一、成膜(隔离膜)水基钻井液体系实验研究（论文文献综述）
罗红芳,张文哲,何小曲,李国荣[1]（2021）在《延安东部气田成膜防塌钻井液体系优选和应用》文中研究指明延安东部气田石千峰组、石盒子组和山西组具有强硬脆性、地层裂缝发育、泥岩泥质含量高,在钻进过程中常发生井塌、井漏现象,使得钻井成本大大增加。通过对延安东部气田上古生界地层特性、井壁失稳机理和储层特性等因素分析,开展了具有强抑制、强封堵的成膜钻井液体系研究。通过筛选降滤失剂RHPT-1及成膜剂CMJ-2,确定成膜钻井液配方并完成了体系的性能评价。结果表明,该体系润滑系数0.0659、岩屑滚动回收率95.94%、16 h线性膨胀率8.18%,表现出了较好的润滑性和抑制性。抗粘土污染3%、抗盐7%、抗钙2%,100℃热滚钻井液性能保持稳定,具有很好的抗污染和热稳定性能。现场3口水平井的应用中,有效地解决了延安东部气田上古生界地层井壁易失稳的技术难题。
景丰,姚志奇[2]（2019）在《延长组页岩气水平井水基钻井液体系研制与应用》文中研究说明为了解决页岩气井水平段发生井漏、井塌及油基钻井液使用过程中的环境污染问题,开展了可替代油基钻井液的高性能抑制防塌水基钻井液体系研究。通过大量室内实验,评价筛选出最佳的抑制剂、封堵剂类型和添加量,优化处理剂的协同及配伍性关系,最终研制出膨润土-甲酸钾水基钻井液体系,并室内实验评价了该钻井液体系的抑制性、封堵性、润滑性、抗污染能力和热稳定性。实验结果表明,膨润土-甲酸钾水基钻井液的渗透率降低率达91%,岩屑回收率达97%,具有较好的抗盐、抗钙能力,可抗温120℃。现场应用表明,页岩气井造斜段和水平段钻进过程中,该水基钻井液的密度、黏度和失水等指标均在设计范围之内,体系性能始终保持稳定,能够满足延长页岩气钻井的需要。
邓嘉丁[3]（2019）在《延长气田刘家沟—双石井段井壁稳定及钻井液体系研究》文中研究指明延长天然气井施工区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,区内构造简单,无背斜与断块圈闭发育,地层整体较为平缓。但刘家沟组-双石（石千峰组、石盒子组）地层岩性主要为硬脆（破碎）性泥页岩,易垮塌、掉块,井壁失稳突出。为此,本文针对刘家沟组-双石（石千峰组、石盒子组）地层井壁失稳机理及其防塌钻井液技术开展研究。通过邻井资料收集整理,分析认为延长地区天然气井刘家沟组-双石（石千峰组、石盒子组）地层井壁易破碎、垮塌,采用矿物组分分析、岩样结构分析等手段,揭示了该井段井壁失稳机理是力学因素、物理化学因素、钻井机械扰动及其综合作用的结果。因此,解决延长气田刘家沟组-石千峰组地层井壁失稳的关键在于强抑制、有效封堵。兼顾流变性、失水造壁性、抑制性、封堵性、润滑性等性能,优选降滤失剂、流型调节剂、抑制剂、封堵剂、润滑剂等处理剂,进行配方逼近实验,形成了以KCOOH为抑制剂,以CaC03为加重剂,最终组配成强抑制防塌水基钻井液体系（KCOOH 聚磺钻井液体系）:①4.0%土浆+0.15%XC+0.50%CHL-1+25.0%KC OOH+1.5%SMP-2+1.0%M-SMC+2.0%CMJ-2+5.0%CaCO3（150-200 目）+2.0%E P-2+1.5%AAMB+0.5%JN303（密度 1.20g/cm3）（刘家沟组地层）;②4.0%土浆+0.15%XC+0.50%CHL-1+25.0%KCOOH+3.0%SMP-2+1.5%M-SMC+2.0%CMJ-2+7.0%CaCO3（150-200 目）+2.0%EP-2+1.0%AAMB+0.5%JN303（密度 1.25g/cm3）（石千峰组、石盒子组地层）。对其综合性能进行了评价,结果表明,该钻井液体系具有合理的流变性、有效封堵和优良的造壁性、足够的抑制性、良好的润滑性、抗污染能力强、热稳定性好。实验就该体系对地层坍塌压力的影响进行了测试,结果表明,与原状地层对比可知,相对原状地层现场井浆作用导致刘家沟组、石千峰组、石盒子组地层坍塌压力增量分别为0.120g/cm3、0.095g/cm3和0.105g/c m3,相对原状地层①号钻井液体系作用导致刘家沟组地层坍塌压力增量为0.070 g/cm3,相对原状地层②号钻井液体系作用导致石千峰组、石盒子组地层坍塌压力增量分别为0.023g/cm3和0.038g/cm3,与现场井浆相比,KCOOH聚磺钻井液体系具有强的稳定井壁能力,它是KCOOH聚磺钻井液体系强抑制性与有效封堵共同作用的结果。提出了防塌钻井液应用工艺技术,包括防塌钻井液配制与维护处理措施、基础技术方案和操作规程。
张峰[4]（2019）在《东方13-2气田钻井液适用性评价及储层保护研究》文中研究指明东方13-2气田地温梯度为3.98℃/100m,目标层的地层压力系数1.68～1.82,面临异常高温高压的恶劣条件;目的层为中孔低渗的储层,再加上气田多数为大位移井、水平井等,钻井液与储层接触面积大、时间长,非常容易发生储层损害;储层段岩石主要为泥岩,敏感性较强,易出现不同程度的缩径或扩径问题,且易被钻井液污染;通过对现场资料的调研与分析,开展东方13-2气田钻井液体系适用性评价及优选研究,模拟钻井工况的高温高压钻井液性能评价（包括流变性、滤失性、抑制性和抗污染性等）以及损害评价。针对现场存在问题,开展目标井钻井液配方优化研究,通过综合评价钻井液各项性能,推荐适合大斜度定向井和水平井下部井段的钻井液体系。通过对比评价分析麦克巴和中海油服公司分别提供的油基和水基钻井液体系在四个不同密度下的基本性能、对储层的损害程度以及与现场完井液配伍性的好坏,推荐出适用于东方13-2气田的井下钻探的油基钻井液体系。
成挺[5]（2018）在《川南页岩气井高性能水基钻井液优化与应用》文中进行了进一步梳理在对页岩气井水基钻井液的发展进行国内外调研分析基础上,本文以威远龙马溪组页岩为研究对象,测试了矿物组分、微观结构及理化性能,分析了页岩井壁失稳机理。通过大量室内实验优化了页岩气井高性能水基钻井液处理剂及配方,并对其性能开展了室内评价。将所优化的高性能水基钻井液在威远地区的页岩气水平井进行了现场试验。获得以下主要认识:（1）威远龙马溪组页岩粘土矿物总量低于40%,以伊利石为主,含少量绿泥石和伊/蒙间层,微裂缝发育,比表面积和阳离子交换容量不高。页岩水化能力不强,但微裂缝导致的井壁失稳问题较突出。（2）通过实验优化了适用于川南页岩气井的高性能水基钻井液主要处理剂,即降滤失剂、抑制剂和润滑剂分别为PAC-LV+SPNH+SMP-Ⅱ、NR-1、PEG和室内配制的润滑剂乳液。通过对其进行工艺性能评价,发现该体系满足页岩气对钻井液的各方面要求。（3）通过井壁稳定性室内实验及压入硬度实验和三轴抗压强度实验,结果表明所研发的页岩气井高性能水基钻井液具有很好的井壁稳定性,包括良好的封堵和抑制作用。（4）通过在威A井与威B井的现场应用,页岩气井高性能水基钻井液体系表现出了良好的封堵能力和抑制能力,具有很好的井壁稳定防塌能力。
王伟[6]（2018）在《长宁地区页岩气水基钻井液研究与应用》文中认为目前,用于页岩气勘探开发的油基钻井液体系发展较为成熟,在实际钻井施工中运用较多,但油基钻井液存在钻井成本昂贵、环境破坏严重等问题。国内外各大石油公司和科研机构一直在努力寻求一种低成本、污染小、高性能的水基钻井液来替代目前使用的油基钻井液,并在相关实验井上取得了一些应用成果。然而,目前水基钻井液在页岩地层的水平井造斜段和长水平段应用中仍然无法很好的解决因页岩地层结构和强度变化所引起的高摩阻和高扭矩的问题,同时出现在水平井造斜段施工过程中井斜变化快、井壁易坍塌等复杂井下问题。因此,本文在国内外水基钻井液研究的基础上,对页岩水基钻井液进行研究,研制一种可用于页岩气开发的水基钻井液体系。本文首先对国内外水基钻井液相关文献资料进行了调研和总结,并对四川长宁地区地质构造特征进行了详细分析。以长宁地区龙马溪组页岩为研究目标地层,对钻井过程中页岩气层造斜段和水平井段存在的封堵能力弱、滤失量大、抑制性差和润滑性能欠缺等问题,进行了全面的分析和研究。并通过优选实验确定了钻井液主要处理剂种类和最佳加量范围,其中封堵剂选用MAX-SHIELD,加量范围为3%～4%;抑制剂选用PEG,加量值为3%;降滤失剂选用PAC～LV,加量在0.6%～0.7%;润滑剂选用LATIRATE,加量范围为3%～4%。通过配伍性实验确定了页岩水基钻井液最终配方为:3%NV-1+0.3%KOH+3%PEG+3%MAX-SHIELD+0.6%PAC-LV+3%LATIRATE+5%RSTF+4%SMP-I+重晶石。并设计砂床实验、高温高压实验、页岩膨胀实验、页岩回收实验、页岩侵污实验以及粘附系数测定实验对其封堵性能、抑制性能、抗侵污性能和润滑性能进行了详细的评价研究,并与硅酸盐钻井液体系和油基钻井液体系性能进行对比,结果表明本文研制的页岩水基钻井液,具有较好的封堵性能、抑制性能、流变性能、降滤失性能以及润滑性能。将研制的页岩水基钻井液在长宁区块宁A井的造斜段进行了现场应用。现场应用效果证明,本文研制的水基钻井液体系具有良好的钻屑携带能力,可较好用于龙马溪组页岩气地层前期造斜段,具有良好的封堵防塌性能,达到了预期结果。
曲建峰[7]（2018）在《钻井液用氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的研制》文中研究说明根据钻井液降滤失剂作用机理与氧化石墨烯特点分析,通过分子结构设计研制出了一种钻井液用氧化石墨烯/聚合物钻井液成膜降滤失剂GOJ-1,其合成条件为:合成单体配比AM:AMPS:DMDAAC:VAC=6:3:1.5:2.5,合成温度为60℃,引发剂浓度0.3%,氧化石墨烯质量分数0.32%,单体质量浓度为22.5%。红外光谱分析表明,新研制的氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂GOJ-1实现了分子结构设计要求;粘度测试表明,GOJ-1的相对分子质量约3.63×105;热重分析表明,GOJ-1的热分解温度在330℃左右;透射电子显微镜扫描结合Zeta电位实验表明,GOJ-1中的改性氧化石墨烯片层表面附着聚合物,表面负电性增强,其分散稳定性提高。成膜特性实验评价表明,GOJ-1可以迅速吸附形成致密膜,与已有的成膜剂CMJ-1和LPF相比,具有更好的抑制防塌性能,实验浆滤饼的渗透率更低,滤饼的承压能力以及浸泡稳定性、耐冲刷性和压缩性更好。实验基浆评价表明,新研制的GOJ-1高温降滤失作用突出,抗温抗盐抗钙性能优异,150℃老化前后流变性能稳定,与常用钻井液处理剂的配伍性较好。借助吸附特性、Zeta电位、粒度、润湿性及扫描电镜等实验分析,揭示了新研制的GOJ-1的降滤失作用微观机理:借助其分子中的酰胺基、酯基水解产生的羟基及阳离子官能团可迅速吸附于粘土颗粒;利用磺酸亲水基团使水化膜增厚,且增加粘土颗粒的负电荷,从而提高了配浆粘土颗粒的胶体稳定性,改善了粒径级配,更有利于形成致密滤饼;GOJ-1分子结构中的部分酯基可增加滤饼的疏水性,也有助于改善滤饼质量和降低滤失量;改性后的氧化石墨烯产物片层结构中的吸附官能团可增强其在井壁岩石的快速吸附能力,有助于形成一体化的致密滤饼,渗透率降低,同时增强了滤饼承压性和耐冲刷性能,最终使滤饼薄而致密。利用新研制的降滤失剂GOJ-1,实验优化出了强化成膜封堵水基防塌钻井液配方,具有优良的滤失造壁性能、流变性能、致密封堵、抑制防塌性能及润滑性等。
宋继伟[8]（2018）在《西南地区煤系地层“三气”共采井壁稳定钻井液实验研究》文中研究指明综合勘探开发煤系“三气”在垂向上拓展了煤层气的勘探领域,是提高煤层气单井产量和煤层气开发效益的重要途径,正在成为目前的重点勘探方向。但由于赋存机理、储层改造技术、采气和集输技术等差异,煤系“三气”共采难度大,对钻进时所需的水基钻井液也提出了更高的要求。由于砂岩地层较少出现井壁失稳问题,要求钻井液能同时解决钻进煤层、页岩和砂岩地层的井壁稳定问题。因为在实际钻进过程中,不太可能频繁地转换钻井液体系;而且在储层钻进过程中,还须考虑储层保护问题。论文分析了西南地区贵州织金和毕节地区煤系地层的理化组成,探究了钻井液电性和润湿性影响煤岩和页岩井壁稳定性的作用规律与机理,研究了可实现“三气”共采条件下煤系地层井壁稳定的水基钻井液体系。论文主要内容如下:第一章介绍论文的选题来源、目的和意义,分析该领域的国内外研究现状,同时介绍研究内容、研究目标与研究方法。第二章从矿物组成、微观结构、比表面积及孔隙度等方面分析煤系地层岩样（煤岩和页岩）的物理化学特征。研究发现:织金龙潭组煤样粘土矿物含量较多,非晶质含量偏高,裂隙孔喉发育;毕节龙潭组煤样具有明显的层状结构,裂隙较为发育,易破碎,白云石和石英等脆性矿含量较高,硬度较大;秀山地区页岩含量较高,脆性指数高,粘土矿物含量中等,含有一定的绿泥石等易水化膨胀的岩石矿物,水化膨胀效果中等。第三章研究钻井液电性对煤岩井壁稳定性的影响。研究发现:无机正电胶MMH-1对织金地区龙潭组煤样的抑制效果较优;正电胶溶液能够有效阻缓煤样中的孔隙压力传递,从而增强煤系地层井壁稳定性;正电胶处理剂主要通过电性中和、与粘土颗粒争夺水分子来体现出抑制性。第四章深入研究了润湿性对煤系地层井壁稳定性的影响。研究发现:针对织金和毕节地区龙潭组煤岩优选的复合表面活性剂能够有效降低钻井液与岩样（煤岩和页岩）的界面张力,提高与岩样的接触角;复合表面活性剂组合能够有效阻缓煤系地层孔隙压力传递,从而增强煤系地层井壁稳定性;阳离子型表面活性剂通过与页岩之间的化学吸附来增大钻井液与页岩的接触角,使页岩的疏水性增强,从而增强页岩井壁稳定性。第五章针对织金和毕节地区煤系地层,分别提出了一套适合煤系“三气”共采钻井作业的水基钻井液体系。研究发现:针对织金地区煤系地层,无机正电胶MMH-1、复合表面活性剂与水基钻井液配伍性良好,优选的钻井液与煤岩和页岩的接触角分别为77.5°和66.5°,有良好的抑制性、抗温和抗污染（无机盐和钻屑）能力,对原状煤岩岩心的伤害程度仅为3.8%;针对毕节地区煤系地层,钻井液粘度适中,API滤失量仅为7mL,对煤岩和页岩水化的抑制性强,储层伤害程度低,抗污染能力强,为环境友好型钻井液。论文主要创新点有:（1）阐述了润湿性影响煤系地层井壁稳定性的作用机理。研究发现,阳离子型表面活性剂通过与页岩表面之间的化学吸附来增大钻井液与页岩的接触角,使页岩的疏水性增强,从而增强页岩井壁稳定性;（2）分别针对织金地区和毕节地区,分别遴选出一套能增强煤系地层井壁稳定性的水基钻井液体系。所研发的钻井液与已有类似研究成果相比,在满足抑制煤岩和页岩水化、具有良好的抗温和抗污染（无机盐、钻屑）能力和低储层伤害程度的同时,还能显着增强煤岩和页岩的疏水性,具有较低的表面张力,能减低后期煤系气开采的阻力。下一步,将遴选效果更优的表面活性剂组合,并争取将本文研究成果应用于煤系“三气”共采的工程实践之中。
都伟超[9]（2017）在《黏土水化抑制剂Gemini-DHEDB和PDWC的合成及作用机理研究》文中进行了进一步梳理黏土水化膨胀和水化分散易导致井壁失稳,水基钻井液中添加黏土水化抑制剂可有效降低井壁失稳概率的发生。在易水化膨胀地层可使用黏土水化膨胀抑制剂,聚醚胺是当前黏土水化膨胀抑制剂主流研究方向之一,但聚醚胺抑制黏土水化膨胀不彻底且抗温能力尚待提高;在易水化分散地层可使用黏土水化分散抑制剂,包被聚合物型黏土水化分散可抑制黏土水化分散,但在高固相含量水基钻井液中因其分子量大而难以适用;在易膨胀黏土矿物和硬脆性黏土矿物均有地层,可将黏土水化膨胀抑制剂和黏土水化分散抑制剂组合使用来达到同时抑制黏土水化膨胀和水化分散目的。随着可替代油基钻井液的水基钻井液需求及页岩气钻井工程的增加,强抑制性水基钻井液的研发显得尤为重要。因此,适用于不同水化地层并可在高温和高固含水基钻井液中使用的黏土水化抑制剂及强抑制性水基钻井液的研究当具良好发展前景。本文分别合成了未见文献报道的针对膨胀性黏土矿物的黏土水化膨胀抑制剂Gemini-DHEDB、针对脆硬性黏土矿物的低分子量黏土水化分散抑制剂PDWC;将Gemini-DHEDB和PDWC按一定比例组合使用,制备了既可抑制黏土水化膨胀,又可抑制黏土水化分散的抑制剂体系DSP。首次对强抑制性水基钻井液中封堵剂和抑制剂的作用对象和界限进行了区分和界定,以DSP为核心处理剂,研制了一套高密度、强抑制性水基钻井液。论文主要研究内容如下:1.双子表面活性剂型抑制剂Gemini-DHEDB的合成及作用机理研究（1）、基于膨胀性黏土矿物水化膨胀机理,以二乙醇胺、溴代十二烷和1,2-二溴乙烷为原料,合成了一种双子表面活性剂型小分子黏土水化膨胀抑制剂:N,N’-乙撑双十二烷基二羟乙基溴化铵（Gemini-DHEDB）,通过FT-1R、1H NMR、熔点测定和元素分析对其结构进行了表征。Na-MMT在去离子水中的膨胀高度、四川红土钻屑在自来水的滚动回收率（100℃×16h）分别为18.139mm和18.0%。对Gemini-DHEDB黏土水化抑制性能研究发现:2 wt%Gemini-DHEDB的抑制性要远远优于同等质量浓度下的二甲基二烯丙基氯化铵、四丁基溴化铵和三甲基-2-羟乙基溴化铵等小分子黏土水化抑制剂;Gemini-DHEDB抑制黏土水化膨胀能力可达到聚醚胺水平,抑制黏土水化分散能力强于聚醚胺。Gemini-DHEDB抗温性能优于聚醚胺和其它几种小分子抑制剂,其大幅分解温度在200℃左右。（2）、对Gemini-DHEDB黏土水化膨胀抑制机理进行了研究。结果表明:Gemini-DHEDB可与Na-MMT发生物理化学吸附并有效改变Na-MMT表面及断面微观形貌;去离子水浸泡过的干态Na-MMT和湿态Na-MMT晶层间距分别为1.28 nm和1.94 nm,经2.0 wt%的Gemini-DHEDB处理过的干态Na-MMT的晶层间距为1.63 nm,表明Gemini-DHEDB成功的插层进入到了黏土晶层间;经相应浓度Gemini-DHEDB处理过的湿态Na-MMT的晶层间距为1.52 nm,显示出了 Gemini-DHEDB强烈的拉扯晶层作用和斥水作用。总结其发挥黏土水化抑制效果的机理主要有以下两点:1、Gemini-DHEDB可与黏土表面结合水争夺吸附位点,进而取代结合水而吸附于黏土内外表面;2、Gemini-DHEDB将可黏土表面进行疏水改性,阻止水靠近黏土表面。2.低分子量两性离子抑制剂AS/THAAB/MMA（PDWC）的合成及作用机理研究（1）、基于硬脆性黏土矿物水化分散机理,以烯丙基磺酸钠（AS）、新型烯类阳离子单体三羟乙基烯丙基溴化铵（THAAB）和甲基丙烯酸甲酯（MMA）为聚合单体,合成了一种低分子量两性离子包被型黏土水化分散抑制剂AS/THAAB/MMA（PDWC）。利用凝胶色谱法（GPC）对其分子量进行了测定,结果显示其分子量为22000左右。对其黏土水化抑制性能进行研究发现:Na-MMT在2.0 wt%PDWC中的膨胀高度和钻屑滚动回收率分别为6.7 mm和91.6%,其抑制黏土水化分散性能要强于包被剂poly-ECH-DMA、PAM和FA-367。研究发现,PDWC与常规处理剂配伍性良好,在不明显改变高密度水基钻井液流变性的前提下,可显着提高该体系的整体抑制性能。（2）、对PDWC黏土水化分散抑制机理进行了研究,结果显示,PDWC可在黏土表面形成有效包被。相较于淡水基浆中黏土粒度,PDWC溶液中的黏土颗粒直径明显变大,体现出了 PDWC优良的包被效果。经2.0 wt%PDWC处理后的干态Na-MMT和湿态Na-MMT的晶层间距分别为1.29 nm和1.92 nm,表明PDWC较难进入到Na-MMT晶层内部并对黏土表面水产生微弱影响。分析得出PDWC起到良好抑制水化分散效果的原因主要是以“捆绑”和“成膜”的黏土外围包被为主,以进入黏土晶层间、拉近晶层间距的方式为辅。PDWC发挥黏土水化抑制效果的机理主要是PDWC在黏土外表面的包被作用,进而防止黏土水化分散。3.强抑制性水基钻井液研究（1）、综合岩土工程、土壤学和钻井工程等各学科知识,首次从微观角度进行研究,对强抑制水基钻井液中封堵剂和抑制剂的作用界限进行了讨论。以土壤学研究成果结合水不能传递水压力、自由水能传递水压力的观点为理论基础,分析得出黏土结合水是抑制剂作用对象,抑制剂的作用点在黏土晶层间;自由水是封堵剂作用对象,封堵剂作用点在地层孔隙的结论。（2）、选取膨胀性黏土矿物和脆硬性黏土矿物均存在地层为目标作用对象,以黏土水化膨胀抑制剂Gemini-DHEDB和黏土水化分散抑制剂PDWC为基剂,对二者进行组合使用,研制了针对该类型地层的黏土水化抑制剂体系DSP。DSP在水溶液中的最佳加量为1.5 wt%,此时,Na-MMT的线性膨胀高度和钻屑滚动回收率分别为3.08 mm和95.3%。（3）、选用了一套高密度水基钻井液,剔除该钻井液中的抑制剂并考察DSP在该体系中的应用性能。研究发现,DPS与常规钻井液添加剂配伍性能良好,DSP在该钻井液中的最佳加量为0.5 wt%。在不大改变原钻井液体系流变性能的前提下,DPS可极大提高该钻井液的抑制性能,确定了高密度、强抑制性水基钻井液为:2.5%海水土浆+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+0.3%PF-PAC-LV+2%PF-CMJ+1%PF-LUBE+1%PF-SMP-1+1%PF-LSF+0.5%DSP+2%PF-GJC+1%PF-GBL+0.1%PF-XC+0.3%XY-179（重晶石加重至 2.2 g/cm3）。该钻井液封堵性、抑制性和流变等各项性能均良好,钻屑滚动回收率和Na-MMT常温常压线性膨胀高度分别为94.9%和3.6 mm,热滚回收所得红土钻屑棱角分明,展现出新型抑制剂体系和该钻井液的优异黏土水化抑制性能。
王森,陈乔,刘洪,王丽莎[10]（2013）在《页岩地层水基钻井液研究进展》文中研究表明开发能满足页岩长水平段钻井井壁稳定要求的钻井液是页岩地层安全钻井的一项关键技术。目前广泛采用的油基体系具有高成本、高污染的缺点。归纳了具有仿油基性能以及防塌防水化的各种新型水基钻井液,包括成膜钻井液（MEG钻井液、甲酸盐钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液）与隔膜钻井液的防塌成膜机理及其优良特性和现场应用情况,新型纳米钻井液技术的研究进展。建议加强成膜机理的进一步研究,并提高该类钻井液的润滑性、防卡性及膜效率,开发适应具有时敏性的长段页岩钻井的防塌成膜处理剂,并加强在国外页岩气钻井中已实践的纳米钻井液的研究。
二、成膜(隔离膜)水基钻井液体系实验研究（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、成膜(隔离膜)水基钻井液体系实验研究（论文提纲范文）
（1）延安东部气田成膜防塌钻井液体系优选和应用（论文提纲范文）
| 1 延安东部气田地层井壁失稳机理分析 |
| 1.1 地层特征分析 |
| 1.2 井壁失稳机理研究 |
| 2 成膜钻井液体系研发 |
| 2.1 处理剂评价 |
| 2.1.1 降滤失剂RHPT-1的评价 |
| 2.1.2 封堵型降滤失剂CMJ-2的评价 |
| 2.2 成膜钻井液配方确定 |
| 2.3 成膜钻井液性能评价 |
| 2.3.1 润滑性 |
| 2.3.2 抑制性 |
| 2.3.3 抗污染能力 |
| 2.3.3. 1 抗粘土污染 |
| 2.3.3. 2 抗盐污染 |
| 2.3.3. 3 抗钙污染 |
| 2.3.4 热稳定性 |
| 3 现场应用 |
| 4 结论 |
（2）延长组页岩气水平井水基钻井液体系研制与应用（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 延长陆相页岩的理化性能 |
| 2 水基钻井液体系抑制剂评价筛选 |
| 2.1 滚动回收率实验 |
| 2.2 线性膨胀率实验 |
| 3 水基钻井液体系封堵剂评价筛选 |
| 3.1 封堵评价方法建立 |
| 3.2 封堵剂评价筛选 |
| 4 水基钻井液体系的性能评价 |
| 4.1 水基钻井液体系的配方 |
| 4.2 封堵性评价 |
| 4.3 润滑性评价 |
| 4.4 抑制性 |
| 4.5 其他性能评价 |
| 5 水基钻井液现场应用 |
| 6 结 论 |
（3）延长气田刘家沟—双石井段井壁稳定及钻井液体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 天然气水平井钻井液技术难点及选用原则 |
| 1.2.2 天然气井水基钻井液研究进展 |
| 1.2.3 地层井壁稳定研究现状 |
| 1.2.4 吸水树脂材料复合物研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术方案及技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第2章 延长天然气井地层特性研究 |
| 2.1 延长地区地质情况分析 |
| 2.1.1 主要地层及岩性特征 |
| 2.1.2 地质分层及岩性特征 |
| 2.2 岩石组分、结构分析 |
| 2.2.1 岩样的采集及制备 |
| 2.2.2 矿物组分分析 |
| 2.2.3 岩样结构分析 |
| 2.3 研究工区井下复杂情况统计分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 地层井壁失稳机理研究 |
| 3.1 岩屑水化作用实验 |
| 3.1.1 黏土矿物水分 |
| 3.1.2 水化作用机理 |
| 3.1.3 水化作用实验 |
| 3.2 岩石力学特性分析 |
| 3.2.1 岩样制备 |
| 3.2.2 岩心基础物性测试分析 |
| 3.2.3 原岩强度特性研究 |
| 3.3 地层井壁失稳机理 |
| 3.4 延长天然气井水基钻井液技术要求及对策 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 防塌钻井液体系建立 |
| 4.1 实验药品及仪器 |
| 4.2 处理剂单剂优选 |
| 4.2.1 土量优选 |
| 4.2.2 抑制剂优选 |
| 4.2.3 流型调节剂优选 |
| 4.2.4 降滤失剂优选 |
| 4.2.5 封堵剂优选 |
| 4.2.6 润滑剂优选 |
| 4.2.7 配方优化实验研究 |
| 4.3 防塌钻井液体系性能评价 |
| 4.3.1 流变性能及失水造壁性能评价 |
| 4.3.2 抑制水化分散性能评价 |
| 4.3.3 抑制水化膨胀性能评价 |
| 4.3.4 封堵性能评价 |
| 4.3.5 抗土侵性能评价 |
| 4.3.6 抗盐性能评价 |
| 4.3.7 抗温性能评价 |
| 4.3.8 热稳定性能评价 |
| 4.3.9 粘结性能评价 |
| 4.4 防塌钻井液对坍塌压力的影响研究 |
| 4.4.1 井壁坍塌压力的计算 |
| 4.4.2 钻井液对坍塌压力的影响 |
| 4.5 防塌钻井液应用工艺技术 |
| 4.5.1 防塌钻井液配制与维护处理措施 |
| 4.5.2 基本技术方案 |
| 4.5.3 操作规程 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）东方13-2气田钻井液适用性评价及储层保护研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 研究难点 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 储层伤害评价技术 |
| 1.4.1 微粒运移 |
| 1.4.2 水化膨胀 |
| 1.4.3 无机垢堵塞 |
| 1.4.4 有机垢堵塞 |
| 1.4.5 细菌堵塞 |
| 1.4.6 外来固相堵塞 |
| 1.5 储层保护评价技术 |
| 1.5.1 保护储层钻井完井技术 |
| 1.5.2 钻井液储层保护发展阶段 |
| 1.6 高温高密度钻井液研究与发展现状 |
| 1.6.1 国内研究现状 |
| 1.6.2 国外研究现状 |
| 1.6.3 高温高密度钻井液的发展趋势 |
| 1.7 技术研究路线 |
| 第2章 东方13-2气田地层情况分析 |
| 2.1 气田地质层系及气组划分 |
| 2.2 储层物性 |
| 2.3 流体性质 |
| 2.3.1 天然气性质 |
| 2.3.2 凝析油性质 |
| 2.3.3 天然气高压物性 |
| 2.3.4 地层水性质 |
| 2.4 温度、压力系统 |
| 2.4.1 地层压力系统 |
| 2.4.2 地层温度系统 |
| 2.5 前期已钻井情况 |
| 2.6 东方13-2气田钻井液使用情况 |
| 2.7 东方13-2气田出现的钻井液问题 |
| 第3章 东方13-2气田钻井液体系适用性评价及优选研究 |
| 3.1 17-1/2″井段PDF-PLUS/KCL体系评价 |
| 3.1.1 基本性能评价 |
| 3.1.2 优化前后抑制性对比 |
| 3.1.3 17-1/2″井段PDF-PLUS/KCL体系小结 |
| 3.2 东方13-2气田麦克巴油基钻井液评价及优化 |
| 3.2.1 加重后麦克巴油基钻井液 |
| 3.2.2 抗盐抗钙评价 |
| 3.3 东方13-2气田麦克巴水基钻井液评价及优化 |
| 3.3.1 基本性能评价及配方优化 |
| 3.3.2 抗污染性能评价 |
| 3.4 麦克巴油基、水基钻井液性能对比 |
| 3.4.1 抑制性对比 |
| 3.4.2 润滑性对比 |
| 3.4.3 沉降稳定性对比 |
| 3.4.4 麦克巴体系小结 |
| 3.5 油服油基钻井液性能评价及优化 |
| 3.5.1 油服密度为1.5g/cm~3的油基钻井液 |
| 3.5.2 油服密度为1.7g/cm~3的油基钻井液 |
| 3.5.3 油服密度为1.9g/cm~3的油基钻井液 |
| 3.5.4 油服密度为2.0g/cm~3的油基钻井液 |
| 3.6 油服水基钻井液性能评价及优化 |
| 3.6.1 油服密度1.5g/cm~3水基钻井液 |
| 3.6.2 油服密度1.7g/cm~3水基钻井液 |
| 3.6.3 油服密度1.9g/cm~3水基钻井液 |
| 3.6.4 油服密度为2.0g/cm~3水基钻井液 |
| 3.7 油服油基、水基钻井液性能对比 |
| 3.7.1 抑制性对比 |
| 3.7.2 润滑性对比 |
| 3.7.3 沉降稳定性对比 |
| 3.7.4 油服钻井液体系小结 |
| 3.8 自主研发的无土相油基钻井液体系及性能对比 |
| 3.8.1 基本性能对比 |
| 3.8.2 抑制性和润滑性对比 |
| 3.8.3 沉降稳定性对比 |
| 3.9 自主研发的高密度水基钻井液及性能对比 |
| 3.9.1 基本性能对比 |
| 3.9.2 抑制性对比 |
| 3.9.3 润滑性对比 |
| 3.9.4 沉降稳定性对比 |
| 3.9.5 自主体系小结 |
| 第4章 东方13-2气田钻井液储层保护评价及优化研究 |
| 4.1 油基钻井液和高密度无固相完井液的配伍性研究 |
| 4.2 钻井液动态污染实验 |
| 4.2.1 动态污染实验步骤 |
| 4.2.2 实验流体对岩心的动态污染 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）川南页岩气井高性能水基钻井液优化与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 页岩气钻井液研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 川南页岩气地质特性分析 |
| 2.1 地质构造特征 |
| 2.2 地层及岩性特征 |
| 2.3 实钻资料分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 页岩岩石组分结构及基础物性分析 |
| 3.1 岩样的采集及制备 |
| 3.2 页岩矿物组分分析 |
| 3.2.1 页岩矿物组分全岩分析 |
| 3.2.2 页岩粘土矿物组分分析 |
| 3.3 比表面积测试分析 |
| 3.4 阳离子交换容量CEC测试 |
| 3.4.1 实验方法 |
| 3.4.2 实验结果 |
| 3.5 页岩润湿性测试 |
| 3.6 页岩岩样微观结构分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 页岩气井高性能水基钻井液室内实验研究 |
| 4.1 高性能水基钻井液关键处理剂优选 |
| 4.1.1 封堵剂优选 |
| 4.1.2 降滤失剂优选 |
| 4.1.3 抑制剂优选 |
| 4.1.4 润滑剂优选 |
| 4.2 高性能水基钻井液体系性能评价 |
| 4.2.1 流变性与失水造壁性评价 |
| 4.2.2 封堵性能评价 |
| 4.2.3 抑制性评价 |
| 4.2.4 润滑性能评价 |
| 4.2.5 抗温性能评价 |
| 4.2.6 井壁稳定性评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 页岩气井高性能水基钻井液现场试验研究 |
| 5.1 高性能水基钻井液在威远甲平台的应用 |
| 5.1.1 地层情况 |
| 5.1.2 井深结构 |
| 5.1.3 钻井液性能 |
| 5.1.4 钻井液维护措施 |
| 5.1.5 应用效果评价 |
| 5.2 高性能水基钻井液在威远乙平台的应用 |
| 5.2.1 地层情况 |
| 5.2.2 井深结构 |
| 5.2.3 钻井液性能 |
| 5.2.4 钻井液维护措施 |
| 5.2.5 应用效果评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（6）长宁地区页岩气水基钻井液研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 页岩气勘探开发现状 |
| 1.2.2 页岩气水基钻井液概况 |
| 1.3 长宁页岩气井钻井液工程问题分析 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 研究技术路线 |
| 第2章 长宁地区龙马溪组地质特征及页岩组成研究 |
| 2.1 长宁地区地质构造特征 |
| 2.2 长宁地区龙马溪组页岩基本物性分析 |
| 2.2.1 页岩全岩分析 |
| 2.2.2 页岩黏土矿物组成 |
| 2.2.3 页岩微观结构特征 |
| 2.3 长宁地区龙马溪组页岩井壁失稳原因分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 页岩水基钻井液主要处理剂优选 |
| 3.1 页岩水基钻井液封堵剂的优选 |
| 3.1.1 封堵性评价方法 |
| 3.1.2 封堵剂种类的优选 |
| 3.1.3 封堵剂加量值的确定 |
| 3.2 页岩水基钻井液抑制剂的优选 |
| 3.2.1 抑制剂的作用机理 |
| 3.2.2 抑制剂种类的优选 |
| 3.2.3 抑制剂加量值的确定 |
| 3.3 页岩水基钻井液降滤失剂的优选 |
| 3.3.1 降滤失剂的作用原理 |
| 3.3.2 降滤失剂的优选 |
| 3.3.3 降滤失剂加量值的确定 |
| 3.4 页岩水基钻井液润滑剂的优选 |
| 3.4.1 润滑剂种类的优选 |
| 3.4.2 润滑剂加量值的确定 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 页岩水基钻井液体系性能评价 |
| 4.1 页岩水基钻井液体系配方的建立 |
| 4.2 页岩水基钻井液体系性能评价 |
| 4.2.1 页岩水基钻井液体系封堵性评价 |
| 4.2.2 页岩水基钻井液体系抑制性评价 |
| 4.2.3 页岩水基钻井液体系抗侵污性评价 |
| 4.2.4 页岩水基钻井液体系润滑性评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 页岩水基钻井液现场应用 |
| 5.1 宁A井区相关概况 |
| 5.1.1 宁A井区地理概况 |
| 5.1.2 宁A井井深结构概况 |
| 5.2 页岩水基钻井液现场应用 |
| 5.2.1 应用现场页岩水基钻井液配方评价 |
| 5.2.2 页岩水基钻井液实际应用评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）钻井液用氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的研制（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 致密地层特性及防止井壁失稳研究现状 |
| 1.2.1 致密砂岩储层特点及降滤失方法 |
| 1.2.2 页岩油气藏储层特点及降滤失方法 |
| 1.3 成膜降滤失剂研究现状 |
| 1.3.1 聚合物材料类成膜剂 |
| 1.3.2 封堵材料类成膜剂 |
| 1.3.3 复合材料类成膜剂 |
| 1.3.4 其他类型成膜剂 |
| 1.4 石墨烯及其衍生物的应用现状 |
| 1.4.1 石墨烯 |
| 1.4.2 氧化石墨烯 |
| 1.4.3 氧化石墨烯衍生物的制备方法 |
| 1.4.4 氧化石墨烯/聚合物复合体系 |
| 1.4.5 钻井液中石墨烯类处理剂的研究 |
| 1.5 研究内容及技术路线 |
| 第二章 氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的合成与表征 |
| 2.1 分子结构设计思路 |
| 2.1.1 单体选择 |
| 2.1.2 聚合方法选择 |
| 2.1.3 引发体系选择 |
| 2.2 氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的合成 |
| 2.2.1 实验药品 |
| 2.2.2 实验仪器 |
| 2.2.3 实验方法 |
| 2.3 制备条件的确定 |
| 2.3.1 反应温度 |
| 2.3.2 反应时间 |
| 2.3.3 pH值 |
| 2.3.4 单体浓度 |
| 2.3.5 单体配比 |
| 2.3.6 氧化石墨烯加量 |
| 2.3.7 引发剂加量 |
| 2.3.8 正交实验优化 |
| 2.4 产品的表征 |
| 2.4.1 GOJ-1 的特性粘度和粘均分子量 |
| 2.4.2 GO与改性GO的红外光谱分析 |
| 2.4.3 GOJ-1 的热重分析 |
| 2.4.4 改性GO的 TEM表征 |
| 2.4.5 Zeta电位测试 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的降滤失性能评价 |
| 3.1 GOJ-1 的成膜封堵性能评价 |
| 3.1.1 泥球浸泡实验 |
| 3.1.2 抑制页岩膨胀实验 |
| 3.1.3 页岩滚动回收率 |
| 3.1.4 膜的承压性试验 |
| 3.1.5 膜的透水性分析 |
| 3.1.6 滤饼可压缩性分析 |
| 3.1.7 滤饼重量和厚度 |
| 3.1.8 滤饼渗透率测试 |
| 3.1.9 瞬时滤失量和滤失速率评价 |
| 3.1.10 高温高压滤失实验 |
| 3.2 GOJ-1 的水溶液性能 |
| 3.2.1 GOJ-1 对水溶液流变性的影响 |
| 3.2.2 GOJ-1 的抗温能力 |
| 3.2.3 GOJ-1 的抗盐析能力 |
| 3.2.4 GOJ-1 的抗钙析能力 |
| 3.3 GOJ-1 对钻井液滤失性和流变性的影响 |
| 3.3.1 GOJ-1 对钻井液常规性能影响 |
| 3.3.2 耐温性测试 |
| 3.3.3 耐盐性评价 |
| 3.3.4 抗钙污染性能评价 |
| 3.4 GOJ-1 与常用处理剂的配伍性实验 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的作用机理探讨 |
| 4.1 吸附作用 |
| 4.2 对粘土表面电性的影响 |
| 4.3 对粘土粒度的影响 |
| 4.4 润湿性变化 |
| 4.5 改性氧化石墨烯对滤饼质量的影响 |
| 4.6 扫描电镜分析 |
| 4.7 作用机理综合分析 |
| 4.8 本章小结 |
| 第五章 强化成膜封堵水基防塌钻井液的优化 |
| 5.1 钻井液的常规性能评价 |
| 5.2 抑制性能评价 |
| 5.2.1 页岩滚动回收实验 |
| 5.2.2 抑制膨胀实验评价 |
| 5.3 砂床滤失实验评价 |
| 5.4 渗透率恢复实验评价 |
| 5.5 润滑性评价 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）西南地区煤系地层“三气”共采井壁稳定钻井液实验研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 煤岩井壁稳定性国内外研究现状 |
| 1.2.2 页岩井壁稳定性国内外研究现状 |
| 1.2.3 煤系地层井壁稳定性国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 煤系地层岩样的物化特征 |
| 2.1 矿物组成分析 |
| 2.1.1 织金龙潭组煤岩的物化特征 |
| 2.1.2 毕节龙潭组煤岩矿物组成 |
| 2.1.3 龙马溪组页岩矿物组成 |
| 2.2 微观结构分析 |
| 2.3 比表面积及孔隙度分析 |
| 2.3.1 实验方法与实验仪器 |
| 2.3.2 结果与分析 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 钻井液电性对煤岩井壁稳定性的影响 |
| 3.1 钻井液电性对织金地区龙潭组煤岩井壁稳定性的影响 |
| 3.1.1 电性对钻井液体系基本性能影响 |
| 3.1.2 钻井液电性对体系抑制性的影响规律 |
| 3.1.3 正电胶处理剂影响钻井液性能的作用机理 |
| 3.2 钻井液电性对毕节地区龙潭组煤岩井壁稳定性的影响 |
| 3.2.1 pH对煤样电位变化的影响 |
| 3.2.2 表面活性剂及正电胶对煤样表面电位的影响 |
| 3.2.3 电性对钻井液体系性能的影响规律 |
| 3.3 钻井液电性对煤系地层孔隙压力传递的影响 |
| 3.3.1 渗透率实验理论基础 |
| 3.3.2 压力传递实验测试程序及方法 |
| 3.3.3 实验结果与讨论 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 润湿性对煤系地层井壁稳定性的影响 |
| 4.1 表面活性剂特征概述 |
| 4.1.1 表面活性剂的分类 |
| 4.1.2 表面活性剂的表面活性和润湿作用机理 |
| 4.1.3 与页岩润湿性相关的裂缝扩展理论 |
| 4.2 适合织金地区煤系地层的表面活性剂优选与作用机理分析 |
| 4.2.1 表面张力的测定 |
| 4.2.2 润湿性评价 |
| 4.2.3 氟碳类表面活性剂的作用机理 |
| 4.3 适合毕节地区煤系地层的表面活性剂优选与作用机理分析 |
| 4.3.1 单一表面活性剂对润湿性的影响 |
| 4.3.2 溶液pH对煤样润湿性的影响规律及作用机理 |
| 4.3.3 无机盐对单一表面活性剂作用效果的影响及作用机理 |
| 4.3.4 温度对煤样润湿性的影响规律及作用机理 |
| 4.3.5 复配表面活性剂对润湿性的影响 |
| 4.3.6 KCl对复配表面活性剂作用效果的影响 |
| 4.4 润湿性对煤系地层孔隙压力传递的影响与作用机理分析 |
| 4.4.1 针对织金龙潭组煤岩的压力传递实验 |
| 4.4.2 针对毕节龙潭组煤岩的压力传递实验 |
| 4.4.3 针对龙马溪组页岩的压力传递实验 |
| 4.4.4 通过控制润湿性增强页岩井壁稳定性的作用机理 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 西南地区煤系地层井壁稳定水基钻井液体系 |
| 5.1 适合织金地区煤系地层的水基钻井液体系 |
| 5.1.1 增粘剂与降滤失剂的优选 |
| 5.1.2 水基钻井液综合性能评价 |
| 5.2 适合毕节地区煤系地层的水基钻井液体系 |
| 5.2.1 复配表面活性剂对MMH-1钻井液性能的影响 |
| 5.2.2 水基钻井液综合性能评价 |
| 5.3 小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 取得的主要成果 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 下一步工作建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）黏土水化抑制剂Gemini-DHEDB和PDWC的合成及作用机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 黏土水化基础理论 |
| 1.2.2 黏土扩散双电层理论 |
| 1.2.3 强抑制性钻井液体系 |
| 1.2.4 黏土水化抑制剂研究 |
| 1.2.5 黏土水化抑制剂评价方法 |
| 1.2.6 存在问题 |
| 1.3 研究内容及创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 创新点 |
| 第2章 Gemini-DHEDB的合成及作用机理研究 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 Gemini-DHEDB分子设计思路 |
| 2.3 实验因素安排理论 |
| 2.3.1 均匀设计法概述 |
| 2.3.2 均匀设计表构造 |
| 2.3.3 多项式回归模型 |
| 2.4 药品及仪器 |
| 2.5 Gemini-DHEDB合成及结构表征 |
| 2.5.1 中间体十二烷基二乙醇胺合成 |
| 2.5.2 Gemini-DHEDB合成 |
| 2.5.3 Gemini-DHEDB结构表征 |
| 2.6 Gemini-DHEDB黏土水化抑制性能研究 |
| 2.6.1 常温常压线性膨胀实验 |
| 2.6.2 钻屑滚动回收实验 |
| 2.6.3 近红外沉降稳定性分析 |
| 2.7 Gemini-DHEDB抑制黏土水化膨胀机理研究 |
| 2.7.1 Gemini-DHEDB水溶液性质 |
| 2.7.2 Na-MMT/Gemini-DHEDB复合材料微观结构表征 |
| 2.7.3 Gemini-DHEDB插层Na-MMT分子模拟 |
| 2.7.4 Gemini-DHEDB抑制机理分析 |
| 2.8 本章小结 |
| 第3章 PDWC的合成及作用机理研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 PDWC分子设计思路 |
| 3.3 药品及仪器 |
| 3.4 聚合单体选择及新型单体合成 |
| 3.5 PDWC合成 |
| 3.5.1 抗温单体筛选 |
| 3.5.2 THAAB加量确定 |
| 3.5.3 链转移剂选择 |
| 3.5.4 聚合温度确定 |
| 3.5.5 聚合时间确定 |
| 3.5.6 单体总浓度确定 |
| 3.5.7 引发剂用量确定 |
| 3.5.8 链转移剂用量确定 |
| 3.5.9 最佳合成条件确定 |
| 3.6 PDWC结构表征 |
| 3.6.1 分子量测定 |
| 3.6.2 红外光谱分析 |
| 3.6.3 热失重分析 |
| 3.7 PDWC黏土水化抑制性能研究 |
| 3.7.1 常温常压线性膨胀和滚动回收实验 |
| 3.7.2 PDWC絮凝实验 |
| 3.7.3 近红外沉降稳定性分析 |
| 3.7.4 PDWC与包被剂对钻井液体系性能影响研究 |
| 3.8 PDWC水溶液性质 |
| 3.9 PDWC抑制黏土水化分散机理研究 |
| 3.9.1 红外光谱表征 |
| 3.9.2 晶层间距测定 |
| 3.9.3 TG-DSC测定 |
| 3.9.4 扫描电镜 |
| 3.9.5 基浆粒度测试 |
| 3.9.6 PDWC抑制机理分析 |
| 3.10 本章小结 |
| 第4章 强抑制性水基钻井液体系研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 强抑制性水基钻井液技术微观机理研究 |
| 4.3 双抑型黏土水化抑制剂体系DSP的研制 |
| 4.3.1 Gemini-DHEDB和PDWC比例考察 |
| 4.3.2 Gemini-DHEDB和包被剂复配效果考察 |
| 4.3.3 PDWC和水化膨胀抑制剂复配效果考察 |
| 4.3.4 DSP加量对抑制性能确定 |
| 4.3.5 DSP对晶层间距影响 |
| 4.4 强抑制性水基钻井液研究 |
| 4.4.1 2.5%海水基浆的配置及性能 |
| 4.4.2 强抑制性水基钻井液配方研究 |
| 4.4.3 强抑制性水基钻井液体系综合评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表论文及科研情况 |
四、成膜(隔离膜)水基钻井液体系实验研究（论文参考文献）
- [1]延安东部气田成膜防塌钻井液体系优选和应用[J]. 罗红芳,张文哲,何小曲,李国荣. 钻探工程, 2021(09)
- [2]延长组页岩气水平井水基钻井液体系研制与应用[J]. 景丰,姚志奇. 大庆石油地质与开发, 2019(06)
- [3]延长气田刘家沟—双石井段井壁稳定及钻井液体系研究[D]. 邓嘉丁. 西南石油大学, 2019(06)
- [4]东方13-2气田钻井液适用性评价及储层保护研究[D]. 张峰. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [5]川南页岩气井高性能水基钻井液优化与应用[D]. 成挺. 西南石油大学, 2018(06)
- [6]长宁地区页岩气水基钻井液研究与应用[D]. 王伟. 西南石油大学, 2018(06)
- [7]钻井液用氧化石墨烯/聚合物成膜降滤失剂的研制[D]. 曲建峰. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [8]西南地区煤系地层“三气”共采井壁稳定钻井液实验研究[D]. 宋继伟. 中国地质大学, 2018(07)
- [9]黏土水化抑制剂Gemini-DHEDB和PDWC的合成及作用机理研究[D]. 都伟超. 西南石油大学, 2017(05)
- [10]页岩地层水基钻井液研究进展[J]. 王森,陈乔,刘洪,王丽莎. 科学技术与工程, 2013(16)