钻井液与完井液

深水钻井液用抗盐润滑剂

刘晓栋, 马永乐, 刘涛, 张勇, 李庆永, 罗宁孜 — 2026-02-09

刘晓栋, 马永乐, 刘涛, 张勇, 李庆永, 罗宁孜深水钻井中，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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 1-8.

川南茅口组碳酸盐岩井壁裂缝摩擦特性与结构失稳模拟研究

马勇, 冉航, 汪洋松, 杨华建, 徐伟宁, 黄桃, 余文帅 — 2026-02-09

马勇, 冉航, 汪洋松, 杨华建, 徐伟宁, 黄桃, 余文帅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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 9-17.

基于新型动态循环堵漏装置的颗粒-凝胶复合堵漏实验研究

胡钊文, 张逸群, 刘晏俊, 王薪宇, 杨丽丽, 刘亚 — 2026-02-09

胡钊文, 张逸群, 刘晏俊, 王薪宇, 杨丽丽, 刘亚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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 18-27.

温敏聚合物与膨润土协同作用对水基钻井液流变性能的影响

肖思卓, 史玉钊, 孙艳宇, 龚露, 谢彬强 — 2026-02-09

肖思卓, 史玉钊, 孙艳宇, 龚露, 谢彬强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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 28-34.

中江沙溪庙组环保钻井液井壁稳定技术

单海霞, 张弌, 张晗, 赵田田 — 2026-02-09

单海霞, 张弌, 张晗, 赵田田针对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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 35-40.

多功能钻井液处理剂MPA-1的合成与性能评价

李雄 — 2026-02-09

李雄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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 41-50.

油基钻井液用抗高温可酸溶高滤失堵漏剂的研制及应用

刘昱彤, 樊朋飞, 姜雪清, 胡小燕 — 2026-02-09

刘昱彤, 樊朋飞, 姜雪清, 胡小燕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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 51-56.

含CO₂气藏固井水泥浆早期水化进程及性能影响

邓卓然, 刘文超, 毕毅, 罗阳利, 程小伟, 梅开元 — 2026-02-09

邓卓然, 刘文超, 毕毅, 罗阳利, 程小伟, 梅开元在含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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 57-64.

掺超细矿渣油井水泥抗碳化腐蚀情况及其机理

段志伟, 符军放, 黄伟, 冯克满 — 2026-02-09

段志伟, 符军放, 黄伟, 冯克满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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 65-72, 79.

地热井用复合增强导热固井水泥浆

党冬红, 黄中伟, 齐鹏飞, 王红科, 任强, 彭松, 程小伟 — 2026-02-09

党冬红, 黄中伟, 齐鹏飞, 王红科, 任强, 彭松, 程小伟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。钻井液与完井液. 2026 43(1): 73-79.

无固相一步式冲洗液对钻井液滤饼的清洗机理与性能

张福铭, 赵琥, 张高雷, 赵军, 王雪山, 程小伟 — 2026-02-09

张福铭, 赵琥, 张高雷, 赵军, 王雪山, 程小伟随着环保法规的日益严格，环保型水基钻井液在海洋钻井中得到广泛应用，其形成的致密滤饼会严重影响固井二界面胶结质量。以BIODRILL水基钻井液滤饼为研究对象，结合XRD、FT-IR、SEM、TG等手段揭示了其成分和结构特征，发现滤饼主要由高分子聚合物、加重材料和黏土矿物构成，滤饼孔隙度低、强度高，常规方法难以清除。基于滤饼形成机理，设计了一种由草酸、NaF、EDTA-Na、鼠李糖脂和TWEEN80组成的无固相一步式冲洗液。该体系通过“酸解–螯合–界面剥离–物理冲刷”的协同机制，实现了滤饼的高效溶解与剥离。实验结果表明，在pH值为5.5下，冲洗液在室温和85℃下均可在15 min内达到80%以上的滤饼去除率；冲洗后岩心胶结强度可恢复至空白岩心的70%以上，满足现场对冲洗液性能的要求。研究结果不仅揭示了钻井液滤饼的清洗难点和形成机制，还为复杂环境下固井二界面滤饼的高效清除与胶结质量的提升提供了新思路和理论依据。钻井液与完井液. 2026 43(1): 80-88.

冲洗液固井界面残留定量分析方法及对水泥石影响

孟仁洲, 夏修建, 张弛, 徐璞, 齐奉忠, 翟显治 — 2026-02-09

孟仁洲, 夏修建, 张弛, 徐璞, 齐奉忠, 翟显治油基钻井液清洗是页岩油气等非常规资源勘探开发长期面临的难题，冲洗液是解决该难题的主要手段，但目前冲洗液在界面处的残留特性及其对水泥石影响的研究较少。建立了基于荧光染料染色法定量表征含有机溶剂的冲洗液在套管壁及井壁处残留量的方法，并且分析了残留冲洗液对水泥石力学特性影响规律。研究结果表明，冲洗液在顶替钻井液后油基钻井液残留量少，冲洗液中的有机组分残留量相对更高，且更为粗糙的地层壁面的残留量更多。有机组分会降低界面处水泥石的抗压强度、增大渗透率，但纳米乳液中的油滴较小且粒径分布均匀，可以降低纳米乳液对水泥石微观结构的影响。纳米乳液在水泥浆中的良好稳定性是维持其油滴尺寸小且分布均匀的关键前提，非离子表面活性剂在水泥颗粒上的吸附量较低，降低了水泥颗粒对表面活性剂界面膜稳定性的影响，有利于保证纳米乳液有机相液滴在水泥浆中的稳定性。该研究建立的残留定量分析方法及对水泥石影响规律的认识，可为冲洗液体系的性能评价与优化设计提供科学依据，为深层和非常规油气资源的高效勘探开发提供支撑。钻井液与完井液. 2026 43(1): 89-95.

页岩气压裂井套变缓解水泥浆体系研究及现场应用

陈敏华, 余兆才, 周琛洋, 邓天安, 张顺平, 刘波, 郭雪利 — 2026-02-09

陈敏华, 余兆才, 周琛洋, 邓天安, 张顺平, 刘波, 郭雪利针对川渝地区页岩气储层地质构造复杂、天然裂缝发育导致长水平井密切割压裂中易诱发地层滑移和套管变形的难题，提出了一种新型水泥浆体系以缓解套管变形，并开展了现场试验。基于地质-工程一体化有限元模拟，系统分析了水泥石弹性模量和变形能力对套管受力的影响，明确了降低弹性模量、提升变形能力的改性方向。通过复合高强变形材料与弹性材料的协同作用，研发的水泥浆体系在保持适度弹性模量（小于5 GPa）的同时，水泥石具备25%以上的变形率，且工程性能满足作业要求。该水泥浆体系在Z-1井成功应用，室内剪切实验显示其套变缓解能力较常规水泥石显著提升，现场压裂施工全程未发生套管变形，证实了其显著的技术效果，为页岩气井全生命周期井筒完整性管理提供了创新解决方案。钻井液与完井液. 2026 43(1): 96-103.

深部煤层气开采用高效低伤害压裂液体系

甄怀宾, 李曙光, 王峰, 葛腾泽, 高尔斯, 冯堃 — 2026-02-09

甄怀宾, 李曙光, 王峰, 葛腾泽, 高尔斯, 冯堃为解决开采深部煤层气现有压裂液体系的携砂性差和岩心伤害率高等缺陷。利用超分子聚合物化学原理，并设计和制备出适用于深部煤层气开采的压裂液主剂，通过与表面活性剂物理交联构建出兼具高携砂、低伤害的压裂液体系（HMP/OP），并对其减阻性能、携砂性能、破胶性、岩心伤害性和吸附/解析性能进行测试。结果表明：HMP/OP体系具有高减阻（73%）的特性；在100℃，砂比为20%的条件下，HMP/OP体系的携砂时间和沉降速率分别为110 min和0.8 cm/min；在80℃下，破胶2 h后破胶液黏度和残渣含量分别为4.63 mPa·s和353.12 mg/L；HMP/OP体系的破胶液对岩心的伤害率仅为17.44%。此外，HMP/OP体系在煤岩表面的吸附量仅为0.32 mg/g。在HMP/OP体系中加入0.2 %的促解吸剂（SH-12）后，破胶液对甲烷的解吸量高达1.72 mL/g。基于此，通过物理交联制得HMP/OP体系实现了压裂液的高携砂、低伤害、低吸附和强化甲烷解吸功能，适配煤层气高效开发的工程技术需求。钻井液与完井液. 2026 43(1): 104-112.

酸氧化协同双靶向解堵体系性能及机理研究

齐春民, 夏宇, 唐善法, 赵连吉 — 2026-02-09

齐春民, 夏宇, 唐善法, 赵连吉注水井“有机-无机复合堵塞”（油藏聚合物残留/生物膜+碳酸钙垢交织）是导致延长油田某注水作业区压力攀升、采收率下降的原因。本研究突破传统单一解堵思路，提出“酸氧化协同双靶向解堵技术”，通过构建氨基磺酸（无机靶向）—过硫酸盐（有机靶向）-糖苷表面活性剂（渗透靶向）三元协同体系，实现“破垢-降解-疏通”全链条解堵。研究表明：氨基磺酸（8%）和盐酸（2%）靶向溶解碳酸钙垢，溶蚀率达到85.96%，同步缓蚀（腐蚀速率<0.076 mm/a）；过硫酸铵（3%）热激活释放自由基（SO₄⁻·/·OH），精准降解聚合物及生物膜；烷基糖苷（APG-12）降低界面张力，驱动解堵剂深入微孔喉。现场应用显示，解堵后注水压力下降至1.5 MPa，有效期突破200 d。该技术为注水井堵塞长效治理提供了“机理-技术-应用”一体化解决方案。钻井液与完井液. 2026 43(1): 113-119.

黏弹性表面活性剂压裂液的制备及其对页岩气吸附/解吸性能的评价

黄胜铭, 蒋官澄, 焦庆立, 冯奇, 王全得, 董腾飞, 贺垠博, 杨丽丽 — 2026-02-09

黄胜铭, 蒋官澄, 焦庆立, 冯奇, 王全得, 董腾飞, 贺垠博, 杨丽丽针对传统的羟丙基胍胶（HPG）压裂液携砂能力差、破胶后残渣多、对储层伤害大等难题，合成了一种两性离子表面活性剂—芥酸酰胺丙基羟基磺基甜菜碱（EAPHS），通过优化与反离子盐水杨酸钠的配比，制备了黏弹性表面活性剂（VES）压裂液体系。VES压裂液体系在120℃、170 s⁻¹条件下恒定剪切60 min后的黏度为34 mPa·s，具有优异的抗剪切性能，体系的减阻效率为63.1%，对岩心的损害率仅为7.34%，表明VES压裂液体系具有较好的储层保护效果，能够有效减少压裂后对储层的二次伤害。经过VES压裂液处理后，岩心的微裂隙增多且孔隙连通性增强，岩心表面的润湿性由亲油表面反转为亲水表面，岩心的氮气吸附量、比表面积和孔隙体积均增大，有利于甲烷的解吸和开采，同等平衡压力条件下，VES压裂液处理后的甲烷解吸量显著增加。VES压裂液体系在四川盆地宁页X-1井进行了现场应用，施工过程中压力平稳，产气率提高了15%以上，取得了较好的应用效果。这一研究为后续VES压裂液体系的构筑及对页岩气的高效开发提供了指导和参考价值。钻井液与完井液. 2026 43(1): 120-129.

井筒重构用可降解暂堵剂的研制及性能评价

杨琦, 罗有刚, 席明利, 陈伟, 赵鹏玉, 李德君 — 2026-02-09

杨琦, 罗有刚, 席明利, 陈伟, 赵鹏玉, 李德君为满足套损治理二次固井等井筒重构过程中对油气层的暂时封堵。设计了一种以PLA为核，PAM为壳的核-壳结构的复合凝胶暂堵剂，并以AM和PLA为原料、MBA为交联剂，通过反相悬浮聚合法制备了该可降解暂堵剂，对其进行FT-IR、TGA分析，并与现场使用的聚丙烯酰胺类暂堵进行性能对比评价。结果表明：可降解暂堵剂具有良好的热稳定性，在206℃以下不发生热分解；可降解暂堵剂能够满足温度为60℃～90℃、pH≤11、矿化度≤50 g/L的地层条件的井筒重构暂堵作业。可降解暂堵剂和聚丙烯酰胺类暂堵剂的封堵率和解堵率相当，耐温性能更好、对储层的伤害更低。现场应用表明，可降解暂堵剂和聚丙烯酰胺类暂堵剂的性能相当，且价格更低、暂堵后的伤害率更低，注水能力恢复更早。钻井液与完井液. 2026 43(1): 130-135.

压差激活密封剂流-固相态转化分子模拟研究

徐长峰, 王建军, 赵楠, 苏怀宇, 杨思齐, 付江龙, 许林, 王磊 — 2026-02-09

徐长峰, 王建军, 赵楠, 苏怀宇, 杨思齐, 付江龙, 许林, 王磊压差激活密封剂是一种含有复合液滴的多分散相流体。复合液滴水化膜在漏点压差作用下变形破碎，其内核在界面活性基团的吸附作用下聚集生长，最终充填微泄漏孔隙，完成密封损伤的原位修复。前期研究探索了复合液滴结构与压差激活的构效关系，为进一步揭示活性内核的聚结衍化规律，基于水化橡胶粒子的结构参数，构建了分散相内核聚集态分子模型，并采用量子化学与分子动力学相结合的方法，分析了聚集态单体与重复片段的静电势、Fukui函数与前线轨道、聚集态空间构型的回转半径与径向分布函数，研究了分散相聚结生长的动力学过程。结果显示：①分子片段中富电子羧基O、氰基N与缺电子共轭碳链共同组成了高分子聚集态的活性位点，其中羧基O与氰基N原子展示了最强局域亲核能力，而共轭碳链则具有最强局域亲电能力；②高分子聚集态具有核-壳空间构型，羧基O、氰基N作为壳层围绕内核展现层级分布，且聚集态亲电与亲核区域呈“锁-钥”构造，有利于分散相的空间识别与稳定缔合；③分散相生长经历了外层分子链收敛、体积塌缩、初始接触与内层分子链扩散4个阶段。研究结果从原子与分子层面揭示了复合液滴分散相的聚结衍化行为，有利于进一步完善力学-化学耦合作用下密封材料的微缺陷自适应修复机理。钻井液与完井液. 2026 43(1): 136-144.