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随着环保法规的日益严格，环保型水基钻井液在海洋钻井中得到广泛应用，其形成的致密滤饼会严重影响固井二界面胶结质量。以BIODRILL水基钻井液滤饼为研究对象，结合XRD、FT-IR、SEM、TG等手段揭示了其成分和结构特征，发现滤饼主要由高分子聚合物、加重材料和黏土矿物构成，滤饼孔隙度低、强度高，常规方法难以清除。基于滤饼形成机理，设计了一种由草酸、NaF、EDTA-Na、鼠李糖脂和TWEEN80组成的无固相一步式冲洗液。该体系通过“酸解–螯合–界面剥离–物理冲刷”的协同机制，实现了滤饼的高效溶解与剥离。实验结果表明，在pH值为5.5下，冲洗液在室温和85℃下均可在15 min内达到80%以上的滤饼去除率；冲洗后岩心胶结强度可恢复至空白岩心的70%以上，满足现场对冲洗液性能的要求。研究结果不仅揭示了钻井液滤饼的清洗难点和形成机制，还为复杂环境下固井二界面滤饼的高效清除与胶结质量的提升提供了新思路和理论依据。
随着环保法规的日益严格，环保型水基钻井液在海洋钻井中得到广泛应用，其形成的致密滤饼会严重影响固井二界面胶结质量。以BIODRILL水基钻井液滤饼为研究对象，结合XRD、FT-IR、SEM、TG等手段揭示了其成分和结构特征，发现滤饼主要由高分子聚合物、加重材料和黏土矿物构成，滤饼孔隙度低、强度高，常规方法难以清除。基于滤饼形成机理，设计了一种由草酸、NaF、EDTA-Na、鼠李糖脂和TWEEN80组成的无固相一步式冲洗液。该体系通过“酸解–螯合–界面剥离–物理冲刷”的协同机制，实现了滤饼的高效溶解与剥离。实验结果表明，在pH值为5.5下，冲洗液在室温和85℃下均可在15 min内达到80%以上的滤饼去除率；冲洗后岩心胶结强度可恢复至空白岩心的70%以上，满足现场对冲洗液性能的要求。研究结果不仅揭示了钻井液滤饼的清洗难点和形成机制，还为复杂环境下固井二界面滤饼的高效清除与胶结质量的提升提供了新思路和理论依据。
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为降低地热井井筒与岩层之间的热阻，提高地热井取热能力，选用具有优异导热性能的石墨（SG）作为导热材料，并使用表面活性剂将其制成石墨分散液，并引入具有高长径比的碳纤维（CF）构建导热网络，协同提高水泥石导热性能。评价了石墨分散液-水泥浆体性能以及水泥石的力学性能和导热性能，采用X射线衍射分析（XRD）、热重分析（TG/DTG）、压汞法（MIP）和扫描电子显微镜（SEM）对水泥石的物相组成、孔结构、微观形貌进行了表征，探究其导热机理。结果表明，当水固比为0.51，掺入石墨和碳纤维后制备的水泥浆体性能满足工程性能，水泥石24 h抗压强度不低于17.0 MPa、7 d抗压强度高于25.0 MPa，且其导热系数能达到2.86 W/(m·K)。石墨的促进水化与碳纤维的抑制水化共同作用下高导热水泥石的C—S—H与CH的失重量为10.91%，略低于纯水泥石的11.04%。适量的石墨能细化水泥石孔径，降低水泥石孔隙率，而碳纤维会显著增大水泥石孔隙度，增多水泥石大孔数量，将二者混掺，水泥石孔隙率为36.95%，高于纯水泥石，但高导热水泥石中孔径大于70 nm的孔数量与纯水泥石相差较小，在水泥浆中掺入石墨与碳纤维能形成导热网络。
为降低地热井井筒与岩层之间的热阻，提高地热井取热能力，选用具有优异导热性能的石墨（SG）作为导热材料，并使用表面活性剂将其制成石墨分散液，并引入具有高长径比的碳纤维（CF）构建导热网络，协同提高水泥石导热性能。评价了石墨分散液-水泥浆体性能以及水泥石的力学性能和导热性能，采用X射线衍射分析（XRD）、热重分析（TG/DTG）、压汞法（MIP）和扫描电子显微镜（SEM）对水泥石的物相组成、孔结构、微观形貌进行了表征，探究其导热机理。结果表明，当水固比为0.51，掺入石墨和碳纤维后制备的水泥浆体性能满足工程性能，水泥石24 h抗压强度不低于17.0 MPa、7 d抗压强度高于25.0 MPa，且其导热系数能达到2.86 W/(m·K)。石墨的促进水化与碳纤维的抑制水化共同作用下高导热水泥石的C—S—H与CH的失重量为10.91%，略低于纯水泥石的11.04%。适量的石墨能细化水泥石孔径，降低水泥石孔隙率，而碳纤维会显著增大水泥石孔隙度，增多水泥石大孔数量，将二者混掺，水泥石孔隙率为36.95%，高于纯水泥石，但高导热水泥石中孔径大于70 nm的孔数量与纯水泥石相差较小，在水泥浆中掺入石墨与碳纤维能形成导热网络。
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针对川渝地区页岩气储层地质构造复杂、天然裂缝发育导致长水平井密切割压裂中易诱发地层滑移和套管变形的技术难题，提出了一种新型水泥浆体系以缓解套管变形，并开展了现场试验验证。基于地质-工程一体化有限元模拟，系统分析了水泥石弹性模量和变形能力对套管受力的影响，明确了降低弹性模量、提升变形能力的改性方向。通过复合高强变形材料与弹性材料的协同作用，研发的水泥浆体系在保持适度弹性模量（小于5 GPa）的同时，水泥石具备25%以上的变形率，且工程性能满足作业要求。该水泥浆体系在Z-1井成功应用，室内剪切试验显示其套变缓解能力较常规水泥石显著提升，现场压裂施工全程未发生套管变形，证实了其显著的技术效果，为页岩气井全生命周期井筒完整性管理提供了创新解决方案。
针对川渝地区页岩气储层地质构造复杂、天然裂缝发育导致长水平井密切割压裂中易诱发地层滑移和套管变形的技术难题，提出了一种新型水泥浆体系以缓解套管变形，并开展了现场试验验证。基于地质-工程一体化有限元模拟，系统分析了水泥石弹性模量和变形能力对套管受力的影响，明确了降低弹性模量、提升变形能力的改性方向。通过复合高强变形材料与弹性材料的协同作用，研发的水泥浆体系在保持适度弹性模量（小于5 GPa）的同时，水泥石具备25%以上的变形率，且工程性能满足作业要求。该水泥浆体系在Z-1井成功应用，室内剪切试验显示其套变缓解能力较常规水泥石显著提升，现场压裂施工全程未发生套管变形，证实了其显著的技术效果，为页岩气井全生命周期井筒完整性管理提供了创新解决方案。
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在含CO2气藏固井施工中，固井水泥浆与CO2的接触不可避免。CO2接触时间的变化可能会影响水泥早期水化特性及微观结构的发展，严重时甚至可能影响固井质量。该研究通过控制CO2通气时间，系统地考察了水泥早期水化特性及其力学性能与渗透率的变化规律。并采用XRD、TG和SEM等手段分析了水泥早期物相组成及微观结构演变规律。研究表明，随CO2通气时间增加，浆体流动性在初期得到改善后逐渐下降，而凝结时间持续缩短。水化放热曲线显示，CO2处理显著加快了水泥水化进程，并提高了早期累积放热量。然而，随通气时间延长，效果逐渐减弱。抗压强度及渗透率测试结果表明，CO2处理显著提升了水泥早期强度，尤其在通气时间不大于3 min时效果最佳，但随着通气时间的延长，强度和渗透率逐渐下降。XRD、TG及SEM分析表明，CO2处理增加了CaCO3的生成，破坏了Ca(OH)2和C—S—H凝胶组成的包覆结构，加速了水泥颗粒的水化进程。
在含CO2气藏固井施工中，固井水泥浆与CO2的接触不可避免。CO2接触时间的变化可能会影响水泥早期水化特性及微观结构的发展，严重时甚至可能影响固井质量。该研究通过控制CO2通气时间，系统地考察了水泥早期水化特性及其力学性能与渗透率的变化规律。并采用XRD、TG和SEM等手段分析了水泥早期物相组成及微观结构演变规律。研究表明，随CO2通气时间增加，浆体流动性在初期得到改善后逐渐下降，而凝结时间持续缩短。水化放热曲线显示，CO2处理显著加快了水泥水化进程，并提高了早期累积放热量。然而，随通气时间延长，效果逐渐减弱。抗压强度及渗透率测试结果表明，CO2处理显著提升了水泥早期强度，尤其在通气时间不大于3 min时效果最佳，但随着通气时间的延长，强度和渗透率逐渐下降。XRD、TG及SEM分析表明，CO2处理增加了CaCO3的生成，破坏了Ca(OH)2和C—S—H凝胶组成的包覆结构，加速了水泥颗粒的水化进程。
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双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。
双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。
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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，亟需自主研发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，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，亟需自主研发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，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。
2025, 42(6): 705-712.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.001
摘要:
北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组二段储层为油页岩，微裂缝高度发育、脆性矿物含量高，前期直井钻探使用PLUS/KCl水基钻井液进行作业，井壁失稳情况严重、频繁遇阻卡钻。室内分析了该区域使用的水基和柴油基钻井液存在的问题，在现场柴油基钻井液配方基础上通过引入低黏度低芳烃气制油和级配优选微纳米封堵剂材料，构建了一套高性能低芳烃气制油基钻井液体系，该体系活度0.62，活度更低、岩屑回收率高达98%、300 μm微裂缝封堵无漏失、沉降因子小于0.51，抑制性和封堵性更佳，且高温性能稳定。气制油基钻井液在8口页岩油大斜度勘探井进行了应用，井径扩大率小于2%，与柴油基钻井液体系相比，最大漏斗黏度和塑性黏度分别下降了54%、41%，日损耗减少50%，综合工程成本累计节省约20%。该技术为加快开发海上页岩油资源提供了有力的钻井液技术支持。
北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组二段储层为油页岩，微裂缝高度发育、脆性矿物含量高，前期直井钻探使用PLUS/KCl水基钻井液进行作业，井壁失稳情况严重、频繁遇阻卡钻。室内分析了该区域使用的水基和柴油基钻井液存在的问题，在现场柴油基钻井液配方基础上通过引入低黏度低芳烃气制油和级配优选微纳米封堵剂材料，构建了一套高性能低芳烃气制油基钻井液体系，该体系活度0.62，活度更低、岩屑回收率高达98%、300 μm微裂缝封堵无漏失、沉降因子小于0.51，抑制性和封堵性更佳，且高温性能稳定。气制油基钻井液在8口页岩油大斜度勘探井进行了应用，井径扩大率小于2%，与柴油基钻井液体系相比，最大漏斗黏度和塑性黏度分别下降了54%、41%，日损耗减少50%，综合工程成本累计节省约20%。该技术为加快开发海上页岩油资源提供了有力的钻井液技术支持。
2025, 42(6): 713-720.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.002
摘要:
为探索更环保、高效的油基钻井液，降低成本与环境影响，提升钻井作业安全性与质量，为钻井液领域提供新的绿色解决方案。以花生油、大豆油、蓖麻油等植物油作为基液的植物油钻井液生态毒性小、润滑性好、黏土稳定性高，可以较好地代替柴油基钻井液。以改性棉籽油作为基液，搭配油基钻井液用处理剂，形成一套植物油基钻井液体系。经评价，植物油基钻井液具有较强的抑制黏土水化膨胀能力和高温稳定性及强的抗盐、抗膨润土污染能力，并且具有良好的储层保护效果。该体系在吐哈油田成功应用2井次，应用结果表明，钻井液现场使用表现出良好性能，具有井壁稳定、井眼净化和安全环保等特点；植物油基钻井液解决了井壁垮塌，保障了优快钻完井和施工安全，且钻屑检测结果达标。形成的植物油基钻井液性能与柴油基钻井液相当，未来可逐步替代传统油基钻井液。
为探索更环保、高效的油基钻井液，降低成本与环境影响，提升钻井作业安全性与质量，为钻井液领域提供新的绿色解决方案。以花生油、大豆油、蓖麻油等植物油作为基液的植物油钻井液生态毒性小、润滑性好、黏土稳定性高，可以较好地代替柴油基钻井液。以改性棉籽油作为基液，搭配油基钻井液用处理剂，形成一套植物油基钻井液体系。经评价，植物油基钻井液具有较强的抑制黏土水化膨胀能力和高温稳定性及强的抗盐、抗膨润土污染能力，并且具有良好的储层保护效果。该体系在吐哈油田成功应用2井次，应用结果表明，钻井液现场使用表现出良好性能，具有井壁稳定、井眼净化和安全环保等特点；植物油基钻井液解决了井壁垮塌，保障了优快钻完井和施工安全，且钻屑检测结果达标。形成的植物油基钻井液性能与柴油基钻井液相当，未来可逐步替代传统油基钻井液。
2025, 42(6): 721-727.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.003
摘要:
研制了一种非水基钻井液用提切剂PF-MOVIS，以中海油田服务股份有限公司非水基钻井液体系为基础，在不同体系中考察了加量、老化温度、老化时间等对钻井液流变、电稳定性等的影响，同时考察了体系的抗污染能力。结果发现，随着PF-MOVIS加量的增加，体系提切效果明显增强；随着老化时间增加，体系提切效果逐渐减弱，说明PF-MOVIS随着钻进过程会逐渐消耗，在实际作业过程中需要少量多次添加；PF-MOVIS抗温能力达170℃，在170℃以下的老化温度下，PF-MOVIS对体系有显著的提切效果。同时，PF-MOVIS对体系的电稳定性有明显的增强作用；具有优异的抗污染能力；在不同的非水基钻井液体系中都有明显的提切效果。通过中试放大研究，中试产品性能与实验室小试样品性能相当，甚至优于实验室小试样品。同时现场应用结果表明，PF-MOVIS在非水基钻井液体系中有优异的增黏提切作用，应用效果良好，具有较大的推广价值。
研制了一种非水基钻井液用提切剂PF-MOVIS，以中海油田服务股份有限公司非水基钻井液体系为基础，在不同体系中考察了加量、老化温度、老化时间等对钻井液流变、电稳定性等的影响，同时考察了体系的抗污染能力。结果发现，随着PF-MOVIS加量的增加，体系提切效果明显增强；随着老化时间增加，体系提切效果逐渐减弱，说明PF-MOVIS随着钻进过程会逐渐消耗，在实际作业过程中需要少量多次添加；PF-MOVIS抗温能力达170℃，在170℃以下的老化温度下，PF-MOVIS对体系有显著的提切效果。同时，PF-MOVIS对体系的电稳定性有明显的增强作用；具有优异的抗污染能力；在不同的非水基钻井液体系中都有明显的提切效果。通过中试放大研究，中试产品性能与实验室小试样品性能相当，甚至优于实验室小试样品。同时现场应用结果表明，PF-MOVIS在非水基钻井液体系中有优异的增黏提切作用，应用效果良好，具有较大的推广价值。
2025, 42(6): 728-737.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.004
摘要:
针对目前油基钻完井液在240℃以上高温环境下悬浮稳定性难以维持的难题，基于空间网架结构增强胶体稳定性的原理，以海泡石纤维、正辛基三乙氧基硅烷为原料，经盐酸处理后有机改性，研制出强疏水性悬浮稳定剂HPAS。分别利用红外光谱、热重分析、粒径分析和表面润湿性等对其单体进行表征，分析结果表明改性成功。以HPAS为基础配制的一套高密度油基钻井液在260℃老化后性能保持良好，表观黏度、塑性黏度维持在33 mPa·s、27 mPa·s左右，动切力保持在4 Pa以上，破乳电压高于800 V，高温高压滤失量控制在5 mL以下，泥饼厚度小于2 mm；通过沉降稳定性评价发现，在240℃下静置7 d无硬沉，开罐状态：玻璃棒自由落体轻松触底，满足现场应用要求；此外，体系在65℃～240℃、常压～190 MPa的温度压力范围内，动切力始终维持在4.5 Pa以上，保证了体系良好的悬浮稳定性及携岩能力，为油基钻完井液在深井、超深井及万米深井的进一步应用提供了技术支持。
针对目前油基钻完井液在240℃以上高温环境下悬浮稳定性难以维持的难题，基于空间网架结构增强胶体稳定性的原理，以海泡石纤维、正辛基三乙氧基硅烷为原料，经盐酸处理后有机改性，研制出强疏水性悬浮稳定剂HPAS。分别利用红外光谱、热重分析、粒径分析和表面润湿性等对其单体进行表征，分析结果表明改性成功。以HPAS为基础配制的一套高密度油基钻井液在260℃老化后性能保持良好，表观黏度、塑性黏度维持在33 mPa·s、27 mPa·s左右，动切力保持在4 Pa以上，破乳电压高于800 V，高温高压滤失量控制在5 mL以下，泥饼厚度小于2 mm；通过沉降稳定性评价发现，在240℃下静置7 d无硬沉，开罐状态：玻璃棒自由落体轻松触底，满足现场应用要求；此外，体系在65℃～240℃、常压～190 MPa的温度压力范围内，动切力始终维持在4.5 Pa以上，保证了体系良好的悬浮稳定性及携岩能力，为油基钻完井液在深井、超深井及万米深井的进一步应用提供了技术支持。
2025, 42(6): 738-747.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.005
摘要:
利用水溶液聚合法接枝共聚合成了纳米纤维素降滤失剂CNF-ADDS，并分析了其对水基钻井液流变性和降滤失性的影响，评价了其抗温和抗盐、抗钙效果，研究了其降滤失机理。实验结果表明，降滤失剂CNF-ADDS的长度在300 nm左右，在水基钻井液基浆中添加2%CNF-ADDS，可以将钻井液的表观黏度提高到32 mPa·s，塑性黏度提高为22 mPa·s，在260℃老化后，150℃的高温高压滤失量仅为16.3 mL；在被36%NaCl和3%CaCl2污染，260℃老化后的滤失量分别为17.4 mL和16.5 mL，且泥饼韧且薄，降滤失剂CNF-ADDS可通过自组装成网状结构，吸附黏土颗粒，在高温和高盐、高钙环境中显著降低钻井液的滤失量。
利用水溶液聚合法接枝共聚合成了纳米纤维素降滤失剂CNF-ADDS，并分析了其对水基钻井液流变性和降滤失性的影响，评价了其抗温和抗盐、抗钙效果，研究了其降滤失机理。实验结果表明，降滤失剂CNF-ADDS的长度在300 nm左右，在水基钻井液基浆中添加2%CNF-ADDS，可以将钻井液的表观黏度提高到32 mPa·s，塑性黏度提高为22 mPa·s，在260℃老化后，150℃的高温高压滤失量仅为16.3 mL；在被36%NaCl和3%CaCl2污染，260℃老化后的滤失量分别为17.4 mL和16.5 mL，且泥饼韧且薄，降滤失剂CNF-ADDS可通过自组装成网状结构，吸附黏土颗粒，在高温和高盐、高钙环境中显著降低钻井液的滤失量。
2025, 42(6): 748-755.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.006
摘要:
在高温储层钻井作业中，油气侵入井筒，易引发溢流甚至井喷等复杂事故。传统聚合物凝胶虽可防止气窜，但却存在抗温性能不足的问题。选用耐温聚合物AP-9、交联剂（聚乙烯亚胺和柠檬酸铝按1∶1）和硫脲制备耐高温气滞塞体系，通过实验探究各组分用量对气滞塞体系热稳定性的影响，优选出最佳配方（0.5%聚合物AP-9+0.4%交联剂+0.25%硫脲）。实验结果表明，该耐高温气滞塞体系在160℃高温下，使用25 000 mg/L Na+盐水配制的凝胶成胶后黏度为7120 mPa·s，抗盐性能良好，加热72 h后的黏度仍然可达3328 mPa·s，承压强度0.23 MPa/m。该研究为高温井环境中有效密封井下油气提供了技术支持，有助于实现全过程欠平衡钻井作业，对提高钻井安全性和效率具有重要意义。
在高温储层钻井作业中，油气侵入井筒，易引发溢流甚至井喷等复杂事故。传统聚合物凝胶虽可防止气窜，但却存在抗温性能不足的问题。选用耐温聚合物AP-9、交联剂（聚乙烯亚胺和柠檬酸铝按1∶1）和硫脲制备耐高温气滞塞体系，通过实验探究各组分用量对气滞塞体系热稳定性的影响，优选出最佳配方（0.5%聚合物AP-9+0.4%交联剂+0.25%硫脲）。实验结果表明，该耐高温气滞塞体系在160℃高温下，使用25 000 mg/L Na+盐水配制的凝胶成胶后黏度为7120 mPa·s，抗盐性能良好，加热72 h后的黏度仍然可达3328 mPa·s，承压强度0.23 MPa/m。该研究为高温井环境中有效密封井下油气提供了技术支持，有助于实现全过程欠平衡钻井作业，对提高钻井安全性和效率具有重要意义。
2025, 42(6): 756-763.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.007
摘要:
凝胶封堵剂通常具有自适应性较强的特点，但现有钻井液用凝胶封堵剂普遍存在抗温性及强度较差的问题。合成了一种抗高温碳纳米管杂化三元共聚物材料作为水基钻井液的封堵剂，以三元共聚凝胶为基体，以碳纳米管（CNTs）为刚性纳米颗粒，以期解决深井高温环境下封堵剂失效引起的井壁失稳等问题。通过分子结构设计，优选顺丁二烯酸酐（MAH）、烯基琥珀酸酐（ASA）、苯乙烯（St）为共聚物反应单体，过氧二苯甲酰（BPO）为引发剂，N,N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，采用自由基聚合法合成了一种纳米纤维封堵剂。通过透射电镜、砂盘封堵实验对其功能结构及封堵性能进行评价。结果表明，合成的抗高温碳纳米管杂化三元共聚凝胶封堵剂在钻井液中加量为1.0%时获得最优封堵能力，在150℃高温下，具有良好的流变性能，降滤失效果显著，对于纳微米尺寸孔缝均可有效封堵。
凝胶封堵剂通常具有自适应性较强的特点，但现有钻井液用凝胶封堵剂普遍存在抗温性及强度较差的问题。合成了一种抗高温碳纳米管杂化三元共聚物材料作为水基钻井液的封堵剂，以三元共聚凝胶为基体，以碳纳米管（CNTs）为刚性纳米颗粒，以期解决深井高温环境下封堵剂失效引起的井壁失稳等问题。通过分子结构设计，优选顺丁二烯酸酐（MAH）、烯基琥珀酸酐（ASA）、苯乙烯（St）为共聚物反应单体，过氧二苯甲酰（BPO）为引发剂，N,N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，采用自由基聚合法合成了一种纳米纤维封堵剂。通过透射电镜、砂盘封堵实验对其功能结构及封堵性能进行评价。结果表明，合成的抗高温碳纳米管杂化三元共聚凝胶封堵剂在钻井液中加量为1.0%时获得最优封堵能力，在150℃高温下，具有良好的流变性能，降滤失效果显著，对于纳微米尺寸孔缝均可有效封堵。
2025, 42(6): 764-771.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.008
摘要:
针对新疆准噶尔盆地东部深层煤岩气钻井中因储层承压能力不足导致的钻井液漏失等问题，根据现场井漏特征，结合矿物组成分析与微观电镜扫描，揭示了裂缝扩展与孔隙连通主导的漏失机理，并提出“封堵剂+降滤失剂+抑制剂”多元协同防漏技术对策。基于“降本增效”原则，优选出钻井液关键处理剂的添加剂用量，并通过正交实验优化复配组合，与基础体系结合形成4种防漏钻井液体系，渗透率恢复率作为核心评价指标，筛选出储层保护最佳的防漏钻井液体系。实验结果表明：该防漏钻井液体系的流变性能稳定，渗透率恢复率可达87.42%，中压和高温高压滤失量分别为4.16 mL 和 9.52 mL，砂床滤失量低于15 mL，封堵效果显著，岩屑膨胀率仅为0.96%，岩屑回收率高达91.6%，抑制性能优良。现场应用结果表明，优化后的防漏钻井液井漏事故明显减少，钻井周期缩短，复杂工况降低，储层保护效果提升，为深层煤岩气的安全、高效钻井提供了重要的技术支撑与应用参考。
针对新疆准噶尔盆地东部深层煤岩气钻井中因储层承压能力不足导致的钻井液漏失等问题，根据现场井漏特征，结合矿物组成分析与微观电镜扫描，揭示了裂缝扩展与孔隙连通主导的漏失机理，并提出“封堵剂+降滤失剂+抑制剂”多元协同防漏技术对策。基于“降本增效”原则，优选出钻井液关键处理剂的添加剂用量，并通过正交实验优化复配组合，与基础体系结合形成4种防漏钻井液体系，渗透率恢复率作为核心评价指标，筛选出储层保护最佳的防漏钻井液体系。实验结果表明：该防漏钻井液体系的流变性能稳定，渗透率恢复率可达87.42%，中压和高温高压滤失量分别为4.16 mL 和 9.52 mL，砂床滤失量低于15 mL，封堵效果显著，岩屑膨胀率仅为0.96%，岩屑回收率高达91.6%，抑制性能优良。现场应用结果表明，优化后的防漏钻井液井漏事故明显减少，钻井周期缩短，复杂工况降低，储层保护效果提升，为深层煤岩气的安全、高效钻井提供了重要的技术支撑与应用参考。
2025, 42(6): 772-780.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.009
摘要:
井漏问题是制约钻井安全和效率的关键因素之一，为了实现对井漏风险的准确预测，提出了一种基于长短期记忆网络（Long Short-Term Memory, LSTM）和随机森林（Random Forest, RF）的井漏预测混合模型。根据算法原理构建LSTM模型、 RF模型和LSTM-RF混合模型，采用相关性分析法选择了14种井漏特征参数，将其输入到3种井漏预测模型中进行训练，分析对比了不同模型的性能和井漏预测准确率。实验结果发现，混合模型在测试集上的均方根误差（RMSE）为0.11、平均绝对误差（MAE）为0.22、决定系数（R2）为0.95，综合准确率达到了84.2%，各项指标显著优于单一模型。此外，利用混合模型进行现场实际应用，成功预测井漏5井次。研究结果表明，LSTM-RF混合模型在井漏预测中综合性能最优，能更精确地预测井漏，为钻井作业过程中的井漏预防和决策提供参考。
井漏问题是制约钻井安全和效率的关键因素之一，为了实现对井漏风险的准确预测，提出了一种基于长短期记忆网络（Long Short-Term Memory, LSTM）和随机森林（Random Forest, RF）的井漏预测混合模型。根据算法原理构建LSTM模型、 RF模型和LSTM-RF混合模型，采用相关性分析法选择了14种井漏特征参数，将其输入到3种井漏预测模型中进行训练，分析对比了不同模型的性能和井漏预测准确率。实验结果发现，混合模型在测试集上的均方根误差（RMSE）为0.11、平均绝对误差（MAE）为0.22、决定系数（R2）为0.95，综合准确率达到了84.2%，各项指标显著优于单一模型。此外，利用混合模型进行现场实际应用，成功预测井漏5井次。研究结果表明，LSTM-RF混合模型在井漏预测中综合性能最优，能更精确地预测井漏，为钻井作业过程中的井漏预防和决策提供参考。
2025, 42(6): 781-787.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.06.010
摘要:
地热能开发中，水泥环热损失是影响采热效率的关键因素。以G级油井水泥为基体，采用空心玻璃微珠和改性坡缕石纤维为复合低导热材料，通过配方优化，形成了低导热水泥浆体系，并进行了流变性、稳定性、导热能力和抗压能力等测试，导热系数比常规水泥下降了74.4%，7 d抗压强度为19.7 MPa，复合低导热材料的加入使得材料内部孔隙分布更小、更均匀，不仅降低了材料的导热系数，而且提高了其力学性能和耐久性，可降低系统热损失，提高地热能的采出效率。
地热能开发中，水泥环热损失是影响采热效率的关键因素。以G级油井水泥为基体，采用空心玻璃微珠和改性坡缕石纤维为复合低导热材料，通过配方优化，形成了低导热水泥浆体系，并进行了流变性、稳定性、导热能力和抗压能力等测试，导热系数比常规水泥下降了74.4%，7 d抗压强度为19.7 MPa，复合低导热材料的加入使得材料内部孔隙分布更小、更均匀，不仅降低了材料的导热系数，而且提高了其力学性能和耐久性，可降低系统热损失，提高地热能的采出效率。
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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：
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）
地址： 天津经济技术开发区第二大街83号中国石油天津大厦A517房间
邮编： 300457
电话：022-65278734022-25275527
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CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
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