钻井液与完井液

摘要:
随着国内非常规油气资源向着深井、超深井探索求产，钻井液、井下工具、探测仪器承受的地层温度越来越高，亟需高效的降温技术。当前钻井液降温方式主要包括自然冷却、地面冷却装置等，降温效果有限。相变材料凭借其储热密度大、相变温度可调控等优势，可在特定井段实现温度响应，在旋转导向、随钻测井等高价值井下仪器附近精准冷却，因此成为钻井液降温技术的研究热点。相变材料现已广泛应用于太阳能光热存储、建筑物调节温度、电子设备热管理等领域，但对于深井、超深井钻探领域，仍处于初步探索阶段。重点论述了相变材料的分类、中高温相变材料的研究现状、相变材料用于钻井液的性能要求及现有文献用于钻井液降温领域的应用研究。未来可结合数值模拟与现场试验，开发高导热、低成本的相变材料，加强其多功能设计，优化其与钻井液的配伍性，探索兼具降温、润滑、地层保护等功能的环保、高效、稳定、智能化的新型相变材料，为钻井液技术提供创新解决方案。

钻井液

深水盐下钻井液漏失控制配方设计与堵漏策略

许成元, 钟江城, 朱海峰, 项明, 林志强, 杨洁, 陈家旭

2025, 42(5): 575-586. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.002

摘要(508) HTML (390) PDF (4975KB)(20)

摘要:
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，储层埋深大于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3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。

渤海浅层大位移井合成基钻井液自适应高承压封堵剂

刘宝生, 汤柏松, 霍宏博, 张俊, 侯欣欣, 贺垠博, 王奕杰

2025, 42(5): 587-593. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.003

摘要(120) HTML (46) PDF (3028KB)(14)

摘要:
通过对渤海浅层大位移井井漏情况分析，明确了大位移井合成基钻井液自适应高承压封堵剂针对性优化方向：井下地层非均质性强，孔隙、裂缝的尺寸分布具有盲目性，材料需针对未知尺寸孔隙形成有效封堵；钻遇地层微裂缝极其发育，承压能力弱，材料需具有较高抗压强度。针对上述难点，以甲基丙烯酸甲酯为主链，配合多种不同碳链长度的单不饱和脂肪酸酯单体材料，合成了一种吸油膨胀自适应高承压封堵剂OBR-1。实验结果表明，OBR-1在高弹态时的体积膨胀能力强，且吸油后仍具有较高弹性模量，广谱封堵效果好，承压能力强。含2%OBR-1的合成基乳液封堵10～120 μm砂盘承压均能达10 MPa。以OBR-1为核心所构建的高承压封堵合成基钻井液体系封堵20～80目砂床承压达20 MPa，具有良好的承压能力和封堵性能，可为海上大位移井安全高效钻进提供保障。

古龙页岩油超长水平段试验井钻井液技术

龚纯武, 许诺, 盛杨, 刘旭, 齐昌利, 李博

2025, 42(5): 594-599. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.004

摘要(90) HTML (30) PDF (2022KB)(7)

摘要:
随着“大庆古龙陆相页岩油国家级示范区”建设逐渐深入，为评价水平段长与油气产量的相关性，计划实施超长水平段试验井，将水平段长由2000～2500 m增加至3000～3500 m。结合古龙页岩油区块地层特征，分析了超长水平段井壁稳定、降阻减摩和井眼清洁等钻井液施工难点，从钻井液密度确定、油水比例选择、封堵性能强化等方面，优化BH-OBM强封堵油基钻井液体系；采用“低黏高切”钻井液流变性能和激进钻井参数，保证井眼清洁和降低摩阻。试验井GY2-Q9-H47井施工顺利，Φ215.9 mm 裸眼井段电测平均井径扩大率为3.61%，井壁稳定性好；刷新区块完钻井深最深（5526 m）、水平段最长（3123 m）两项纪录。

准噶尔盆地南缘地区泥岩段多场耦合井壁失稳机理

高世峰, 屈沅治, 都伟超, 任晗, 庄严, 黄宏军

2025, 42(5): 600-608. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.005

摘要(98) HTML (44) PDF (4023KB)(14)

摘要:
为揭示准噶尔盆地南缘易垮塌层位井壁失稳机理，以目的层泥岩作为研究对象，通过理化实验、力学实验以及构建动态损伤模型，揭示准噶尔盆地南缘泥岩段多场耦合作用的井壁失稳机理。研究结果表明：南缘地区泥岩膨胀性黏土矿物含量高达42%，水化膨胀率30%以上，滚动回收率低于20%，表现出较强的水化特征；原岩强度低于40 MPa，水化后原岩强度、弹性模量呈指数下降，下降速度先快后慢；随着温度的升高，地层强度表现出下降的趋势，下降速度逐渐加快，这是因为热胀冷缩，孔隙内的空气膨胀，导致岩石内部应力发生变化，降低了强度。构建多场耦合动态井壁稳定模型，计算不同井斜角、方位角，不同作用时间的的坍塌压力当量密度，计算结果更加精确，揭示了准噶尔盆地南缘地区泥岩段多场耦合井壁失稳机理，为维持钻井过程井壁稳定和钻井设计提供理论指导。

热塑性温敏黏连树脂堵漏剂制备及其黏结作用机理

雷少飞, 肖超, 宋碧涛, 杨顺辉, 何青水, 于玲玲

2025, 42(5): 609-616. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.006

摘要(119) HTML (64) PDF (3745KB)(15)

摘要:
针对常规桥接材料颗粒间无黏结力相互作用，导致一次堵漏成功率较低、封堵层承压能力不足等问题，以丙烯腈-苯乙烯-丁二烯共聚物为基体树脂，通过马来酸酐、石油树脂等共混改性，研发了一种热塑性温敏黏连树脂堵漏剂，采用红外、热重、DMA、高温高压堵漏仪等对热塑性温敏黏连树脂堵漏剂性能进行了性能表征，分析了热塑性树脂黏结封堵机理。结果表明：该堵漏剂在高温下具有较好的黏结堵漏性能，在180℃下，承压能力高达8.2 MPa；温敏黏连树脂堵漏剂在常温为颗粒状，达到激活温度后为半熔融固体颗粒，可自适应进入裂缝后，通过分子链段扩散和纠缠等作用自黏封堵，实现温敏、自适应和高效封堵功能。在高温下，热塑性树脂温敏黏连树脂堵漏剂可提高一次堵漏成功率和承压堵漏能力，为解决钻井过程中的井漏难题提供了新的理论和技术途径。

抗220℃淀粉基复合降滤失剂的研制与性能评价

赵杰, 张羽臣, 刘占奇, 陈西国, 王宝军, 李新亮

2025, 42(5): 617-622. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.007

摘要(118) HTML (59) PDF (3084KB)(10)

摘要:
钻井液处理剂兼具抗高温与环保性能是确保“安全、高效、经济、绿色”钻井的关键。以水溶淀粉、细目核桃壳粉和环保丙烯酸树脂为原料，利用交联剂，通过反相乳液聚合方法制备了一种抗高温环保型淀粉基复合降滤失剂。该复合降滤失剂的最大热分解温度为286℃，呈现出一种具有不规则形状与不同尺寸的纤维状结构。220℃热滚后，2%复合降滤失剂可使4%膨润土基浆的中压滤失量由39 mL下降至12 mL，并使得基浆高温高压滤失量由172 mL降低至52 mL，降滤失率近70%，且高温下具有低黏降滤失效果。进一步通过Zeta电位分析、粒径分布测量和扫描电镜观察探究了该复合降滤失剂的作用机理。结果表明，该复合降滤失剂吸附在黏土颗粒上，增强了膨润土基浆的胶体稳定性，优化了其粒度级配；同时，复合降滤失剂能够封堵滤饼孔隙，形成薄而韧的滤饼，最终显著降低钻井液在高温下的滤失量，可为抗超高温环保型水基钻井液体系研发提供指导。

油基钻井液絮凝剂去除回收老浆有害固相

袁玥辉, 耿愿, 孙明昊, 倪晓骁, 严致远, 王波

2025, 42(5): 623-630. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.008

摘要(79) HTML (77) PDF (3682KB)(9)

摘要:
针对完钻回收油基钻井液老浆中有害固相含量高导致钻井液性能恶化的关键问题，提出絮凝去除有害固相的技术思路，表征了油基钻井液絮凝剂XN-1对有害固相的絮凝性能，探究了絮凝剂XN-1的絮凝作用机理，评价了絮凝结合筛分、离心在去除老浆中有害固相及优化其流变性能的效果。室内研究与现场试验表明，絮凝剂XN-1在油基钻井液老浆中絮凝效果良好，絮凝前后絮体尺寸由亚微米提高至60 μm；老浆经絮凝、筛分处理后，有害固相去除率为20%左右。老浆经絮凝、离心处理，有害固相去除率可达70.50%，处理后老浆再次配浆，流变性能显著优化。絮凝剂XN-1的使用，有效改善了油基钻井液老浆重复使用效果，实现了油基钻井液老浆的有效回收利用并大幅降低待处置危废量，解决了油基钻井液有害固相难以去除的难题。

强封堵油基钻井液在歧北页岩油先导试验井的应用

马红, 庄涛, 文飞, 王磊磊, 李晓晨, 陈安亮, 王禹

2025, 42(5): 631-639. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.009

摘要(82) HTML (47) PDF (3314KB)(8)

摘要:
大港油田歧北页岩油已探明的未动用页岩油储量仍非常大，且埋深可达4500 m及以上，该油气富集区均分布于沙河街储层，黏土含量高且层间孔隙微裂缝发育，易发生井壁失稳起下钻阻卡。为解决上述技术难题，该区块3口先导试验水平井首次设计使用油基钻井液进行施工，引入2%纳米胶乳、2%复配粒径碳酸钙和2%氧化沥青，运用颗粒级配，研究并形成了一套强封堵油基钻井液体系。在现场应用过程中，该油基钻井液体系750 mD砂盘滤失量可降至0.8 mL，封堵了地层微裂缝，减少滤液对地层侵入，强化了井壁稳定性。其中QY6-31-2井钻井周期为40.98 d，刷新集团公司6501～7000 m钻井周期最短记录，创大港油田（水平井）页岩油完钻井深最深（6558 m）等5项指标，保证了先导试验井顺利施工。

一种钻井液动态黏滞性能评价方法

温璐, 吉帅志, 魏玲艳, 张俊颖, 张杰, 耿智强

2025, 42(5): 640-645. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.010

摘要(72) HTML (43) PDF (2965KB)(6)

摘要:
大部分传统钻井液润滑测试仪只考虑金属界面的相互作用，忽略了钻具与钻井液、钻井液泥饼、井壁间黏滞力对润滑效果的影响，导致润滑剂的润滑性能评价结果与现场实际表现不一致。通过模拟钻井中钻具与井壁、钻具与钻井液及泥饼间的相互作用，设计了一套钻井液动态黏滞性能测试仪。实验结果表明，钻井液动态黏滞性能测试仪操作简单，可评价不同压力、转速条件下的扭矩变化，评价结果准确、重复性高，能有效预防井下卡钻事故的发生。

固井液

固井水泥环界面滤饼力学性能评价方法及其影响规律

刘健, 宋伟涛, 李进, 李早元, 刘遥瑶, 周勇, 毛久熊

2025, 42(5): 646-655. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.011

摘要(49) HTML (18) PDF (4027KB)(8)

摘要:
页岩气井常采用多级分段压裂技术，环空带压问题将严重影响其长期稳定安全高效开发，井筒水泥环力学状态及水泥环界面承载能力是保证井筒长期密封性能的关键。水泥环界面滤饼层作为井筒最为薄弱区，其力学性能直接关系到水泥环界面承载能力。当前直接测量固井二界面滤饼层力学性能非常困难，构建了滤饼力学性能测试评价方法，开展了界面滤饼力学性能影响规律分析。研究结果表明，钻井液滤饼物相主要包括重晶石、有机土、碳酸钙，滤饼颗粒粒径主要集中在60～80 μm，滤饼孔隙度主要集中在10%～20%，滤饼渗透率主要集中在0.05～0.15 mD。滤失压差增加、有机土含量增加、滤饼孔隙度降低、滤饼含水率降低均一定程度有助于提高水泥环界面滤饼力学性能。研究成果对于认识井筒水泥环界面载荷分布，优化现场固井施工工艺方案奠定了重要的理论技术支撑。

超高温低黏度降失水剂的合成与应用

汪晓静, 徐春虎, 魏浩光, 苗霞, 徐大伟

2025, 42(5): 656-664. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.012

摘要(56) HTML (21) PDF (3770KB)(11)

摘要:
针对传统聚合物类降失水剂表观黏度大导致高密度水泥浆体系初始稠度过高，影响施工安全的技术性难题，以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、乙烯基芳香羧酸、N，N-二甲基丙烯酰胺和丙烯酸为单体，通过自由基聚合法合成了一种四元低黏度降失水剂SCFL-W。产物的最佳合成条件为：反应温度75℃，pH值7，单体浓度19 %，反应时间150 min。利用红外光谱（FT-IR）确定了聚合产物的分子结构，通过热重分析（TGA）测得SCFL-W热分解温度大于380℃，表明其具有良好的热稳定性。机理研究表明，由于SCFL-W分子结构中含有烯烃键和苯环等刚性侧链，侧链之间难以形成缠结分支，有效降低聚合物黏度；其优异的控失水性能是低黏聚合物促进致密滤饼形成及芳环羧基静电吸附的协同效应。水泥浆性能表征显示，SCFL-W高温下黏度保持率高，与多种助剂配伍性能好，饱和盐水体系中240℃ API失水量为45 mL，抗盐性能优异，可用于1.88～2.4 g/cm³水泥浆体系。SCFL-W降失水剂现场应用3井次，固井质量优质，该降失水剂的成功应用为超高温高密度水泥浆的构建提供了新思路。

CCUS/CCS井地质聚合物水泥浆体系

高飞, 任孟, 郭宇程, 田宝振, 费中明, 郭胜来, 董三宝

2025, 42(5): 665-671. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.013

摘要(57) HTML (20) PDF (2547KB)(9)

摘要:
针对CCUS/CCS井高浓度CO₂环境下传统硅酸盐水泥体系易腐蚀、强度衰减、环空密封失效等问题，开发了一种低碳型地质聚合物水泥浆体系。该水泥浆体系以粉煤灰、矿渣等固体废物为基材，通过草酸钠与氢氧化钙反应生成的缓释型激活剂替代传统氢氧化钠，构建出具有稠化性能可调控、抗腐蚀能力强的新型胶凝体系。通过筛选外加剂，优化了水泥浆的流变性和耐腐蚀性。实验表明，该水泥浆体系在70℃～120℃下稠化时间可控，密度为1.85 g/cm³，24 h抗压强度可达40 MPa，弹性模量为6.5 GPa。经30 d CO₂腐蚀后水泥石强度无衰退，渗透率增长仅为9%。现场应用于5口CCUS井，固井质量全部达标。研究成果为高腐蚀环境下的固井体系优化提供了新思路和工程实践依据。

河套盆地深层CCUS-EOR防腐水泥浆技术

虞海法, 任强, 邱爱民, 汪涛, 何子龙, 谭天宇, 杨豫杭, 时培坚

2025, 42(5): 672-677. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.014

摘要(50) HTML (19) PDF (2889KB)(8)

摘要:
CCUS是实现碳中和的关键技术之一，CO₂的注入引起的井筒温度变化可能使水泥石产生微间隙，CO₂在潮湿、高温、高压的环境中对水泥石产生长期的腐蚀，造成CO₂泄露，导致储层和井筒完整性受到破坏、停产等。作为国内最深层次的CCUS-EOR工程，河套盆地面临温压变化及长期CO₂腐蚀的问题，结合该地区现有成熟的固井水泥浆体系，引入防腐材料和活性材料，研发了一套具有强度高、抗CO₂腐蚀能力强、微膨胀等特点的高性能防腐水泥浆体系。对比水泥石在高温湿相CO₂中的长期性能，研究结果表明，优化后的水泥浆常规性能满足现场施工要求；在150℃、CO₂分压40 MPa条件下，常规水泥石中加入防腐材料后的120 d腐蚀深度小于2.00 mm，抗压强度衰退约3.2%，渗透率增加14.19%，较常规水泥石大为改善；低密度水泥石的120 d腐蚀深度为2.12 mm，抗压强度衰退约4.34%，渗透率增加23.49%。该水泥浆体系在现场应用30余井次，固井质量优质率90%以上，对河套盆地的CCUS-EOR工程奠定了基础。

厄瓜多尔Parahuacu油田PRHH-X井固井技术

来鹏飞, 兰小林, 王国庆, 田国强, 钟凯, 张战臣, 张东

2025, 42(5): 678-685. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.015

摘要(44) HTML (20) PDF (2214KB)(6)

摘要:
厄瓜多尔Parahuacu油田为了实现勘探开发效益最大化，减少三开裸眼段过长所导致的问题，对PRHH-X井二开井身结构进行了优化和调整，二开采用Φ244.5 mm套管封固BASE TENA油层和Caliza A异常高压灰岩层。针对PRHH-X井Φ244.5 mm套管固井面临的大尺寸环空冲洗和顶替效率低、套管居中度低、大斜度井段井眼净化能力弱、油藏边底水活跃以及水泥浆易受地层流体侵扰等技术难题，采用了以下措施：设计多效前置液体系，可以有效冲洗、溶蚀环空中的钻井液和泥饼，提高固井二界面的抗剪切强度；设计了高性能拓荒液，其具有较好的悬浮稳定性，确保固井施工的安全；分析水泥浆受地层流体侵扰的原因，评价触变剂性能，优化组合形成防侵扰水泥浆。室内实验表明，多效前置液体系与清水体系相比，固井二界面在2 d和7 d的抗剪切强度分别增长了526%和715%；拓荒液稳定性良好，稠化时间大于10 h；防侵扰水泥浆静胶凝过渡时间为8 min，40 Bc到70 Bc的过渡时间为6 min，表现出强触变性，8 h抗压强度达到20.6 MPa，SPN值为2.2756，防气窜性能良好。基于上述多效前置液体系、拓荒液、水泥浆和配套技术措施（优化扶正器的类型和数量、浆柱结构设计、组合流态顶替）形成的固井技术在PRHH-X井现场应用效果良好，固井质量合格，裸眼段优质率达85%以上，为厄瓜多尔Parahuacu油田含产层和异常高压气层的Φ244.5 mm技术套管固井提供了技术支撑。

压裂液与酸化液

川西雷口坡组气井堵塞诊断及治理对策

刘殷韬, 康正, 张国东, 张瑶, 柯玉彪, 汪旭东, 何琳婧

2025, 42(5): 686-695. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.016

摘要(50) HTML (24) PDF (3936KB)(8)

摘要:
川西雷口坡组气藏自2023年18口井陆续投产之后，已发生40余井次明显堵塞，严重影响气田产能释放。本文基于堵塞物系统检测和溯源分析，结合机器学习算法，研究了堵塞影响因素和井筒堵点分布规律，建立了基于“堵塞量化诊断”的堵塞井分类治理对策。研究结果表明：①堵塞类型可分为有机、无机、复合堵塞三类，堵塞物成分与国内部分含硫气田的早期具有一定的相似性；②早期堵塞与钻井、储层改造及完井工艺相关，主要堵点多沿生产管柱分布，在井口和水平井产层前段堵点数量略高于其它井段；③15%盐酸配制的酸性解堵液对无机堵塞物溶解率达65.7%，有机堵塞物降黏大于90%；④“堵塞量化诊断-连续油管”解堵工艺在41井次应用中实现100%解堵成功率，解堵后平均产能恢复率达128.6%。上述技术成果可为同类含硫气井堵塞治理提供借鉴。

完井液

抗高温高密度QH-HCF完井液体系

邹俊, 郝少军, 郝添, 安小絮, 唐正

2025, 42(5): 696-704. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.05.017

摘要(59) HTML (26) PDF (2910KB)(12)

摘要:
针对深井超深井钻完井作业中传统完井液体系在高温（>200℃）、高密度（>2.0 g/cm³）条件下存在的悬浮稳定性差、流变性恶化及储层损害等问题。通过分子设计研发了抗高温悬浮剂QH-HSA-III，并以此为核心构建了新型QH-HCF完井液体系。QH-HSA-III采用丙烯酰胺（AM）、十八烷基丙烯酸酯（ODA）和N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）三元共聚改性策略，通过疏水缔合与温敏响应机制，在高温下形成动态三维网络结构，显著提升了悬浮稳定性。实验结果表明，QH-HCF完井液体系在200℃下的表观黏度为60 mPa·s，动切力/塑性黏度比为0.26，高温沉降实验15 d后析水量仅为0.3%，岩屑滚动回收率达98.5%，粒径保留率为93.8%，且高温高压滤失量不大于15 mL。现场应用中，K2-X1井（井深为7182 m，井底温度为200℃）采用QH-HCF完井液体系后，循环压耗降低31.8%，铁屑返出率大于95%，非生产时间缩短了67%。研究证实，QH-HCF完井液体系兼具高温稳定性、动态流变调控能力和储层保护效果，为深井超深井安全高效开发提供了技术支撑。