钻井液与完井液

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。

微细钛铁粉加重剂在钻井液中的应用

王茜, 马昭华, 袁学芳, 徐同台, 张晖, 张瑞芳

2018, 35(3): 17-24. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.003

摘要(562) PDF (844KB)(183)

摘要:
随着深水井、大位移井、高温高压井以及窄密度窗口井钻井作业的进行，对钻井液性能的要求越来越高，尤其是对高密度及超高密度钻井液的流变性、造壁性、沉降稳定性以及储层保护性能的要求，常规API重晶石加重的钻井液已经不能满足特殊井段的钻进需求，因此需寻求新型加重剂。近年来微细重晶石、微锰、微细钛铁粉等新型加重剂在现场使用取得较好的效果。通过对国内外文献的调研，研讨了微细钛铁粉的特性、微细钛铁粉对水基以及油基钻井液流变性、滤失造壁性和沉降稳定性的影响及该剂在高密度/超高密度水基/油基钻井液中的使用情况。得出：微细钛铁粉无论是用作水基还是油基钻井液的加重剂，或与API重晶石混合使用，钻井液流变性好，其酸溶性好，形成的泥饼更容易去除，沉降稳定性好，对储层损害程度低。该剂磁性可通过去除赤铁矿杂质得以解决；尽管其硬度高于重晶石，但由于其D₉₀为15 μm，因而其磨蚀性低于API重晶石。此外，由于微细钛铁粉颗粒分布集中（D₅₀≈5 μm），高温高压滤失量稍高，可以通过加入一些粒径分布宽的酸溶性架桥颗粒来得到解决。整体上来说，微细钛铁粉用作钻井液加重剂是非常有前景的。该剂已在阿拉伯湾以及阿联酋等现场应用，取得了较好的结果。

钻井液

高性能合成基钻井液体系的研制及性能研究

赵春花, 罗健生, 夏小春, 孙强, 耿铁, 刘刚

2018, 35(3): 25-31. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.004

摘要(651) PDF (863KB)(197)

摘要:
针对高温高压复杂井安全密度窗口较窄的难题，笔者通过分子结构设计和合成，研发了抗温达232℃的新型抗高温乳化剂、抗高温降滤失剂和抗高温有机土，并在此基础上构建了一套高性能合成基钻井液体系。实验结果表明，该乳化剂乳化率高达95%以上，形成的乳状液液滴尺寸分布均匀。降滤失剂与乳化剂、有机土协同增效，进一步提升了体系的乳化稳定性、高温高压流变性和降滤失功能。与传统的合成基钻井液相比，该体系在高密度下具有低黏度、低切力、沉降稳定性好、高温热稳定性好及高温高压滤失量低等优点，从而有助于解决高温高密度钻井液因结构强度太大而造成的憋泵、启动泵压过高、当量循环密度（ECD）变化大而诱发的井漏及井壁失稳等难题，为满足石油勘探开发高温高压井作业安全提供了技术保障。

CQH-M2高性能水基钻井液及其在威204H11-4井的应用

刘政, 李俊才, 李轩, 李茂森, 胡静, 范劲

2018, 35(3): 32-36. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.005

摘要(647) PDF (787KB)(170)

摘要:
川渝地区龙马溪组页岩的脆性高，微裂缝和微孔洞发育，钻进过程中井壁易失稳、易发生突发掉块卡钻复杂。针对龙马溪组页岩的地质特点，分析使用CQH-M2高性能水基聚合物钻井液的技术难点，提出相应的技术对策。通过实验优选出CQH-M2高性能水基钻井液的抑制剂、抗高浓度高价金属离子聚合物降滤失剂、碳醇类润滑剂和磺化沥青类封堵剂，并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明，CQH-M2高性能水基钻井液对页岩岩屑复合电解质溶液的抑制性优于CQH-M1高性能水基钻井液、接近油基钻井液，可以有效抑制页岩水化分散；有很好的即时和长效封堵效果；滤饼质量薄而有韧性，封堵效果好；抗9%岩屑。现场应用表明：CQH-M2高性能水基钻井液满足威204H11-4井钻井技术需要，全程钻井液性能表现良好，井下安全正常。

深层页岩气油基钻井液承压堵漏技术

梁文利

2018, 35(3): 37-41. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.006

摘要(762) PDF (1356KB)(215)

摘要:
随着涪陵页岩气向深层开发，钻井液密度达到1.75 g/cm³，固井水泥浆密度达到1.85～1.89 g/cm³，为了提高固井质量，防止水泥浆漏失，需要提高油基钻井液应用井段承压能力。国外新型油基堵漏材料在涪陵二期深层页岩气焦页XX井进行了应用。应用效果表明，该技术能够实行随钻封堵，对钻井液的流变性能没有副作用，在提承压作业过程中，对部分漏失层段进行承压作业，承压能力能够从1.75 g/cm³提至1.80 g/cm³。最后对全部漏失层段进行承压作业，采用国外油基堵漏剂和自研油基堵漏材料T150联合堵漏，承压能力提高至1.85 g/cm³。研究结果表明，该油基堵漏技术适用性强，配方简化，亲油性强，可操作性好，可以进行推广应用。

顺北油田二叠系火成岩防漏堵漏技术

潘军, 李大奇

2018, 35(3): 42-47. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.007

摘要(621) PDF (832KB)(196)

摘要:
井漏是影响顺北油田安全、快速、高效钻井的重大技术难题之一。通过对现场漏失资料的统计分析，明确了顺北油田二叠系地层具有非均质性强、多尺度裂缝发育和裂缝易扩展的特点，且整体上北部漏失程度较轻，南部漏失程度较严重；二叠系漏失机理为压差性漏失和裂缝扩展性漏失，并以压差性漏失为主。优选了高效随钻封堵剂SMGF-1，钻井液中加入3%的SMGF-1，可使得0.45～0.90 mm砂床承压达8.5 MPa，具备良好的防漏效果；研发了高效承压堵漏剂SMKZD-1，1～3 mm裂缝承压均大于5.0 MPa，具有良好的广谱封堵效果。现场应用表明，该防漏堵漏技术可以提高二叠系火成岩地层的防漏与堵漏效果。

超分子化学堵漏技术研究与应用

王勇, 蒋官澄, 杜庆福, 薛民生, 杨萍, 刘建全, 刘永峰, 李英进

2018, 35(3): 48-53. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.008

摘要(801) PDF (3635KB)(216)

摘要:
采用目前国际上近年发展起来的超分子化学理论，研发了一种超分子堵漏新材料，其能够适应不同深度地层，在不同温度下形成不同强度和弹性的凝胶，具有广泛适应性。经过实验研究，分别研发出针对不同漏失情况的堵漏技术，解决了以前堵漏剂在漏层中停不住、易被水混合冲稀、难以滞留堆集在漏层入口附近、难以堵死漏失通道等技术难题。使用该超分子堵漏剂配制的堵漏浆在可控时间内在漏失层形成具有一定强度的凝胶颗粒（粒径为100～2 000 μm），凝胶颗粒有弹性、易变形，可以进入地层孔隙或裂缝，封堵孔隙尺寸为0.15～1.5 mm的孔隙，承压达到7.5 MPa以上。采用该超分子堵漏材料，在准东区块克205井等3口井进行了应用。现场应用表明，该超分子堵漏材料结合常规堵漏材料，能够很好地解决钻进过程中存在的各类漏失，堵漏成功率高，对不同的漏失情况能够起到较好的堵漏效果，在后期作业过程中没有发生重复漏失的现象，有利于降低综合钻井成本。

钻井液用微乳液润滑剂NE的研究与应用

董兵强, 邱正松, 邓智, 张华莲, 康远波

2018, 35(3): 54-59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.009

摘要(586) PDF (869KB)(193)

摘要:
当前钻井液用液体润滑剂存在抗温性能差、制备工艺复杂、起泡率及荧光级别高等难题，制约了水平井钻井井眼的有效延伸，降低了钻井效率。结合胶体与界面化学基础理论，以液态石蜡、Span80及Tween80等为原料，研发出一种微乳液润滑剂NE，并通过室内实验评价了其性能，分析了其主要润滑机理。研究结果表明，NE稀释后形成的纳米液滴呈正电性，平均粒径在187～258 nm之间；加入2.0% NE后膨润土浆的润滑系数降低率为83.8%，泥饼黏附系数降低率为74.2%；NE可抗160℃高温，耐温性良好，荧光级别为2级，起泡率低，与钻井液配伍性良好；基于吸附作用与纳米效应，NE可良好地吸附在矿物与金属钻具表面，大幅提高润滑效率。现场应用结果表明，NE可大幅降低钻柱扭矩与摩阻，减少卡钻事故发生频率，满足水平井段钻井液润滑性的技术要求。

深水水基恒流变钻井液流变特性研究

高涵, 许林, 许明标, 由福昌, 刘卫红

2018, 35(3): 60-67. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.010

摘要(492) PDF (1052KB)(187)

摘要:
水基恒流变钻井液是一种适用于深水钻井作业的新型工作流体，目前关于该体系的报道较少。通过对一定温度压力下钻井液性能的检测以及流变模型分析，研究了水基恒流变钻井液的流变行为，并初步探索了恒流变机理。结果表明，在0.1～35.4 MPa范围内，当温度从4℃升高到65℃，黏度计读数φ₆/φ₃、动切力、塑性黏度等流变参数的变化幅度较小，分别在10～13、9～12、13～18 Pa及15～22 mPa·s范围内，且φ₆与φ₃读数随温度呈“U”型分布；在温度压力组合条件下，拟合经验流变方程的相关性排序为：宾汉塑性≈幂律＜卡森≈赫-巴≈罗-斯模型，其中双参数卡森模型的相关系数较高，且表达式简洁，适于描述水基钻井液的恒流变特性；以卡森模型为初始方程，引入T/P因子建立了高预测精度的动力学流变方程f（T，P，γ），相对误差平均值为7.19%±4.07%，偏差极大值集中在100（ r/min）/65℃；分析了关键处理剂的分子形貌、结构及其与黏土片层的缔合作用，提出了基于分子形态的定性构效假设，揭示水基钻井液的流变稳定性本质。

长庆气田碳质泥岩防塌钻井液技术

张建斌, 贾俊, 刘兆利

2018, 35(3): 68-73. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.011

摘要(528) PDF (850KB)(441)

摘要:
针对长庆气田碳质泥岩段井壁失稳造成井下复杂频发、侧钻率高的问题，开展了岩样的微观结构、阳离子交换容量、矿物组成及理化性能分析，测试了钻井液对岩石力学特性及坍塌压力的影响，确定了碳质泥岩坍塌机理及防塌钻井液技术研发思路。通过实验优选出封堵剂、抑制剂等钻井液处理剂，综合采用纳米乳液、软硬结合的封堵技术，形成了强封堵强抑制高性能钻井液体系配方。该体系的HTHP滤失量≤ 6 mL，API滤失量≤ 2 mL，石盒子砂岩封堵率≥ 85%，人造岩心线性膨胀降低率≥ 60%。在长庆气田现场试验18口井，钻遇碳质泥岩后侧钻率降低至16.7%，平均钻井周期缩短30 d，达到预期效果，该钻井液技术满足长庆气田碳质泥岩井段安全钻进的需要。

延长区块陆相页岩水基钻井液性能优化评价

王波, 李伟, 张文哲, 李红梅, 王涛

2018, 35(3): 74-78. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.012

摘要(547) PDF (856KB)(160)

摘要:
延长陆相页岩气资源量丰富，勘探开发处于早期研究阶段。储层地质情况复杂，水平井钻井时常发生井塌等事故，为保持井壁稳定常使用油基钻井液，而油基钻井液又面临环境保护和高成本等压力，为此，研制出页岩水基钻井液体系PSW-1。PSW-1钻井液用0.2%聚合物BOP、2.0%提切剂TQ-1和2.0%的润滑剂ORH-1进行处理，以改善其携屑能力和润滑性。PSW-1的动切力为10 Pa、静切力为4.5 Pa/10 Pa、润滑系数为0.07。经过在4口页岩气水平井的现场应用，PSW-1钻井液能有效地悬浮、携带岩屑，大幅降低钻进时的摩阻；失水量为2.0～2.8 mL，井径扩大率仅为6.34%，有效保持井壁稳定和井下安全。为低成本、高效开发延长陆相页岩气水平井提供技术支持。

哈萨克斯坦北特鲁瓦油田“一体化”井钻井液技术

焦小光

2018, 35(3): 79-83. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.013

摘要(499) PDF (868KB)(223)

摘要:
哈萨克斯坦北特鲁瓦油田近年来大力推行的“一体化”钻井模式，对钻井液技术提出了挑战。针对这一情况，对北特鲁瓦油田的地质工程概况和钻井液技术难点进行了分析，室内研究形成了一套饱和盐聚磺钻井液体系，并优选出2种屏蔽暂堵材料，ZD-1是一种可酸溶刚性粒子，EP-1是一种油溶性可变形颗粒，2者粒径与油层孔喉尺寸匹配，加入2% EP-1和3% ZD-1的暂堵剂后，钻井液体系的渗透率恢复值达到89%，超过了85%的控制指标，满足现场施工要求。在哈萨克斯坦的首口“一体化”井H817进行了应用，顺利钻达目的层，平均井径扩大率控制在8%以内，机械钻速提升15.2%，屏蔽暂堵钻井液技术可满足碳酸盐岩孔隙型、微小裂缝型储层保护要求，日稳产原油110 t，较邻井产量提升26.4%。

ZX105井卡套管事故原因分析及处理工艺

张珍

2018, 35(3): 84-88. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.014

摘要(541) PDF (781KB)(219)

摘要:
ZX105井是部署在四川盆地川西凹陷知新场构造的首口勘探水平井，目的层为下沙溪庙组，设计完钻井深为3 726 m（垂深为2 506 m），水平段长为1 001 m。该井二开下套管至井深2 847 m，坐吊卡接悬挂器后活动套管时遇卡。针对ZX105井下套管遇卡技术难题，通过卡套管原因分析，判断本次卡套管类型为压差黏附卡套管，并得出井身结构缺陷是卡套管的主要原因。分析表明，一开套管下深浅，二开下套管遇卡时套管已进入水平段214 m，上部套管没有足够的冲击重量使水平段套管移动，同时井底较高的正压差，是造成本次水平井卡套管的主要原因，由此形成了套管解卡处理思路。该井采用了降低钻井液密度、三次泡解卡剂、环空憋压等手段后，首次实现川西水平井套管解卡成功，为川西中江地区下沙溪庙目的层的开发提供了宝贵施工经验。

固井液

球形超细矿粉改善水泥浆性能的研究与应用

赵启阳, 严海兵, 李美平

2018, 35(3): 89-93,99. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.015

摘要(391) PDF (1046KB)(138)

摘要:
常规超细矿物材料在改善水泥粉体紧密堆积度的同时，存在水泥浆需水量增大，对提高水泥石的密实度和抗压强度作用不明显等问题。针对该问题，利用特殊球磨工艺开发了一种正球形超细矿粉材料，系统研究了其对水泥粉体颗粒堆积率，水泥浆流变性，水泥石抗压强度的改善作用。研究结果表明，该矿粉材料能够实现水泥粉体材料紧密堆积，不改变水泥浆需水量，流动性达到21 cm，提高水泥石抗压强度15%以上，有害孔体积小于4%，对水泥石起到良好地填充密实作用，改善了孔结构，增强效果明显。同时水泥浆密度在1.89～2.35 g/cm³范围可调，具有良好的防窜、低失水、稳定和流变性等综合性能，在川渝地区的超深井中成功应用，效果明显。

一种新型低放热水泥材料的室内性能研究

邢希金, 武治强, 耿亚楠, 何松

2018, 35(3): 94-99. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.016

摘要(568) PDF (646KB)(185)

摘要:
海洋深水钻探常常钻遇浅层水合物层，常规低温水泥浆放热量大，固井期间会引起水合物层不稳定，影响固井质量。通过对几种胶凝材料的筛选研究，开发了一种新型低放热水泥材料，从而建立了一套可适于深水浅层水合物层固井的低热水泥浆体系。该水泥浆体系在密度为1.40～1.60 g/cm³时，3 d的水化热均小于200 J/g，水泥石在10℃下养护24 h后的抗压强度大于3.5 MPa，降失水性能较常规低热水泥有较大提高，均小于50 mL，流变性测试φ₃₀₀均在300以下，同时新型低热水泥性能比普通低热水泥水化热更低，稠化时间可调，室内实验表明，新型低热水泥浆体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低失水以及稠化性良好等特点，能够满足海洋深水水合物层固井作业的要求。

井浆改造固井隔离液的评价与应用

周代生, 李茜, 张启根, 汪伟, 谢显涛

2018, 35(3): 100-104. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.017

摘要(442) PDF (560KB)(149)

摘要:
随着川渝地区高温深井、超深井勘探开发的发展，固井时水泥浆与钻井液相容性差的问题日益突出，极易导致固井注水泥浆时出现变稠、结块的问题。通过对水泥浆与钻井液接触污染因素分析、研究，合成了由井浆改造不排放抗污染隔离液GLJ。经室内评价和现场投井应用表明，隔离液GLJ现场配制简单、方便，只需将隔离剂直接加入现场钻井液中即可，可减少新增液体量、钻井液加重剂等材料用量，减轻现场储存压力；GLJ具有较好的流变性、悬浮稳定性，可根据现场施工对隔离液GLJ的流变性能参数要求进行调整，具有良好的抗温性能，井筒中长时间静置不会导致隔离液GLJ重晶石沉淀；GLJ与水泥浆具有良好的配伍性，各种比例混合流体的高温高压稠化实验240 min内体系稠度值未大于40 Bc；隔离液GLJ对钻井液性能影响小，施工结束后循环罐中剩余隔离液GLJ和井筒中返出隔离液GLJ均可混入井浆中作为钻井液继续使用，减轻了现场废弃液的排放及处理量，具有良好的经济效益和社会效益。

压裂液与酸化液

纳米孔缝下压裂液对页岩中甲烷运移的影响

王海燕, 郭丽梅, 胥云, 刘萍, 管保山, 吴家全, 薛延萍

2018, 35(3): 105-109. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.018

摘要(476) PDF (806KB)(142)

摘要:
压裂体积改造以及页岩自身性质都会产生大量纳米级微孔缝，通过模拟计算、实验数据并结合现场数据研究水滞留在页岩中对甲烷解吸运移的影响，通过经验公式计算得出，纳米环境下甲烷以间隙填充和水合溶解方式与水形成水溶气。分子动力学模拟显示水在纳米环境中分子有序度增加，链间氢键力减少，流动阻力小，扩散系数比宏观环境增大2个数量级；纳米通道内水中溶入甲烷后，扩散系数比单纯纳米环境中水大2个数量级，链间氢键力更小，流动几乎无阻力。页岩的毛细渗透可以使水进入纳米孔缝，吸附在页岩表面无法返排，造成返排率低。水进入页岩中竞争吸附置换甲烷，减少甲烷吸附量，有利于产能，但在低含水饱和度环境下，甲烷在水中溶解会造成一定永久残留，预吸水活性炭吸附解吸实验数据显示，当水量与孔容体积相当时，与干活性炭比较，甲烷吸附量减少60%，而溶解等综合因素无法解吸的甲烷残留最高为13.5%，几乎无自由水返出，综合结果水的存在正向贡献大。

水力压裂低密度支撑剂铺置规律研究及应用

梁莹, 罗斌, 黄霞

2018, 35(3): 110-113. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.019

摘要(565) PDF (775KB)(145)

摘要:
水力压裂过程中支撑剂在裂缝中铺置情况对增产效果的影响很大。研究低密度支撑剂在清水、0.08% HPG基液、0.3% HPG基液3种不同黏度的流体介质在不同排量（分别为1、2、4、6 m³/h）、不同砂比（5%、10%、15%、20%）条件下的砂堤铺置形态。通过线性拟合计算发现，随着排量增大，支撑剂的水平运移速度增大，垂直运移速度减小，支撑剂在沉降过程中出现“波动”状态；当缝口流速较小时（不大于0.5 m/s），支撑剂水平运移速度增长量较快；缝口流速较大时（大于0.5 m/s），支撑剂水平运移速度增长量减缓。目前已完成3口井低密度支撑剂现场应用试验，平均无阻流量为28.015×10⁴ m³/d，是常规井的1.91倍，对现场施工具有良好的指导作用。

镧系金属示踪剂的研制及其在苏里格地区的应用

常青, 李青一, 赵鹏, 蔡景超, 曹骕骕, 李爽, 周勋, 邵帅

2018, 35(3): 114-118,123. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.020

摘要(441) PDF (1034KB)(425)

摘要:
以镧系金属氯化物、EDTA·2Na、DTPA、氢氧化钠等为原料，合成了16种示踪剂产品。通过电感耦合等离子体发射光谱对各元素检出限、元素间干扰性等进行测试，得出16种示踪剂检出限在10～80 mg/m³之间，且互相之间无干扰。该技术成功应用于苏里格地区水平井压后分析中，通过返排液中的示踪剂返排时间-浓度关系、引入校正因子及各层段返排液量半定量计算，完成该井各层段产液情况分析，经分析该井第7段返排液量最大，经拟合计算返排出该层段所用示踪剂元素约49.875 g，返出液体约145.16 m³。

压裂返排液中溴盐示踪剂的酚红分光光度法检测

刘国良, 苏慧敏, 卢拥军, 张付生

2018, 35(3): 119-123. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.021

摘要(671) PDF (737KB)(187)

摘要:
随着压裂改造规模的扩大，对化学示踪剂及其检测技术的需求随之增加，但是压裂液添加剂很可能影响检测的灵敏度和准确性。实验研究了瓜胶（HPGG）及聚丙烯酰胺（HPAM）压裂液的模拟返排液中溴离子的酚红分光光度法检测方法及其影响因素。通过分析酚红分光光度法的测定原理，优化了酚红及氯胺T的加量、氧化时间等关键影响因素，指出检测出溴离子的关键在于，酸性条件下（pH值为4.7～5.7）要保证酚红的当量数大于氯胺T的当量数、氯胺T的当量数大于溴离子的当量数。实验建立了酚红光度法测定2种压裂返排液中溴离子浓度的工作曲线，浓度检测范围为2～20 mg/L，线性相关系数在99%以上。检测时应对返排液进行过滤处理，保持溴离子标准工作曲线的操作条件与试样测试时一致，以抵消复杂成分的影响。该方法对溴盐示踪剂的推广应用具有指导意义。

完井液

南海莺琼盆地高温高压井测试液的研究与应用

杨勇, 罗鸣, 魏安超, 韩成, 李祝军

2018, 35(3): 124-128. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.022

摘要(458) PDF (819KB)(168)

摘要:
南海莺琼盆地高温、高压、高含CO₂气体、低孔低渗等复杂地质条件要求测试液具有良好的抗温稳定性、沉降稳定性、抗CO₂污染能力及储层保护能力。由于前期无专用高温高压测试液，导致复杂情况频发，经过多年研究与实践，在完钻使用的钻井液中引入抗高温降滤失剂Calovis，适当提高测试液碱度，合理控制测试液的MBT，配合使用超细重晶石加重，同时提高测试液的返排性能，形成了一套高温高压井测试液技术。该测试液在莺琼盆地2口高温高压探井测试作业得到成功应用，其中一口井CO₂含量达到23%，井底温度超过200℃，测试液密度达到2.33 g/cm³，射孔压力及环空压力传递正常，静置7 d后，封隔器解封顺利，测试液性能未发生恶化，测试产量均超过预期产量，完成全部测试任务。

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

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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ISSN1001-5620

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