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2024, 41(1): 1-30.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.001
摘要:
系统地梳理了超深/特深层、非常规、深水、干热岩、极地、天然气水合物等复杂地层钻探过程中面临的钻井液技术难题，探讨了关键科学问题与核心工程难题，结合近年来的钻井液技术进展，介绍了钻井液技术最新进展。针对复杂地层钻井过程中遇到的高温高压高盐、泥页岩水化严重、井壁失稳、大温差、井漏、储层损害，以及钻井液维护自动化程度低等问题，国内外学者研发了抗高温高盐水基/油基钻井液、恒流变钻井液、抗超高温泡沫钻井液、环境友好型超低温钻井液、智能温压响应承压堵漏材料、可降解储层保护材料、钻井液在线监测与自动加料系统等关键材料、体系与装备。但随着地质、工程环境愈加复杂 ，钻井液材料仍面临抗超高温高盐、超长时间稳定、防塌固壁、恶性漏失以及钻井液性能自动化调控等重大技术瓶颈。为满足复杂地层钻探过程中钻井液性能需求 ，未来还需深入研究钻井液处理剂在极端条件下的起效/失效机理 ，钻井液处理剂在微观-介观-宏观等不同尺度下的构效关系变化及作用机制，建立安全高效的钻井液多功能一体化调控方法，构建智能钻井液理论与技术，为实现复杂地层安全高效经济环保钻井提供关键技术支撑。
系统地梳理了超深/特深层、非常规、深水、干热岩、极地、天然气水合物等复杂地层钻探过程中面临的钻井液技术难题，探讨了关键科学问题与核心工程难题，结合近年来的钻井液技术进展，介绍了钻井液技术最新进展。针对复杂地层钻井过程中遇到的高温高压高盐、泥页岩水化严重、井壁失稳、大温差、井漏、储层损害，以及钻井液维护自动化程度低等问题，国内外学者研发了抗高温高盐水基/油基钻井液、恒流变钻井液、抗超高温泡沫钻井液、环境友好型超低温钻井液、智能温压响应承压堵漏材料、可降解储层保护材料、钻井液在线监测与自动加料系统等关键材料、体系与装备。但随着地质、工程环境愈加复杂 ，钻井液材料仍面临抗超高温高盐、超长时间稳定、防塌固壁、恶性漏失以及钻井液性能自动化调控等重大技术瓶颈。为满足复杂地层钻探过程中钻井液性能需求 ，未来还需深入研究钻井液处理剂在极端条件下的起效/失效机理 ，钻井液处理剂在微观-介观-宏观等不同尺度下的构效关系变化及作用机制，建立安全高效的钻井液多功能一体化调控方法，构建智能钻井液理论与技术，为实现复杂地层安全高效经济环保钻井提供关键技术支撑。
2024, 41(1): 31-38.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.002
摘要:
青海油田为实现稀井高产开发技术方案，在柴达木盆地大风山地区风西构造部署五口长裸眼水平井，并同时应用水基、油基钻井液进行施工对比，总结完善风西长裸眼长水平段水平井钻完井工艺技术模板。以优质复合盐水基钻井液在风西ⅠH1-5井的现场应用实例进行总结，并对相关钻井工艺技术应用、工程参数控制、流变性与携带等进行分析。风西ⅠH1-5井完钻井深为5478 m，水平段长2541 m，创青海油田水平段最长、油层钻遇率最高（100%）、水平井单趟进尺最多（1566 m）、水平段短程起下钻井段最长（达1000 m）、首次采用漂浮下套管技术等多项施工新纪录，该井的成功钻探对于超长水平段水平井的钻完井工艺在青海油田应用具有里程碑意义。与应用油基钻井液施工的邻井就钻井周期进行了对标分析，该优质复合盐水基钻井液施工井均优于油基钻井液施工井，对今后钻探长裸眼、长水平段水平井钻井液体系优选有较好的指导借鉴。
青海油田为实现稀井高产开发技术方案，在柴达木盆地大风山地区风西构造部署五口长裸眼水平井，并同时应用水基、油基钻井液进行施工对比，总结完善风西长裸眼长水平段水平井钻完井工艺技术模板。以优质复合盐水基钻井液在风西ⅠH1-5井的现场应用实例进行总结，并对相关钻井工艺技术应用、工程参数控制、流变性与携带等进行分析。风西ⅠH1-5井完钻井深为5478 m，水平段长2541 m，创青海油田水平段最长、油层钻遇率最高（100%）、水平井单趟进尺最多（1566 m）、水平段短程起下钻井段最长（达1000 m）、首次采用漂浮下套管技术等多项施工新纪录，该井的成功钻探对于超长水平段水平井的钻完井工艺在青海油田应用具有里程碑意义。与应用油基钻井液施工的邻井就钻井周期进行了对标分析，该优质复合盐水基钻井液施工井均优于油基钻井液施工井，对今后钻探长裸眼、长水平段水平井钻井液体系优选有较好的指导借鉴。
2024, 41(1): 39-44.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.003
摘要:
水基钻井液在高温下性能调控难度大，主要与核心胶体粒子的分散状态有关，而水基钻井液成分复杂，单一组分与多组分间受高温作用性能变化规律不同，对胶体粒子的分散状态均有影响。针对水基钻井液核心组分，通过高温高压流变性测试获得了膨润土胶体剪切应力-温度曲线，并测试了不同温度下胶体颗粒粒度分布，分析了黏土矿物胶体粒子在室温～220 ℃范围内的分散、絮凝与聚结状态及形成机制，同时利用SEM测试和黏土矿物晶层结构分析，从微观角度揭示了富含镁多孔纤维状黏土矿物胶体的高温稳定机理，此外，基于对高温热滚前后流变性和滤失量等性能变化的分析，从黏土矿物结构特征和聚合物断链、吸附特性等角度揭示膨润土/复配黏土矿物与聚合物类处理剂在高温下的互相作用机理，结合实验结果，明确了低浓度膨润土与海泡石复配胶体具有明显的高温稳定优势，为超高温水基钻井液的构建提供了理论支撑。
水基钻井液在高温下性能调控难度大，主要与核心胶体粒子的分散状态有关，而水基钻井液成分复杂，单一组分与多组分间受高温作用性能变化规律不同，对胶体粒子的分散状态均有影响。针对水基钻井液核心组分，通过高温高压流变性测试获得了膨润土胶体剪切应力-温度曲线，并测试了不同温度下胶体颗粒粒度分布，分析了黏土矿物胶体粒子在室温～220 ℃范围内的分散、絮凝与聚结状态及形成机制，同时利用SEM测试和黏土矿物晶层结构分析，从微观角度揭示了富含镁多孔纤维状黏土矿物胶体的高温稳定机理，此外，基于对高温热滚前后流变性和滤失量等性能变化的分析，从黏土矿物结构特征和聚合物断链、吸附特性等角度揭示膨润土/复配黏土矿物与聚合物类处理剂在高温下的互相作用机理，结合实验结果，明确了低浓度膨润土与海泡石复配胶体具有明显的高温稳定优势，为超高温水基钻井液的构建提供了理论支撑。
2024, 41(1): 45-52.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.004
摘要:
南堡凹陷高柳区块沙三3段V油组属于典型的砂泥薄互层致密油藏，因多年压裂注水开发导致地层压力系统复杂、人工缝网分布密集，水平井钻井过程中井漏、油水侵与井壁垮塌复杂情况同时存在、矛盾突出。结合高柳区块地层特征阐述了水平井安全钻井技术难点，明确了钻井液漏失、井壁垮塌原因，优选纳微米级乳化防塌剂、石墨微球与微米级柔性封堵剂、超细钙构建了封堵承压井壁稳定油基钻井液体系，该体系有效降低滤液对泥岩地层的侵入，对泥岩强度保持能力提高5倍以上，使中高渗砂岩封堵承压能力达到18 MPa；针对油基钻井液漏失问题提出了油基桥接堵漏技术与油基固化堵漏技术。现场试验解决了高柳区块复杂压力系统致密油藏水平井安全钻井难题，十余口应用井无井壁垮塌情况发生，漏失井堵漏后漏失层承压能力提高5.4 MPa，满足后续钻井施工要求。
南堡凹陷高柳区块沙三3段V油组属于典型的砂泥薄互层致密油藏，因多年压裂注水开发导致地层压力系统复杂、人工缝网分布密集，水平井钻井过程中井漏、油水侵与井壁垮塌复杂情况同时存在、矛盾突出。结合高柳区块地层特征阐述了水平井安全钻井技术难点，明确了钻井液漏失、井壁垮塌原因，优选纳微米级乳化防塌剂、石墨微球与微米级柔性封堵剂、超细钙构建了封堵承压井壁稳定油基钻井液体系，该体系有效降低滤液对泥岩地层的侵入，对泥岩强度保持能力提高5倍以上，使中高渗砂岩封堵承压能力达到18 MPa；针对油基钻井液漏失问题提出了油基桥接堵漏技术与油基固化堵漏技术。现场试验解决了高柳区块复杂压力系统致密油藏水平井安全钻井难题，十余口应用井无井壁垮塌情况发生，漏失井堵漏后漏失层承压能力提高5.4 MPa，满足后续钻井施工要求。
2024, 41(1): 53-59.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.005
摘要:
顺北16X井是西北油田分公司部署在顺北16号断裂带的一口四开制斜井探井，完钻层位为奥陶系鹰山组，地质预测顺北16X井井底温度为168.9 ℃/6680 m。该井钻至设计井深6777 m后加深钻进，加深钻进使用ENVIROTHERM NT高性能水基钻井液，卡钻回填后采用油基钻井液进行第一次侧钻，测试未见产，再次回填采用抗高温钻井液体系。第二次侧钻实钻完钻井深7533 m（斜）/7417 m（垂），实测井底温度达209 ℃，钻井液密度最高为1.75 g/cm3，属极高温超高压地层。通过采用抗超高温钻井液体系，保障了超高温下钻井液优良的流变性和沉降稳定性，同时抗CO2、盐水污染能力优良。该井第二次侧钻顺利完钻，钻井液性能稳定，井下正常。
顺北16X井是西北油田分公司部署在顺北16号断裂带的一口四开制斜井探井，完钻层位为奥陶系鹰山组，地质预测顺北16X井井底温度为168.9 ℃/6680 m。该井钻至设计井深6777 m后加深钻进，加深钻进使用ENVIROTHERM NT高性能水基钻井液，卡钻回填后采用油基钻井液进行第一次侧钻，测试未见产，再次回填采用抗高温钻井液体系。第二次侧钻实钻完钻井深7533 m（斜）/7417 m（垂），实测井底温度达209 ℃，钻井液密度最高为1.75 g/cm3，属极高温超高压地层。通过采用抗超高温钻井液体系，保障了超高温下钻井液优良的流变性和沉降稳定性，同时抗CO2、盐水污染能力优良。该井第二次侧钻顺利完钻，钻井液性能稳定，井下正常。
2024, 41(1): 60-67.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.006
摘要:
渤海油田垦利9-1区块地层岩性复杂，且存在断层带，钻井过程中易发生泥岩水化分散和砂岩层井眼缩径等问题，井壁垮塌风险极大。针对该区块地层岩性特点和技术难题并结合环保要求，制备了一种复合型封堵材料PF-MOSHIELD，构建了BIODRILL S合成基钻井液体系。该体系流变性能良好，抗钙、抗岩屑污染达26%和15%，封堵性、沉降稳定性、润滑性优异，高温高压砂盘滤失量3.2 mL，静置7 d沉降因子为0.53，极压润滑系数0.082。BIODRILL S首次在渤海湾垦利9-1区块进行了现场应用，结果表明：该体系解决了垦利9-1区块泥页岩水化和砂岩层井眼缩径问题，垦利9-1北-3定向探井三开井段上部地层钻屑完整，钻屑达4～7 cm；井眼清洁性能良好，钻井液动塑比超过0.59 Pa/mPa·s，φ6和φ3读数均超过9，剪切稀释性强，提高了井眼净化效率，有效避免形成“岩屑床”；润滑性能优异，在大井斜段（55°、70°、67°）可实现直接起钻。
渤海油田垦利9-1区块地层岩性复杂，且存在断层带，钻井过程中易发生泥岩水化分散和砂岩层井眼缩径等问题，井壁垮塌风险极大。针对该区块地层岩性特点和技术难题并结合环保要求，制备了一种复合型封堵材料PF-MOSHIELD，构建了BIODRILL S合成基钻井液体系。该体系流变性能良好，抗钙、抗岩屑污染达26%和15%，封堵性、沉降稳定性、润滑性优异，高温高压砂盘滤失量3.2 mL，静置7 d沉降因子为0.53，极压润滑系数0.082。BIODRILL S首次在渤海湾垦利9-1区块进行了现场应用，结果表明：该体系解决了垦利9-1区块泥页岩水化和砂岩层井眼缩径问题，垦利9-1北-3定向探井三开井段上部地层钻屑完整，钻屑达4～7 cm；井眼清洁性能良好，钻井液动塑比超过0.59 Pa/mPa·s，φ6和φ3读数均超过9，剪切稀释性强，提高了井眼净化效率，有效避免形成“岩屑床”；润滑性能优异，在大井斜段（55°、70°、67°）可实现直接起钻。
2024, 41(1): 68-75.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.007
摘要:
分析了我国海上某盆地地质特征和历史井漏情况，明确了该盆地钻井防漏堵漏难点：地层裂缝发育且存在微米级至毫米级的多尺度裂缝，甚至裂缝和孔、洞并存，导致堵漏材料选配难、一次堵漏成功率低；地层发育大段风化壳、部分地层破碎严重、钻井中裂缝极易二次发育等，导致恶性漏失甚至失返性漏失等复杂情况。针对上述难点，以聚乙烯醇、聚丙烯酸以及含邻苯二酚结构的有机物为原料，合成了一种胶结型堵漏剂BFD-1。实验结果表明，人造疏松岩心在加有4% BFD-1的水溶液中浸泡后，岩心抗压强度提高率达19.34%。以BFD-1为核心，复配现场常用堵漏材料，构建了适用于不同尺寸范围漏失通道的防漏堵漏钻井液体系，具良好的防漏堵漏性、胶结性，并可有效阻止压力传递。研究成果可为该地区钻井井漏防治提供有力技术支撑。
分析了我国海上某盆地地质特征和历史井漏情况，明确了该盆地钻井防漏堵漏难点：地层裂缝发育且存在微米级至毫米级的多尺度裂缝，甚至裂缝和孔、洞并存，导致堵漏材料选配难、一次堵漏成功率低；地层发育大段风化壳、部分地层破碎严重、钻井中裂缝极易二次发育等，导致恶性漏失甚至失返性漏失等复杂情况。针对上述难点，以聚乙烯醇、聚丙烯酸以及含邻苯二酚结构的有机物为原料，合成了一种胶结型堵漏剂BFD-1。实验结果表明，人造疏松岩心在加有4% BFD-1的水溶液中浸泡后，岩心抗压强度提高率达19.34%。以BFD-1为核心，复配现场常用堵漏材料，构建了适用于不同尺寸范围漏失通道的防漏堵漏钻井液体系，具良好的防漏堵漏性、胶结性，并可有效阻止压力传递。研究成果可为该地区钻井井漏防治提供有力技术支撑。
2024, 41(1): 76-83.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.008
摘要:
为了研究延安气田东部区域钻井过程中石千峰组-石盒子组井壁失稳的内在原因，对该地层岩样的矿物组分、理化特征、力学特性进行深入分析，并针对井壁失稳机理提出了抑制液相自吸的稳定井壁对策。研究可知：延安气田东部区域石千峰组-石盒子组黏土矿物含量分布在15.44%～47.52%，属弱膨胀中等分散性岩性，岩心中微裂缝、微孔隙发育，是导致液相侵入、井壁坍塌的主要因素；石千峰组-石盒子组岩样在蒸馏水中滚动回收率低于67.2%、线性膨胀率低于8.14%，石盒子组岩样分散相更强，润湿性均表现为亲水性，且石盒子组岩心的亲水性更强；石千峰组岩样经钻井液浸泡后三轴抗压强度由186.04 MPa降低至98.13 MPa；石盒子组岩样浸泡后三轴抗压强度由90.09 MPa降低至49.21 MPa，表明钻井液沿微孔隙、微裂缝侵入后使岩石强度降低；0.3%自吸水抑制剂ZXS-1可使石盒子组岩样水相和油相在岩心内的饱和度由72.6%和86.6%降低至4.7%和33.5%，并在岩石表面形成一层致密的分子吸附层，将岩心表面的润湿性由亲水性转变为疏水性，通过抑制岩样吸水，达到封堵微裂缝、阻止液相侵入的稳定井壁效果。
为了研究延安气田东部区域钻井过程中石千峰组-石盒子组井壁失稳的内在原因，对该地层岩样的矿物组分、理化特征、力学特性进行深入分析，并针对井壁失稳机理提出了抑制液相自吸的稳定井壁对策。研究可知：延安气田东部区域石千峰组-石盒子组黏土矿物含量分布在15.44%～47.52%，属弱膨胀中等分散性岩性，岩心中微裂缝、微孔隙发育，是导致液相侵入、井壁坍塌的主要因素；石千峰组-石盒子组岩样在蒸馏水中滚动回收率低于67.2%、线性膨胀率低于8.14%，石盒子组岩样分散相更强，润湿性均表现为亲水性，且石盒子组岩心的亲水性更强；石千峰组岩样经钻井液浸泡后三轴抗压强度由186.04 MPa降低至98.13 MPa；石盒子组岩样浸泡后三轴抗压强度由90.09 MPa降低至49.21 MPa，表明钻井液沿微孔隙、微裂缝侵入后使岩石强度降低；0.3%自吸水抑制剂ZXS-1可使石盒子组岩样水相和油相在岩心内的饱和度由72.6%和86.6%降低至4.7%和33.5%，并在岩石表面形成一层致密的分子吸附层，将岩心表面的润湿性由亲水性转变为疏水性，通过抑制岩样吸水，达到封堵微裂缝、阻止液相侵入的稳定井壁效果。
2024, 41(1): 84-91.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.009
摘要:
为了解决钻井液用增黏剂高温高盐易降解失效的问题，以两性离子单体N-甲基二烯丙基丙磺酸（MAPS）、甲基丙烯酰胺（MAC）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）为聚合单体，以偶氮二异丁脒盐酸盐（AIBA）为引发剂，采用自由基共聚法合成了高性能增黏剂DV-1。通过正交实验对合成过程中的主要影响因素进行了考察，确定了最佳合成条件：反应温度为50 ℃，单体浓度为40%，引发剂用量为0.4%，反应时间为4 h。利用FTIR，1H-NMR，TG-DTA等方法对DV-1进行了表征测试，并对产物的增黏性能、抗高温抗盐性能及长效性能等进行了评价。评价结果显示，1%的DV-1水溶液表观黏度可达44.7 mPa·s。180 ℃、16 h高温老化后，溶液黏度保持率高达53.2%；DV-1对高浓度盐离子的耐受性能较好。经180 ℃老化72 h和120 h后，溶液黏度保持率能够达到50.5%和40.7%，长效性能优异。DV-1的半致死浓度EC50值为30 200 mg·L−1，符合水基钻井液在海域的排放标准。通过观察DV-1在溶液中的空间立体形态及对Zeta电位的数据分析，探讨了聚合物起效机理，DV-1的抗温性能主要归因于分子结构中稳定的主链及侧链刚性基团，两性离子结构抑制了侧链的持续卷曲，提升了DV-1的抗盐性能。
为了解决钻井液用增黏剂高温高盐易降解失效的问题，以两性离子单体N-甲基二烯丙基丙磺酸（MAPS）、甲基丙烯酰胺（MAC）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）为聚合单体，以偶氮二异丁脒盐酸盐（AIBA）为引发剂，采用自由基共聚法合成了高性能增黏剂DV-1。通过正交实验对合成过程中的主要影响因素进行了考察，确定了最佳合成条件：反应温度为50 ℃，单体浓度为40%，引发剂用量为0.4%，反应时间为4 h。利用FTIR，1H-NMR，TG-DTA等方法对DV-1进行了表征测试，并对产物的增黏性能、抗高温抗盐性能及长效性能等进行了评价。评价结果显示，1%的DV-1水溶液表观黏度可达44.7 mPa·s。180 ℃、16 h高温老化后，溶液黏度保持率高达53.2%；DV-1对高浓度盐离子的耐受性能较好。经180 ℃老化72 h和120 h后，溶液黏度保持率能够达到50.5%和40.7%，长效性能优异。DV-1的半致死浓度EC50值为30 200 mg·L−1，符合水基钻井液在海域的排放标准。通过观察DV-1在溶液中的空间立体形态及对Zeta电位的数据分析，探讨了聚合物起效机理，DV-1的抗温性能主要归因于分子结构中稳定的主链及侧链刚性基团，两性离子结构抑制了侧链的持续卷曲，提升了DV-1的抗盐性能。
2024, 41(1): 92-97.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.010
摘要:
干热岩长期高温导致水泥石强度衰退，易造成套管挤毁或窜流，严重影响钻井的安全。针对200 ℃以上常规加砂水泥石强度衰退难题，基于硅铝键结合增强效应，通过优化水泥物相组成，开发了超高温增强材料SCKL，可以满足210～300 ℃下固井要求，不仅抑制了水泥石强度衰退，且促进了水泥石强度长期发育，300 ℃、48 h的抗压强度为18.2 MPa，30 d抗压强度高达23.2 MPa，探索了超高温增强材料对水泥石微观结构的影响，揭示了超高温水泥石微观作用机制。研选了温度广谱型缓凝剂，开发了大温差防衰退水泥浆体系，可以满足干热岩100 ℃温差下安全固井需求，并在青海共和盆地成功应用5口井，固井质量均为优质，为干热岩井筒水泥环密封完整性提供了安全保障。
干热岩长期高温导致水泥石强度衰退，易造成套管挤毁或窜流，严重影响钻井的安全。针对200 ℃以上常规加砂水泥石强度衰退难题，基于硅铝键结合增强效应，通过优化水泥物相组成，开发了超高温增强材料SCKL，可以满足210～300 ℃下固井要求，不仅抑制了水泥石强度衰退，且促进了水泥石强度长期发育，300 ℃、48 h的抗压强度为18.2 MPa，30 d抗压强度高达23.2 MPa，探索了超高温增强材料对水泥石微观结构的影响，揭示了超高温水泥石微观作用机制。研选了温度广谱型缓凝剂，开发了大温差防衰退水泥浆体系，可以满足干热岩100 ℃温差下安全固井需求，并在青海共和盆地成功应用5口井，固井质量均为优质，为干热岩井筒水泥环密封完整性提供了安全保障。
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：
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：
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：
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：
针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题，研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用，协同增强水泥浆防气窜性能；不同粒径硅粉复配与加量优化，增强水泥石高温稳定性；无机纤维桥联阻裂堵漏，抑制裂缝延展，提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1，水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm3的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳，一界面胶结强度达12.6 MPa；水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%，抗冲击强度增加了188%，且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用，较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。
针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题，研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用，协同增强水泥浆防气窜性能；不同粒径硅粉复配与加量优化，增强水泥石高温稳定性；无机纤维桥联阻裂堵漏，抑制裂缝延展，提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1，水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm3的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳，一界面胶结强度达12.6 MPa；水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%，抗冲击强度增加了188%，且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用，较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。
摘要：
目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题，采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验，分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性，探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明：龙马溪页岩富含脆性矿物，黏土矿物以伊蒙混层为主，微纳米孔隙发育，微裂隙呈缝状、近平行分布，敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此，针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策，即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方，评价表明，该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明，该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题，为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。
目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题，采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验，分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性，探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明：龙马溪页岩富含脆性矿物，黏土矿物以伊蒙混层为主，微纳米孔隙发育，微裂隙呈缝状、近平行分布，敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此，针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策，即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方，评价表明，该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明，该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题，为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。
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：
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。
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
