无黏土相海水基钻井液低温流变特性.pdf

第 3 3 卷 第 1 期 2 0 1 6年 1月 钻井液与完井液 DRI LLI NG FLUI D COM PLET1 0N FLUI D V．o 1 ． 3 3 No ． 1 J a n ．2 01 6 d o i 1 0 ． 3 6 9 6 ． i s s n ． 1 0 0 1 - 5 6 2 0 ． 2 0 1 6 ． 0 1 ． 0 0 9 无黏土相海水基钻井液低温流变特性 邱正松， 李照川， 黄维安， 毛惠， 钟汉毅， 邱永平 中国石油 大学 华东 石油工程学 院，山东青岛 2 6 6 5 8 0 邱正松等 ． 无黏土相海水基钻井液低温流变特性 【 J ] ． 钻井液与完井液，2 0 1 6 ，3 3 1 4 2 4 7 ． 摘要针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增稠问题，在全面分析低温增稠机理基础上，利用实验室自制 的深水钻井液模拟装置，通过优选处理剂，构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明， 该钻 井液 体系经 1 3 0 o C 老 化后 ，低 温流 变性好 ，老化 前后 4 c C和 2 5 时的表观 黏度之 比分别为 1 ． 1 7 9 、1 ． 2 5 0 ，塑性黏度 之比分别为 1 ． 1 6 7 、1 ． 2 4 0 ，动切力之比为 1 ． 2 0 0 、1 ． 2 6 5 ，静切力稳定，动塑比变化范围在 0 ． 6 2 5 ～0 ． 6 9 4 P a ／ mP a S 之间， A P I中压滤失量在 9 ． 0 mL左右 ； 润滑系数为 0 ． 1 8 1 ，页岩水化膨胀率为 1 O ．0 ％，页岩热滚回收率为 8 7 ． O ％，同时具有较强的 储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。 关键词 深水钻 井 ； 无黏土相海水基钻 井液 ； 低温流变性 ； 作用机理 中图分类号T E 2 5 4 文献标识码A 文章编号1 0 0 1 5 6 2 0 2 0 1 6 0 1 ． 0 0 4 2 0 6 Lo w Te mp e r a t u r e Rh e o l o g y o f Cl a y - f r e e S e a wa t e r Ba s e Dr i l l i n g Fl u i d s QI U Z h e n g s o n g ，L I Z h a o c h u a n ，HUA NG We i ’ a n ，MAO Hu i ，Z HONG Ha n y i ，Q I U Y o n g p i n g C o l l e g e o f P e t r o l e u m E n g i n e e r i n g , C h i n a U n i v e r s i t y o f P e t r o l e u m E a s t C h i n a ， Q i n g d a o S h a n d o n g 2 6 6 5 8 0 ， C h i n a Ab s t r a c t A c l a y - f r e e s e a wa t e r b a s e d ril l i n g fl u i d o f e x c e l l e n t l o w t e mp e r a t u r e r h e o l o g y wa s p r e p a r e d f o r u s e i n o f f s h o r e d r i l l i n g wh e r e l o w t e mp e r a t u r e v i s c o s i fic a t i o n o f d r i l l i n g fl u i d s wa s f r e q u e n t l y e n c o u n t e r e d ． Ad d i t i v e s u s e d i n t h e d r i l l i n g fl u i d h a v e b e e n o p t i mi z e d o n s e l ma d e d e e p wa t e r dri l l i n g fl u i d s i mu l a t i o n d e v i c e ． Th i s fl u i d h a s g o o d l o w t e mp e r a t u r e r h e o l o g y a f t e r a g i n g a t 1 3 0℃ ． Be f o r e a n d a R e r a g i n g ， t h e r a t i o s o f a p p are n t v i s c o s i t y a t 4 o C a n d2 5 o c a r e 1 ． 1 7 9 a n d 1 ． 2 5 0 ， r e s p e c t i v e l y , t h e r a t i o s o f p l a s t i cv i s c o s i ty a t 4℃ a n d 2 5℃ are 1 ． 1 6 7 a n d 1 ． 2 4 0 ， r e s p e c t i v e l y , an d t h e r a t i o s o f y i e l d p o i n t a t 4℃ a n d 2 5℃ are 1 ． 2 0 0 a n d 1 ． 2 6 5 ， r e s p e c t i v e l y ． T h i s fl u i d h a s s t a b l e g e l s t r e n g t h s ． T h e P V P r a t i o i s i n a r a n g e o f 0 ． 6 2 5 0 ． 6 9 4 P a ／ mP a ’ s ， t h e AP I fi l t e r l o s s i s a b o u t 9 ． 0 mL ， t h e c o e ffic i e n t o f f r i c t i o n i s 0 ． 1 8 1 ， p e r c e n t s h a l e s we l l i n g i s 1 0 ． 0 ％， a n d p e r c e n t s h a l e c u t t i n g s r e c o v e r y i n h o t r o l l i n g t e s t i s 8 7 ． 0 ％． Th i s fl u i d a l s o h e l p s p r o t e c t r e s e r v o i r s a n d p r e v e n t t h e g e n e r a t i o n o f g a s h y d r a t e ． Ke y wo r d s De e p wa t e r d r i l l i n g ； Cl a y f r e e wa t e r b a s e d r i l l i n g fl u i d ； L o w t e mp e r a t u r e r h e o l o g y ； Wo r k i n g me c h an i s m 为避免水基钻井液出现低温增稠现象 ，控制钻 井液保持良好的低温流变性是深水钻井作业成功的 关键技术 [ 1 - 2 1 o黏土是水基钻井液的重要配浆材料 ， 其主要作用是提高体系的塑性黏度、动切力和静切 力 ，增强钻井液对钻屑的悬浮和携带能力 ，同时还 可降低滤失量，形成致密泥饼， 增强造壁性。但在 深水低温高压条件下 ， 水基钻井液中黏土相的存在 ， 会加剧体系低温增稠现象 ； 分散在水中的黏土颗粒 为亚微米级 ，会为天然气水合物 的形成提供 晶核 ， 促进天然气水合物生成 ； 亚微米黏土颗粒还会堵塞 储层喉道损伤油气层 。因此 ，无黏土相水基钻井液 可以满足深水钻井需要，实践结果也表明，其在深 水低温条件下能保持 良 好的流变性，避免天然气水 合物生成 ，有效地保护油气储层 [ 3 - 4 ] o为此 ，笔者 基金项 目 国家 自然基金 “ 海洋深水水基钻井液恒流变性调 控的化学、物理方法研 究” 5 1 3 7 4 2 3 3 ； 国家 自然基金 “ 海 洋深水浅层井壁稳定与水合物抑制的机理和新方法研究” 5 1 4 7 4 2 3 6 ；山东省基金 “ 海洋深水水基钻井液恒流变性调控物 理方法及其机理” Z R 2 0 1 3 E E M0 3 2 o 第一作者简介 邱正松，教授，博士生导师，主要从事井壁稳定理论与防塌钻井液、深井高温钻井液、深水钻井液、 非常规钻井完井液以及油气层保护技术等科研工作。E - ma i l l e o u p c 1 6 3 ． c o m。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 3 3 卷 第 1 期 邱正松等无黏土相海水基钻井液低温流变特性 4 3 从微观上分析了水基钻井液普遍存在的低温增稠问 题 ， 利用自制的深水钻井液模拟装置，先后设计了 对比实验、多因素正交实验、单因素优化实验，最 终优化出一套具有较好低温流变性的无黏土相海水 基钻井液体系。 1 实验 部分 为模拟海洋深水钻井过程 ，实验室前期研制 了 “ 深水钻井液低温流变性模拟实验装置”[5 ] ，该实 验装 置 由低温控温 系统 、高速搅拌机 、Z N N． D6 S 型六速旋转 黏度计和 A P I 中压滤失仪组成 ，可测 钻井液低温 、 常温流变性及中、 高压滤失造壁性能。 技术指标 一 2 0℃～室温 ； 压力 O ～5 MP a 。 在保证 钻井液老化前后性能变化较小 的前 提 下 ，分别考察了体系老化前和老化后 4℃与 2 5℃ 时的表观黏度之比、塑性黏度之 比、动切力之 比的 大小 ，以及静切力和动塑 比的稳定性 ，综合 以上 指标共 同评价 钻井液低温流变稳定性 ，评 价标 准 如下。 1 4℃和 2 5℃时钻井液的表观黏度之 比小于 2 ． 0 ，塑性黏度之 比小于 1 ． 3 ，动切力之 比小于 2 ． 0 。 24℃和 2 5℃时钻井液的静切力稳定 ，动塑 比变化范围在 0 ． 8 0 P a ／ mP a s 以内 [ 6 - 8 ] 。 2 配方优选 2 ． 1 加人碳酸钠和氢氧化钠对钻井液性能的影响 经过室 内单剂优选 实验 ，选取黄原胶 XC 、 两性离子聚合物分散剂 L X 、高黏聚阴离子纤维 素 P A C 。 H V 和复合离子型聚丙烯酸盐 P A C 1 4 1 作为流型调节剂，同时选取聚胺 S D J A作为页 岩抑制剂。探究作为基液的海水中富含的钙镁离子 是否会影 响钻井液流变性 ，设计对 比实验 ，实验配 方加入碳酸钠和氢氧化钠 ，配方如下 。 基 本 配 方 海 水 O ． 3 0 ％Na 2 S O 0 ． 1 5 ％XC 0 ． 1 5 ％LX0 ． 2 0 ％P AC HV0 ． 2 0 ％P ACl 4l 2 ． 0 ％ S DJ A 实 验 配 方 基 本 配 方 0 ． 2 5 ％Na C O 0 ． 3 0 ％ Na OH 对 比实验用 钻井液配制完成后 ，于老化前 和 老化后分别在 4 c c 与 2 5℃测定钻井液性能 ，结果 见表 1 。由表 1 可知 ，相 同条件下 ，实验配方钻井 液低温下的黏度变化 比基本配方钻井液要小 ，滤失 量要少 ； 同时观察到老化后静置 2 4 h ，基本配方钻 井液出现明显的分层现象 。因此 ，所加碳酸钠和氢 氧化钠降低了海水 中钙镁离子对钻井液处理剂 的影 响 ，进而维护 了海水基钻井液低温流变性 的稳定。 实验配方钻 井液老化前后 ，黏度较小 ，4℃和 2 5 ℃时的表 观黏度之 比、塑性 黏度之 比、动切力 之 比较大 ，说明体系低温增稠明显 ； 4℃和 2 5℃时 ， 体系静切力稳定 ，动塑比变化范围为 0 ．6 5 4 ～O ．7 3 1 P a ／ mP a S 。小于 0 ． 8 0 P a ／ mP a S 。 表 1 对 比实验的钻井液流变性实验结果 m P ／ 注 为在 1 3 0℃老化 1 6 h后 ，其他为老化前 ； K 为 表观黏度之比， 为塑性黏度之比， 为动切力之 比 ； 低 温养护条件为 4℃、6 h 。 2 ． 2 流型调节剂优选 初步构建的钻井液体系黏度小、滤失量大、 低 温流变性差 ，因此需要优化各种流型调节剂加量。 选定正交实验法 L q 3 ，确定主变因素 X C加 量变化为 0 ． 1 5 ％、0 ． 2 0 ％、0 ． 2 5 ％ ； L X加量变化 为 0 ． 1 0 ％、 0 ． 1 5 ％、 0 ． 2 0 ％； P AC HV加量变化为 0 ． 1 0 ％、 0 ． 2 0 ％、0 ． 3 0 ％； P AC1 4 1 加量变化为 0 ． 1 0 ％、0 ． 2 0 ％、 0 ． 3 0 ％ 。 9组优选 Y x钻井 液配制完成后 ，分别在 老化前和老化后测定 4℃和 2 5℃下体系性能 ，结 果见表 2 。由表 2可知 优选 3 Y X3体 系老化 前后钻井液性 能变化不 大 ，静切力稳定 ，但动塑 比变化范围在 0 ． 6 5 2 ～0 ． 7 8 9 P a ／ mP a S 之 间，接 近 0 ． 8 0 P a ／ me a S ，且滤失量较大。优选 3钻井 液体系配方为 海水 O ． 2 5 ％Na 2 CO O ． 3 0 ％Na O H 0 ． 3 0 ％Na 2 S O3 0 ． 1 5 ％XC 0 ． 2 0 ％LX 0 ． 3 0 ％P AC HV 0 _ 3 0 ％PAC1 41 2． O ％ S DJ A 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 3 3卷 第 1 期 邱正松等 无黏 土相海水基钻井液低温流变特性 4 5 后均具有好 的低温流变性 。 表 3 降滤失剂优选实验的流变性实验结果 。 P 注 为在 1 3 0 o C 老化 1 6 h后 ，其他为老化前 ； K1 为 表观黏度之比， 为塑性黏度之 比， 为动切力之比 ； 低 温养护条件为 4 o C、6 h 。 D Y F T的降滤失机理与体系是否含黏土无关。 首先是水化膜作用 ，D YF T在 “ 软化点”温度以上 发生裂解 ，释放出水溶性的稠环芳烃类化合物和被 磺酸基取代而生成的杂环类化合物，在正压差作用 下这些化合物迅速从浆体中分离出来，进入井壁的 微孔隙、裂隙或层面间 ，形成具有一定机械强度的 水化膜 ，阻止 自由水进入地层 ，抑制地层黏土膨胀 和页岩分散 ； 其次是物理封堵，不溶于水的沥青颗 粒靠物理吸附挤入地层孔隙、裂缝和层理 ，封堵地 层层理与裂隙 ，改善钻井液滤饼质量 ，降低钻井液 滤失量 ，稳定井壁 [ 1 0 ] o而 S MP I I I 、N H H P AN在 钻井液中要起到降滤失作用，必须有效地吸附在黏 土颗粒表面，才能形成结构致密的滤饼 ； F L O C A T 吸水膨胀后形成类似于海绵的囊状物，减少了钻井 液的 自由水 ，同时形成的囊状物可进人滤饼的细缝 中，从而达到降滤失作用 ，但造成体系低温增稠明 显，动塑比过大，丧失了剪切稀释性。 因此 ，加 D YF T的体 系相 比其他 3种体 系低 温 流 变性 最好 。将 D YF T的加量 取 5个测 试 点 ， 设计单因素优化实验。5 组钻井液配制完成后，分 别在 4℃和2 5℃下测定老化前和老化后体系性能， 结果见表 4 。 表 4 DY F T加量优选实验的流变性实验结果 。 。 mP 尸 a S ％ ℃ Y P| 一Y P| P v| Ge l ／ FL ／ Pa 1 3 P m a． s Pa ／ Pa mL 注 为 1 3 0℃、1 6 h老化 后 ，其他 为 老化前 ； Kl 为 表观黏度之比， 为塑性黏度之比， 为动切力之 比 ； 低 温养护条件为 4℃、6 h 。 由表 4可知 随着 DY F T加量 的增大 ，钻井 液滤失量变化不大 ，但低温流变性呈现 “ 倒 U型” 规律 ； 当 D YF T加量小于 3 ． 0 ％ 时，随着加量增大 ， 老化前后钻井液性能变化不大 ，4℃和 2 5℃体系 表观黏度之比、塑性黏度之 比、动切力之 比不断变 小，静切力稳定 ，说明体系低温流变性逐步得到改 善， 低温增稠越发不明显 ； 当D Y F T加量大于 3 ． 0 ％ 时， 随着加量增大 ， 老化前后钻井液性能变化不大， 但 4℃和2 5℃体系表观黏度之比、塑性黏度之比、 动切力之比不断变大， 说明此时体系低温增稠逐步 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 钻 井 液 与 完 井 液 2 0 1 6年1月 明显，低温流变性逐渐变差。因此，D Y F T最佳加 量为 3 ． 0 ％，最终无黏土相海水基钻井 液优化配方 如下 。 海 水 0 ． 2 5 ％Na ， CO 0 ． 3 O ％Na OH 0 ． 3 0 ％ Na ， SO 0． 1 5 ％XC0 ． 2 0 ％LX0 ． 3 O ％ P AC HV 0． 3 0％P AC1 41 3． 0 ％ DYFT2． 0 ％ SDJ A 3性能评价 3 ． 1 润滑性 采用 E ． P 极压润滑仪测得无黏土相海水基钻井 液润滑系数为 0 ． 1 8 1 ，而黏土相水基钻井液的润滑 系数通常在 0 ． 2 0 ～0 ． 3 5之 间，可 以看 出 ，该无 黏 土相海水基钻井液具备好 的润滑性 。 3 ． 2 抑制 页岩水化 膨胀 根据 S Y ／ T 5 6 1 3 --2 0 0 0 泥页岩理化性能试验 方法 ，选用二级膨润土在模拟条件下制成实验岩 心 ，进行钻井液抑制膨胀实验 ，结果见图 2 。由图 2可知，清水 、海水基钻井液浸泡 8 h 后 的岩心膨 胀率为 3 9 ． 2 ％ 和 1 0 ． 0 ％，说 明该无黏土相海水基钻 井液具备 良好的抑制泥页岩水化膨胀性能。 4 5 4 0 薹 35 薹 1 0 0 膨 胀 时 I 司／ mi “ 图2 无黏土相海水基钻井液抑制泥页岩膨胀实验 3 ． 3抑制页 岩水化 分散 通过热滚 回收率实验来评价该无黏土相海水基 钻井液的抑制页岩水化分散性 ，并与蒸馏水进行对 比，实验所用岩屑取自 南海某油田，结果见表 5 。 表 5 无黏土相海水基钻井液页岩滚动回收率 由表 5 可知，所选页岩钻屑水化分散性强，在 蒸馏水中回收率为 1 7 ． 8 ％，但在无黏土相海水基钻 井液中的热滚 回收率超过 8 5 ． 0 ％，表 明该无黏土相 海水基钻井液具备 良好 的抑制页岩水化分散 l生能。 3 ． 4 油层保护性能 根据 S Y ／ T 6 5 4 0 - - 2 0 0 2 钻井液完井液损害油 层室 内评价方法 ，选用人造岩心 ，利用 YB H 一 1 多 功能油层保护和钻井液高温高压动滤失 漏失 模 拟试验仪 ，模拟井下条件 1 2 0℃、3 ． 5 MP a ，对 无黏土相海水基钻井液的储层保护效果进行评价， 结果 见表 6 。由表 6可知，2块人造岩心在未切片 前 的渗透率恢复率在 8 6 ％ 以上 ，切片 0 ． 5 c m后 的 渗透率恢复率在 9 6 ％ 以上 ，由此表明 ，该无黏土 相海水基钻井液具有较强的储层保护能力 。 表 6 无黏土相海水基钻井液储层保护能力评价 标长霞／ 直径 ／ K K K K K K o ．s K 拍一Ko ／ 号t i n c m 1 0 一 g m 1 0 一 m 1 0 一 岬 ％1 0 一 。 g i n ％ 1 5 ． 2 3 2 ． 5 4 3 0 5 ． 8 1 3 9 ． 2 1 1 9 ． 7 8 6 ． 0 1 3 3 ． 6 9 6 ． 0 2 5 ． 6 4 2 ． 5 3 4 6 7 ．4 2 6 4 _ 3 2 3 2 ． 8 8 8 ． 1 2 5 5 ． 1 9 6 ． 5 注 。 为切片 0 ． 5 c m之后的渗透率。 3 ． 5 抑制天然气水合物生成性能 利用钻井液水合 物抑制性评 价实验装置对无 黏土相海水基钻井液进行天然气水合物抑制能力评 价 。结果为 海水基钻井液在 1 5 ． 1 0 MP a 、3 ． 9 c C 条 件下 1 6 h内无天然气水合物生成， 但在 3 0 ．0 0 MP a 、 4 ． 0 oC 条件下 4 h 后天然气水合物逐渐生成。由此 可见 ， 在模拟深水环境 I 5 0 0m 1 5 ． 0 MP a 、 4 ． 0℃ 下 ，该无黏土相海水基钻井液可有效抑制天然气水 合物生成 。 4 结论 1 ． 基于对海洋深水钻井 中存在 的水基钻井液 低温增稠问题的微观机理分析 ，利用实验室 自制的 深水钻井液模拟装置 ，通过一系列优化实验 ，最终 优选出一套低温流变性好的无黏土相海水基钻井液 配方。 2 ． 优选出的无黏土相海水基钻井液体系润滑系 数仅为 0 ． 1 8 1 ； 页岩抑制性良好 ，页岩水化膨胀率 为 1 0 ． 0 ％，页岩热滚回收率为 8 7 ． 0 ％ ； 储层保护能 力较强，具有较好的抑制天然气水合物生成能力， 在模拟深水环境 1 5 0 0 i r l 1 5 ． 0 MP a 、4 ． 0℃ 时无 天然气水合物生成 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第3 3 卷 第 1 期 邱正松等无黏土相海水基钻井液低温流变特性 4 7 [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ] 参 考 文 献 W a n g Z，S u n B，Ch e n g H，e t a 1 ．P r e d i c t i o n o f g a s h y d r a t e f o r ma t i o n r e g i o n i n t h e we l l b o r e o f d e e p wa t e r d r i l l i n g [ J 】 ．Pe t r o l e u m E x p l o r a t i o n a n d De v e l o p me n t ， 2 0 0 8 ，3 5 6 7 3 1 - 7 3 5 ． 徐加放 ，邱正松 ． 水基钻井液低温流变特性研究 [ J ] ． 石油钻采工艺 ，2 0 1 1 ，3 3 4 4 2 4 4 ． Xu J i a f a n g ，Q i u Z h e n g s o n g ． S t u d y o n r h e o l o g y o f wa t e r b a s e d d r i l l i n g fl u i d s u n d e r l o w t e mp e r a t u r e [ J ] ． O i l Dr i l l i n g ＆P r o d u c t i o n T e c h n o l o g y ，2 0 1 1 ，3 3 4 4 2 - 4 4 ． 肖俊峰， 李振杰 ，刘中信 ． 无固相钻井液技术在安棚油 田的应用 [ J ] ． 钻井液与完井液，2 0 0 2 ，1 9 6 7 7 7 9 ． Xi a o J u n f e n g ，L i Z h e n j i e ，Li u Z h o n g x i n，e t a 1 ． Ap p l i c a t i o n o f s o l i d s f r e e d r i l l i n g flu i d i n An p e ng O i l fi e l d [ J ] ．Dr i l l i n g F l u i d＆C o m p l e t i o n F l u i d ，2 0 0 2 ，1 9 6 7 7 7 9 ． 霍宝玉，闫志怡，张晓崴 ，等 ． 海洋深水水基钻井 液低温流变实验和配方优选 [ J ] ． 东北石油大学学报 ， 2 0 1 3 ，3 7 6 9 4 ． 1 0 0 ． Huo Baoyu， Yan Zhi yi ， Zhang Xi aowei ， e t a 1 ． R h e o l o g y e x p e r i me n t a n d f o r mu l a o p t i mi z a t i o n o f wa t e r b a s e d d r i l l i n g flu i d s i n l o w t e mp e r a t u r e i n o c e a n d e e p wa t e r [ J ] ． J o u r n a l o f No r t h e a s t Pe t r o l e u m U n i v e r s i t y， 2 0 1 3 ，3 7 6 9 4 ． 1 0 0 ． 徐加放 ，邱正松 ． 深水钻井液研究与评价模拟实验装 置 [ J ] ． 海洋石油，2 0 1 0 ，3 0 3 8 8 9 2 ． X u J i a f a n g ，Q i u Z h e n g s o n g ． T h e s i mu l a t i o n e q u i p me n t t o r e s e a r c h a n d e v a l u a t i o n d e e p w a t e r d r i l l i n g fl u i d s [ J ] ． O f f s h o r e O i l ，2 0 1 0 ，3 0 3 8 8 - 9 2 ． [ 6 ] Ro b e r t S c h l e mme r ，J o n a t h a n S h e l d o n ． F l a t - r h e o l o g y mu df o r d e e p wa t e r we l l s [ J ] ． Wo r mOi l ，2 0 1 0 ，3 5 6 ． [ 7 ] Wa n g X，J a v o r a P H，Q u Q，e t a 1 ． A n e w t h e r ma l i n s u l a t i n g flu i d a n d i t s a p pl i c a t i o n i n d e e p wa t e r r i s e r i n s u l a t i o n i n t h e g u l f o f me x i c o [ J ] ． S p e P r o d u c t i o n＆ F a c i l i t i e s ，2 0 0 5 ，2 0 1 3 5 ． 4 0 ． [ 8 ] 赵欣 ，邱正松 ，石秉忠，等 ． 深水聚胺高性能钻井液 试验研究 [ J ] _ 石油钻探技术 ，2 0 1 3 ，4 1 3 3 5 ． 3 9 ． Z h a o Xi n ，Qi u Z h e n g s o n g ，S h i Bi n g z h o n g ，e t a 1 ． Ex pe r i m e n t a l s t u d y o n h i g h p e r f o r m a n c e po l y a mi n e d r i l l i n g fl u i d for d e e p w a t e r d r i l l i n g [ J ] ． P e t r o l e u m Dr i l l i n g T e c h n i q u e s ，2 0 1 3 ，4 1 3 3 5 3 9 ． [ 9 】9 吴彬，向兴金，张岩，等 ． 深水低温条件下水基钻井 液的流变性研究 [ J 】 ． 钻井液与完井液，2 0 0 6 ，2 3 3 l 2． 1 3． Wu B i n ，Xi a n g Xi n g j i n ，Z h a n g Ya n ，e t a 1 ． R h e o l o g y s tud y o f t h e wa t e r b a s e d dr i l l i n g fl u i d s a t d e e p wa t e r a n d l o w t e mp e r a t u r e [ J ] ． Dr i l l i n g F l u i d＆ C o m p l e t i o n F l u i d ． 2 0 0 6 ，2 3 3 1 2 1 3 ． [ 1 0 ]郑力会 ，鄢捷年 ，陈勉，等 ． 钻井液用仿磺化沥青防 塌剂的性能与作用机理 [ J ] ． 油田化学，2 0 0 6 ，2 2 2 9 7 ． 1 0 0 ． Zhe ng Li h ui ， Ya n J i e ni a n， Che n M i a n， e t a 1 ． Pe r f or ma nc e pr o pe r t i e s a nd f unc t i oni ng me c ha ni s ms of p s e u d o s u l f o n a t e d a s p h a l t a s a n t i c a v i n g a g e n t fo r wa t e r b a s e d r i l l i n g fl u i d s [ J ] ． O i lfie M C h e mi s t r y， 2 0 0 6 ， 2 2 2 97 一 】 0 0． 收稿 日期2 0 1 5 ， 1 1 - 2 5 ；H GF 1 5 0 5 N 6 ；编辑王小娜 上接第4 1 页 Zh a n g Ch u n g u a n g，S u n Mi n g b o，Ho u W a n g u o，e t a 1 ． S tud y o n f u n c t i o n me c h a n i s m o f fi l t r a t i o n r e d u c e rt h e i n flu e n c e o f fl u i d l o s s a d d i t i v e o n e l e c t r i c a l c h a r g e d e n s i t y o f fi l t e r c a k e fi n e s [ J ] ． Dr i l l i n g F l u i d＆C o m p l e t i o n F l u i d ． 1 9 9 5 ，1 2 4 1 - 5 ． [ 1 2 ]张春光 ，孙 明波 ，侯万国，等 ． 降滤失剂作用机理的 研究一对滤液黏度和滤饼渗透率的影响 [ J ] ． 钻井液与 完井液，1 9 9 6 ，1 3 2 5 ． 8 ． Zh a n g Ch u n g u a n g，S u n M i n g b o，Ho u W a n g u o，e t a 1 ． S t u d y o n f u n c t i o n me c h a n i s m o f fi l t r a t i o n r e d u c e rt h e e f f e c t o f fi l t r a t e v i s c o s i t y a n d fi l t e r c a k e p e rm e a b i l i t y [ J ] ． Dr i l l i n gF l u i d＆C o m p l e t i o n F l u i d ，1 9 9 6 ，1 3 2 5 - 8 ． [ 1 3 ]刘玉英，侯万国，孙德军，等 ． 降滤失剂作用机理的 研究新型降滤失剂的研制 [ J ] ． 钻井液与完井液， 1 9 9 6 ，1 3 4 1 2 ． 1 4 ． [ 1 4 】 [ 1 5 】 L i u Y u y i n g ， Ho u Wa n g u o ，S u n D e j un ，e t a 1 ． S t u d y o n f u n c t i o n me c h a n i s m o f fil t r a t i o n r e d u c e rr e s e a r c h a n d d e v e l o p me n t o f n e w fi l t r a t i o n r e d u c e r [ J ] ． D r i l l i n g F l u i d＆ C o m p l e t i o nF l u i d ，1 9 9 6 ，1 3 4 1 2 1 4 ． 李涛江，蒋官澄 ，霍伟 ，等 ． 磺化沥青 F T ． 5 3 3 在钻井 液中的性能 [ J ] ． 油田化学，1 9 9 6 ，1 3 1 3 3 ． 3 6 ． L i T a o j i a n g ， J i a n g Gu a n c h e n g ，H u o We i ， e t a 1 ． T h e p r o p e r t i e s o f s u l f o n a t e d a s p h a l t FT一 5 3 5 i n d r i l l i n g fl u i d s [ J ] ． O i lfie l d C h e m i s t ry，1 9 9 6 ，1 3 1 3 3 3 6 ． 覃艳燕 ． 黏 土稳定剂 的研究 进展 [ J ] ． 化学工 程师， 2 0 0 7 ，1 4 0 5 3 3 3 5 ． T a n Y a n y a n ． D e v e l o p me n t o f c l a y s t a b i l i z e r [ J ] ． C h e mi c a l En g i n e e r ，2 0 0 7，1 4 0 53 3 3 5 ． 收稿 日期2 0 1 5 8 1 9 ；H GF 1 5 0 6 F 7 ；编辑付碉颖