馬深1超深井四開鉆井液技術(shù)

樊相生， 馬洪會， 冉興秀

馬深1超深井四開鉆井液技術(shù)

樊相生， 馬洪會， 冉興秀

（中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，成都 637001）

樊相生，馬洪會，冉興秀.馬深1超深井四開鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（2）：57-63.

FAN Xiangsheng, MA Honghui, RAN Xingxiu.Application of KCl-amine polymer sulfonate drilling fluid in well Mashen-1[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017， 34（2）：57-63.

馬深1井是中石化勘探分公司部署在川東北通南巴構(gòu)造帶馬路背構(gòu)造高部位的一口重點預(yù)探井。完鉆井深為8 418 m，目的層主探下寒武統(tǒng)龍王廟組儲層。該井四開作業(yè)井段為6 225.4～7 699 m，鉆遇龍馬溪組時存在大段泥頁巖地層，井壁穩(wěn)定問題比較突出，且地層壓力系數(shù)高，超深井段井溫高，鉆井液易受酸根污染，施工風(fēng)險較大。該井四開鉆井液技術(shù)難點主要是高溫下高密度鉆井液流變性控制、井壁穩(wěn)定及酸根污染問題等。針對以上難點，通過大量室內(nèi)實驗，優(yōu)選出以下幾種主要處理劑：抗溫強的聚胺抑制劑BCG-7，加量控制在0.4%；抗溫主劑采用高溫下降濾失效果好且不提黏的SMP-3，加量控制在5%～6%；抗溫降濾失效果好且不提黏的聚合物類降濾失劑PFL-L及HPL-3，加量分別控制在2%及1.5%；抗溫降黏劑選用HR-300、SMS-19，加量視情況而定；同時引入抗氧化劑，以提高體系的抗溫性。最終確定鉆井液基本配方為3%NV-1+0.3%KOH+5%KCl+1.5%HPL-3+1%AOP-1+3%SCL+3%FT+5%SMP-3+3%LF-1+0.4%BCG-7+ 3%QS-2。在馬深1井現(xiàn)場應(yīng)用時，根據(jù)實鉆情況及時調(diào)整處理劑加量，對鉆井液配方進行微調(diào)，在該井四開井段使用過程中，表現(xiàn)出高溫高密度下流變性好、抑制能力強、封堵效果好及抗酸根能力強的特點。KCl-胺基聚磺鉆井液技術(shù)為順利完成馬深1井四開井段的鉆探工作提供了強有力的技術(shù)支撐，最終形成了一套完整的超深井鉆井液技術(shù)。

超深井；井眼穩(wěn)定；抗高溫；酸根污染；封堵性；KCl-胺基聚磺鉆井液

馬深1井位于川東北通南巴地區(qū)，是中石化勘探分公司部署在川東北通南巴構(gòu)造帶馬路背構(gòu)造高部位的一口重點預(yù)探井，目的層主探下寒武統(tǒng)龍王廟組儲層。根據(jù)地質(zhì)勘探需要，鉆至井深8 418 m完鉆，完鉆層位為燈影組二段。該井屬于超深井，地層復(fù)雜，施工難度大。四開作業(yè)井段為6 225.4～7 699 m，依次鉆遇地層為小河壩組、龍馬溪組、五峰組、寶塔組、湄潭組、陡坡寺組、龍王廟組、滄浪鋪組、仙女洞組及筇竹寺組上部地層，龍馬溪組存在大段泥頁巖地層，井壁穩(wěn)定問題比較突出，施工風(fēng)險較大，對鉆井液工藝技術(shù)提出了很高的要求，需要提前做好各種預(yù)案，對鉆井液體系的熱穩(wěn)定性、抗污染性進行論證[1-3]。針對以上問題，經(jīng)過大量的室內(nèi)實驗進行鉆井液處理劑優(yōu)選及相關(guān)配方實驗，確定四開采用KCl胺基聚磺鉆井液體系，并在現(xiàn)場得到成功應(yīng)用。

1 技術(shù)難點

1.1 鉆井液的抗高溫問題

在高溫下，鉆井液所使用的有機處理劑大多會迅速降解并失效，普通聚合物處理劑在溫度超過140 ℃時就會降解失效，而樹脂、瀝青類材料抗溫性一般在180 ℃左右，同時高溫會引起黏土鈍化，進一步放大了材料降解對鉆井液性能造成的影響。該井四開井底溫度為160 ℃，大部分鉆井液處理劑在此溫度下會迅速降解失效。因此，鉆井液的熱穩(wěn)定性是整個體系成敗的關(guān)鍵。高溫對鉆井液性能影響主要體現(xiàn)在以下幾個方面。①高溫容易破壞鉆井液的造壁性，即濾失量增大，泥餅變厚，封堵能力減弱。②根據(jù)鉆井液體系的不同及具體溫度的不同，引起鉆井液的高溫增稠、高溫減稠、高溫固化。③高溫導(dǎo)致鉆井液pH值迅速下降，礦化度越高，其下降程度越大。④高溫條件下處理劑使用量增加，資料顯示，高溫鉆井液要比淺井常規(guī)鉆井液消耗更多的處理劑才能維護性能[4-7]。

1.2 井壁穩(wěn)定問題

四開韓家店組、小河壩組、龍馬溪組地層存在大段水敏性泥巖，現(xiàn)場采集巖屑進行分析，結(jié)果見表1。可以看出，巖屑的清水回收率較低，對鉆井液的抑制能力提出了很高要求，但目前能夠適應(yīng)高溫條件的抑制劑較少，而且在體系中引入抑制劑后會在一定程度上降低鉆井液的固相容量限，導(dǎo)致鉆井液黏度和切力升高。如何在提高鉆井液抑制能力的情況下，保持其良好的流變性成為重點。

表1 部分層位的巖屑回收率

1.3 酸根污染問題

在該井鉆進過程中發(fā)現(xiàn)，高溫下酸根污染還將導(dǎo)致鉆井液抗溫能力下降10～30 ℃，同時高溫超深井在處理酸根時不能使用CaO，因為當鉆井液中熟石灰成分到一定量時，會發(fā)生高溫稠化，嚴重時會使鉆井液喪失流動性。具體表現(xiàn)為鉆井液在低溫條件下各項性能參數(shù)均正常，在井底經(jīng)高溫加熱后，黏度和切力急劇上升，導(dǎo)致泵壓升高，而地面無法判斷原因。因此需要尋找新的方法來進行酸根污染處理[8]。

1.4 施工周期長

該井四開施工時間為120 d，在高溫下，合成類材料的大量降解將形成固控設(shè)備難以清除的小分子劣質(zhì)固相，尤其是在鉆井周期較長的情況下，隨著鉆井液使用時間的增加，劣質(zhì)固相增多，鉆井液流變性控制將越來越困難。

2 體系配方確定

2.1 材料優(yōu)選

1）抗高溫聚胺抑制劑。聚胺抑制劑自身能解離為一類能與黏土負電性顆粒吸附的低分子胺，其能夠抑制黏土的水化分散，并能長期保持濃度平衡，持續(xù)與地層孔隙表面中易水化的黏土基團作用，并吸附覆蓋在表面，進一步防止黏土水化膨脹。但目前所使用的眾多聚胺類產(chǎn)品的抗溫能力參差不齊，所以通過室內(nèi)實驗對幾種常用的聚胺抑制劑做了高溫條件下的抑制能力對比，使用取自現(xiàn)場的泥巖巖屑做回收率實驗[9-11]。所有實驗對象均在180 ℃老化16 h，濾掉巖屑后加熱至50 ℃測性能，結(jié)果見表2。所用鉆井液配方如下。

1#3%膨潤土漿+1%KOH+1.5%SO-1+4%FT-1+ 4%SCl+4%LF-1+4%SMP-3

表2 3種型號的聚胺抑制劑性能對比

通過表2可以看出，聚胺抑制劑AW-1會使鉆井液增稠，F(xiàn)YZ-1在高溫下對泥巖的抑制能力不能滿足要求，只有聚胺抑制劑BCG-7能夠滿足條件，對流變性影響較小，泥巖滾動回收率最高，而且不影響鉆井液的pH值，這在深井鉆井液中尤其重要。

2）磺甲基酚醛樹脂。鉆井液用磺甲基酚醛樹脂是一種水溶性的不規(guī)則線性高分子量聚合物，是主要用于深井、超深井水基鉆井液的降濾失劑，其具有很強的耐溫抗鹽能力。酚醛樹脂與SMC、SMT等共同使用可以增強鉆井液的抗溫性能，降低鉆井液高溫高壓濾失量。將鉆井液在200 ℃下老化滾動16 h，然后冷卻至50 ℃檢測性能，見表3。由表3可知，磺化酚醛樹脂SMP-3具有更強的降濾失性能，同時該樹脂能夠改善鉆井液的流變性，提高體系的抗溫能力。鉆井液配方如下。

2#3%膨潤土漿+1%KOH+1.5%PLF-M+5% KCl+4%FT-1+4%SCl+1%SMT+2%PMC+0.05% CaCl2+重晶石（密度為1.80 g/cm3）

表3 不同類型的樹脂產(chǎn)品對比實驗

3）抗高溫聚合物類降濾失劑。將鉆井液在200 ℃下老化滾動16 h，然后冷卻至50 ℃檢測性能，對不同類型的抗高溫降濾失劑進行篩選，結(jié)果見表4。所用鉆井液配方如下。

3#3%膨潤土漿+0.6%KOH+5%KCl+4%FT-1+ 4%SCl+3%SMP-3+4%LF-1+0.05%CaCl2+重晶石（密度為1.80 g/cm3）

表4 抗高溫聚合物降濾失劑優(yōu)選實驗

從表4可看出， 使用的腈硅聚合物SO-1增黏非常明顯， 其抗溫性已達到極限； PFL-H、 PFL-M、PFL-L這3種同類型不同分子量降濾失劑的抗溫、降濾失效果均較明顯，但PFL-M和PFL-H對鉆井液流變性影響較大， HPL-3抗溫及降濾失效果均較好，因此PFL-L及HPL-3類型的聚合物類降濾失劑能夠滿足條件。同時確定了聚合物降濾失劑加量，即PFL-L加量為2%，HPL-3加量為1.5%。

4）高溫稀釋劑。稀釋劑在高溫深井鉆井液中是一種必不可少的備用材料，其能夠拆散黏土已經(jīng)形成的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，促進分散以達到降低黏度和切力的效果，同時能夠在一定程度上增強體系的抗溫性，經(jīng)常應(yīng)用于鉆井液的日常維護及處理中，效果顯著。將鉆井液在200 ℃老化滾動16 h，然后冷卻至50℃檢測鉆井液性能，結(jié)果見表5。根據(jù)表5可以看出，磺化丹寧在高溫下有一定的稀釋效果，隨著加量的增加鉆井液黏度和切力反而上升，在后續(xù)施工中不能作為抗溫稀釋劑使用； HTX降黏效果不明顯；HR-300效果與SMS-19相當，對鉆井液均有較好的降黏性。鉆井液配方如下。

4#3%膨潤土漿+1%KOH+1.5%PFL-M+5% KCl+4%FT-1+4%SCl+4%SMP-3+4%LF-1+重晶石，密度為1.80g/cm3

表5 抗高溫稀釋劑優(yōu)選實驗

2.2 配方確定

1）抗氧化劑加量。針對高溫條件下鉆井液材料易氧化分解的情況，在鉆井液中引入抗氧化劑，其實質(zhì)為一種還原劑，能夠優(yōu)先與鉆井液中的氧化物質(zhì)進行反應(yīng)，達到保護鉆井液中合成類材料的化學(xué)鍵不被破壞的目的。實驗表明，體系中加入該處理劑后鉆井液抗溫性得到一定程度的提高，同等溫度老化后，鉆井液流變性明顯優(yōu)于未使用抗氧化劑的試樣。將鉆井液在200 ℃老化滾動16 h，然后冷卻至50 ℃檢測鉆井液性能，結(jié)果見表6。鉆井液配方如下。

5#2%膨潤土漿+1%KOH+1%PFL-M+4% FT-1+4%SCl+4%SMP-3+4%SPNH+重晶石， 密度為1.70 g/cm3

表6 5#鉆井液配方中抗氧化劑加量的確定

從表6可以看出，在加入抗氧化劑后鉆井液的抗溫能力得到了加強，高溫老化后的鉆井液流變性得到改善，高溫高壓濾失量降低，泥餅質(zhì)量更加柔韌，但加量超過0.6%后鉆井液性能開始變差，黏度和切力上升、濾失量增加，因此抗氧化劑的加量需嚴格控制在0.5%以內(nèi)。

2）高溫條件下材料加量的調(diào)整。由于高溫會加速鉆井液材料的降解速度，因此在配方設(shè)計時需考慮該因素，在原有配方的基礎(chǔ)上適當增加各種材料的加量，其中易降解材料加量增加較多，如三磺材料及降濾失劑等，不易降解類材料加量保持不變，如超細碳酸鈣等，各種材料加量增加比例根據(jù)實驗得出，該實驗將老化時間設(shè)置在72 h，通過長時間的高溫老化來發(fā)現(xiàn)材料的分解率，從而對配方進行調(diào)整。將鉆井液在200 ℃老化滾動72 h，然后冷卻至50 ℃檢測鉆井液性能，結(jié)果見表7。通過表7可以得出，磺化材料SMP-3、SPNH及瀝青類材料FT、SCL的加量分別為5%～6%時比較合適，比淺井加量多，當材料加量控制在該范圍內(nèi)，鉆井液性能能夠滿足施工要求，同時不至于浪費材料增加成本。鉆井液基漿配方如下。

6#2%膨潤土漿+1.5%KOH+1.5%PFL-M+3% FT+3%SCl+3%SMP-3+3%SPNH+重晶石，密度為1.70 g/cm3

表7 6#鉆井液配方中磺化材料加量的確定

3）體系配方的確定。四開采用KCl胺基聚磺鉆井液，該鉆井液能夠抗180 ℃高溫，具有強抑制、強封堵能力。鉆井液配方如下，鉆井液的性能如表8所示。

7#3%NV-1+0.3%KOH+5%KCl+1.5%HPL-3+ 1%AOP-1+3%SCL+3%FT+5%SMP-3+3%LF-1+ 0.4%BCG-7+3%QS-2

表8 最終確定鉆井液配方的性能

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 鉆井液維護重點

馬深1井的鉆井液維護重點是控制好高密度、高溫下的鉆井液流變性和熱穩(wěn)定性。該井四開鉆井液性能見表9。維護措施主要有以下幾個方面。

1）在現(xiàn)場模擬井下條件做好小型實驗，嚴格按照實驗結(jié)果維護鉆井液。如果鉆井液性能出現(xiàn)問題，在查找出原因后必須進行處理方案設(shè)計，并提前做好小型實驗，驗證處理方案的可行性。該井四開裸眼段長為1 473 m，裸眼段井眼容積為320 m3，參與循環(huán)的鉆井液量達到400 m3，數(shù)量龐大，如果處理不慎將導(dǎo)致嚴重后果，所以必須對每次的處理方案進行嚴格的驗證。

2）四開開鉆配方為：3%NV-1+0.3%KOH+ 4%KCl+1.5%HPL-3+1%AOP-1+3%SCL+3%FT+ 5%SMP-3+3%LF-1+3%QS-2。按配方加足無機抑制劑KCl，保證鉆井液中K+濃度在20 000 mg/L左右，進入龍馬溪組地層后將K+濃度調(diào)整至25 000 mg/ L，同時加入0.4%BCG-7，以保證對泥頁巖地層的抑制能力。

3）加足各類封堵材料，確保封堵到位。為增強鉆井液的封堵性，減少濾液進入地層，防止井壁失穩(wěn)，平常維護中使用瀝青、超細碳酸鈣、油溶性樹脂、無滲透處理劑，必要時可增加石墨類潤滑材料，能在一定程度上改善泥餅質(zhì)量，同時具有一定的潤滑作用。當鉆井液密度在1.70 g/cm3左右時，超細碳酸鈣用量在4%左右，當密度在1.90 g/cm3以上時超細鈣用量控制在2%左右，且粒徑為0.018、0.012、0.010 mm的3種型號復(fù)配使用，使鉆井液對地層微裂縫具有一定的封堵效果，減少日常消耗，增強井壁穩(wěn)定性。該井控制150 ℃高溫高壓濾失量在8～12 mL。根據(jù)高溫高壓濾失量檢測數(shù)據(jù)，及時調(diào)整封堵材料的用量。

表9 馬深1井四開井段鉆井液性能

4）pH值不低于10。大部分鉆井液材料需要在高pH值下才能發(fā)揮效果；保持較高的pH值能夠有效吸收H2S氣體，提高井控安全；能夠防止鉆井液發(fā)酵，起到殺菌劑的作用。

3.2 酸根污染的處理及預(yù)防

該井在四開滄浪鋪組井深7 354.6 m處發(fā)現(xiàn)高壓鹽水層，成功壓井后鉆井液密度從1.73 g/cm3增加到1.95 g/cm3，由于密度的提高及隨之而來的酸根污染，曾一度導(dǎo)致鉆井液流變性失控。高溫高密度下酸根污染導(dǎo)致鉆井液黏度、 切力及濾失量的增加， 同時將嚴重影響鉆井液的抗溫性，圖1為四開井漿在不同酸根離子濃度下的性能變化。可以看出，隨著酸根離子濃度增大，井漿的切力及高溫高壓濾失量也急劇上升，嚴重影響了鉆井液的流變性，同時酸根的增加使原本能夠抗180 ℃高溫的鉆井液抗溫能力降低至150～160 ℃甚至更低。

圖1 四開鉆井液高溫高壓濾失量及初切隨酸根濃度變化曲線

針對這些問題的具體處理措施如下。①使用抗溫能力強的樹脂SMP-3，提高鉆井液的抗溫能力。②提高鉆井液pH值，將轉(zhuǎn)換為嚴格按照實驗數(shù)據(jù)加入CaCl2溶液對污染物進行清除。③為防止氯化鈣加入引起的鉆井液絮凝，加入抗高溫稀釋劑堿液來確保鉆井液流變性良好。

3.3 井壁穩(wěn)定技術(shù)

①優(yōu)選抗高溫的聚胺抑制劑，此類聚胺自身呈堿性，適合超深井鉆井液高pH值的要求，正常維護中采用少量加入的方式，防止聚胺過量引起的鉆井液黏度和切力上漲。②選用油溶率較高的瀝青類材料SCL及FT，該類型瀝青材料經(jīng)過磺化改進，具有更高的抗溫性，能夠防止高溫糊化，在超深井段遇高溫后能夠乳化成膠狀的瀝青微粒，在進入地層微裂縫后能夠?qū)紫哆M行封堵、黏結(jié)，防止其剝落坍塌的同時，阻止大量濾液進入地層引起應(yīng)力垮塌，同時改善了泥餅質(zhì)量，增加了潤滑性。③合理控制鉆井液密度，由于該井四開密度窗口窄，鉆井液密度需進行嚴格控制，出入口密度差應(yīng)保持在0.02 g/cm3以內(nèi)，由于鉆井液循環(huán)量大，四開循環(huán)1周時間為4 h，處理中需遵循均勻緩慢的方式，防止出現(xiàn)大面積的密度不均勻，否則井壁將由于反復(fù)的壓差變化而失穩(wěn)。④嚴格監(jiān)測、控制高溫高壓濾失量，該數(shù)據(jù)不僅能反應(yīng)鉆井液體系封堵能力、抗溫能力，還能通過對泥餅的分析來判斷鉆井液是否有受污染的趨勢，如果泥餅下部發(fā)干，表示鉆井液中缺少磺化材料或是受少量酸根污染，如果泥餅黏接性較差，容易從濾紙上脫落，表示鉆井液中缺少聚合物類降濾失材料等。當鉆井液濾失量控制在12 mL以內(nèi)、泥餅薄而柔軟、能夠較好地黏貼在濾紙上時，則表示鉆井液具有很好的封堵效果。⑤起鉆前采用抗溫封堵漿對裸眼段進行封閉，保證長時間浸泡下的井壁穩(wěn)定。

3.4 固相控制

①使振動篩、除砂器、除泥器等與鉆井泵同步運轉(zhuǎn)，根據(jù)需要使用離心機，及時清除鉆井液中的劣質(zhì)固相。②化學(xué)絮凝的跟進。保證鉆井液中包被劑加量，根據(jù)不同巖性來進行調(diào)整，鉆遇泥巖時多加，砂巖時少加，進入海相地層后可以按正常量進行維護。使用氯化鈣作為無機絮凝劑，對鉆屑進行絮凝沉除。

3.5 應(yīng)用效果評價

針對四開設(shè)計的高密度KCl胺基聚磺鉆井液體系在現(xiàn)場得到成功使用，抗溫、抗污染效果較好，解決了高溫超深井井壁穩(wěn)定問題，四開井徑擴大率為2.1%。鉆井液體系具有較強的抗酸根污染能力，耐受酸根總濃度在19 000 mg/L以內(nèi)，并根據(jù)四開處理酸根的過程總結(jié)出了一套適用于川東北地區(qū)深井、超深井的污染處理措施。該鉆井液封堵能力強，采用化學(xué)封堵及物理封堵相結(jié)合，高溫高壓濾失量能控制在8～12 mL，實現(xiàn)了封堵防塌的要求。鉆井液性能穩(wěn)定，維護措施簡單，在長時間的循環(huán)使用中，不會出現(xiàn)性能大幅度波動，部分材料高溫降解后的殘余物能夠隨固控設(shè)備排除，防止了體系固相含量的增加。

4 結(jié)論與認識

1.高密度KCl胺基聚磺鉆井液的成功使用為高溫深井條件下的泥頁巖地層鉆井技術(shù)提供了新的思路。

2.在深井及超深井施工中，需嚴格重視酸根污染問題，在設(shè)計施工方案時應(yīng)提前做好預(yù)防措施。

3.處理鉆井液時，要盡量保持井漿性能相對穩(wěn)定，不能波動太大，堅持以維護為主，處理為輔的原則，及時監(jiān)測返出鉆井液性能。

4.針對超深井的鉆井液維護處理，必須做好各種相關(guān)小型試驗，不能盲目處理。

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Application of KCl-Amine Polymer Sulfonate Drilling Fluid in Well Mashen-1

FAN Xiangsheng, MA Honghui, RAN Xingxiu
(Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Sinopec, Nanchong, Sichuan, 637001)

The Well Mashen-1 is a key wildcat well of the Exploration Branch of Sinopec located at the high position of the Malubei Structure in the Tongnanba tectonic zone, northeast Sichuan. Completed at a depth of 8418 m, the well was designed to explore the Longwang Temple Formation of Lower Cambrian Series. The fourth interval of the well was drilled to 6 225.4～7 699 m, penetrating the Longmaxi Formation consisting of thick shales, which caused severe borehole instability. Problems also encountered in this interval included high formation pressure coeffcient, high formation temperature, and contamination to the drilling fuid by carbonate ions, rendering high risk to the drilling operation. Diffculties in running the drilling fuid in the fourth interval were rheology control of high density mud at elevated temperatures, borehole stabilization and carbonate/bicarbonate ions contamination to the drilling fuid. To deal with these diffculties and problems, a series of laboratory experiments were done to select proper additives and then to formulate a drilling fuid suitable for use in drilling the Well Mashen-1. Based on laboratory experiments, a high temperature polyamine BCG-7 was selected as shale inhibitor at a concentration of 0.4% in the drilling fuid. SMP-3, a quality high temperature flter loss reducer that did not viscosify the drilling fuid, was used at a concentration between 5% and 6%. High performance polymer flter loss reducer PFL-L and HPL-3 were added at concentrations of 2% and 1.5%, respectively, they did not viscosify the drilling fuid either. HR-300 and SMS-19, two thinners, were to be used based on the actual situation. An anti-oxidant was used to try to improve the high temperature stability of the drilling fuid. The fnal basic formulation was as follows: 3%NV-1+0.3%KOH+5%KCl+1.5%HPL-3+1%AOP-1+3%SCL+3%FT+5%SMP-3+3%LF-1+0.4%BCG-7+3%QS-2. The actual concentration of each additive was adjusted based on the actualsituation if fled application. In drilling the fourth interval, the drilling fuid had good high temperature rheology, strong inhibitive capacity, high plugging performance and tolerance to carbonate/bicarbonate ions contamination. This drilling fuid provided a powerful technical support for the successful drilling of the fourth interval of the Well Mashen-1, and a KCl-amine based polymer sulfonate drilling fuid fnally came into being.

Ultradeep well; Borehole stabilization; High temperature resistant; Carbonate/bicarbonate ions contamination; Plugging capacity; Amine based polymer sulfonate

TE254.3

A

1001-5620（2017）02-0057-07

2016-11-25；HGF=1702M5；編輯 馬倩蕓）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.010

樊相生，高級工程師，畢業(yè)于重慶石油學(xué)校，長期從事鉆井液技術(shù)方面的研究。電話 15239966568； E-mail：fxsh2007@126.com。