钻井液与完井液

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。

国内外深水钻井液技术进展

耿铁, 杨洁

2025, 42(4): 442-452. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.002

摘要(203) HTML (155) PDF (2075KB)(26)

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。

近十年国内外钻井液用抗钙处理剂研究进展

贾文峰, 张百川, 刘皓, 杨小华

2025, 42(4): 453-461. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.003

摘要(11) HTML (8) PDF (2042KB)(3)

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。

钻井液

特深井钻井液微纳米有机封堵剂的研制及应用

刘锋报, 尹达, 罗绪武, 孙金声, 黄贤斌, 吴虹宇

2025, 42(4): 462-471. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.004

摘要(14) HTML (10) PDF (3872KB)(6)

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。

环保型抗超高温海水基低固相钻井液

吴文兵, 钟杰, 刘涛, 黄连路, 王潇辉, 康钰敏

2025, 42(4): 472-477. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.005

摘要(17) HTML (7) PDF (2396KB)(2)

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。

海上抗超高温低渗透储层钻开液技术

刘智勤, 崔应中, 余意, 张雨, 黄登铸

2025, 42(4): 478-485. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.006

摘要(10) HTML (4) PDF (2126KB)(2)

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。

基于疏水缔合作用的凝胶封堵剂及封堵机制研究

李文哲, 黄桃, 唐宜家, 王锐, 夏连彬, 汪瑶

2025, 42(4): 486-493. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.007

摘要(22) HTML (11) PDF (2995KB)(2)

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。

深部地层CO₂对抗高温降滤失剂性能弱化规律及机理分析

张坤, 李阳, 穆剑雷, 李永龙, 石亚华, 蒲磊, 谢凌志

2025, 42(4): 494-502. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.008

摘要(19) HTML (2) PDF (3325KB)(1)

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。

一种强抑制低活度卤水基钻井液体系

王广财, 刘万成, 任运, 王小龙, 熊开俊, 罗浩, 王丽茸, 肖华

2025, 42(4): 503-508. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.009

摘要(18) HTML (4) PDF (2234KB)(3)

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。

川西海相长水平井白油基钻井液技术研究与应用

韩子轩, 韩秀贞, 王显光, 李大奇, 黄河淳, 陈晓飞

2025, 42(4): 509-515. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.010

摘要(11) HTML (11) PDF (2517KB)(1)

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。

水基与油基钻井液的水平井环空岩屑浓度对比

孙嘉林, 张健伟, 范森, 柴宜芳, 陈灿

2025, 42(4): 516-522. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.011

摘要(11) HTML (6) PDF (3552KB)(2)

摘要:
目前多数学者研究岩屑运移问题都是在水基钻井液条件下进行的，但随着油基钻井液的应用增多，探讨水基与油基钻井液在岩屑运移上的差异性是十分必要的。因此通过CFD（计算流体力学）建立了三维井眼模型探讨水基与油基钻井液在岩屑运移上的不同，并通过与室内实验结果对比，验证了建立的CFD模型是可靠的。通过CFD数值模拟得出，在偏心度或钻井液入口速度相同的条件下油基钻井液的岩屑床高度低于水基钻井液的岩屑床高度；并且在岩屑粒径为2～4 mm、转速小于80 r/min的情况下，油基钻井液的环空岩屑浓度明显低于水基钻井液的环空岩屑浓度。以往研究指出岩屑颗粒越大越难运移出井筒，但该研究发现2～3 mm的岩屑颗粒相较3～4 mm的岩屑颗粒更难运移出井筒，并不是岩屑粒径越大越难运移出井筒。尽管前人研究表明，偏心度越大岩屑浓度越大，但该研究发现，偏心度低于0.3时，水平井环空岩屑浓度变化不大，但当偏心度超过0.3时，岩屑浓度则逐渐增加。基于上述研究，该结果为水平井的钻井参数优选提供了更好的理解和指导。

深煤储层成膜保护剂BHJ-RF的制备与应用

姜薇, 刘怀珠, 王桂军, 胡彬彬, 李玲, 曹一, 李晓岚

2025, 42(4): 523-530. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.012

摘要(10) HTML (3) PDF (2855KB)(2)

摘要:
鄂尔多斯盆地东缘深层煤层气储量丰富，其中神木-佳县区块是鄂尔多斯盆地东缘重要产区，勘探开发潜力巨大。通过对神木-佳县区块深煤储层矿物特征、孔隙结构特征、割理发育特征等多个方面进行详细研究后，发现该区块深部煤岩裂缝发育，煤岩易水化膨胀，钻井过程中存在钻井液液相易侵入储层等危害储层的现象。针对以上问题，研发了适用于深煤储层保护措施的成膜保护剂BHJ-RF，利用红外光谱等手段进行结构表征，并结合中压滤失等实验方法对其进行性能评价。实验结果表明，4%膨润土基浆、2%膨润土基浆在加入一定量成膜保护剂BHJ-RF后滤失量均有明显下降，相比未添加成膜剂时的滤失量降低率分别为25%、35%；30 min累计滤失量为31.5 mL，比基浆滤失量降低40%。此外，在确定基浆的基础上进行实验研究，以成膜保护剂BHJ-RF为核心处理剂形成一套深煤层钻井液体系，并进行综合性能评价，该钻井液具有很好的流变性等，中压滤失量为3.2 mL；同时具有较强的渗透率恢复能力，平均岩心渗透率损害恢复值达到87.13%，满足钻井液的基础性能要求及深煤层钻进需求，为神木-佳县区块深部煤层气的储层保护提供技术支持。

固井液

600℃超高温干热环境下铝酸盐水泥石性能评价

李小江, 王越洋, 肖京男, 魏浩光, 杨睿月, 贾慧

2025, 42(4): 531-536. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.013

摘要(65) HTML (40) PDF (2902KB)(5)

摘要:
油页岩原位开采时井下为超高温干热环境，温度可达500℃以上，对油井水泥环的密封完整性提出了挑战。对此，评价了600℃长期干热环境下铝酸盐水泥石与加砂铝酸盐水泥石性能演变规律，分析了微观结构特征与水化产物变化。研究结果表明，铝酸盐对水泥石高温强度衰退具有一定抑制作用，经过600℃干热环境后，水泥石强度先升高后缓慢降低，这是因为硬度较高的刚玉等矿物取代硬度较低的三水铝石等矿物，水泥石以块状和粒状结构为主，结构尚可，但孔喉尺寸变大，渗透率提高。加砂铝酸盐水泥石强度低于纯铝酸盐水泥石，经过600℃干热养护后石英和刚玉含量显著升高，水泥石微观结构演化规律与纯铝酸盐水泥石基本一致，石英砂参与反应程度低，虽可部分优化水泥石孔喉结构，但其胶结性更差，水泥石内部微裂缝增多，导致渗透率升高。研究结果可为适用于油页岩等原位开采高温工况的铝酸盐水泥浆体系开发提供参考。

固体防窜增韧剂制备与性能评价

李小林, 王其可, 许艺馨, 齐奔, 凌勇, 闫振峰

2025, 42(4): 537-545. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.014

摘要(11) HTML (3) PDF (3998KB)(1)

摘要:
针对丁苯胶乳在实际使用过程中存放稳定性差、加量大、现场配制劳动强度高等问题，通过引入对苯乙烯磺酸钠、衣康酸，提高耐温抗盐性和亲水性，合成了可再分散性能优异的SISBR固体胶乳粉末，研究不同衣康酸加量对胶乳性能的影响。通过红外光谱、Zeta电位、透射电子显微镜、紫外可见吸收光谱对胶乳粉进行了表征，评价了其抗温抗盐性。实验表明，改性后的羧化丁苯胶乳粒子分散均匀，稳定性好，可分散性能优异。磺酸基团和羧基的引入，提高了分子的刚性，衣康酸加量为3%时，耐温达260℃以上，且抗盐性能优异。胶乳粉能够均匀分散在水泥中，可明显改善水泥浆的流变性能，且具有良好的成膜性和填充效果。加入2.4%SISBR-3胶乳粉，水泥石的力学性能改善最为明显，改性后的水泥浆表现出优异的弹韧性和防窜性能。

压裂液与酸化液

适合海上高温油藏的压裂液性能对比及优选

滕大勇, 丁秋炜, 金鑫, 张昕, 陈庆栋, 周际永

2025, 42(4): 546-553. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.015

摘要(11) HTML (4) PDF (2546KB)(1)

摘要:
针对海上压裂空间小、储层温度高、需海水配液等受限条件对海水基压裂液的性能需求，开发一种耐高温海水基聚合物压裂液，评价其耐温耐剪切、黏弹性、高温变剪切、触变性、携砂性能、静态滤失、破胶性能及返排液重复利用等性能并与瓜胶压裂液进行对比研究。研究表明，与瓜胶压裂液相比，聚合物压裂液在150℃高温剪切时初始呈现线性胶状态，可降低井筒泵送摩阻，在高温条件下增稠能力更强，高温剪切条件下结构更加稳定，携砂性能更好，滤失、破胶后残渣更低，对储层伤害小，可使用模拟返排液直接配液使用，成本比瓜胶压裂液低12.2%，适合于在海上压裂施工中应用。

海上无人平台用固体缓释解堵棒的制备及评价

张宁, 白健华, 王硕, 刘常清, 王传军, 张绍广, 唐昊, 王柏霏

2025, 42(4): 554-559. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.016

摘要(9) HTML (3) PDF (2347KB)(2)

摘要:
酸化解堵是海上油田常见增产措施，但常规酸液体积大且储存风险高，不适用于海上无人平台。为解决海上无人平台解堵困境，以乙二醇、聚乙烯醇、催化剂、黏合剂的缩合产物作为包结材料，以固体解堵剂粉末为被包裹物，制备具有缓释效果的固体缓释解堵棒。考察了反应温度、聚乙烯醇种类和含量、催化剂含量、黏合剂含量、包结材料/被包裹物对产物缓释性能的影响，得到了固体缓释解堵棒的最佳合成条件，评价了固体缓释解堵棒的缓释、溶蚀和腐蚀性能，结果表明，在65℃下固体缓释解堵棒的24 h释酸率为42.3%，对CaCO₃的溶蚀率为88.8%，对N80钢片的腐蚀速率为0.57 g/(m²·h)。

酸化用氟化钙沉淀抑制剂的研究与应用

黄利平, 孙林, 周际永, 夏光, 杨军伟

2025, 42(4): 560-566. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.04.017

摘要(9) HTML (3) PDF (2846KB)(1)

摘要:
针对海上油田氟化钙二次沉淀导致酸化效果变差及酸化用氟化钙沉淀抑制剂评价缺乏稳定可靠实验方法的问题，测试了强酸对氟化钙二次沉淀的溶蚀效果，分析了酸化过程中生成氟化钙的粒径特征，形成了1套氟化钙沉淀抑制剂优选评价的实验方法，研发出1种氟化钙沉淀抑制剂BYZ-01。实验表明，4%BYZ-01加量条件下，土酸溶液中基本无氟化钙沉淀产生，研发的BYZ-01现场应用效果显著。酸化过程中产生的氟化钙二次沉淀物特征认识及酸化用氟化钙沉淀抑制剂优选评价方法的建立，对指导酸化中氟化钙二次沉淀抑制研究和制定酸化用沉淀抑制剂检测标准方法意义重大。