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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体系开发提供参考。
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体系开发提供参考。
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全球深水及超深水油气资源占比达44%，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。
全球深水及超深水油气资源占比达44%，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。
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doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.008
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在全球石油勘探开发都在严格推行环境保护法规的背景下，研制出一款环保且性能优秀的堵漏剂无疑是应对钻井漏层的高效解决方案。通过溶胶-凝胶法将纳米硅酸镁锂(nLMS)\羟丙基甲基纤维素(HPMC)\明胶(Gel)以固定的质量比例进行高温共混，nLMS粒子在高温下更均匀地分散在混合体系中，其高表面积促进了与Gel\HPMC基质地强黏附性，三者通过氢键与物理纠缠相互作用。利用nLMS和HPMC、Gel之间的物理化学作用，制备了具有高度交联网络结构的水凝胶，最后利用真空冷冻干燥技术，制备了纳米硅酸镁锂/纤维素/明胶复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)颗粒。通过红外分析，紫外分析，热重分析，X射线衍射，高端流变仪等手段对复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)进行表征，同时，对复合凝胶在水基钻井液中的流变性能，封堵性能，承压性能进行了测试。结果表明：nLMS-HPMC-Gel该种凝胶具有良好的降滤失性，堵漏性，承压性，互配性。
在全球石油勘探开发都在严格推行环境保护法规的背景下，研制出一款环保且性能优秀的堵漏剂无疑是应对钻井漏层的高效解决方案。通过溶胶-凝胶法将纳米硅酸镁锂(nLMS)\羟丙基甲基纤维素(HPMC)\明胶(Gel)以固定的质量比例进行高温共混，nLMS粒子在高温下更均匀地分散在混合体系中，其高表面积促进了与Gel\HPMC基质地强黏附性，三者通过氢键与物理纠缠相互作用。利用nLMS和HPMC、Gel之间的物理化学作用，制备了具有高度交联网络结构的水凝胶，最后利用真空冷冻干燥技术，制备了纳米硅酸镁锂/纤维素/明胶复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)颗粒。通过红外分析，紫外分析，热重分析，X射线衍射，高端流变仪等手段对复合凝胶(nLMS-HPMC-Gel)进行表征，同时，对复合凝胶在水基钻井液中的流变性能，封堵性能，承压性能进行了测试。结果表明：nLMS-HPMC-Gel该种凝胶具有良好的降滤失性，堵漏性，承压性，互配性。
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doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.007
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随着油气勘探的进行，低渗透油气层易受损害，且难恢复的问题愈加严重，成膜剂的研发有助于解决这一难题。然而，目前成膜剂合成的原料为石油类产品，对环境保护不利。蓖麻油作为一种价廉易得的生物质资源，是自然界中存在的不需要改性就具有羟基的植物油，还含有多种活性化学键，可用于制备各种高效的处理剂。在蓖麻油分子上，引入异佛尔酮和扩链剂，制备了一种环保水性聚氨酯成膜剂CWPU-1。该改性产物粒径主要分布在40～200 nm之间，能够覆盖在微纳米孔隙及裂隙上。通过AFM观察，其微观表面是连续、平滑的，表明聚氨酯成膜剂可通过吸附、疏水缔合和电中和作用形成一层薄膜。这种薄膜使泥饼更加紧致，降低钻井液的滤失量，在常温与150℃老化16 h后的滤失量降低率分别可达64.7%和61.1%。通过黏土小球对抑制性进行评价，结果表明，在添加CWPU-1的钻井液中浸泡6 h后，黏土小球的质量降低率可达46%，可降低小球的吸水膨胀。经使用某地区地层水进行测试，CWPU-1不易发生结垢损害。因此，CWPU-1具有良好的防止钻井液侵入和对储层的保护效果。
随着油气勘探的进行，低渗透油气层易受损害，且难恢复的问题愈加严重，成膜剂的研发有助于解决这一难题。然而，目前成膜剂合成的原料为石油类产品，对环境保护不利。蓖麻油作为一种价廉易得的生物质资源，是自然界中存在的不需要改性就具有羟基的植物油，还含有多种活性化学键，可用于制备各种高效的处理剂。在蓖麻油分子上，引入异佛尔酮和扩链剂，制备了一种环保水性聚氨酯成膜剂CWPU-1。该改性产物粒径主要分布在40～200 nm之间，能够覆盖在微纳米孔隙及裂隙上。通过AFM观察，其微观表面是连续、平滑的，表明聚氨酯成膜剂可通过吸附、疏水缔合和电中和作用形成一层薄膜。这种薄膜使泥饼更加紧致，降低钻井液的滤失量，在常温与150℃老化16 h后的滤失量降低率分别可达64.7%和61.1%。通过黏土小球对抑制性进行评价，结果表明，在添加CWPU-1的钻井液中浸泡6 h后，黏土小球的质量降低率可达46%，可降低小球的吸水膨胀。经使用某地区地层水进行测试，CWPU-1不易发生结垢损害。因此，CWPU-1具有良好的防止钻井液侵入和对储层的保护效果。
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doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.006
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针对南极地区冰岩夹层井壁稳定风险高的问题，以纳米二氧化硅、硅烷偶联剂、甲基丙烯酸和甲基丙烯酸月桂脂为原料，利用反相乳液聚合法，研制了一种适用于超低温环境的有机/无机杂化封堵剂（GSF），并通过红外光谱仪、激光粒度仪、金相显微镜对GSF的结构进行了表征。结果表明，封堵剂在−50℃低温钻井液中分散性及配伍性良好，随着封堵剂加量增加，钻井液对砂床的侵入深度越低，砂盘的滤失量减少；当加量为5%时，封堵效果最优，侵入深度为7.0 cm，滤失量为76 mL。
针对南极地区冰岩夹层井壁稳定风险高的问题，以纳米二氧化硅、硅烷偶联剂、甲基丙烯酸和甲基丙烯酸月桂脂为原料，利用反相乳液聚合法，研制了一种适用于超低温环境的有机/无机杂化封堵剂（GSF），并通过红外光谱仪、激光粒度仪、金相显微镜对GSF的结构进行了表征。结果表明，封堵剂在−50℃低温钻井液中分散性及配伍性良好，随着封堵剂加量增加，钻井液对砂床的侵入深度越低，砂盘的滤失量减少；当加量为5%时，封堵效果最优，侵入深度为7.0 cm，滤失量为76 mL。
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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。
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。
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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>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三套防漏堵漏配方，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。
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>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三套防漏堵漏配方，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。
2025, 42(3): 283-289.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.001
摘要:
研究环氧树脂材料的固化过程以及其与地层矿物之间的相互作用，对于其在石油领域的应用具有重要的理论意义。然而，以往的研究主要集中于环氧树脂材料自身的性质，忽视了其与地层的相互作用。为了深入探讨环氧树脂材料的固化过程及其与地层矿物之间的相互作用，该研究基于分子模拟方法，以E51环氧树脂分子和不同种固化剂为研究对象，计算了其分子间的静电势、作用能以及固化产物与地层矿物之间的相互作用能。研究结果表明，环氧树脂分子中的环氧基团具有明显的负静电势，数值为−0.060 Hartree/e，而固化剂分子中的活泼氢原子则具有明显的正电势，数值在0.053～0.126 Hartree/e之间。此外，环氧树脂与不同固化剂分子间存在相互吸引作用，其相互作用能范围为−0.446～−29.306 kcal/mol；交联后，分子间的相互作用能下降至−80.987～−110.844 kcal/mol之间。最后，环氧树脂交联产物与地层矿物之间也存在显著的相互吸引作用，其中单个树脂分子与方解石矿物的相互作用能在−49.795～−173.187 kcal/mol之间，与白云石矿物的相互作用能在−44.604～−147.307 kcal/mol之间。该研究的结果为环氧树脂在石油天然气工业中的应用提供了理论基础，所采用的研究方法也可用于优化环氧树脂类添加剂的设计。
研究环氧树脂材料的固化过程以及其与地层矿物之间的相互作用，对于其在石油领域的应用具有重要的理论意义。然而，以往的研究主要集中于环氧树脂材料自身的性质，忽视了其与地层的相互作用。为了深入探讨环氧树脂材料的固化过程及其与地层矿物之间的相互作用，该研究基于分子模拟方法，以E51环氧树脂分子和不同种固化剂为研究对象，计算了其分子间的静电势、作用能以及固化产物与地层矿物之间的相互作用能。研究结果表明，环氧树脂分子中的环氧基团具有明显的负静电势，数值为−0.060 Hartree/e，而固化剂分子中的活泼氢原子则具有明显的正电势，数值在0.053～0.126 Hartree/e之间。此外，环氧树脂与不同固化剂分子间存在相互吸引作用，其相互作用能范围为−0.446～−29.306 kcal/mol；交联后，分子间的相互作用能下降至−80.987～−110.844 kcal/mol之间。最后，环氧树脂交联产物与地层矿物之间也存在显著的相互吸引作用，其中单个树脂分子与方解石矿物的相互作用能在−49.795～−173.187 kcal/mol之间，与白云石矿物的相互作用能在−44.604～−147.307 kcal/mol之间。该研究的结果为环氧树脂在石油天然气工业中的应用提供了理论基础，所采用的研究方法也可用于优化环氧树脂类添加剂的设计。
2025, 42(3): 290-295.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.002
摘要:
针对作为钻井液用柔性封堵剂的凝胶封堵剂对流变性能影响大、沥青封堵剂具有荧光效应而干扰录井的技术问题，以异佛尔酮二异氰酸酯IPDI、聚三亚甲基醚二醇PO3G、2-羟乙基二硫醚HEDS、二羟甲基丁酸DMBA为扩链剂，二月桂酸二丁基锡DBTEL为催化剂，糠醇FA为封端剂、三乙胺TEA为乳化剂，制备一种水性聚氨酯乳液封堵剂SMPU-1，并借助红外光谱仪、激光粒度分析仪和扫描电镜进行了分子结构表征、粒径分布和微观形貌分析。结果表明，高温作用后的SMPU-1颗粒仍呈纳微米级单分散状态，并具有软化变形的特性，在压差作用下，可被挤入岩石表面的微孔缝，从而实现致密封堵。封堵性能测试结果显示，SMPU-1适宜在140℃内使用，最佳添加浓度为4%。SMPU-1对钻井液的流变性能影响较小，在最高适用温度和最佳加量条件下，钻井液的常温中压滤失量为6.2 mL，高温高压滤失量为16 mL，具有良好的滤失造壁性能。
针对作为钻井液用柔性封堵剂的凝胶封堵剂对流变性能影响大、沥青封堵剂具有荧光效应而干扰录井的技术问题，以异佛尔酮二异氰酸酯IPDI、聚三亚甲基醚二醇PO3G、2-羟乙基二硫醚HEDS、二羟甲基丁酸DMBA为扩链剂，二月桂酸二丁基锡DBTEL为催化剂，糠醇FA为封端剂、三乙胺TEA为乳化剂，制备一种水性聚氨酯乳液封堵剂SMPU-1，并借助红外光谱仪、激光粒度分析仪和扫描电镜进行了分子结构表征、粒径分布和微观形貌分析。结果表明，高温作用后的SMPU-1颗粒仍呈纳微米级单分散状态，并具有软化变形的特性，在压差作用下，可被挤入岩石表面的微孔缝，从而实现致密封堵。封堵性能测试结果显示，SMPU-1适宜在140℃内使用，最佳添加浓度为4%。SMPU-1对钻井液的流变性能影响较小，在最高适用温度和最佳加量条件下，钻井液的常温中压滤失量为6.2 mL，高温高压滤失量为16 mL，具有良好的滤失造壁性能。
2025, 42(3): 296-301.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.003
摘要:
针对东海宝云亭区块、平湖区块超深大位移井在钻井过程中因井壁失稳、井眼清洁困难、高摩阻扭矩引起的起下钻频繁遇阻、划眼困难等复杂情况严重影响钻井时效的难题，通过对杂色泥岩地层的特性分析，创新使用多级配强封堵技术和提高油基钻井液乳化稳定性来解决井壁失稳难题；以低剪切速率下钻井液φ6/φ3值为突破口，实现高效携岩，解决东海大位移井井眼清洁难题；自主研发润滑剂LUBE OB用于降低高载荷条件下钻井液的摩擦系数，减少钻具和套管磨损，首次成功应用于8000 m级的超深大位移井KQT-N。强封堵、高携岩、高润滑的油基钻井液技术将东海大位移井平均划眼率从16.7%降低至2.0%，大幅度提高了钻井时效，为东海油气田安全高效开发提供了技术支撑和保障。
针对东海宝云亭区块、平湖区块超深大位移井在钻井过程中因井壁失稳、井眼清洁困难、高摩阻扭矩引起的起下钻频繁遇阻、划眼困难等复杂情况严重影响钻井时效的难题，通过对杂色泥岩地层的特性分析，创新使用多级配强封堵技术和提高油基钻井液乳化稳定性来解决井壁失稳难题；以低剪切速率下钻井液φ6/φ3值为突破口，实现高效携岩，解决东海大位移井井眼清洁难题；自主研发润滑剂LUBE OB用于降低高载荷条件下钻井液的摩擦系数，减少钻具和套管磨损，首次成功应用于8000 m级的超深大位移井KQT-N。强封堵、高携岩、高润滑的油基钻井液技术将东海大位移井平均划眼率从16.7%降低至2.0%，大幅度提高了钻井时效，为东海油气田安全高效开发提供了技术支撑和保障。
2025, 42(3): 302-307.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.004
摘要:
在大斜度井、水平井或大尺寸井眼中，因钻井液的携岩能力不足，钻井岩屑容易向下井壁或井底堆积，导致钻具摩阻增大、起下钻困难、井下漏失甚至卡钻等井下复杂情况，因此，井眼清洁是实现在大斜度井、水平井或大尺寸井眼作业安全与效率的关键技术之一。用脂肪族聚酯类聚合物与高分子共聚物共混反应，研制了一种可大幅提升钻井液携岩能力的纤维携岩剂，性能评价实验表明，在加量为0.2%携岩剂的实验浆体中岩屑沉降时间由原来的4.12 s增加至19.85 s；该携岩剂在水相和油相中具有良好的分散性；经120℃热滚16 h后在清水和白油中的降解率分别为95.48%和89.87%，且降解后对钻井液性能不造成影响。现场试验表明，该携岩技术能够大幅提升钻井液的携岩能力，有效携带出大尺寸井眼或水平井段中的岩屑或掉块，提高井眼清洁度，为安全、高效钻井提供保障。
在大斜度井、水平井或大尺寸井眼中，因钻井液的携岩能力不足，钻井岩屑容易向下井壁或井底堆积，导致钻具摩阻增大、起下钻困难、井下漏失甚至卡钻等井下复杂情况，因此，井眼清洁是实现在大斜度井、水平井或大尺寸井眼作业安全与效率的关键技术之一。用脂肪族聚酯类聚合物与高分子共聚物共混反应，研制了一种可大幅提升钻井液携岩能力的纤维携岩剂，性能评价实验表明，在加量为0.2%携岩剂的实验浆体中岩屑沉降时间由原来的4.12 s增加至19.85 s；该携岩剂在水相和油相中具有良好的分散性；经120℃热滚16 h后在清水和白油中的降解率分别为95.48%和89.87%，且降解后对钻井液性能不造成影响。现场试验表明，该携岩技术能够大幅提升钻井液的携岩能力，有效携带出大尺寸井眼或水平井段中的岩屑或掉块，提高井眼清洁度，为安全、高效钻井提供保障。
2025, 42(3): 308-317.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.005
摘要:
水基钻井液在小井眼环空流动时波动性大，与井壁、钻具界面阻力大，导致流动能量损耗和钻井液当量循环密度（ECD）大，易引发井漏、卡钻等事故。以纳米二氧化硅为原料，接枝改性合成水基钻井液减阻剂DRA-1，并开展减阻性能研究，发现DRA-1具有降低钻井液流动阻力与改善钻井液流动流型的作用。结果表明，在基浆中加入3%DRA-1后，流性指数为0.5064，增幅达366.7%，稠度系数为0.4847 Pa·sn，降幅达90.6%，极压润滑系数降低率达81.82%，经120℃热滚16 h后减阻效果进一步提高，证明DRA-1具有抗高温能力；以相同条件在自制钢片和聚四氟乙烯板上流动时，DRA-1对基浆流动性的改善效果显著优于现场同类材料，具有更好的流动性；基于A井生产资料，在水基钻井液中加入1%DRA-1后，压耗降低1.937 MPa，降低率达21.61%，在整个井深范围也表现出更低的ECD，宏观上反映出DRA-1对钻井效率和安全性的提升，这对钻井现场提高经济效益和避免作业事故具有重要意义。
水基钻井液在小井眼环空流动时波动性大，与井壁、钻具界面阻力大，导致流动能量损耗和钻井液当量循环密度（ECD）大，易引发井漏、卡钻等事故。以纳米二氧化硅为原料，接枝改性合成水基钻井液减阻剂DRA-1，并开展减阻性能研究，发现DRA-1具有降低钻井液流动阻力与改善钻井液流动流型的作用。结果表明，在基浆中加入3%DRA-1后，流性指数为0.5064，增幅达366.7%，稠度系数为0.4847 Pa·sn，降幅达90.6%，极压润滑系数降低率达81.82%，经120℃热滚16 h后减阻效果进一步提高，证明DRA-1具有抗高温能力；以相同条件在自制钢片和聚四氟乙烯板上流动时，DRA-1对基浆流动性的改善效果显著优于现场同类材料，具有更好的流动性；基于A井生产资料，在水基钻井液中加入1%DRA-1后，压耗降低1.937 MPa，降低率达21.61%，在整个井深范围也表现出更低的ECD，宏观上反映出DRA-1对钻井效率和安全性的提升，这对钻井现场提高经济效益和避免作业事故具有重要意义。
2025, 42(3): 318-323.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.006
摘要:
针对承压防漏钻井液技术难题，为揭示井壁强化封堵裂缝微观机理，开展了井壁强化承压模拟实验研究。综合考虑井壁强化过程中裂缝闭合应力对裂缝开度的影响，建立了可变裂缝封堵模拟实验装置及评价方法，提出了最大封堵压差和等效封堵位置的定量化评价指标。修正的正态分布粒度匹配准则与常用的粒度匹配准则相比，最高可提升承压能力2.36倍。等效封堵位置与承压能力呈反比，修正的正态分布连续粒度准则可在裂缝入口端形成薄而致密的封堵层；尽可能提高承压封堵材料的强度可降低井筒压力波动的影响，增加井壁强化封堵材料的弹性可提高封堵层对动态裂缝的适应性；另外，适当增加封堵体系的悬浮稳定性，及合理降低其注入速度，均有利于承压封堵层形成及井壁强化效果改善。
针对承压防漏钻井液技术难题，为揭示井壁强化封堵裂缝微观机理，开展了井壁强化承压模拟实验研究。综合考虑井壁强化过程中裂缝闭合应力对裂缝开度的影响，建立了可变裂缝封堵模拟实验装置及评价方法，提出了最大封堵压差和等效封堵位置的定量化评价指标。修正的正态分布粒度匹配准则与常用的粒度匹配准则相比，最高可提升承压能力2.36倍。等效封堵位置与承压能力呈反比，修正的正态分布连续粒度准则可在裂缝入口端形成薄而致密的封堵层；尽可能提高承压封堵材料的强度可降低井筒压力波动的影响，增加井壁强化封堵材料的弹性可提高封堵层对动态裂缝的适应性；另外，适当增加封堵体系的悬浮稳定性，及合理降低其注入速度，均有利于承压封堵层形成及井壁强化效果改善。
2025, 42(3): 324-329.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.007
摘要:
为解决水基钻井液抗温抗钙封堵问题，基于“反聚电解质效应”相关理论，通过在二氧化硅纳米颗粒表面接枝两性聚合物，得到了适应高温高钙钻井环境封堵性纳米颗粒ZP-NPs。借助红外光谱、电镜观察确认其微观结构，通过分散稳定、滤失实验、封堵实验评价其性能。结果表明：ZP-NPs在高温高浓度钙盐水（160℃，11%CaCl2）中长期保持纳米级/亚微米级稳定分散，含ZP-NPs的基浆受高浓度钙污染后高温高压（160℃、3.5 MPa）滤失量不超过 20 mL、滤饼薄而致密，协同膨润土封堵5 μm裂缝可承受5.5 MPa。通过粒径分析、能谱元素分析揭示了ZP-NPs抗钙封堵降滤失机理：ZP-NPs具有强的“反聚电解质”效应，在高钙条件下仍保持纳米粒径分布，并且能屏蔽钙离子在膨润土颗粒上的吸附、改善膨润土浆的抗钙分散稳定性，由此使得膨润土浆在高钙条件下保持优异的降滤失性能。该研究成果为抗钙封堵剂新材料研发提供了新的理论与技术指导。
为解决水基钻井液抗温抗钙封堵问题，基于“反聚电解质效应”相关理论，通过在二氧化硅纳米颗粒表面接枝两性聚合物，得到了适应高温高钙钻井环境封堵性纳米颗粒ZP-NPs。借助红外光谱、电镜观察确认其微观结构，通过分散稳定、滤失实验、封堵实验评价其性能。结果表明：ZP-NPs在高温高浓度钙盐水（160℃，11%CaCl2）中长期保持纳米级/亚微米级稳定分散，含ZP-NPs的基浆受高浓度钙污染后高温高压（160℃、3.5 MPa）滤失量不超过 20 mL、滤饼薄而致密，协同膨润土封堵5 μm裂缝可承受5.5 MPa。通过粒径分析、能谱元素分析揭示了ZP-NPs抗钙封堵降滤失机理：ZP-NPs具有强的“反聚电解质”效应，在高钙条件下仍保持纳米粒径分布，并且能屏蔽钙离子在膨润土颗粒上的吸附、改善膨润土浆的抗钙分散稳定性，由此使得膨润土浆在高钙条件下保持优异的降滤失性能。该研究成果为抗钙封堵剂新材料研发提供了新的理论与技术指导。
2025, 42(3): 330-337.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.008
摘要:
针对目前凝胶堵漏材料强度低、韧性较差和成胶时间不可控等问题，以聚丙烯酰胺（PAM）为凝胶主剂、纳米二氧化硅为增强材料、羧甲基纤维素钠（CMC）为增黏材料、酚醛树脂为交联剂，通过物理化学交联反应研发了一种成胶强度高的纳米材料复合聚合物凝胶堵漏剂。通过室内实验得到了复合凝胶堵漏剂的最优制备条件，评价了凝胶堵漏剂的成胶性、膨胀性和裂缝堵漏性能，并分析了凝胶堵漏剂交联机理及裂缝堵漏机理。结果表明，当加入1.5%聚丙烯酰胺、3%纳米二氧化硅、0.6%羧甲基纤维素钠、1.5%交联剂，交联温度为150℃，制备的复合凝胶堵漏剂性能最优，其对应复合凝胶强度为1000 Pa，成胶黏度达6×105 mPa·s，成胶时间2 h。该凝胶堵漏剂具有良好的膨胀性能，可适应不同尺寸的裂缝通道，复合凝胶与惰性材料所形成的复合堵漏配方对1～4 mm裂缝漏层承压能力高达12 MPa（150℃、老化48 h），具有良好的堵漏效果。所研制的复合凝胶堵漏剂制备方便、价格低廉，有望解决大孔隙、大裂缝等复杂高温漏失地层恶性漏失问题。
针对目前凝胶堵漏材料强度低、韧性较差和成胶时间不可控等问题，以聚丙烯酰胺（PAM）为凝胶主剂、纳米二氧化硅为增强材料、羧甲基纤维素钠（CMC）为增黏材料、酚醛树脂为交联剂，通过物理化学交联反应研发了一种成胶强度高的纳米材料复合聚合物凝胶堵漏剂。通过室内实验得到了复合凝胶堵漏剂的最优制备条件，评价了凝胶堵漏剂的成胶性、膨胀性和裂缝堵漏性能，并分析了凝胶堵漏剂交联机理及裂缝堵漏机理。结果表明，当加入1.5%聚丙烯酰胺、3%纳米二氧化硅、0.6%羧甲基纤维素钠、1.5%交联剂，交联温度为150℃，制备的复合凝胶堵漏剂性能最优，其对应复合凝胶强度为1000 Pa，成胶黏度达6×105 mPa·s，成胶时间2 h。该凝胶堵漏剂具有良好的膨胀性能，可适应不同尺寸的裂缝通道，复合凝胶与惰性材料所形成的复合堵漏配方对1～4 mm裂缝漏层承压能力高达12 MPa（150℃、老化48 h），具有良好的堵漏效果。所研制的复合凝胶堵漏剂制备方便、价格低廉，有望解决大孔隙、大裂缝等复杂高温漏失地层恶性漏失问题。
2025, 42(3): 338-342.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.009
摘要:
常用堵漏材料被油基钻井液润湿后滑移能力增强，驻留能力降低，容易返吐复漏，堵漏成功率较低。为提高堵漏材料的驻留能力及封堵层稳定性，研制了吸油黏滞聚合物MBS。该聚合物以丁二烯和苯乙烯嵌段共聚物BS为主体，在70℃～90℃下偶联接枝无机矿物材料而成。聚合物MBS的吸油黏滞速率可控，常温下聚合物MBS吸油速率较低，堵漏浆黏度小，便于配制及泵送；在漏层温度下，聚合物MBS吸油速率提高，堵漏浆黏度增大，便于黏滞堵漏，而无机矿物材料提高支撑作用。聚合物MBS吸油倍数达2.94倍，其浓度为5%时，堵漏浆黏滞性增强，流动度降低近50%；浓度为10%时，在2 mm宽的光滑裂缝中有效驻留，正向和反向承压分别为0.69 MPa和0.53 MPa。以MBS为核心处理剂，复配常用堵漏材料，在普陆页XHF井2900～3130 m井段现场应用，有效稳压4.2 MPa，实现堵漏提承压目的，堵漏一次成功。
常用堵漏材料被油基钻井液润湿后滑移能力增强，驻留能力降低，容易返吐复漏，堵漏成功率较低。为提高堵漏材料的驻留能力及封堵层稳定性，研制了吸油黏滞聚合物MBS。该聚合物以丁二烯和苯乙烯嵌段共聚物BS为主体，在70℃～90℃下偶联接枝无机矿物材料而成。聚合物MBS的吸油黏滞速率可控，常温下聚合物MBS吸油速率较低，堵漏浆黏度小，便于配制及泵送；在漏层温度下，聚合物MBS吸油速率提高，堵漏浆黏度增大，便于黏滞堵漏，而无机矿物材料提高支撑作用。聚合物MBS吸油倍数达2.94倍，其浓度为5%时，堵漏浆黏滞性增强，流动度降低近50%；浓度为10%时，在2 mm宽的光滑裂缝中有效驻留，正向和反向承压分别为0.69 MPa和0.53 MPa。以MBS为核心处理剂，复配常用堵漏材料，在普陆页XHF井2900～3130 m井段现场应用，有效稳压4.2 MPa，实现堵漏提承压目的，堵漏一次成功。
2025, 42(3): 343-349.
doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.03.010
摘要:
深层煤层气的勘探开发开辟了鄂尔多斯盆地新层系领域，保证了长庆油气当量的稳步增长，但由于目的层埋藏深，上部裸眼井段长，钻探开发难度大幅增加，主要表现为二开塌漏矛盾突出、二开Ф311.2 mm井眼一次堵漏成功率低、水平段煤层井壁失稳垮塌等技术难题，为此，通过井身结构优化实现塌漏分治、研发双套钻井液体系，保证井壁稳定、采用不起钻高效堵漏技术，提高堵漏时效，同时配套关键技术措施，形成一套适用于鄂尔多斯盆地东部深层煤层气防漏堵漏技术，现场应用10余口井，钻井周期降低36.5%，支撑了国内深层煤层气最长水平段2222 m的顺利施工，通过该技术的成功应用，助力我国深层煤层气的开发。
深层煤层气的勘探开发开辟了鄂尔多斯盆地新层系领域，保证了长庆油气当量的稳步增长，但由于目的层埋藏深，上部裸眼井段长，钻探开发难度大幅增加，主要表现为二开塌漏矛盾突出、二开Ф311.2 mm井眼一次堵漏成功率低、水平段煤层井壁失稳垮塌等技术难题，为此，通过井身结构优化实现塌漏分治、研发双套钻井液体系，保证井壁稳定、采用不起钻高效堵漏技术，提高堵漏时效，同时配套关键技术措施，形成一套适用于鄂尔多斯盆地东部深层煤层气防漏堵漏技术，现场应用10余口井，钻井周期降低36.5%，支撑了国内深层煤层气最长水平段2222 m的顺利施工，通过该技术的成功应用，助力我国深层煤层气的开发。
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：
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：
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：
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： 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
E-mail： zjyywjy@126.com
CN12-1486/TE
ISSN1001-5620
