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国内刊号：13-1118/TE
国际刊号：1001-5620
发布日期:
作者：廖奉武,李坤豫,胡友林,何芬,李炎军,岳前升
单位：1. 长江大学石油工程学院, 武汉 430100;；2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津3004523;；3. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司, 广东湛江5240572;；4. 长江大学化学与环境工程学院, 湖北荆州 434023；
关键词：莺琼盆地, 抗高温, 高密度, 水基钻井液, 性能评价
基金：
国家"十三五"重大科技专项"莺琼盆地高温高压天然气富集规律与勘探开发关键技术"（2016ZX05024-005）、中海油"十三五"重大科技专项"莺琼盆地高温高压钻完井液、固井工艺研究与应用"（CNOOC-KJ135ZDXM24LTDZJ02）资助
莺琼盆地地温梯度高，压力系数大，安全密度窗口窄，抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析，通过对钻井液性能进行优化，构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s，动切力为7 Pa，高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512，高温高压滤失量为8.6 mL，高温高压砂床滤失量为14.4 mL，在4 MPa被CO2污染后黏度为43 mPa·s，动切力为9 Pa，API滤失量为4.5 mL，高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明，该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO2污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。
来源：2019年第5期
《钻井液与完井液》期刊编辑部
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