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2024, 41(3): 279-287.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.001
摘要:
对川西海相雷口坡组地层破碎、水平井后期托压严重、井壁失稳突出等问题进行分析发现，现用油基钻井液体系的封堵润滑性不能有效满足施工需求。为提高油基钻井液的封堵润滑性，通过分子结构设计，采用氮掺杂改性与熔盐法相结合的方式，制备出氮杂石墨烯，并通过热稳定性、分散稳定性、XRD、红外光谱、粒径分析等手段表征其热稳定性、分散性、结构、基团和粒径大小。实验结果表明，当氮杂石墨烯在现场油基钻井液中的加量为0.5%时，高温高压滤失量降低率达到76.2%，润滑系数降低50%左右，抗温180 ℃，石墨烯与油基钻井液的配伍性好，能够很好地提高油基钻井液的润滑性和封堵性。现场应用表明，石墨烯可以显著改善油基钻井液在施工过程中存在的水平井托压、高摩阻、井壁失稳等问题。通过采用氮杂石墨烯封堵润滑油基钻井液技术，为川西海相易坍塌地层井壁失稳及水平井托压等当前实际问题提出了新思路和技术支撑。
对川西海相雷口坡组地层破碎、水平井后期托压严重、井壁失稳突出等问题进行分析发现，现用油基钻井液体系的封堵润滑性不能有效满足施工需求。为提高油基钻井液的封堵润滑性，通过分子结构设计，采用氮掺杂改性与熔盐法相结合的方式，制备出氮杂石墨烯，并通过热稳定性、分散稳定性、XRD、红外光谱、粒径分析等手段表征其热稳定性、分散性、结构、基团和粒径大小。实验结果表明，当氮杂石墨烯在现场油基钻井液中的加量为0.5%时，高温高压滤失量降低率达到76.2%，润滑系数降低50%左右，抗温180 ℃，石墨烯与油基钻井液的配伍性好，能够很好地提高油基钻井液的润滑性和封堵性。现场应用表明，石墨烯可以显著改善油基钻井液在施工过程中存在的水平井托压、高摩阻、井壁失稳等问题。通过采用氮杂石墨烯封堵润滑油基钻井液技术，为川西海相易坍塌地层井壁失稳及水平井托压等当前实际问题提出了新思路和技术支撑。
2024, 41(3): 288-295.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.002
摘要:
深井高温高压环境对流体密度和流体流变参数影响较大，忽略其作用使得井筒压力认识不准确，制约着钻完井作业安全。基于能量守恒原理，建立了井筒温度计算模型，考虑流体流态对温度压力影响，建立了温压耦合条件下井筒压力计算方法，结合现场实测数据验证了温度压力模型计算可靠性。研究表明：温度对流体密度和流变参数影响程度大于压力，随着井深增加，环空流体密度和动切力逐渐增大。随着循环时间增加，井底温度逐渐降低，环空流体密度、动切力及流性指数逐渐增大，而稠度系数逐渐降低；温压耦合条件下环空ECD低于未考虑工况，两者相差0.067 g/cm3。因此，若不考虑耦合对流体密度和流变参数影响时，使得设计流体密度偏低，易诱发溢流或井喷事故发生。该研究成果与认识为深层超深井井筒温度压力精细评价奠定了关键理论基础，降低了钻完井井下作业风险。
深井高温高压环境对流体密度和流体流变参数影响较大，忽略其作用使得井筒压力认识不准确，制约着钻完井作业安全。基于能量守恒原理，建立了井筒温度计算模型，考虑流体流态对温度压力影响，建立了温压耦合条件下井筒压力计算方法，结合现场实测数据验证了温度压力模型计算可靠性。研究表明：温度对流体密度和流变参数影响程度大于压力，随着井深增加，环空流体密度和动切力逐渐增大。随着循环时间增加，井底温度逐渐降低，环空流体密度、动切力及流性指数逐渐增大，而稠度系数逐渐降低；温压耦合条件下环空ECD低于未考虑工况，两者相差0.067 g/cm3。因此，若不考虑耦合对流体密度和流变参数影响时，使得设计流体密度偏低，易诱发溢流或井喷事故发生。该研究成果与认识为深层超深井井筒温度压力精细评价奠定了关键理论基础，降低了钻完井井下作业风险。
2024, 41(3): 296-304.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.003
摘要:
小井眼钻井作为开发深部油气资源的重要技术手段越来越受到重视。小井眼往往具有更高的环空压耗，这给环空压力控制带来了一定挑战。准确预测钻柱偏心旋转情况下的环空压耗是小井眼钻井的重要理论与实践基础，但常规预测模型适用性非常有限，往往忽略了钻杆接头的影响，无法满足现场的精度需求。为此，利用数值模拟技术，分析了钻杆接头对环空流场、压耗的影响规律，并据此确定了压耗修正因子经验模型的构建方式。分析结果表明：钻杆接头所产生的额外压耗受钻井液类型、钻杆转速、偏心和环空返速的影响，压耗修正因子的构建应考虑多种因素的耦合关系。利用152组数模结果，建立了针对新疆玛湖油田的小井眼环空压耗预测模型，该模型计算结果表明，在钻杆低偏心度情况下存在临界转速，使得环空压耗达到最大，而钻杆处于高偏心度时，环空压耗会随转速增大而增大；而偏心度对环空压耗的影响规律也会因转速不同而变得更加复杂。利用环空压耗预测模型，计算了玛湖油田MHHW-X井的当量循环密度，结果与PWD数据进行对比，平均误差仅为1.18%，模型具有较高的准确性。研究结果表明，利用数模结果建立的考虑钻杆接头的小井眼环空压耗模型可以满足现场预测精度需要，能够为现场环空压力控制提供指导。
小井眼钻井作为开发深部油气资源的重要技术手段越来越受到重视。小井眼往往具有更高的环空压耗，这给环空压力控制带来了一定挑战。准确预测钻柱偏心旋转情况下的环空压耗是小井眼钻井的重要理论与实践基础，但常规预测模型适用性非常有限，往往忽略了钻杆接头的影响，无法满足现场的精度需求。为此，利用数值模拟技术，分析了钻杆接头对环空流场、压耗的影响规律，并据此确定了压耗修正因子经验模型的构建方式。分析结果表明：钻杆接头所产生的额外压耗受钻井液类型、钻杆转速、偏心和环空返速的影响，压耗修正因子的构建应考虑多种因素的耦合关系。利用152组数模结果，建立了针对新疆玛湖油田的小井眼环空压耗预测模型，该模型计算结果表明，在钻杆低偏心度情况下存在临界转速，使得环空压耗达到最大，而钻杆处于高偏心度时，环空压耗会随转速增大而增大；而偏心度对环空压耗的影响规律也会因转速不同而变得更加复杂。利用环空压耗预测模型，计算了玛湖油田MHHW-X井的当量循环密度，结果与PWD数据进行对比，平均误差仅为1.18%，模型具有较高的准确性。研究结果表明，利用数模结果建立的考虑钻杆接头的小井眼环空压耗模型可以满足现场预测精度需要，能够为现场环空压力控制提供指导。
2024, 41(3): 305-317.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.004
摘要:
针对复兴地区凉高山组地层漏失严重，自流井组东岳庙段溢漏同存，地层垮塌掉块，频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析，使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析，再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能，形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术，该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL，填砂管侵入深度小于2 cm；基于压裂砂堵效应，通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂，形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术，堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa，更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用，相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井，优化后钻井液体系的黏度和切力更低，润滑减阻性能更强，漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。
针对复兴地区凉高山组地层漏失严重，自流井组东岳庙段溢漏同存，地层垮塌掉块，频繁憋泵蹩顶驱的问题。采用XRD衍射法对兴页L2HF井、兴页1002HF井凉高山组和自流井组东岳庙段地层的岩石进行矿物组成分析，使用微观SEM扫描电镜对该地层岩石进行了微观形貌分析，再结合现场情况总结了复兴地区井壁失稳和地层漏失机理。通过提高钻井液的乳化稳定性、降摩减阻和多重封堵性能，形成复兴地区页岩气井油基钻井液井壁稳定技术，该钻井液体系满足封堵性PPA小于2 mL，填砂管侵入深度小于2 cm；基于压裂砂堵效应，通过优选和研制了复合堵漏剂、诱导剂、悬浮剂，形成复兴地区程序法“控滤失”模拟砂堵防漏堵漏技术，堵漏浆体系可承压能力高达7 MPa，更适合应用于多裂缝地层。油基钻井液井壁稳定和防漏堵漏技术在兴页某-1井进行现场应用，相对于使用高密度柴油基钻井液体系的兴页某-2井，优化后钻井液体系的黏度和切力更低，润滑减阻性能更强，漏失和地层失稳等复杂情况明显减少。
2024, 41(3): 318-324.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.005
摘要:
针对高密度水基钻井液高温增稠引发的滤失量大、ECD与内耗高、流动性下降甚至完全丧失难题，在AA-AMPS聚有机酸降黏剂分子中引入富含大量邻苯二酚基团的单宁酸，采用自由基聚合法研制了一种抗超高温配位键合型低聚物降黏剂AA-AMPS-TA，并通过正交实验明确了PAAT的最优合成条件。表征并评价了PAAT的降黏性能，结果表明：引入TA后，PAAT的红外光谱出现了源于酚羟基的分子内氢键吸收峰，且因其分子结构中引入了大量苯酚基团，显著提升了热稳定性，分解温度接近500 ℃；PAAT可降低低浓度膨润土浆和7%膨润土+8%高岭土的高浓度混合黏土浆黏度，在高密度水基钻井液体系中降黏率达26.5%，240 ℃热滚后降黏率达44.4%。采用Zeta电位与粒径分析验证了PAAT的吸附降黏机理，并在蓬深101井中现场应用，控制了井浆高温下黏度、切力增涨，降黏效果良好。
针对高密度水基钻井液高温增稠引发的滤失量大、ECD与内耗高、流动性下降甚至完全丧失难题，在AA-AMPS聚有机酸降黏剂分子中引入富含大量邻苯二酚基团的单宁酸，采用自由基聚合法研制了一种抗超高温配位键合型低聚物降黏剂AA-AMPS-TA，并通过正交实验明确了PAAT的最优合成条件。表征并评价了PAAT的降黏性能，结果表明：引入TA后，PAAT的红外光谱出现了源于酚羟基的分子内氢键吸收峰，且因其分子结构中引入了大量苯酚基团，显著提升了热稳定性，分解温度接近500 ℃；PAAT可降低低浓度膨润土浆和7%膨润土+8%高岭土的高浓度混合黏土浆黏度，在高密度水基钻井液体系中降黏率达26.5%，240 ℃热滚后降黏率达44.4%。采用Zeta电位与粒径分析验证了PAAT的吸附降黏机理，并在蓬深101井中现场应用，控制了井浆高温下黏度、切力增涨，降黏效果良好。
2024, 41(3): 325-329.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.006
摘要:
储层伤害程度的评价对储层保护以及提高油气产率具有重要意义。位于渤海湾盆地的渤中凹陷地区储层属于裂缝性致密储层，取心困难且缺乏合适统一的伤害评价方法，导致储层保护难度较大。为此，结合储层的现场实际情况，设计制作了内部透明可视的3D打印裂缝岩心及相应的储层伤害评价装置，使用流量损害率评价法代替渗透率损害率评价法对渤中凹陷地区储层钻开液伤害进行研究。实验结果表明，现场在用EZFLOW钻开液体系流变性能稳定，滤失性能良好；EZFLOW钻开液对储层的伤害程度小于3%膨润土浆对储层的伤害程度，对岩心的伤害率在11.7%～26.2%之间，属于弱伤害程度；岩心的伤害率具有随岩心开度升高而降低的特点；对于不同规格的裂缝岩心而言，岩心越长，裂缝越宽，伤害率就会越大。
储层伤害程度的评价对储层保护以及提高油气产率具有重要意义。位于渤海湾盆地的渤中凹陷地区储层属于裂缝性致密储层，取心困难且缺乏合适统一的伤害评价方法，导致储层保护难度较大。为此，结合储层的现场实际情况，设计制作了内部透明可视的3D打印裂缝岩心及相应的储层伤害评价装置，使用流量损害率评价法代替渗透率损害率评价法对渤中凹陷地区储层钻开液伤害进行研究。实验结果表明，现场在用EZFLOW钻开液体系流变性能稳定，滤失性能良好；EZFLOW钻开液对储层的伤害程度小于3%膨润土浆对储层的伤害程度，对岩心的伤害率在11.7%～26.2%之间，属于弱伤害程度；岩心的伤害率具有随岩心开度升高而降低的特点；对于不同规格的裂缝岩心而言，岩心越长，裂缝越宽，伤害率就会越大。
2024, 41(3): 330-336.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.007
摘要:
随着开采程度加深，钻井液造成的储层损害防治要求日益突出，储层保护现已成为气田产能充分释放的关键因素。而深水钻井液体系随井深不断加深，钻井液各性能变化，造成储层损害程度加剧，储层保护性能优化方向不明。因此通过Pearson相关性分析和灰色关联度分析相结合的方式对储层损害进行钻井液可控因素方面的归因分析，确定主控因素，建立气井产能模型。结果表明：钻井液的固相粒径、表面张力、矿化度和高温高压滤失量是钻井液导致储层损害的主控因素。根据归因分析结果，提出了复配不同粒径分布的碳酸钙作为加重剂的优化方法，将钻井液渗透率恢复值提高了12.1%～19.68%。收集了Y8、Y9两口井的现场参数进行了模型适用性验证，结果表明建立的模型准确率达到94%以上。
随着开采程度加深，钻井液造成的储层损害防治要求日益突出，储层保护现已成为气田产能充分释放的关键因素。而深水钻井液体系随井深不断加深，钻井液各性能变化，造成储层损害程度加剧，储层保护性能优化方向不明。因此通过Pearson相关性分析和灰色关联度分析相结合的方式对储层损害进行钻井液可控因素方面的归因分析，确定主控因素，建立气井产能模型。结果表明：钻井液的固相粒径、表面张力、矿化度和高温高压滤失量是钻井液导致储层损害的主控因素。根据归因分析结果，提出了复配不同粒径分布的碳酸钙作为加重剂的优化方法，将钻井液渗透率恢复值提高了12.1%～19.68%。收集了Y8、Y9两口井的现场参数进行了模型适用性验证，结果表明建立的模型准确率达到94%以上。
2024, 41(3): 337-343.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.008
摘要:
低渗透油气藏具有岩石致密、物性差和孔喉细小的特点，外来流体在毛细管力作用下进入储层孔喉中，造成水锁损害，严重影响低渗透储层油气藏的产量。针对这一问题，以全氟辛酸、单乙醇胺和氯乙酸钠为原料制备高性能氟碳防水锁剂（FS-1），通过红外光谱对其结构进行了表征，并研究了该氟碳防锁水剂对盐水溶液在岩心孔喉中水锁性能的影响。结果表明，该防锁水剂显著降低盐水溶液的表面张力（小于15 mN/m），且使蒸馏水在砂岩表面的接触角增大至85.3°，表明防水锁剂FS-1可将岩心表面润湿性由亲水性反转为中性湿，有降低了水相对岩心的水锁损害。另外，防锁水剂FS-1含有多个吸附、抗盐基团，提高分子在岩石表面的吸附能力，且使其耐盐能力达到了7%（NaCl）。渗吸实验、渗透率测试实验和核磁共振实验发现该防水锁剂减缓岩心的自吸作用，降低了岩心孔喉对盐水的束缚能力和岩心的水锁损害，提高了岩心渗透率恢复率。
低渗透油气藏具有岩石致密、物性差和孔喉细小的特点，外来流体在毛细管力作用下进入储层孔喉中，造成水锁损害，严重影响低渗透储层油气藏的产量。针对这一问题，以全氟辛酸、单乙醇胺和氯乙酸钠为原料制备高性能氟碳防水锁剂（FS-1），通过红外光谱对其结构进行了表征，并研究了该氟碳防锁水剂对盐水溶液在岩心孔喉中水锁性能的影响。结果表明，该防锁水剂显著降低盐水溶液的表面张力（小于15 mN/m），且使蒸馏水在砂岩表面的接触角增大至85.3°，表明防水锁剂FS-1可将岩心表面润湿性由亲水性反转为中性湿，有降低了水相对岩心的水锁损害。另外，防锁水剂FS-1含有多个吸附、抗盐基团，提高分子在岩石表面的吸附能力，且使其耐盐能力达到了7%（NaCl）。渗吸实验、渗透率测试实验和核磁共振实验发现该防水锁剂减缓岩心的自吸作用，降低了岩心孔喉对盐水的束缚能力和岩心的水锁损害，提高了岩心渗透率恢复率。
2024, 41(3): 344-349.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.009
摘要:
大位移井高温储层水基钻井液在高负荷、高盐度、高温条件下，液体润滑剂的润滑性能不足，导致憋钻具、卡钻和钻具磨损等问题，实验室合成了一种硫化脂肪酸酯，将其与润滑剂复配后得到复合硫剂（QT311），添加至HTFlow高温高压水基钻井液中，能够提升钻井液的润滑性能。通过四球试验机测试可知，添加1%QT311后，其COF能够下降64%，磨斑直径降低43%，润滑性能优于几款常用市售钻井液用润滑剂。通过电镜分析摩擦副表面，发现硫剂在摩擦过程中发生摩擦化学反应生成硫-铁极压膜，从而提升钻井液的减摩性能，且该剂在HTFlow钻井液体系中表现出优异的配伍性、抗水解性能、抗盐及抗温性能。试验结果为钻井液用润滑剂的进一步研究提供参考。
大位移井高温储层水基钻井液在高负荷、高盐度、高温条件下，液体润滑剂的润滑性能不足，导致憋钻具、卡钻和钻具磨损等问题，实验室合成了一种硫化脂肪酸酯，将其与润滑剂复配后得到复合硫剂（QT311），添加至HTFlow高温高压水基钻井液中，能够提升钻井液的润滑性能。通过四球试验机测试可知，添加1%QT311后，其COF能够下降64%，磨斑直径降低43%，润滑性能优于几款常用市售钻井液用润滑剂。通过电镜分析摩擦副表面，发现硫剂在摩擦过程中发生摩擦化学反应生成硫-铁极压膜，从而提升钻井液的减摩性能，且该剂在HTFlow钻井液体系中表现出优异的配伍性、抗水解性能、抗盐及抗温性能。试验结果为钻井液用润滑剂的进一步研究提供参考。
2024, 41(3): 350-356.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.010
摘要:
川东北地区飞仙关组气藏属于高含硫气藏～特高含硫气藏，针对川东北飞仙关高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析，提出油基钻井液复合除硫技术对策。通过室内实验优选出除硫效果好的除硫剂，并进行了优选除硫剂复合配方优化研究和除硫剂高温老化除硫效果评价实验。研究表明，复合配方3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2的H2S预防率高达99.14%，清除率达到100%，具有优良的除硫能力，复合配方中的锌基类除硫剂与钻井液中的H2S反应生成稳定的难溶硫化物（ZnS），三嗪类除硫剂和醇醚酰胺类除硫剂主要通过物理和化学反应作用除硫，反应比较迅速，且不可逆，能够去除钻井液中的硫化氢，消除硫化氢对钻井液性能的影响和对钻具的腐蚀。该复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井飞仙关高含硫地层现场应用非常成功，在钻进过程中以及起下钻循环排后效期间地面均未检测到H2S气体溢出，钻井液中S2−含量始终监测为零，充分说明复合除硫技术除硫效果显著，能够满足高含硫井钻进的要求，为下川东高含硫气藏钻井工程除硫剂的优选提供良好借鉴。
川东北地区飞仙关组气藏属于高含硫气藏～特高含硫气藏，针对川东北飞仙关高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析，提出油基钻井液复合除硫技术对策。通过室内实验优选出除硫效果好的除硫剂，并进行了优选除硫剂复合配方优化研究和除硫剂高温老化除硫效果评价实验。研究表明，复合配方3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2的H2S预防率高达99.14%，清除率达到100%，具有优良的除硫能力，复合配方中的锌基类除硫剂与钻井液中的H2S反应生成稳定的难溶硫化物（ZnS），三嗪类除硫剂和醇醚酰胺类除硫剂主要通过物理和化学反应作用除硫，反应比较迅速，且不可逆，能够去除钻井液中的硫化氢，消除硫化氢对钻井液性能的影响和对钻具的腐蚀。该复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井飞仙关高含硫地层现场应用非常成功，在钻进过程中以及起下钻循环排后效期间地面均未检测到H2S气体溢出，钻井液中S2−含量始终监测为零，充分说明复合除硫技术除硫效果显著，能够满足高含硫井钻进的要求，为下川东高含硫气藏钻井工程除硫剂的优选提供良好借鉴。
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：
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：
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：
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：
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：
库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂，层间超高压盐水普遍发育，纵横向规律性差，地层压力变化大，预测难度高。盐膏层钻井过程中超高压盐水侵入井筒后，钻井液性能恶化，导致喷、漏、卡等复杂事故频发，严重影响安全快速钻井。结合超高压盐水层钻井特征，通过分析超高压盐水赋存的圈闭特点及实钻情况，在钻井液的盐水污染容量限实验模拟和评价的基础上，开展了超高压盐水层控压排水技术的探索与实践，形成了控压排水配套新技术，通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段，让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中，单次放水量不超过环空钻井液量的10%，多次放出盐水，降低高压盐水层的地层压力系数。解决了库车山前超深超高压盐水层安全钻井难题。现场试验表明，采取合理的控压排水方法能够降低盐水层的压力，在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点，有利于井控安全的井筒状态。
库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂，层间超高压盐水普遍发育，纵横向规律性差，地层压力变化大，预测难度高。盐膏层钻井过程中超高压盐水侵入井筒后，钻井液性能恶化，导致喷、漏、卡等复杂事故频发，严重影响安全快速钻井。结合超高压盐水层钻井特征，通过分析超高压盐水赋存的圈闭特点及实钻情况，在钻井液的盐水污染容量限实验模拟和评价的基础上，开展了超高压盐水层控压排水技术的探索与实践，形成了控压排水配套新技术，通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段，让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中，单次放水量不超过环空钻井液量的10%，多次放出盐水，降低高压盐水层的地层压力系数。解决了库车山前超深超高压盐水层安全钻井难题。现场试验表明，采取合理的控压排水方法能够降低盐水层的压力，在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点，有利于井控安全的井筒状态。
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：
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：
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。
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中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司
主编：陈世春
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ISSN1001-5620
