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摘要:
中东地区某油田的主力产层之一的砂岩储层以砂岩和泥质粉砂岩为主，胶结物以长石为主，岩石疏松易出砂导致堵塞。常规酸化技术见效慢，可能导致疏松砂岩分散，加剧出砂。本文分析储层出砂堵塞机理，并研发一套针对疏松砂岩储层的复合酸化解堵技术，以“先稳定、后解堵”为思路，能缓解油井堵塞伤害，并维持储层稳定性。本文通过室内试验，研发了高冲刷流速条件下的砂岩稳定剂，在1800 mL/h的流速下，出砂率可稳定控制在0.01%以内。应用不同工作液体系的协同作用原理，以“多除垢、少溶砂”为目标，研发了差异化溶蚀的酸化解堵体系，垢样溶蚀率不小于95%，溶砂率小于25%，酸液可控制砂岩的溶蚀率，维持岩石结构稳定。现场试验证明，该技术可提高油井平均产量和有效期，为疏松砂岩油田的酸化解堵处理提供了理论基础与实践方向。
中东地区某油田的主力产层之一的砂岩储层以砂岩和泥质粉砂岩为主，胶结物以长石为主，岩石疏松易出砂导致堵塞。常规酸化技术见效慢，可能导致疏松砂岩分散，加剧出砂。本文分析储层出砂堵塞机理，并研发一套针对疏松砂岩储层的复合酸化解堵技术，以“先稳定、后解堵”为思路，能缓解油井堵塞伤害，并维持储层稳定性。本文通过室内试验，研发了高冲刷流速条件下的砂岩稳定剂，在1800 mL/h的流速下，出砂率可稳定控制在0.01%以内。应用不同工作液体系的协同作用原理，以“多除垢、少溶砂”为目标，研发了差异化溶蚀的酸化解堵体系，垢样溶蚀率不小于95%，溶砂率小于25%，酸液可控制砂岩的溶蚀率，维持岩石结构稳定。现场试验证明，该技术可提高油井平均产量和有效期，为疏松砂岩油田的酸化解堵处理提供了理论基础与实践方向。
2026, 43(2): 145-151, 160.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.001
摘要:
井筒工作液是保障非常规与深层超深层油气安全高效勘探开发的关键技术。分别从井筒工作液技术的钻井液、水泥浆、完井液、储层保护和性能智能调控等方面的国内外现状进行了综述，并对技术指标对标。结果表明，我国在非常规高性能水基钻井液、深层超深层井筒工作液方面处于并跑水平；在储层保护技术、智能调控系统等方面处于跟跑水平。随着勘探开发的不断深入，井筒工作液尚不能高效满足深层超深层和非常规领域“更深、更长、更智能”的钻探需求，亟需向环保、高性能和智能化等方向迭代升级，研发完全自主可控的高效能井筒工作液材料、体系、智能测试及调控系统。
井筒工作液是保障非常规与深层超深层油气安全高效勘探开发的关键技术。分别从井筒工作液技术的钻井液、水泥浆、完井液、储层保护和性能智能调控等方面的国内外现状进行了综述，并对技术指标对标。结果表明，我国在非常规高性能水基钻井液、深层超深层井筒工作液方面处于并跑水平；在储层保护技术、智能调控系统等方面处于跟跑水平。随着勘探开发的不断深入，井筒工作液尚不能高效满足深层超深层和非常规领域“更深、更长、更智能”的钻探需求，亟需向环保、高性能和智能化等方向迭代升级，研发完全自主可控的高效能井筒工作液材料、体系、智能测试及调控系统。
2026, 43(2): 152-160.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.002
摘要:
针对顺北及川西海相碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌失稳技术难题，建立了可视化真三轴井壁失稳物模实验平台，开展了破碎性地层微观结构特征、理化特性及力学性能研究，明确了地应力集中、地层破碎、钻井液与岩石间力化耦合作用是破碎地层井壁失稳主控因素。引入地层完整性系数，建立了“地层完整性系数+钻井液浸泡”与力学参数关系，基于有限元模拟，揭示了破碎性地层地应力分布规律，基于等效岩体力学参数，考虑钻井液-岩石间化学作用，构建了基于M-C准则的坍塌压力预测模型。SHB9X、PZ5-3D、PZ6-5D等典型井坍塌压力预测精度高达86.0%～93.9%。
针对顺北及川西海相碳酸盐岩破碎性地层井壁坍塌失稳技术难题，建立了可视化真三轴井壁失稳物模实验平台，开展了破碎性地层微观结构特征、理化特性及力学性能研究，明确了地应力集中、地层破碎、钻井液与岩石间力化耦合作用是破碎地层井壁失稳主控因素。引入地层完整性系数，建立了“地层完整性系数+钻井液浸泡”与力学参数关系，基于有限元模拟，揭示了破碎性地层地应力分布规律，基于等效岩体力学参数，考虑钻井液-岩石间化学作用，构建了基于M-C准则的坍塌压力预测模型。SHB9X、PZ5-3D、PZ6-5D等典型井坍塌压力预测精度高达86.0%～93.9%。
2026, 43(2): 161-171.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.003
摘要:
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，亟需研发一种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 Pa · sn，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，亟需研发一种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 Pa · sn，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(2): 172-178.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.004
摘要:
现用桥接堵漏材料对多尺度裂缝和应力敏感裂缝等复杂裂缝地层堵漏效果差，承压有限，易复漏。从提高材料弹韧性和体积膨胀性角度出发，研制出了弹性膨胀型桥堵增效材料，通过组分优化实验得到了材料最优合成配方及条件，室内评价了材料力学性能、膨胀性能和堵漏能力，并开展了现场应用。研究发现，弹性膨胀堵漏材料膨胀前后抗压强度高、弹韧性足，160 ℃老化后体积膨胀倍率可达116.67%。弹性膨胀材料可通过自身弹韧变形和持续三维膨胀提高封堵层致密性，改善封堵层弹韧性，从而增强封堵层承压和抗返吐能力。该材料在西南工区漏失井进行了初步现场应用，堵漏效果良好，具有较好推广前景。
现用桥接堵漏材料对多尺度裂缝和应力敏感裂缝等复杂裂缝地层堵漏效果差，承压有限，易复漏。从提高材料弹韧性和体积膨胀性角度出发，研制出了弹性膨胀型桥堵增效材料，通过组分优化实验得到了材料最优合成配方及条件，室内评价了材料力学性能、膨胀性能和堵漏能力，并开展了现场应用。研究发现，弹性膨胀堵漏材料膨胀前后抗压强度高、弹韧性足，160 ℃老化后体积膨胀倍率可达116.67%。弹性膨胀材料可通过自身弹韧变形和持续三维膨胀提高封堵层致密性，改善封堵层弹韧性，从而增强封堵层承压和抗返吐能力。该材料在西南工区漏失井进行了初步现场应用，堵漏效果良好，具有较好推广前景。
2026, 43(2): 179-187.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.005
摘要:
昆特依气田位于柴达木盆地北缘昆特依凹陷潜伏I号构造，其基岩储层裂缝发育且含风化壳，地层中存在薄弱层段与天然漏失通道，同时面临超高温（约200 ℃）和异常高压（压力系数达1.63）的复杂地质条件。为解决超高温基岩地层钻井液存在的泥饼虚厚、承压能力低、易漏失等难题，通过协同设计核心处理剂，优化出超高温强封堵、防漏失钻井液体系：以 “磺酸盐共聚物SC-200+羧羟基烷烯共聚物Redu240” 构建抗高温胶体稳定骨架，结合 “纳米SiO2+白沥青NFA-25” 实现多尺度裂缝封堵，达成 “滤失控制+裂缝封堵+井壁稳定” 一体化功能。实验证实，该体系耐温达200 ℃，老化后表观黏度、塑性黏度变化率均小于3%，高温高压滤失量小于12 mL，可抗 15%NaCl 污染，同时老化后砂床滤失量仅4.2 mL，封堵滤失量8.6 mL，具备优异封堵裂缝能力与地层承压能力，对于超高温裂缝性地层钻井中防漏失与井壁稳定效果明显。现场应用于K2-3井（井深7150 m，井底温度199.5 ℃），基岩段实现“零漏失”作业，全井段未发生任何因井漏或钻井液性能引发的井下复杂情况，复杂时效为0，显著减少了因漏失导致的非生产时间，为该地区超深井安全高效钻井提供了可靠的技术支撑。
昆特依气田位于柴达木盆地北缘昆特依凹陷潜伏I号构造，其基岩储层裂缝发育且含风化壳，地层中存在薄弱层段与天然漏失通道，同时面临超高温（约200 ℃）和异常高压（压力系数达1.63）的复杂地质条件。为解决超高温基岩地层钻井液存在的泥饼虚厚、承压能力低、易漏失等难题，通过协同设计核心处理剂，优化出超高温强封堵、防漏失钻井液体系：以 “磺酸盐共聚物SC-200+羧羟基烷烯共聚物Redu240” 构建抗高温胶体稳定骨架，结合 “纳米SiO2+白沥青NFA-25” 实现多尺度裂缝封堵，达成 “滤失控制+裂缝封堵+井壁稳定” 一体化功能。实验证实，该体系耐温达200 ℃，老化后表观黏度、塑性黏度变化率均小于3%，高温高压滤失量小于12 mL，可抗 15%NaCl 污染，同时老化后砂床滤失量仅4.2 mL，封堵滤失量8.6 mL，具备优异封堵裂缝能力与地层承压能力，对于超高温裂缝性地层钻井中防漏失与井壁稳定效果明显。现场应用于K2-3井（井深7150 m，井底温度199.5 ℃），基岩段实现“零漏失”作业，全井段未发生任何因井漏或钻井液性能引发的井下复杂情况，复杂时效为0，显著减少了因漏失导致的非生产时间，为该地区超深井安全高效钻井提供了可靠的技术支撑。
2026, 43(2): 188-193.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.006
摘要:
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改善油包水乳滴的均匀性与高温稳定性。
2026, 43(2): 194-201.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.007
摘要:
为解决在高温/超高温环境下钻井液切力下降导致钻井液的沉降稳定性能及携岩能力降低，致使钻井液固相颗粒无法均匀分散及岩屑聚集这一问题，以AMPS（2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸），SAS（烯丙基磺酸钠），SSS（对苯乙烯磺酸钠）以及MBA（亚甲基双丙烯酰胺）为主要原料设计合成了一种四元抗温达到230 ℃的钻井液悬浮剂XFJ-3#。采用红外光谱、热重分析以及核磁共振H谱对XFJ-3#进行表征。结果表明，XFJ-3#为预期产物，600 ℃时失重仅为 60%。通过其性能评价可知，加量1%XFJ-3#的5%膨润土浆，经过230 ℃、10 d老化后，其切力保持率超过70%。悬浮剂XFJ-3#可以有效提升钻井液在超高温环境下长时间维持钻井液的沉降稳定性能。
为解决在高温/超高温环境下钻井液切力下降导致钻井液的沉降稳定性能及携岩能力降低，致使钻井液固相颗粒无法均匀分散及岩屑聚集这一问题，以AMPS（2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸），SAS（烯丙基磺酸钠），SSS（对苯乙烯磺酸钠）以及MBA（亚甲基双丙烯酰胺）为主要原料设计合成了一种四元抗温达到230 ℃的钻井液悬浮剂XFJ-3#。采用红外光谱、热重分析以及核磁共振H谱对XFJ-3#进行表征。结果表明，XFJ-3#为预期产物，600 ℃时失重仅为 60%。通过其性能评价可知，加量1%XFJ-3#的5%膨润土浆，经过230 ℃、10 d老化后，其切力保持率超过70%。悬浮剂XFJ-3#可以有效提升钻井液在超高温环境下长时间维持钻井液的沉降稳定性能。
2026, 43(2): 202-208.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.008
摘要:
碱式碳酸锌是高含硫地层水基钻井液常用除硫剂，其在油基钻井液中的除硫能力和作用机制尚不明晰。针对传统评价方法中硫化氢浓度和流量偏低、适用温度不高、反应时间过短等不足，搭建了适用于深井钻井液除硫率评价的实验平台；利用钻井液除硫率评价实验平台，测试了碱式碳酸锌在油相、水相、油包水乳液及油基钻井液中的除硫率；基于除硫率实验结果，分析了硫化氢在油包水乳液中的存在形式，厘清了中性及弱碱性水相环境中碱式碳酸锌除硫反应机制，进而揭示了油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制。结果表明，油基钻井液中碱式碳酸锌除硫率可达100%；侵入油基钻井液的硫化氢大部分（>90%）以未离解硫化氢分子形式存在于油相中，少部分硫化氢（<10%）溶解于水相中并离解形成以HS−为主的离子；水相中碱式碳酸锌电离出的Zn2+离子直接与硫化氢一级电离产物HS−离子发生反应生成ZnS沉淀，水相高pH值并非为除硫的必要条件；反应-扩散耦合作用是油基钻井液中碱式碳酸锌的主要机制；温度升高有助于提高除硫效率。揭示的油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制，为碱式碳酸锌用作油基钻井液除硫剂提供了科学依据。
碱式碳酸锌是高含硫地层水基钻井液常用除硫剂，其在油基钻井液中的除硫能力和作用机制尚不明晰。针对传统评价方法中硫化氢浓度和流量偏低、适用温度不高、反应时间过短等不足，搭建了适用于深井钻井液除硫率评价的实验平台；利用钻井液除硫率评价实验平台，测试了碱式碳酸锌在油相、水相、油包水乳液及油基钻井液中的除硫率；基于除硫率实验结果，分析了硫化氢在油包水乳液中的存在形式，厘清了中性及弱碱性水相环境中碱式碳酸锌除硫反应机制，进而揭示了油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制。结果表明，油基钻井液中碱式碳酸锌除硫率可达100%；侵入油基钻井液的硫化氢大部分（>90%）以未离解硫化氢分子形式存在于油相中，少部分硫化氢（<10%）溶解于水相中并离解形成以HS−为主的离子；水相中碱式碳酸锌电离出的Zn2+离子直接与硫化氢一级电离产物HS−离子发生反应生成ZnS沉淀，水相高pH值并非为除硫的必要条件；反应-扩散耦合作用是油基钻井液中碱式碳酸锌的主要机制；温度升高有助于提高除硫效率。揭示的油基钻井液中碱式碳酸锌除硫作用机制，为碱式碳酸锌用作油基钻井液除硫剂提供了科学依据。
2026, 43(2): 209-216.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.009
摘要:
固井水泥环在碳捕集、利用和封存（CCUS）井下易发生化学损伤，降低其服役寿命，因此进行了利用钙基晶须自修复剂与CO2反应诱导生成CaCO3，来提升固井水泥环自修复能力的研究。通过力学试验仪、X射线衍射仪、热重分析仪、扫描电子显微镜和工业用计算机断层成像等测试仪器，研究钙基晶须自修复剂对固井水泥环自修复过程的影响。力学性能测试结果显示，自修复28 d后，掺入钙基晶须自修复剂的水泥石抗压强度自修复率为83.87%，比未掺的水泥石高90.31%。物相分析和扫描电镜测试结果表明，在自修复材料周围有大量方解石型碳酸钙晶体生成，并沉积在水泥石的裂缝中，使得水泥石的裂缝发生碳化自修复。利用CT测试结果进一步证实了钙基晶须自修复剂的自修复效果，掺入钙基晶须自修复剂的水泥环自修复28 d后裂缝体积减小4165.95 mm3，自修复率达到72.32%，这表明CCUS井环境下，在固井水泥浆中掺入钙基晶须自修复材料对水泥环的碳化自修复过程有积极影响。
固井水泥环在碳捕集、利用和封存（CCUS）井下易发生化学损伤，降低其服役寿命，因此进行了利用钙基晶须自修复剂与CO2反应诱导生成CaCO3，来提升固井水泥环自修复能力的研究。通过力学试验仪、X射线衍射仪、热重分析仪、扫描电子显微镜和工业用计算机断层成像等测试仪器，研究钙基晶须自修复剂对固井水泥环自修复过程的影响。力学性能测试结果显示，自修复28 d后，掺入钙基晶须自修复剂的水泥石抗压强度自修复率为83.87%，比未掺的水泥石高90.31%。物相分析和扫描电镜测试结果表明，在自修复材料周围有大量方解石型碳酸钙晶体生成，并沉积在水泥石的裂缝中，使得水泥石的裂缝发生碳化自修复。利用CT测试结果进一步证实了钙基晶须自修复剂的自修复效果，掺入钙基晶须自修复剂的水泥环自修复28 d后裂缝体积减小4165.95 mm3，自修复率达到72.32%，这表明CCUS井环境下，在固井水泥浆中掺入钙基晶须自修复材料对水泥环的碳化自修复过程有积极影响。
2026, 43(2): 217-222.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.02.010
摘要:
水合硅酸钙/聚羧酸纳米晶种（C-S-H/PCE）是一种纳米复合材料，具有成核效应可加速水泥水化反应，提高水泥石早期强度，但常规阴离子型聚羧酸分散剂具有较强的缓凝作用。首先引入甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵阳离子单体合成了强分散、弱缓凝的两性离子型聚羧酸分散剂（APC），接着用APC制备了一种高早强性能的水合硅酸钙/两性离子聚羧酸纳米晶种（C-S-H/APC），并对其结构进行了表征。当晶种加量为1%，20 ℃养护时间为6 h、12 h、24 h时，C-S-H/APC水泥石抗压强度较C-S-H/PCE水泥石抗压强度分别高10.8%、8.2%、8.9%。C-S-H/APC晶种水泥石的XRD图中Ca(OH)2衍射峰明显强于空白组，C2S、C3S的衍射峰较空白组低，且有水化产物AFt的衍射峰。水泥石的SEM图显示，空白水泥石水化程度很低，结构疏松，相同养护龄期的纳米C-S-H/APC水泥石结构更加致密，水泥水化程度更高，说明纳米C-S-H/APC提高了水泥水化速率，加快了水化产物空间网络结构的形成，从而提高了水泥石的早期强度。该低温早强剂水泥浆体系性能良好，已在长庆油田鄂尔多斯盆地长6层低温井中得到成功应用。
水合硅酸钙/聚羧酸纳米晶种（C-S-H/PCE）是一种纳米复合材料，具有成核效应可加速水泥水化反应，提高水泥石早期强度，但常规阴离子型聚羧酸分散剂具有较强的缓凝作用。首先引入甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵阳离子单体合成了强分散、弱缓凝的两性离子型聚羧酸分散剂（APC），接着用APC制备了一种高早强性能的水合硅酸钙/两性离子聚羧酸纳米晶种（C-S-H/APC），并对其结构进行了表征。当晶种加量为1%，20 ℃养护时间为6 h、12 h、24 h时，C-S-H/APC水泥石抗压强度较C-S-H/PCE水泥石抗压强度分别高10.8%、8.2%、8.9%。C-S-H/APC晶种水泥石的XRD图中Ca(OH)2衍射峰明显强于空白组，C2S、C3S的衍射峰较空白组低，且有水化产物AFt的衍射峰。水泥石的SEM图显示，空白水泥石水化程度很低，结构疏松，相同养护龄期的纳米C-S-H/APC水泥石结构更加致密，水泥水化程度更高，说明纳米C-S-H/APC提高了水泥水化速率，加快了水化产物空间网络结构的形成，从而提高了水泥石的早期强度。该低温早强剂水泥浆体系性能良好，已在长庆油田鄂尔多斯盆地长6层低温井中得到成功应用。
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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）
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ISSN1001-5620
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