钻井液与完井液杂志

钻井液与完井液杂志2019年第4期

• 树枝状聚合物在钻井液中的应用研究进展

  钟汉毅,高鑫,邱正松,郭保雨,赵冲,沈广成

  随着油气钻探领域的拓展，钻遇地层条件愈加复杂，为满足现代钻井工程"安全、快速、环保、高效"的技术要求，对当前钻井液处理剂的性能提出了更高的要求。树枝状聚合物以其独特的分子结构和优异的性能引起了人们广泛的关注，在众多领域都具备潜在的应用价值。笔者介绍了树枝状聚合物的分子结构特点、性能和主要合成方法，概述了树枝状聚合物应用于钻井液中的研究进展，分析了其在钻井液中的应用潜力，并对其在钻井液中的发展前景进行了展望，旨在为开发新型高效钻井液处理剂提供新的思路和方法。

• 纳米碳酸钙的制备及在水基钻井液的应用研究

  武元鹏,田应佩,罗平亚,林元华

  为了改善水基钻井液流变和滤失性能，采用表面原位聚合法制备了阴离子聚丙烯酰胺（APAM）表面修饰的碳酸钙纳米颗粒（CaCO3/APAM），并将其用于改善水基钻井液性能。对CaCO3/APAM结构进行了红外光谱（FTIR）、扫描电镜（SEM）等表征。流变和滤失实验表明，纳米颗粒的加入有效地提高了水基钻井液在低剪切速率下的黏度，钻井液剪切稀释性能得到提高。在80℃下，添加1% CaCO3/APAM的水基钻井液流性指数为0.72，动切力为0.45 Pa，滤失量为22.2mL，与基浆相比有显著改善。钻井液耐盐滤失表明，当盐浓度为1%时，添加1% CaCO3/APAM使钻井液滤失量降低了21.2%。滤饼微观形貌分析显示纳米颗粒通过填充于滤饼微孔隙中提高了滤饼致密性，使得滤失量下降。

• 钻井液用淀粉微球降滤失剂的制备及性能评价

  陈思琪,邱正松,钟汉毅,张倩,闫峰,刘书杰

  针对常规的淀粉类处理剂抗温能力不足的缺点，以可溶性淀粉为原料，N-羟基琥珀亚酰胺（NHC）为交联剂，采用乳液聚合方法，合成了一种环保型淀粉微球。采用傅立叶红外光谱仪（FT-IR）、扫描电镜（SEM）、热重分析仪、Nanobrook粒度-Zeta电位测试仪等对其进行表征。实验分别评价了，其在淡水基浆、盐水基浆和氯化钙基浆中的降滤失性能，并考察其抗温能力。实验表明，新研制的淀粉微球颗粒大小较均匀，呈圆球状，粒径约为50 nm，热稳定性好；150℃热滚后，加入1%淀粉微球，可分别使4%膨润土基浆、10%盐水基浆、1% CaCl2基浆的API滤失量分别下降70%、55%和60%。且对钻井液流变性影响较小，在降滤失能力、抗温和抗盐方面均优于常规的淀粉类降滤失剂。

• 一种新型抗高温降滤失剂的研究和应用

  常晓峰,孙金声,吕开河,张帆

  通过将4-乙烯基吡啶（VP）、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基己内酰胺（NVCL）以过硫酸铵和亚硫酸氢钠作为氧化还原体系进行自由基共聚反应，合成了抗温达260℃的一种新型降滤失剂（PDANV）。通过设计正交实验确定了最优合成条件为：nDMAA：nAMPS：nNVCL：nVP=6：2：1：1，反应温度为60℃，反应时间为2 h，引发剂质量分数为单体总质量（20%）的0.5%，并利用傅里叶红外光谱（FT-IR）和核磁共振光谱（1H NMR）进一步确定了产物的分子结构。热重分析（TGA）显示PDANV热分解温度在301℃以后，表明其具有良好的热稳定性。同时，将PDANV应用于水基钻井液中，进一步评价其对水基钻井液流变和滤失性能的影响。结果显示，当PDANV加量为2.0%时，水基钻井液的滤失量仅为4.4 mL，260℃老化后滤失量为6.0 mL，高温高压滤失量为24 mL（150℃），同时抗盐至饱和，抗钙20000 mg/L。此外，通过对黏土的粒径分析、SEM分析和Zeta电位分析以及不同浓度的PDANV对黏土颗粒的吸附量的测量，进一步揭示了PDANV在水基钻井液中的降滤失机理。

• 强抑制钻井液体系研究及现场应用

  夏海英,兰林,杨丽,黄璜,朱洪宇

  水平井裸眼完井方式是降低开发成本的有效途径。为满足裸眼完井对井壁稳定的更高要求，通过水化机理分析研选出能够在岩心表面形成疏水膜、改变储层润湿性的抑制剂，对其改变润湿性能、相对抑制率、岩屑滚动回收率等进行了评价，并对钻井液性能进行了优化。实验结果表明：该抑制剂能有效抑制黏土表面水化，与钻井液配伍性好，优化后的钻井液岩屑滚动回收率从73.2%提升至92.42%。现场应用后钻井液抑制能力明显提高，抗污染能力强，有利于井壁稳定和机械钻速的提高。

• 顺北5-8井志留系破裂性地层提高承压能力技术

  范胜,宋碧涛,陈曾伟,李大奇,刘金华,成增寿

  新疆顺北区块古生界志留系地层由于地质构造运动强烈，断裂带附近缝网发育，且深层存在高压盐水层，钻井液安全密度窗口窄，井漏严重且高发。针对志留系防漏堵漏技术难点，深入分析了志留系破裂性地层漏失特性，通过地质、测井、岩屑等资料分析漏层岩性及孔渗特征，根据实钻数据、测井和水力学等方法分析漏层通道的大小和连通情况，对地层承压能力影响因素进行了细致分析，针对主要裂缝地层开发了抗高温致密承压堵漏配方，并根据不同的漏失类型制定了"随钻封堵、逐步强化、分段承压、稳步推进"的防漏堵漏技术思路，在顺北5-8井进行防漏堵漏作业13次，均获成功，有效提高了地层承压能力，井漏复杂处理时间同比大幅度减少60%。

• HL-FFQH环保型水基钻井液体系的构建及应用

  张永青,胡景东,许朋琛,郑雄,曹娇,王永强

  针对目前环保型钻井液体系应用效果不理想、成本高等问题，采用前期合成的5种无毒、易降解、金属含量达标的处理剂，优化出一套HL-FFQH环保型钻井液体系，配方为：4%膨润土浆+0.3%包被剂HLBE-2+2%降滤失剂HLJ-1+3%固壁剂HLGB-3+1%封堵剂HLFD-1+2%润滑剂HLR-2+重晶石。室内评价结果表明，该环保型钻井液体系流变性良好；8 h泥页岩膨胀量仅为2.5 mm，具有很强的抑制性；用7%钻屑污染后流变性能稳定，滤失量变化小于0.4 mL，具有优良的抗钻屑污染能力；经150℃、16 h老化后的钻井液润滑系数及泥饼摩阻系数分别为0.10和0.08，润滑性良好；生物毒性、生物降解性及金属含量等均符合环保指标；废弃的钻井液颜色较浅，滤饼和滤液不影响动植物的生长和生存。HL-FFQH环保钻井液体系在华北油田的4口井中获得成功应用。现场应用表明，该钻井液体系性能稳定、抑制防塌性强；具有良好的储层保护和环境保护能力；机械钻速较邻井提高了85.5%，无井下复杂事故发生。HL-FFQH环保型钻井液体系从前期配方和后期废弃物均符合环境保护要求。

• 松南气田低密度低伤害随钻堵漏钻井液技术

  刘彦学

  松南气田火成岩储层地层压力低，且裂缝发育，在钻井过程中极易发生井漏，降低钻井时效。针对该地区的地质特征与钻井要求，以钻井液的动速比为指标，优选了疏水缔合型两性离子聚合物PAADDC作为携岩剂；通过滤失造壁性能评价实验和压力穿透测试，优选了PB-1和不同粒径的超细碳酸钙构成的钻井液封堵防塌剂；通过堵漏评价实验，优选了中空弹性橡胶、碳酸钙颗粒和中空弹性微珠作为主要随钻堵漏材料。在此基础上研制了低密度低伤害随钻堵漏钻井液体系，并对其性能进行了综合评价。实验结果表明，该钻井液具有良好的流变性和封堵防塌性，防漏堵漏效果良好，酸化解堵效果显著。在腰平16井的现场应用中，钻井液性能稳定，成功解决了火成岩低压储层井漏影响钻井时效问题，满足了现场钻井施工和储层保护的需要。

• 昆2加深井超高温聚胺有机盐钻井液技术

  郝少军,徐珍焱,郭子枫,安小絮,张芸,王波,江林

  近年来，柴达木盆地加强了向纵深勘探的力度，高温、超高温成为考验钻井液的关键因素。通过开展超高温稳定性能、流变性能以及超高温条件下的滤失性控制等方面的技术攻关，在聚胺有机盐钻井液基础上，对超高温钻井液体系降滤失剂和抑制剂进行优选，形成昆2加深井超高温聚胺有机盐钻井液的最终配方。该配方钻井液在老化48 h后，高温高压滤失量保持在10 mL以内。昆2加深井段岩性以泥岩为主，岩石水敏强，易膨胀分散，通过无机盐KCl与有机盐以及聚胺的有效结合，极大地提高了钻井液抑制性能，泥岩岩心膨胀量降低率达93.33%。该井在基岩段6934~6995 m井段多次发生漏失，通过在井浆中复配5%惰性架桥封堵剂ZYD+3%超细碳酸钙QS-4+2%胶质粒子，以交联的模式封堵漏失层，分级多次操作，使基岩风化带的地层承压能力达到了2.00 g/cm3的当量密度，为超深井段的井壁失稳和井漏的预防治理发挥了关键作用。顺利完成了柴达木盆地第一超高温超深井昆2加深井的钻探保障任务。

• 海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

  张万栋,杨玉豪,杨前亮,韩成,张可,谢露

  南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏，储层埋深在井深1300m左右，最大水平位移为3783 m，最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采，储层存在一定程度压力衰竭。同时，Y平台水平段穿过断层，钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中，储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此，针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点，进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系，配套环空ECD实时监测与精细控制工艺，成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著，φ215.9 mm水平井段平均机械钻速为77.27 m/h，创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好，测试产量超油藏配产25%。

• 原矿土钻井液室内评价与应用

  舒义勇,周华安,孙俊,晏智航,徐思旭,邵平

  塔里木盆地大北区块井眼尺寸大，上部地层普遍含砾石，钻井液存在携砂难、沉砂卡钻和压差卡钻风险。目前使用的OCMA膨润土虽然符合OCMA或者API标准，但加入到氯化钾聚合物钻井液中增黏效果有限，配制出的钻井液黏度、切力低，滤失量大，不适合大北区块山前井超大井眼的安全快速钻井。为此，提出了用原矿膨润土替代OCMA膨润土配制钻井液的方法。分析了OCMA膨润土增黏失效的原因，评价了原矿膨润土钻井液的流变性能，滤失造壁性能，配伍性能和抗盐水污染能力。研究了原矿膨润土的粒径分布和比表面积。现场应用表明，原矿膨润土钻井液比OCMA膨润土钻井液具有更好的增黏效果，滤失量更低，井下更安全，能满足大北区块超大井眼的携砂要求，井眼畅通，具有推广应用价值。

• 关于标准“GB/T16783.1-2014/ISO10414:2008”执行中存在问题及修正建议

  蔡利山

  液相成分的测定与分析是指导钻井工程安全作业的重要操作之一，实践中发现，采用"GB/T 16783.1-2014/ISO 10414：2008"标准进行Ca2+、Mg2+、K+含量测定时，由于无明确的滴定终点显现和离心沉淀物数量读取存在无法避免的人为误差等问题，导致操作无法完成或测定结果与实际情况相差较大的情况。为了消除这些问题，提高测量精度，在结合现场和实验室两方面操作数据基础上，对"GB/T 16783.1-2014/ISO 10414：2008"标准中相应操作内容提出了修正建议。实验结果显示，对有关操作内容进行合理修改后，能够有效减少误差积累环节，提高数据测量精度。5口井的K+含量测定对比结果表明，采用"C-m"法替代"C-V"法后，得出的测定结果与现场实际情况相符合，与标准中推荐的"C-V"法相比，"C-m"法具有更好的可操作性，并且彻底消除了人为误差，是一种能够得到准确结果的实验操作方法。

• 黄土区废弃钻井液对苜蓿产量和品质的影响

  翟文晰,郝明德,王哲,张荣耀,任鹏

  以长庆油田废弃钻井液回填法处理后井场生长的苜蓿为研究对象，研究了废弃钻井液对苜蓿的产量、重金属含量、品质和氨基酸的影响。结果表明，废弃钻井液处理场生长的苜蓿Pb、Cd、Cr、As、Hg和Cu等重金属含量均在GB13078-2017安全范围内，重金属未超标；废弃钻井液对苜蓿有明显的增产作用，苜蓿产量增加了730.20 kg/hm2，增长了21.6%。苜蓿品质也得到明显提升，其中粗蛋白总量增加24.87 kg/hm2，粗脂肪总量增加3.34 kg/hm2，淀粉总量增加9.61kg/hm2，还原性糖总量增加45.92 kg/hm2，粗纤维含量有所降低。氨基酸总量增加3.6%，必需氨基酸和非必需氨基酸含量分别增长了1.2%和2.3%。

• 塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

  张峰,刘子帅,李宁,于永金,艾正青,张弛

  库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域，井深通常在6000~7000 m左右，地质条件复杂，已钻遇井最高温度近180℃，最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构，目的层巴什基奇克组专打，厚度较薄，约为200 m，采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m，对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战，同时部分井采用水基钻井液，滤饼厚、清除困难，保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点，优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系，同时配套固井工艺，形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术，可大幅度提升环空的冲洗顶替效率，同时水泥浆强度发展快，有利于提高水泥石胶结质量，确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用，固井合格率为97.2%，优质率为79.4%，负压差33 MPa验窜合格，创山前水基钻井液固井质量最高记录。

• 基于乌式黏度计法的固井聚合物外加剂耐温能力评价方法

  郑冠一,李早元,赵军,王希勇,罗德明,郭小阳

  高温深井固井质量难以保证，其中一个重要原因是高温下水泥浆综合性能难以保证。目前多使用外加剂调节水泥浆高温性能，这类外加剂多为聚合物。高温下水泥浆的沉降稳定性、滤失量通过使用降失水剂进行调节，稠化时间通过使用缓凝剂进行调节。随着井深增加，井底温度和压力逐渐升高，高温下水泥浆的沉降稳定性、失水及稠化时间调控难度加大，然而少有对聚合物外加剂本身耐温性能的评价方法。因此基于高温下聚合物溶液黏度降低的机理，通过乌氏黏度计评价聚合物溶液黏度变化，推荐一种聚合物外加剂耐温能力评价方法，即测量外加剂高温养护前后分子量变化率（△M），△M绝对值越趋于0，表明耐温性能越好，以此指导高温固井注水泥工作中聚合物外加剂的优选。

• 顺北二叠系低压易漏井固井质量影响因素探讨

  张俊,杨谋,李双贵,刘泳敬,路飞飞,赫英状

  顺北油田二叠系地层孔隙裂缝发育，漏失压力低，完钻井固井漏失率为82%，井口反挤补救固井54.5%，导致固井质量不理想；为此，以该区域已施工井为参考依据，分别以地层承压能力识别方法、套管居中度评价方法、冲洗液紊流冲洗效果评价及井筒浆体匹配性计算为研究对象，系统分析了区域固井质量的内因。研究成果表明，二叠系地层漏失压力为62~67 MPa；在井径扩大率小于10%、井斜角低于0.3°时，扶正器间距可为55 m，而井眼质量较差时建议间距为22 m；前置液黏度偏高、隔离液与领浆性能参数不匹配导致前置液滞留井内，以及水泥浆提前返出井口，固井质量不理想。该研究成果为低压易漏地层漏失压降计算、扶正器安放间距设计及井筒浆体性能优化提供了系统研究的新思路，为解决该类固井难题提供了关键技术措施。

• 渤海湾埕海新区水平井固井配套油气层保护技术

  王琼,胡晋军,耿志山,郭秋实

  渤海湾埕海新区沙河街组砂体是已探明的浅层稠油油藏，计划钻8口水平井，采用筛管完井，φ244.5 mm技术套管水平段已进入沙河街组储层。在前期勘探井作业过程中，高孔-高渗砂岩层漏失、水泥浆滤液渗透及套管偏心边底水窜流对储层污染严重。为保护油气层，优选应用密度1.50 g/cm3的纳米基低密度低失水水泥浆，游离液和密度差为0，水泥石24 h强度不小于17.9 MPa，失水量不大于38 mL，高于标准要求24%以上。优选应用φ244.5 mm新型一体式弹性扶正器，无应力薄弱点，较普通扶正器其复位力增加25%，起动力降低27%，使套管居中度提高57%以上。综合形成了适合埕海新区水平井固井的配套油气层保护技术，现场应用6口井，固井未发生漏失、水层窜流，固井质量优质，并获高产油流，有利于该区域油气资源的进一步生产开发。

• TAMBOCOCHA43区块尾管固井难点及对策

  潘宇强,唐凯

  厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块单井日产量300~1100 t。因开采需求导致井身结构特殊，φ244.5 mm技术套管下深距产层小于30 m，随钻井径数据失真严重，水泥浆用量难以确定，φ177.8 mm尾管固井施工风险高。下尾管前不通井、窄间隙顶替效率低、产层油水活跃等问题导致固井质量难以保证。通过对复合前置液体系设计，微膨胀胶乳水泥浆体系研究及窄间隙旋转尾管固井施工工艺研究，形成了TAMBOCOCHA区块底水油藏旋转尾管固井技术，该技术有助于尾管下入到位，准确估算裸眼段环空容积，有效提高套管居中度；前置液冲洗效率为93%，水泥浆12 h抗压强度为36.4MPa。现场应用15口井，固井质量优质率达95%，为强底水油藏大斜度小间隙井固井提供技术支撑，解决了厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块特殊井身结构的固井难题。

• 低温早强低水化放热水泥浆体系开发

  郭永宾,李中,刘和兴,董钊,吴志明,马传华

  深水水合物地层的特殊环境要求固井水泥具有低水化放热和低温早强特性，而现有的固井水泥浆体系大多不具备低水化放热特性，而且低温水化速度较慢。为此，提出了低温早强低水化放热水泥浆体系的研究思路。在铝酸盐水泥和G级水泥按照1：1质量比形成的混合水泥浆的基础上，通过对储能微球研发以及对密度减轻剂、稳定剂和其他外加剂的种类和加量的优选，形成了低温早强低水化放热水泥浆体系，其早强剂为0.06%三乙醇胺，降失水剂为1%聚乙烯醇类降失水剂CML，缓凝剂为0.35%硼酸，分散剂为1.5%SYJZ-1。同时对该体系进行的性能测试表明，在4℃养护24 h水泥石抗压强度可以达到5.9 MPa，水泥浆呈现低水化放热和低温早强特性。可以看出，该低温早强低水化放热水泥浆体系在早期强度、水化放热、密度等方面性能优异。

• 渤海油田注水井酸化效果预测评价方法

  李进,王昆剑,韩耀图,张启龙,贾立新

  针对渤海油田注水井酸化低效的问题，以注水井酸化低效最为典型的SZ油田Ⅱ期注水井为例，统计注水井酸化60余井次，采用灰色关联度分析法进行渤海油田注水井酸化影响因素及预测评价方法研究。结果表明，渤海油田注水井酸化曲线类型主要归纳为戒下型、双台阶型、平均型、快速下降型等4种，以戒下型为主。其中，戒下型平均有效期最长，快速下降型平均有效期最短。从影响酸化增注效果的作业参数、储层参数和堵塞程度等因素出发，深入分析了各影响因素对注水井酸化增注效果的重要性等级，明确了注水井酸化增注效果的关键影响因素主要包括酸液类型及溶蚀解堵能力、酸化前视吸水指数、酸化半径、有效厚度、渗透率和孔隙度等，研究建立了酸化有效期、累计增注量预测评价分析模型。研究成果可用作注水井酸化效果事先预判和评价，有助于注水井酸化设计方案优化，延长酸化有效期和增加累计增注量，确保注水井酸化效果，助力渤海油田稳产3000万吨。

• 滑溜水在裂缝性碳酸盐岩体积酸压中的研究与应用

  段贵府,何春明,才博,张辉,吴刚,程晓东

  滑溜水是页岩气、致密油非常规油气藏体积改造中应用最广泛的压裂液体系，旨在利用低黏滑溜水强的穿透性能激活天然裂缝提高裂缝复杂程度。基于深层裂缝性碳酸盐岩储层基质物性差、非均质性强，裂缝是主要储集空间和渗流通道的储层特征，提高改造体积是实现高产稳产的核心，需采用低黏流体大排量注入来提高天然裂缝激活几率，提出滑溜水、冻胶和转向酸复合的体积酸压技术。评价了新型聚合物类滑溜水性能，利用室内实验（大物模、酸液滤失）和数值模拟相结合的方法研究了滑溜水在体积酸压中的作用机理，研究表明：新型聚合物类滑溜水具有较好的减阻性能，能够降低施工管柱摩阻，实现大排量施工，助力改造效果提升；滑溜水大排量注入形成复杂裂缝，低黏酸液注入形成酸蚀蚓孔提高裂缝连通性，滑溜水与低黏酸交替注入，实现微细裂缝"水力+酸蚀"缝网构建。上述研究成果现场应用显著，AT3x井压后获日产油35 m3、日产气50.3×104 m3高产油气流，为国内超高温深层复杂储层高效改造提供新的技术指导。

• 深水“一体化”保温测试液体系研究与性能评价

  李中,吴志明,向兴金,颜帮川,余意,刘智勤

  针对国内深水单层隔水管柱测试作业具有隔热性差、上部隔水管环空与下部油套环空连通会影响测试性和传压性等特点，研制了由合成多元醇与还原糖醇复配而成的低导热系数非水基液"一体化"保温测试液。并对该保温测试液进行了导热性、密度可调性、可泵性、流变性等性能的评价，实验结果表明，该测试液抗温可达150℃，导热系数为0.2428~0.2866 W/（m·K）），密度能在1.05~1.50 g/cm3或者1.50~1.05 g/cm3间由低到高或由高到低调节，150℃静止15 d的沉降降因子为0.50，25℃下表观黏度不大于70 mPa·s，4℃下静切力不大于3 Pa，具有较好的传压性，150℃下的3 d平均腐蚀速率为0.0369~0.0690 mm/a，岩心渗透率恢复值达95%以上；另外该保温测试液不仅环境友好，含油量为零，能满足GB 18420.1-2009《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分级》标准中一级海域使用要求，而且还可回收再利用，可大大节约测试成本。可以用于深水单层隔水管测试作业。

• 碳酸盐岩储层压井液漏失影响因素研究

  朱方辉,李明星,贺炳成,刘伟,李琼玮

  长庆碳酸盐岩气藏裂缝及孔洞较为发育，层间差异明显，非均质程度较严重，压裂改造后的储层裂缝更为复杂，此类气藏处于开发后期的气井在开展压井修井作业时，常规压井液漏失量大，漏失主要影响因素不清楚。围绕典型井的地质参数、生产数据，采用沃伦-茹特双渗模型，通过拟合产水量、产气量和地层平均压力修正模型，5种因素的数值模拟结果表明，井筒液柱正压差、压井液黏度和裂缝渗透率是影响压井液漏失最敏感的因素，但可控因素为液柱正压差和裂缝渗透率。适当增加压井液黏度和降低液柱正压差可较好控制漏失，但采取高黏度压井液会造成泵送困难，且易产生吸附滞留损害，增加黏度的另一个极端就是增加黏弹性（弹性），一方面可增加压井液往地层的渗流阻力，此外也可以有效承压。根据研究结果，提出了以弹性凝胶为方向的长庆碳酸盐岩暂堵压井液研究思路。