及水基钻井液润滑剂的酯化和酰胺化等缩合反应产物研究；利用工业副产和生活废料制备钻井液处理剂也开展了一些研究。尽管处理剂研究总数量很多，也取得了较好效果，但研究的创新性、深度和覆盖面还不够，因设计思路、合成手段与评价方法的局限性，能够满足现场复杂条件下钻井液性能维护的需要或生命力强的处理剂相对较少，还存在相似或低水平重复研究现象。结合实践，处理剂研究要朝着打破传统思路，突破传统机理，围绕简化钻井液组分、降低钻井液费用、完善钻井液功能、提高钻井液质量和绿色化发展目标，强化生物质资源开发利用，创新合成方法和工艺，开发综合性能好的低成本、高质量、长效多功能材料。
为了解我国在钻井液处理剂取得的新进展，从生物质材料改性产物、合成聚合物材料、缩合化反应产物，以及工业副产和生活废料改性产物等方面，就国内近期钻井液处理剂研制及应用情况进行了综述：生物质改性材料主要用于降滤失剂，以淀粉、纤维素、木质素和腐殖酸为主，且以淀粉居多；合成聚合物材料以用于降滤失剂、增黏剂、包被剂和降黏剂的水溶性聚合物材料研究最多，并围绕提高耐温抗盐和抗高价离子能力，在引入NVP、DMAM等水解稳定性好的单体共聚物方面开展了大量研究，用于封堵和降滤失剂的水不溶性材料也有了一些研究；缩合反应产物集中在用于油基钻井液乳化剂、增黏剂等，以及水基钻井液润滑剂的酯化和酰胺化等缩合反应产物研究；利用工业副产和生活废料制备钻井液处理剂也开展了一些研究。尽管处理剂研究总数量很多，也取得了较好效果，但研究的创新性、深度和覆盖面还不够，因设计思路、合成手段与评价方法的局限性，能够满足现场复杂条件下钻井液性能维护的需要或生命力强的处理剂相对较少，还存在相似或低水平重复研究现象。结合实践，处理剂研究要朝着打破传统思路，突破传统机理，围绕简化钻井液组分、降低钻井液费用、完善钻井液功能、提高钻井液质量和绿色化发展目标，强化生物质资源开发利用，创新合成方法和工艺，开发综合性能好的低成本、高质量、长效多功能材料。
2025, 42(1): 20-29.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.002
摘要:
纤维素作为常用钻井液添加剂被广泛应用于多种水基钻井液体系中，可以有效降低钻井液失水、增强携带岩屑性能、改善钻井液流变性；纳米纤维素作为新型钻井液添加剂既具有常规纤维素的优点，又具有抗温、抗盐碱等性能，可以显著改善钻井液的稳定性能和流变性能，有效降低钻井液的滤失量。介绍了目前制备纳米纤维素的方法以及纳米纤维素在钻井液中的应用，并对纳米纤维素在钻井液中的应用作了展望，旨为制备新型抗高温环保型钻井液处理剂提供参考。
纤维素作为常用钻井液添加剂被广泛应用于多种水基钻井液体系中，可以有效降低钻井液失水、增强携带岩屑性能、改善钻井液流变性；纳米纤维素作为新型钻井液添加剂既具有常规纤维素的优点，又具有抗温、抗盐碱等性能，可以显著改善钻井液的稳定性能和流变性能，有效降低钻井液的滤失量。介绍了目前制备纳米纤维素的方法以及纳米纤维素在钻井液中的应用，并对纳米纤维素在钻井液中的应用作了展望，旨为制备新型抗高温环保型钻井液处理剂提供参考。
2025, 42(1): 30-40.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.003
摘要:
鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气层致密，孔缝结构复杂，非均质性强，导致应力敏感具有特殊性。选取鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩样品，开展了不同有效应力下的岩心应力敏感实验，明确了储层应力敏感程度，并结合储层岩性和物性特征，揭示了研究区海陆过渡相页岩气层应力敏感机理。研究结果表明，有效应力从3 MPa增大至35 MPa时，人工裂缝、天然裂缝和基块岩心的渗透率分别降低了97.1%、86.8%和50.5%。有效应力卸载过程中，渗透率恢复率分别为21.4%、19.0%和11.6%，表现出显著的应力敏感滞后效应。人工裂缝、天然裂缝和基块页岩的应力敏感系数分别为0.65、0.58和0.19，应力敏感程度分别为强～中等偏强、强～中等偏弱和弱，表明研究区页岩多尺度孔缝结构的应力敏感显著。海陆过渡相页岩矿物组分、裂缝发育程度和孔隙结构是应力敏感损害的主控因素，建议制定保护储层的采气工艺制度，通过控压生产，保障气井高产和稳产。
鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气层致密，孔缝结构复杂，非均质性强，导致应力敏感具有特殊性。选取鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩样品，开展了不同有效应力下的岩心应力敏感实验，明确了储层应力敏感程度，并结合储层岩性和物性特征，揭示了研究区海陆过渡相页岩气层应力敏感机理。研究结果表明，有效应力从3 MPa增大至35 MPa时，人工裂缝、天然裂缝和基块岩心的渗透率分别降低了97.1%、86.8%和50.5%。有效应力卸载过程中，渗透率恢复率分别为21.4%、19.0%和11.6%，表现出显著的应力敏感滞后效应。人工裂缝、天然裂缝和基块页岩的应力敏感系数分别为0.65、0.58和0.19，应力敏感程度分别为强～中等偏强、强～中等偏弱和弱，表明研究区页岩多尺度孔缝结构的应力敏感显著。海陆过渡相页岩矿物组分、裂缝发育程度和孔隙结构是应力敏感损害的主控因素，建议制定保护储层的采气工艺制度，通过控压生产，保障气井高产和稳产。
2025, 42(1): 41-50.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.004
摘要:
裂缝性漏失成为不稳定地层条件下钻井过程中面临的最困难问题之一。桥接堵漏方法是裂缝性漏失控制的最有效方式。传统裂缝实验装置对裂缝内以颗粒流所形成封堵层的机理仍不明确，制约了堵漏浆体系配方的科学构建。为了探究颗粒的特征行为和裂缝内封堵层的动态演化过程，建立了井筒-裂缝可视化实验装置，系统研究了颗粒粒径、浓度、泵入速度、流体黏度等关键因素下颗粒的行为特征、封堵层形成规律以及影响机制。实验结果表明，裂缝内封堵过程可以分为4个阶段，每个阶段中同时存在颗粒混合行为和特征行为的转换。裂缝的封堵层构建位置对颗粒粒径具有很高的敏感性，颗粒的浓度影响着裂缝的封堵时间，流体的黏度容易改变裂缝内的封堵结构以及过高的泵速会破坏原有形成的封堵结构。
裂缝性漏失成为不稳定地层条件下钻井过程中面临的最困难问题之一。桥接堵漏方法是裂缝性漏失控制的最有效方式。传统裂缝实验装置对裂缝内以颗粒流所形成封堵层的机理仍不明确，制约了堵漏浆体系配方的科学构建。为了探究颗粒的特征行为和裂缝内封堵层的动态演化过程，建立了井筒-裂缝可视化实验装置，系统研究了颗粒粒径、浓度、泵入速度、流体黏度等关键因素下颗粒的行为特征、封堵层形成规律以及影响机制。实验结果表明，裂缝内封堵过程可以分为4个阶段，每个阶段中同时存在颗粒混合行为和特征行为的转换。裂缝的封堵层构建位置对颗粒粒径具有很高的敏感性，颗粒的浓度影响着裂缝的封堵时间，流体的黏度容易改变裂缝内的封堵结构以及过高的泵速会破坏原有形成的封堵结构。
2025, 42(1): 51-57.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.005
摘要:
通过对顺北油气田碳酸盐岩地层的地质情况分析，明确了该地层井壁失稳的原因：一是地层井壁岩石易破碎且裂缝发育，极易发生裂缝二次发育、恶性漏失甚至井塌；二是井底温度高，钻井液处理剂易高温失效；三是现场聚磺钻井液的封堵能力不足，不能封堵地层裂隙、减少压力传递；四是现场钻井液的胶结能力不足，不能提高近井岩石的抗压强度。针对上述难点，以丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠、盐酸多巴胺等材料合成了一种抗高温胶结封堵剂AD-1。评价了胶结封堵剂AD-1的胶结性、封堵性以及对现场聚磺钻井液流变性能的影响，实验结果表明，180℃下，经过胶结的干态碳酸盐岩砂床单轴抗压强度为高达2.5～5.0 MPa，抗压强度提升了4倍以上；未胶结的湿态砂床抗压强度为0 MPa，经过胶结的湿态碳酸盐岩砂床单轴抗压强度提升至0.2～0.5 MPa；加入胶结封堵剂后，聚磺钻井液的封堵能力明显提高，钻井液能够封堵40～60、60～80目碳酸盐岩碎屑所堆砌的砂床，最大承压不小于6 MPa，30 min的累计漏失量在10 mL左右；胶结封堵剂AD-1添加量超过1.0%后黏度会剧烈增加，添加量需酌情控制。因此，以AD-1为核心的聚磺钻井液体系具有良好的抗温性、胶结性以及封堵性，可为顺北地区井壁稳定技术提供有力支撑。
通过对顺北油气田碳酸盐岩地层的地质情况分析，明确了该地层井壁失稳的原因：一是地层井壁岩石易破碎且裂缝发育，极易发生裂缝二次发育、恶性漏失甚至井塌；二是井底温度高，钻井液处理剂易高温失效；三是现场聚磺钻井液的封堵能力不足，不能封堵地层裂隙、减少压力传递；四是现场钻井液的胶结能力不足，不能提高近井岩石的抗压强度。针对上述难点，以丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠、盐酸多巴胺等材料合成了一种抗高温胶结封堵剂AD-1。评价了胶结封堵剂AD-1的胶结性、封堵性以及对现场聚磺钻井液流变性能的影响，实验结果表明，180℃下，经过胶结的干态碳酸盐岩砂床单轴抗压强度为高达2.5～5.0 MPa，抗压强度提升了4倍以上；未胶结的湿态砂床抗压强度为0 MPa，经过胶结的湿态碳酸盐岩砂床单轴抗压强度提升至0.2～0.5 MPa；加入胶结封堵剂后，聚磺钻井液的封堵能力明显提高，钻井液能够封堵40～60、60～80目碳酸盐岩碎屑所堆砌的砂床，最大承压不小于6 MPa，30 min的累计漏失量在10 mL左右；胶结封堵剂AD-1添加量超过1.0%后黏度会剧烈增加，添加量需酌情控制。因此，以AD-1为核心的聚磺钻井液体系具有良好的抗温性、胶结性以及封堵性，可为顺北地区井壁稳定技术提供有力支撑。
2025, 42(1): 58-65.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.006
摘要:
渤海盆地锦州25-1区块中部东营组泥页岩地层井壁失稳状况频发。根据泥页岩组构、理化性质分析及力学特性测试结果，发现泥页岩水化膨胀所导致的强度弱化及易沿层理面的剪切滑移是该层位主要失稳机理。基于泥页岩强度弱化及沿层理面滑移特性，从基本性能、封堵性、抑制性、维持力学强度等角度对水基PEM及合成基BIODRILL S钻井液体系进行对比评价优化。研究结果表明，合成基BIODRILL S钻井液体系在滚动回收率、线性膨胀率、高温高压滤失量及维持泥页岩力学强度等方面均具有明显优势，同时配合（2%～2.5%）纳米材料乳胶封堵剂PF-NSEAL能够对泥页岩微裂缝进行有效封堵。现场应用表明，优化后的合成基BIODRILL S钻井液体系在两口大位移井的应用过程中起到了大幅降低复杂情况，提效43.7%的良好应用效果，为解决锦州25-1区块井壁失稳问题提供了技术支撑。
渤海盆地锦州25-1区块中部东营组泥页岩地层井壁失稳状况频发。根据泥页岩组构、理化性质分析及力学特性测试结果，发现泥页岩水化膨胀所导致的强度弱化及易沿层理面的剪切滑移是该层位主要失稳机理。基于泥页岩强度弱化及沿层理面滑移特性，从基本性能、封堵性、抑制性、维持力学强度等角度对水基PEM及合成基BIODRILL S钻井液体系进行对比评价优化。研究结果表明，合成基BIODRILL S钻井液体系在滚动回收率、线性膨胀率、高温高压滤失量及维持泥页岩力学强度等方面均具有明显优势，同时配合（2%～2.5%）纳米材料乳胶封堵剂PF-NSEAL能够对泥页岩微裂缝进行有效封堵。现场应用表明，优化后的合成基BIODRILL S钻井液体系在两口大位移井的应用过程中起到了大幅降低复杂情况，提效43.7%的良好应用效果，为解决锦州25-1区块井壁失稳问题提供了技术支撑。
2025, 42(1): 66-73.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.007
摘要:
借助X射线衍射、红外光谱、扫描电子显微镜和水接触角从多角度探明了新疆沙排9组储层岩性对井壁稳定的影响，并对3种典型离子液体（MOA、CP-DES、MM6）进行了抑制性能评价、抑制机理研究和应用效果分析。该组岩石黏土矿物含量高，且表面含有大量羟基，遇水极易膨胀。在3种离子液体抑制剂处理的岩样中，最低的线性膨胀率（21.2%），最高的滚动回收率（63.1%，180℃）以及钻井液体系良好的应用效果，表明共熔物类离子液体（CP-DES）最适宜作为新疆沙排9组地层的抑制剂。进一步研究发现，CP-DES能够通过氢键与黏土表面形成强相互作用，并进入黏土层间阻碍水的入侵。同时阳离子基团压缩黏土颗粒周围的扩散双电层，减弱颗粒间的静电排斥力，进而抑制了黏土矿物的水化膨胀。
借助X射线衍射、红外光谱、扫描电子显微镜和水接触角从多角度探明了新疆沙排9组储层岩性对井壁稳定的影响，并对3种典型离子液体（MOA、CP-DES、MM6）进行了抑制性能评价、抑制机理研究和应用效果分析。该组岩石黏土矿物含量高，且表面含有大量羟基，遇水极易膨胀。在3种离子液体抑制剂处理的岩样中，最低的线性膨胀率（21.2%），最高的滚动回收率（63.1%，180℃）以及钻井液体系良好的应用效果，表明共熔物类离子液体（CP-DES）最适宜作为新疆沙排9组地层的抑制剂。进一步研究发现，CP-DES能够通过氢键与黏土表面形成强相互作用，并进入黏土层间阻碍水的入侵。同时阳离子基团压缩黏土颗粒周围的扩散双电层，减弱颗粒间的静电排斥力，进而抑制了黏土矿物的水化膨胀。
2025, 42(1): 74-81.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.008
摘要:
生物可降解聚酯类暂堵剂的降解性较好，对储层伤害较小，但是具有耐温性不足、封堵强度较小、生产成本较高等问题，导致其目前难以广泛应用。为了满足更高温度条件下暂堵剂的需求，采用水解速率更慢的聚对苯二甲酸丁二酯（PBT）和聚酰胺6（PA6）熔融共混，并加入环氧扩链剂ADR提高共混物的相容性，制备出耐温性能较好、封堵强度较高，并且降解速率可调控的可降解暂堵剂。实验结果表明，制备出的暂堵剂具有较好的降解性能，暂堵剂在120～150℃钻井液条件下（pH=10的NaOH水溶液）降解20～60 d后的失重率均大于80%；当共混比例为70%PBT/30%PA6，并加入1.5%ADR时，暂堵剂的抗压强度可达91 MPa、150℃降解16 h后仍大于70 MPa；与钻井液的配伍性较好，并且封堵性能优良，120℃降解14 d后仍然具有2 MPa的封堵强度。
生物可降解聚酯类暂堵剂的降解性较好，对储层伤害较小，但是具有耐温性不足、封堵强度较小、生产成本较高等问题，导致其目前难以广泛应用。为了满足更高温度条件下暂堵剂的需求，采用水解速率更慢的聚对苯二甲酸丁二酯（PBT）和聚酰胺6（PA6）熔融共混，并加入环氧扩链剂ADR提高共混物的相容性，制备出耐温性能较好、封堵强度较高，并且降解速率可调控的可降解暂堵剂。实验结果表明，制备出的暂堵剂具有较好的降解性能，暂堵剂在120～150℃钻井液条件下（pH=10的NaOH水溶液）降解20～60 d后的失重率均大于80%；当共混比例为70%PBT/30%PA6，并加入1.5%ADR时，暂堵剂的抗压强度可达91 MPa、150℃降解16 h后仍大于70 MPa；与钻井液的配伍性较好，并且封堵性能优良，120℃降解14 d后仍然具有2 MPa的封堵强度。
2025, 42(1): 82-89.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.009
摘要:
巴基斯坦北部ADHI区块中上部早中新世Murree地层为长段红色泥岩，位于Φ311.15 mm井眼段，长度约1600 m，为区块钻井作业的重难点，极具挑战性。该红色泥岩段具有强分散，高造浆的特点，经常出现钻井液流变性能失控；易膨胀缩径，泥包钻具，返出大团泥球，堵塞喇叭口；地层压力系数高，实钻钻井液密度高达1.80～2.00 g/cm3，常发生压差卡钻、断钻具等事故；地层出水，高压低渗，出水量1～3 m3/h；高密度进一步增加了钻井液流变性及劣质固相含量调控难度。为解决上述AHDI区块钻井难题，同时在海外开放的油气服务市场展示川庆钻探复杂油气攻坚者的形象并树立“CCDC Drilling Fluid”的品牌，通过开展Murree地层泥岩矿物组分及水化特性分析研究为根本，构建以“高效泥岩抑制剂、防泥包提速剂、纳微米封堵剂、高密度条件下大分子包被抑制剂配制使用工艺技术”，研发出一套适合巴基斯坦北部ADHI区块的密度2.20 g/cm3，动切力小于20 Pa，抗温100℃，抗5%泥岩污染的高密度高性能水基钻井液体系，已经成功在巴基斯坦北部区块应用4口井。
巴基斯坦北部ADHI区块中上部早中新世Murree地层为长段红色泥岩，位于Φ311.15 mm井眼段，长度约1600 m，为区块钻井作业的重难点，极具挑战性。该红色泥岩段具有强分散，高造浆的特点，经常出现钻井液流变性能失控；易膨胀缩径，泥包钻具，返出大团泥球，堵塞喇叭口；地层压力系数高，实钻钻井液密度高达1.80～2.00 g/cm3，常发生压差卡钻、断钻具等事故；地层出水，高压低渗，出水量1～3 m3/h；高密度进一步增加了钻井液流变性及劣质固相含量调控难度。为解决上述AHDI区块钻井难题，同时在海外开放的油气服务市场展示川庆钻探复杂油气攻坚者的形象并树立“CCDC Drilling Fluid”的品牌，通过开展Murree地层泥岩矿物组分及水化特性分析研究为根本，构建以“高效泥岩抑制剂、防泥包提速剂、纳微米封堵剂、高密度条件下大分子包被抑制剂配制使用工艺技术”，研发出一套适合巴基斯坦北部ADHI区块的密度2.20 g/cm3，动切力小于20 Pa，抗温100℃，抗5%泥岩污染的高密度高性能水基钻井液体系，已经成功在巴基斯坦北部区块应用4口井。
2025, 42(1): 90-101.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.01.010
摘要:
准确预测含盐体系中天然气水合物的热力学稳定性，对预测水合物成藏范围、确定水合物分解域等具有重要意义。因此，综合考虑水合物晶穴非球形特征和含盐体系中电解质相互作用，建立考虑盐浓度的天然气水合物相平衡热力学模型，并与实验数据进行对比验证。研究结果表明，建立的三维相平衡曲面能有效预测天然气水合物热力学稳定性，纯水条件下的温度绝对平均相对偏差仅为0.08，且含盐条件下不超过0.15。在氯盐摩尔分数大于0.02、压力高于20 MPa时，化学因素导致p-T曲线发生平移。在压力较小时，平衡温度沿盐浓度方向的梯度剧烈变化，p-T曲线不再具有平移特性。同时，摩尔分数相同时，AlCl3比其他氯盐对CH4水合物的抑制作用更强。CH4水合物的lnp-X-1/T三维曲面局部表现出较好的Clausius-Clapeyron线性行为，曲面整体具有非线性特征，且氯盐电解质对CH4水合物的抑制效果越好，非线性特征越强。
准确预测含盐体系中天然气水合物的热力学稳定性，对预测水合物成藏范围、确定水合物分解域等具有重要意义。因此，综合考虑水合物晶穴非球形特征和含盐体系中电解质相互作用，建立考虑盐浓度的天然气水合物相平衡热力学模型，并与实验数据进行对比验证。研究结果表明，建立的三维相平衡曲面能有效预测天然气水合物热力学稳定性，纯水条件下的温度绝对平均相对偏差仅为0.08，且含盐条件下不超过0.15。在氯盐摩尔分数大于0.02、压力高于20 MPa时，化学因素导致p-T曲线发生平移。在压力较小时，平衡温度沿盐浓度方向的梯度剧烈变化，p-T曲线不再具有平移特性。同时，摩尔分数相同时，AlCl3比其他氯盐对CH4水合物的抑制作用更强。CH4水合物的lnp-X-1/T三维曲面局部表现出较好的Clausius-Clapeyron线性行为，曲面整体具有非线性特征，且氯盐电解质对CH4水合物的抑制效果越好，非线性特征越强。
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：
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：
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。
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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：
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
副主编：汪桂娟 任 强
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ISSN1001-5620
