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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。
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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>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三套防漏堵漏配方，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>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三套防漏堵漏配方，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(4): 425-441.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.001
摘要:
针对安全快速高效钻井的需求，近年来我国在钻井液技术领域开展了卓有成效的研究与应用，取得了显著进展。为系统梳理我国钻井液技术发展脉络，推动钻井液体系标准化，持续提升钻井液功能、性能及应用水平，系统综述了近期水基钻井液、油基钻井液和合成基钻井液的研究进展与应用现状。其中：水基钻井液体系重点发展了高性能水基钻井液、超高温与超高密度钻井液、泡沫钻井液以及环保及储层保护钻井液等体系；油基钻井液领域形成了纯油基钻井液、油包水乳化钻井液和无土相油基钻井液等体系；合成基钻井液则在烃类合成基、酯基及生物质合成基钻井液等方向取得新进展。在综述的基础上，深入剖析了当前钻井液研究与应用中存在的多种问题及成因。基于存在问题，提出了针对性发展建议，对我国钻井液研究、应用与规范化具有一定的参考意义。
针对安全快速高效钻井的需求，近年来我国在钻井液技术领域开展了卓有成效的研究与应用，取得了显著进展。为系统梳理我国钻井液技术发展脉络，推动钻井液体系标准化，持续提升钻井液功能、性能及应用水平，系统综述了近期水基钻井液、油基钻井液和合成基钻井液的研究进展与应用现状。其中：水基钻井液体系重点发展了高性能水基钻井液、超高温与超高密度钻井液、泡沫钻井液以及环保及储层保护钻井液等体系；油基钻井液领域形成了纯油基钻井液、油包水乳化钻井液和无土相油基钻井液等体系；合成基钻井液则在烃类合成基、酯基及生物质合成基钻井液等方向取得新进展。在综述的基础上，深入剖析了当前钻井液研究与应用中存在的多种问题及成因。基于存在问题，提出了针对性发展建议，对我国钻井液研究、应用与规范化具有一定的参考意义。
2025, 42(4): 442-452.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.002
摘要:
全球深水及超深水油气资源占比达44%，对其开发成为能源供给的重要支柱。近年来，全球70%的重大油气新发现源自深水区域，中国南海深水油气资源丰富，其开发对提升能源自给率及保障国家能源安全至关重要。然而，高温高压、复杂地质、水合物形成及井壁稳定性等对深水钻井液技术提出更高要求。国际油服公司如斯伦贝谢、哈里伯顿、BP等在深水水基、合成基及高密度钻井液领域取得突破，并广泛应用于墨西哥湾、巴西盐下油田等深水区块。国内中海油服依托南海多个油田推进自主创新，形成深水水合物防治、高性能水基钻井液、恒流变合成基钻井液等关键技术，显著提升深水钻井安全性与效率。综述了近年来深水及超深水钻井液技术的发展趋势，重点分析深水水基钻井液、合成基钻井液、高密度钻井液等体系的最新进展及其在深水油气开发中的应用，为未来深水钻井液技术的发展提供参考。
全球深水及超深水油气资源占比达44%，对其开发成为能源供给的重要支柱。近年来，全球70%的重大油气新发现源自深水区域，中国南海深水油气资源丰富，其开发对提升能源自给率及保障国家能源安全至关重要。然而，高温高压、复杂地质、水合物形成及井壁稳定性等对深水钻井液技术提出更高要求。国际油服公司如斯伦贝谢、哈里伯顿、BP等在深水水基、合成基及高密度钻井液领域取得突破，并广泛应用于墨西哥湾、巴西盐下油田等深水区块。国内中海油服依托南海多个油田推进自主创新，形成深水水合物防治、高性能水基钻井液、恒流变合成基钻井液等关键技术，显著提升深水钻井安全性与效率。综述了近年来深水及超深水钻井液技术的发展趋势，重点分析深水水基钻井液、合成基钻井液、高密度钻井液等体系的最新进展及其在深水油气开发中的应用，为未来深水钻井液技术的发展提供参考。
2025, 42(4): 453-461.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.003
摘要:
国内外针对钻井液处理剂在高钙污染下性能大幅降低的难题，对降滤失剂、增黏剂、抑制剂、润滑剂及降黏剂等开展了大量的研究，进一步提升处理剂的抗钙性能，虽然出现抗钙25%时抗温达150℃、抗钙11%时抗温180℃的产品，且部分产品成功应用于现场。但多数处理剂研究还限于室内，且仍存在抗温抗钙性能还不能同时兼顾的问题，尤其在抗钙含量大于200 000 ppm（≥20%氯化钙）的处理剂研究不多。今后抗钙处理剂的研究要在着重将室内研究成果尽快转化的基础上提高抗温抗钙同时兼顾的能力，还要进一步利用价廉易得的天然材料，开发基于生物质资源的低成本处理剂；同时要在分子结构设计上突破传统结构，采用支化或星形、树枝状或树形结构的抗钙聚合物材料，注重新单体研发，新材料的引入，并结合材料科学领域AI技术，进一步提升处理剂抗温抗钙能力、提高研发效率及处理剂现场应用的适配性。
国内外针对钻井液处理剂在高钙污染下性能大幅降低的难题，对降滤失剂、增黏剂、抑制剂、润滑剂及降黏剂等开展了大量的研究，进一步提升处理剂的抗钙性能，虽然出现抗钙25%时抗温达150℃、抗钙11%时抗温180℃的产品，且部分产品成功应用于现场。但多数处理剂研究还限于室内，且仍存在抗温抗钙性能还不能同时兼顾的问题，尤其在抗钙含量大于200 000 ppm（≥20%氯化钙）的处理剂研究不多。今后抗钙处理剂的研究要在着重将室内研究成果尽快转化的基础上提高抗温抗钙同时兼顾的能力，还要进一步利用价廉易得的天然材料，开发基于生物质资源的低成本处理剂；同时要在分子结构设计上突破传统结构，采用支化或星形、树枝状或树形结构的抗钙聚合物材料，注重新单体研发，新材料的引入，并结合材料科学领域AI技术，进一步提升处理剂抗温抗钙能力、提高研发效率及处理剂现场应用的适配性。
2025, 42(4): 462-471.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.004
摘要:
以有机材料为水解单体，AMPS、DMAA和BA为聚合单体，通过预水解反应和自由基聚合反应两步法制备了一种抗超高温微纳米有机封堵剂（TSF）。通过热重分析显示，TSF的初始热分解温度为240℃，热稳定性优异；220℃老化前后粒径维持在342～825 nm之间，具有分散稳定性；玻璃化转变温度为192℃，能够由玻璃态转变为黏弹橡胶态，具有形变封堵性和黏结固壁性。TSF加量为4%时，220℃老化16 h后，可使钻井液基浆高温高压滤失量降低43.1%，对5 μm和10 μm陶瓷砂盘的高温高压滤失量分别降低37.1%和34.5%，表明TSF封堵降滤失效果优异；在220℃高温下无H2S气体产生，表明TSF在超高温下具有较高的安全性；220℃老化后基浆泥饼渗透率降低50.8%，黏结固壁作用可将岩心柱抗压强度提升12.6～17倍，表明TSF通过自适应充填来提高其对超深井地层孔缝的封堵及固壁性能，并在特深井A中成功应用。
以有机材料为水解单体，AMPS、DMAA和BA为聚合单体，通过预水解反应和自由基聚合反应两步法制备了一种抗超高温微纳米有机封堵剂（TSF）。通过热重分析显示，TSF的初始热分解温度为240℃，热稳定性优异；220℃老化前后粒径维持在342～825 nm之间，具有分散稳定性；玻璃化转变温度为192℃，能够由玻璃态转变为黏弹橡胶态，具有形变封堵性和黏结固壁性。TSF加量为4%时，220℃老化16 h后，可使钻井液基浆高温高压滤失量降低43.1%，对5 μm和10 μm陶瓷砂盘的高温高压滤失量分别降低37.1%和34.5%，表明TSF封堵降滤失效果优异；在220℃高温下无H2S气体产生，表明TSF在超高温下具有较高的安全性；220℃老化后基浆泥饼渗透率降低50.8%，黏结固壁作用可将岩心柱抗压强度提升12.6～17倍，表明TSF通过自适应充填来提高其对超深井地层孔缝的封堵及固壁性能，并在特深井A中成功应用。
2025, 42(4): 472-477.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.005
摘要:
钻井液高温失效是造成井下复杂事故的主要原因之一。渤海湾周围钻井深度接近6000 m，井底温度预计超过200℃。为防止井壁坍塌和钻井液失效，保护油气储层与海洋环境，优选了抗高温钻井液处理剂，探究了处理剂的抗温机理，构建了抗温200℃、密度为1.9 g/cm3环保型抗超高温海水基低固相钻井液体系，并在盖探1井进行了应用。研究结果和应用效果表明：该体系在200℃热滚16 h后滤失量仅为15 mL，具有较好的降滤失性、抑制性、润滑性、悬浮携带能力和储层保护能力，钻井过程顺利，井眼扩大率较小，且配方简单、环境友好，能够满足海洋环保要求。解决了渤海地区深部高温高压地层油气钻探的技术难题，为今后该区域深部油气的勘探开发提供了技术支撑，也为抗超高温低固相钻井液在其他深部地层和环境敏感地区的应用提供了样本。
钻井液高温失效是造成井下复杂事故的主要原因之一。渤海湾周围钻井深度接近6000 m，井底温度预计超过200℃。为防止井壁坍塌和钻井液失效，保护油气储层与海洋环境，优选了抗高温钻井液处理剂，探究了处理剂的抗温机理，构建了抗温200℃、密度为1.9 g/cm3环保型抗超高温海水基低固相钻井液体系，并在盖探1井进行了应用。研究结果和应用效果表明：该体系在200℃热滚16 h后滤失量仅为15 mL，具有较好的降滤失性、抑制性、润滑性、悬浮携带能力和储层保护能力，钻井过程顺利，井眼扩大率较小，且配方简单、环境友好，能够满足海洋环保要求。解决了渤海地区深部高温高压地层油气钻探的技术难题，为今后该区域深部油气的勘探开发提供了技术支撑，也为抗超高温低固相钻井液在其他深部地层和环境敏感地区的应用提供了样本。
2025, 42(4): 478-485.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.006
摘要:
南海西部东方F气田黄流组二段为超高温低孔低渗段储层，温度高达205℃。前期钻探使用的低渗透钻开液作业存在高温降解问题，影响了现场作业并带来水锁伤害问题。为此，室内研选出超高温条件下具有良好协同抗温作用的温敏聚合物提黏剂、增黏降滤失剂、抗超高温改性淀粉材料，构建了一套新型抗超高温低渗透储层钻开液体系。该体系210℃高温稳定，150℃滤失量小于10 mL，岩心污染渗透率恢复值大于90%，滤饼易破胶、易解除。同时，优选出的配套超高温防水锁剂不起泡，能将体系滤液的气-液表面张力和油-液界面张力分别降低至27.7 mN/m和5.9 mN/m。新型抗超高温低渗透储层钻开液体系在东方F气田X2调整井进行了成功应用，作业期间体系黏度和切力稳定、滤失量小、井径规则、作业顺利，测试投产效果好，该井表皮系数仅为0.13。新型抗超高温低渗透储层钻开液技术对于降低海上此类储层的钻探开发风险和保障产能具有重要意义。
南海西部东方F气田黄流组二段为超高温低孔低渗段储层，温度高达205℃。前期钻探使用的低渗透钻开液作业存在高温降解问题，影响了现场作业并带来水锁伤害问题。为此，室内研选出超高温条件下具有良好协同抗温作用的温敏聚合物提黏剂、增黏降滤失剂、抗超高温改性淀粉材料，构建了一套新型抗超高温低渗透储层钻开液体系。该体系210℃高温稳定，150℃滤失量小于10 mL，岩心污染渗透率恢复值大于90%，滤饼易破胶、易解除。同时，优选出的配套超高温防水锁剂不起泡，能将体系滤液的气-液表面张力和油-液界面张力分别降低至27.7 mN/m和5.9 mN/m。新型抗超高温低渗透储层钻开液体系在东方F气田X2调整井进行了成功应用，作业期间体系黏度和切力稳定、滤失量小、井径规则、作业顺利，测试投产效果好，该井表皮系数仅为0.13。新型抗超高温低渗透储层钻开液技术对于降低海上此类储层的钻探开发风险和保障产能具有重要意义。
2025, 42(4): 486-493.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.007
摘要:
井漏问题一直是影响钻井作业安全与高效进行的重大挑战。以甲基丙烯酸月桂酯（LMA）为疏水性单体，丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸（AA）为亲水性单体，通过自由基聚合法合成了凝胶封堵剂（LAS），并利用Al3+金属离子与聚合物分子链上的羧基配位作用增强凝胶的力学性能。结果表明，LAS凝胶表现出可再交联特性，在高温和高压条件下具有良好的封堵性能和自适应性。在120℃、6 MPa下，2%浓度的LAS凝胶对20～40目、40～60目和60～80目裂缝模拟砂床的漏失体积分别为69.5 mL、58.3 mL和41 mL，封堵性能明显优于常规凝胶和传统封堵剂。同时，LAS凝胶在不同温度和盐浓度条件下均具有较好的溶胀和流变性能，可在地层温度激发下形成稳定的封堵层，从而有效降低漏失体积。LAS凝胶的动态可再交联性使其在高温和高压环境下依然保持良好的封堵效果，在工作液漏失治理方面有着一定的应用前景。
井漏问题一直是影响钻井作业安全与高效进行的重大挑战。以甲基丙烯酸月桂酯（LMA）为疏水性单体，丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸（AA）为亲水性单体，通过自由基聚合法合成了凝胶封堵剂（LAS），并利用Al3+金属离子与聚合物分子链上的羧基配位作用增强凝胶的力学性能。结果表明，LAS凝胶表现出可再交联特性，在高温和高压条件下具有良好的封堵性能和自适应性。在120℃、6 MPa下，2%浓度的LAS凝胶对20～40目、40～60目和60～80目裂缝模拟砂床的漏失体积分别为69.5 mL、58.3 mL和41 mL，封堵性能明显优于常规凝胶和传统封堵剂。同时，LAS凝胶在不同温度和盐浓度条件下均具有较好的溶胀和流变性能，可在地层温度激发下形成稳定的封堵层，从而有效降低漏失体积。LAS凝胶的动态可再交联性使其在高温和高压环境下依然保持良好的封堵效果，在工作液漏失治理方面有着一定的应用前景。
2025, 42(4): 494-502.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.008
摘要:
随着酸性气藏的开发，钻井液面临着CO2侵入的风险。由于酸性气藏埋藏深，高温高密度钻井液体系在受到CO2污染后，性能会显著弱化，尤其是滤失量难以控制。室内建立了一种新型的CO2污染评价实验方法，在150℃下，对几种典型的抗高温降滤失剂进行了CO2侵入污染实验评价。基于“降滤失剂+膨润土浆”宏观和微观性能分析，系统研究了CO2对降滤失剂的弱化机制，以及不同降滤失剂的抗CO2污染性能。研究结果表明，磺化类降滤失剂SAS和SMP-III在受到CO2污染后，其水溶性变差，黏度降低、滤失性能恶化，胶体稳定性下降。相比之下，聚合物降滤失剂NH4-HPAN和纤维素类降滤失剂PAC-LV在受到CO2污染后表现出增稠现象。NH4-HPAN在抗CO2污染能力方面表现突出，其降滤失性能、胶体稳定性以及粒径分布均保持良好的稳定性。
随着酸性气藏的开发，钻井液面临着CO2侵入的风险。由于酸性气藏埋藏深，高温高密度钻井液体系在受到CO2污染后，性能会显著弱化，尤其是滤失量难以控制。室内建立了一种新型的CO2污染评价实验方法，在150℃下，对几种典型的抗高温降滤失剂进行了CO2侵入污染实验评价。基于“降滤失剂+膨润土浆”宏观和微观性能分析，系统研究了CO2对降滤失剂的弱化机制，以及不同降滤失剂的抗CO2污染性能。研究结果表明，磺化类降滤失剂SAS和SMP-III在受到CO2污染后，其水溶性变差，黏度降低、滤失性能恶化，胶体稳定性下降。相比之下，聚合物降滤失剂NH4-HPAN和纤维素类降滤失剂PAC-LV在受到CO2污染后表现出增稠现象。NH4-HPAN在抗CO2污染能力方面表现突出，其降滤失性能、胶体稳定性以及粒径分布均保持良好的稳定性。
2025, 42(4): 503-508.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.009
摘要:
卤水基钻井液体系作为一种新的钻井液体系，在替代油基及传统水基钻井液方面具有较大的价值。针对吐哈油田二叠系目的层井壁失稳严重、储层保护难度大的现状，以氯化物型卤水为分散基液开展钻井液体系研究，通过优选高效处理剂，形成了一套低活度低固相强抑制性的卤水基钻井液体系。该体系组成简单，抑制性强，室内研究表明，该体系具有较好的抗温性及抗污染性，对钢片及橡胶等材料的腐蚀也满足测试标准要求。该体系在吐哈油田准噶尔盆地奇探1块成功进行了应用，目的层段平均井径扩大率为3.44%，钻进时无复杂事故发生，表明低活度低固相强抑制性的卤水基钻井液体系能满足二叠系盆地的钻井要求，氯化物型卤水钻井液体系试验在国内尚属首次，具有进一步优化推广的价值。
卤水基钻井液体系作为一种新的钻井液体系，在替代油基及传统水基钻井液方面具有较大的价值。针对吐哈油田二叠系目的层井壁失稳严重、储层保护难度大的现状，以氯化物型卤水为分散基液开展钻井液体系研究，通过优选高效处理剂，形成了一套低活度低固相强抑制性的卤水基钻井液体系。该体系组成简单，抑制性强，室内研究表明，该体系具有较好的抗温性及抗污染性，对钢片及橡胶等材料的腐蚀也满足测试标准要求。该体系在吐哈油田准噶尔盆地奇探1块成功进行了应用，目的层段平均井径扩大率为3.44%，钻进时无复杂事故发生，表明低活度低固相强抑制性的卤水基钻井液体系能满足二叠系盆地的钻井要求，氯化物型卤水钻井液体系试验在国内尚属首次，具有进一步优化推广的价值。
2025, 42(4): 509-515.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.010
摘要:
为解决川西海相长水平井钻探过程中的环空憋堵、井壁失稳技术难题，分析了该地层地质特征，并通过实验研究了其井壁失稳机理，研究表明川西海相地层最小主应力方向井壁失稳风险要高于最大主应力方向，储层岩石矿物呈现硬脆性，地层破碎，微裂缝发育，夹层胶结性差，长水平井段易发生岩屑沉积，引起环空憋堵，裂缝受压力激动进一步拓展，导致井壁失稳。在此基础上，研制了抗高温提切剂SMRS-1，研选了乳化剂和纳微米封堵剂SMNR-2等关键材料，构建了抗高温长效稳定白油基钻井液体系，该体系经160℃滚动老化7 d后，动塑比不小于0.20 Pa/mPa·s，高温高压滤失量（160℃）小于4.0 mL，破乳电压大于600 V，显示出良好的高温长效稳定性。该钻井液在PZ5-3井成功应用，解决了川西海相长水平井环空憋堵、井壁失稳难题。
为解决川西海相长水平井钻探过程中的环空憋堵、井壁失稳技术难题，分析了该地层地质特征，并通过实验研究了其井壁失稳机理，研究表明川西海相地层最小主应力方向井壁失稳风险要高于最大主应力方向，储层岩石矿物呈现硬脆性，地层破碎，微裂缝发育，夹层胶结性差，长水平井段易发生岩屑沉积，引起环空憋堵，裂缝受压力激动进一步拓展，导致井壁失稳。在此基础上，研制了抗高温提切剂SMRS-1，研选了乳化剂和纳微米封堵剂SMNR-2等关键材料，构建了抗高温长效稳定白油基钻井液体系，该体系经160℃滚动老化7 d后，动塑比不小于0.20 Pa/mPa·s，高温高压滤失量（160℃）小于4.0 mL，破乳电压大于600 V，显示出良好的高温长效稳定性。该钻井液在PZ5-3井成功应用，解决了川西海相长水平井环空憋堵、井壁失稳难题。
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：
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：
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： 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
邮编： 062552
电话：（0317）2725487 2722354
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CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
