钻井过程中的保护油气层技术课件

第五章

钻井过程中的保护油气层技术

第五章

钻井过程中的保护油气层技术第一节钻井过程中地层损害第二节保护油气层钻井技术第三节保护油气层钻井完井液技术第四节保护油气层的固井技术教学目的与要求掌握钻井过程中地层损害因素；掌握钻井过程中地层损害机理；掌握保护油气层钻井技术；重点掌握保护油气层钻井完井液技术。钻井完井过程中地层损害示意图第一节钻井过程油气层损害钻井液固相颗粒堵塞油气层钻井液滤液与油气层岩石不配伍钻井液滤液与油气层流体不配伍界面现象和相渗透率损害负压剧烈变化造成的损害钻井液固相颗粒堵塞油气层固相颗粒类型：膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑、处理剂不溶物、高聚物鱼眼固相颗粒的含量，特别是细粒级膨润土和酸不溶加重剂固相颗粒尺寸分布与孔喉尺寸的匹配细菌堵塞溶洞、裂缝发育情况压差，脉冲正压差钻井液滤液与油气层岩石不配伍水敏损害盐敏损害碱敏损害阳离子交换：结垢钻井液滤液与油气层流体不配伍无机盐垢沉积形成处理剂不溶物：处理剂盐析乳化液堵塞——油基、油包水、水包油钻井液含乳化剂界面现象和相渗透率损害润湿性反转处理剂界面吸附，低渗透层严重相圈闭损害（油、气、水锁）粘性流体侵入负压剧烈变化造成的损害中途测试和欠平衡（负压）钻井脉冲式负压：破坏滤饼诱发出砂和微粒运移诱发无机垢和有机垢沉积诱发应力敏感损害钻井过程中的损害损害类型固相颗粒侵入粘土矿物水化、去水化—水敏、盐敏、碱敏毛细管作用—水锁、乳化堵塞、润湿反转化学沉淀微粒运移处理剂吸附井喷、井漏、井塌影响损害的工艺因素压差P浸泡时间环空流速和流态泥浆体系及性能—

固相含量粒子级配液相与地层流体配伍性液相与储层岩石配伍性处理剂性质第二节保护油气层钻井技术控制损害的钻井工程因素压差：滤失、漏失浸泡时间环空返速高，滤失量增大，损害加剧钻井液体系与性能保护油气层钻井技术选用与油气层相配伍的钻完井液

——水基、油基、气体类降低压差，实现近平衡钻井

——孔隙、破裂、坍塌压力和地应力剖面

——合理井身结构，裸眼段处于同一压力系统缩短浸泡时间搞好中途测试防止井喷、井漏、井塌等复杂情况建立四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学根据

—孔隙压力预测：地震层速度、声波时差、dc指数法、RFT测井—破裂压力预测：Eaton法、Staphen法、Anderson法、声波法、液压试验法—地应力计算：测井、岩石力学测定—坍塌压力预测：综合上述资料计算第二节保护油气层钻井技术1、保护油气层钻井技术措施确定合理的井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证—用套管封隔上部地层—油气藏压力分布—经济效益、套管程序、井下压力系统1、保护油气层钻井技术措施实现近平衡钻井，控制油气层的压差处于安全的最低值

平衡压力钻进：P=Pd-Pp=0

Pd=Pm+Pa+Pw=Pp

Pd——钻井液柱有效压力，MPa；Pm——钻井液静液柱压力，MPa；

Pa——钻井液环空流动阻力，MPa；

Pw——钻井液所含固相增加的压力值，MPa1、保护油气层钻井技术措施近平衡压力钻井，井内钻井液静液柱压力略高于孔隙压力

Pm=（1+S）Pp=H/100

S——附加压力系数；

H——井深，m；

——钻井液密度，g/cm3钻油气层时S=0.05~0.10钻气层时S=0.07~0.151、保护油气层钻井技术措施降低浸泡时间

—采用优选参数钻井，选用合适的钻头及喷嘴，提高机械钻速—采用配伍性工作液，加强钻井工艺及井控，防喷、漏、卡、塌发生—提高测井一次成功率，缩短完井时间—加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间1、保护油气层钻井技术措施搞好中途测试—选用优质钻井液—确定合理的负压差—防止微粒运移—防止地层坍塌搞好井控，防止井喷井漏1、保护油气层钻井技术措施2、多套压力系统地层保护技术油气层为低压层，其上部存在大段易坍塌高压泥岩层

—依据上部地层坍塌压力确定钻井液密度，保持井壁稳定

—下套管封隔上部地层

—进入油气层前，转用屏蔽暂堵钻井液裸眼井段上部为低压漏失层或破裂压力低的地层，下部为高压油气层，其孔隙压力超过上部地层的破裂压力

—封堵上部地层，提高承压能力

—堵漏结束后进行试压，证明上部地层承压能力与下部地层相当时，再钻开油气层

—进入油气层前，转用屏蔽暂堵钻井液2、多套压力系统地层保护技术多组高坍塌压力泥岩层与多组低压易漏油气层相间

—提高抑制性，降低地层坍塌压力，确定合理钻井液密度，保持井壁稳定

—提高钻井液与地层的配伍性

—使用屏蔽暂堵钻井液2、多套压力系统地层保护技术3、调整井保护技术钻调整井地层特点调整井油气层损害因素调整井钻井保护技术钻调整井地层特点

—同一井筒中形成多套压力层系，高压低压并存

—油气层孔隙结构、物性、矿物成分发生变化

—压裂、注水使裂缝增加

—地应力场发生变化

—油气水分布变化3、调整井保护技术调整井油气层损害因素—喷漏卡塌经常发生—钻井液滤失、沿裂缝漏失—高压差3、调整井保护技术调整井钻井保护技术—搞清楚调整井区地层压力，建立孔隙压力和破裂压力曲线剖面—使用低密度钻井液，实现近平衡压力钻井，加入单封和暂堵剂，防止井漏—停注泄压，或控制注水量，或停注停采，或打泄压井—完善井身结构，防漏治漏3、调整井保护技术4、深井高温井保护技术深井高温井油气层的损害深井高温井保护技术要点深井高温井油气层的损害温度敏感引起的损害—矿物转化，矿物溶解与沉淀—润湿性转变，乳化堵塞温度敏感与其他损害协同作用—强化粘土膨胀，微粒运移—无机垢沉积，有机垢沉积深井高温井保护技术要点合理的井身结构设计抗高温、性能稳定的钻井液抑制性好，并与储层配伍的钻井液提高机械钻速，减少事故率采取冷却措施，降低钻井液的温度1、工作液概述（各种体系）2、水基钻井完井液3、气体型钻井完井液4、合成基钻井完井液5、油基钻井完井液6、屏蔽暂堵技术第三节保护油气层钻井完井液技术1、工作液概述钻井液完井液发展历程钻井完井液新进展完井液简介钻井完井液体系1.1钻井液完井液发展历程公元前256，中国盐井用清水作钻井液公元1859，美国第一口油井用清水作钻井液1914～1916，正式有泥浆(钻井液)定义1921～1926，澎润土、加重剂、初级化学剂30年代～50年代，钙处理钻井液及较高级化学剂产生。同时发展油基钻井液，1950年开始油包水钻井液1.1钻井液完井液发展历程70～80年代—低毒、低胶性油包水钻井流体—木质素磺酸盐钻井液、三磺深井钻井液，生物聚合物钻井液，KCl盐聚合物钻井液，聚丙烯酰胺类钻井液—保护油气层钻井完井液，暂堵性(三类)钻井完井液，无粘土相聚合物钻井完井液1.1钻井液完井液发展历程90年代—环境保护，大位移水平井和深井为推动力，以增效增产为目标—阳离子聚合物、合成基、甘油聚合物钻井液—硅酸盐、MMH阳离子、聚乙烯醇(PVA)钻井液—磷酸氢二铵(DAP)、共聚物/聚丙烯乙二醇Amps(COP/PPG)钻井液—甲酸盐盐水(小井眼)、两性聚合物钻井液—低密度气体型流体(欠平衡钻井)—全油钻井液1.2钻井完井液新进展钻井液技术围绕“安全、健康、高效”，从单一技术向综合技术方向发展，体现低成本、增储上产，适合环保、深井、深水、高温、井壁稳定保护油气层技术向实用综合方向发展，机理方面有创新，技术取得新进展深井钻井液技术又有新突破1.2钻井完井液新进展聚合醇新型钻井液广泛应用合成基钻井液进入实用阶段钻井液环保技术得到应用井壁稳定基础理论取得突破固控设备与技术进入新阶段废弃钻井液处理技术计算机应用1.3完井液简介概念—完井液从钻开油气层到正式投产前用于井眼流体。一般把井上作业期间任何接触生产层的流体都叫完井液种类—钻井液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、套管封隔液，砾石充填液、修井液、压裂液、酸液1.3完井液简介对钻井完井液的要求——控制储层流体压力，保持正常钻进——满足工程要求的流变性——稳定井壁，改善滤饼，防止各种复杂问题——具有保护油层性质——其它性质包括在对完井液要求的范围内1.4钻井完井液体系水基钻井完井液(WBM)—连续相为水的钻井液为水基钻井完井液；清洁无固相盐水，无粘土相钻井液，暂堵性完井液油基钻井完井液(OBM)—连续相为油的钻井液为油基钻井完井液气体型钻井完井流体(GBM)—气体、雾、泡沫及充气钻井完井流体合成基钻井完井液(SBM)—合成人工有机体为连续相的钻井完井液2、水基钻井完井液水基钻井完井液的类型无固相盐水钻井完井液水包油钻井完井液无膨润土暂堵型聚合物钻井完井液低膨润土聚合物钻井完井液改性钻井完井液屏蔽暂堵钻井完井液2、几种水基钻井完井液PEM浆（聚合醇）甲酸盐完井液MMH钻井完井液阳离子聚合物钻井完井液无固相钻井完井液

PEM钻井完井液（聚合醇）选用PF-JLX低分子量范围：500～2000之间PF-JLX在浊点温度以上，JLX分子从水中分离，吸附在钻具、套管、岩石和滤饼表面，增加其润滑性，它还可以进入泥页岩裂缝，起到封堵裂缝的作用小分子JLX与粘土、钻屑表面吸附，粘土、岩屑粒子晶层吸附，钻井液中液相呈氢键吸附作用：削弱粘土、岩屑的水化、钻井液的水化能力，防塌抑制性、稳定井壁PEM浆组成—主要由PF-JLX(水基润滑剂)，PF-WLD(防塌剂)组成—PF-JLX是聚乙二醇低聚物，分子量保持在500～2000左右相宜，是良好的润滑防塌剂—PF-WLD多元醇聚合物是类硅酸盐结构的化学剂，具有很好的抑制性，对井壁稳定有利

PEM钻井完井液（聚合醇）PEM浆特性—有双保作用(保护井壁，保护油气层)；PF-JLX，PF-WLD，具有良好的兼容配伍性，它对常用的化学剂Drispac,Antisol，Polydrill,SPNH,Desco,XC,PAM,DFD等均具有很好的配伍性，能很好发挥各自作用—无荧光，生物毒性达到环保要求的钻井完井液—具有高温稳定性—抗粘土侵和钙镁离子的污染，在淡水、海水中均可配制—可代替目前泥浆体系中润滑剂，磺化沥青，白油和KCl四种处理剂

PEM钻井完井液（聚合醇）甲酸盐钻井完井液优点—密度可达1.34g/cm3和1.6g/cm3，甲酸铯可达2.3g/cm3。无固相液，有利提高钻速及保护油气层—抗高温，性能稳定，与处理剂配伍性好—有强抑制性，与储层岩石、流体配伍，抗盐、抗钙、抗污染—腐蚀性弱—毒性极低并可生物降解，易为环境接受应用范围—小井眼钻井，侧钻水平井，连续软管钻井等

MMH钻井完井液优点—具有一定的抗温性，在高温下具很好的流变性—对低孔低渗储层，液相损害是主要的，应加强钻井液滤液的抑制性、表面张力和侵入量的控制—普遍用来改善流型和保护井壁—正电胶MMH具有很好的保护油层效果应用范围—适合钻开油气层，表现出保护油气层的优越性—钻开油层前使用阳离子型改性泥浆，或整个地层配浆液均可—对各种渗透率范围储层均适用，适用性广—对淡水及盐水(海水)配制均可得到良好的钻井完井液—钻井完井液、压井液、修井液均适用

MMH钻井完井液阳离子聚合物钻井完井液体系特征：含有分子量为几十万到几百万的大阳离子聚合物和分子量为几百到上千的小阳离子季铵盐组成：大阳离子、小阳离子、膨润土、降滤失剂、增粘剂等组成特点：抑制性强应用范围：主要用于稳定井壁和保护储层改性钻井完井液组成原钻井液+增粘剂+降失水剂+粘土稳定剂+暂堵剂+其它（防卡剂、缓蚀剂）改性内容与目的添加粘土稳定剂，抑制储层水敏损害添加增粘剂和降失水剂，调节原浆流变性能，降低体系失水量添加暂堵剂，调节颗粒级配，控制固相颗粒与滤液侵入适当调节原浆密度，尽量降低体系密度提高体系携砂能力，保证钻井完井作业安全进行改性钻井完井液特点保护油气层效果较好配制改性简单，成本低，维护方便应用范围广体系保护油气层效果难以把握。无固相盐水钻井完井液组成：

盐+降失水剂+增粘剂+缓蚀剂+粘土稳定剂+其它特点可以减少固相颗粒堵塞造成的损害降低地层水敏损害

缺点成本高工艺复杂、维护困难滤失严重使用范围密度可在1.0—2.30g/cm3范围内调节，常用在1.40g/cm3以下；适用于储层压力系统单一、储层特性清楚、已下套管的（强水敏）地层。无固相盐水钻井完井液无固相盐水钻井完井液的类型无固相清洁盐水钻井完井液低固相盐水钻井完井液无固相聚合物盐水钻井完井液低固相暂堵型盐水钻井完井液无固相盐水钻井完井液3、气体型钻井完井液低密度流体发展简史低密度入井流体类型五种低密度流体低密度流体应用泡沫和微泡沫3.1低密度流体发展简史发展过程：水→油→气→雾→充气→泡沫发展历史—顿钻开始就是清水钻井开始。—天然气钻井1940年(30年代已开始)—雾钻井1952～1958年—空气钻井1954年—泡沫钻井1975年(50年代已开始)3.2低密度入井流体类型3.3五种低密度流体3.4低密度流体应用新疆小拐油田欠平衡钻井实例3.4低密度流体应用3.5泡沫和微泡沫—密度可调（0.5—1）—分散相为微泡沫（10—100μm）—无需特殊设备，不影响泵上水，不影响MWD测试—反复使用，固控装置及钻头水眼冲刺不破坏微泡结构—结构为多层膜包裹的气核，液膜是维持气泡强度的关键，需加适合的表面活性剂—需要高屈服应力与剪切稀化特性的稳泡剂，XC为有效化学剂之一—产生均匀气核是形成微泡的重要因素，要考虑水动力学及喷嘴气蚀状况性能泡沫密度低(0.032~0.064g/cm3)，井底压力低；携屑能量强

(10倍于水、4～5于泥浆)－泡沫强度高、粘度大液量低－含水量低于25％，水被束缚液膜中流体中无固相具有较好的封堵能力3.5泡沫和微泡沫泡沫钻井的特点：3.5微泡沫应用—微气泡堵塞滤饼造成滤失量降低，亦可堵塞裂缝、溶洞，可作为防漏堵漏的化学剂—已在美国进行几口井现场试验4、合成基钻井完井液合成基钻井流体发展简史合成基体系特性配方及性能比较4.1合成基钻井流体发展简史90年代列为三大类流体——水基(WBM)、油基(OBM)、合成基(SBM)合成基：流体二代产品——第一代：酯基、醚基、聚α—烯烃(PAO)——第二代：线型α—烯烃(LAO)

线型α—烯烃同分异构体(IO)

线型石蜡(LP)两代差异：第二代流体成本低、环境配伍略差，但还符合标准，粘度略低，其他技术指标与第一代相似4.2合成基体系特性体系外相为有机合成物，不含芳香烃，对环境无损害闪点较矿物油高，发生火灾和爆炸的可能性小凝固点比矿物油低，可在寒冷地区使用液相粘度比矿物油高较高热稳定性，在200℃以下是稳定的，在升温时满足携带岩屑的需要，低温时仍具有可泵性易分散于海水中，钻屑清除容易4.2合成基体系特性较强抑制性、井眼稳定性，较好的润滑性，适用于水平井、大斜度井和多底井较易调控和稳定的常规钻井液性能节省了用油基钻井液要处理钻屑和环境污染的费用，也消除了因使用水基钻井液达不到性能要求而损失的钻机时间，钻井费用有时比水基钻井液还要低良好的保护油层效果5、油基钻井完井液低毒矿物油浆特征全油钻井液体系5.1低毒矿物油浆特征由低芳香烃含量矿物油配浆，毒性低，在海洋可排放添加剂均为低毒性或无毒性化学剂矿物油浆与柴油浆性能比较—润滑性相似—矿物泥浆有剪切稀化特性—常温条件下，矿物油浆粘度大于柴油油浆—高温条件下，矿物油浆与柴油油浆性能相似5.1低毒矿物油浆特征毒性：矿物油浆基本无毒—矿物油LC50＞100000，无毒—柴油LC50为100～580，有毒性—岩屑滞留量，矿物油浆5%～6%，柴油油浆15%～17%成本：矿物油浆比柴油油浆高20%～30%，但矿物油可回收，节省清洁费用，矿物油比柴油节省6%以上费用具有耐高温、抗各种盐类污染、保持井壁稳定等优点突出优点：有利快速钻井5.2全油钻井液体系体系优越性提高井眼净化能力提高流变性控制能力容易维护改善后勤供应降低成本低毒环保接受不会形成乳状液，不会使储层润湿反转6、屏蔽暂堵钻井完井液技术地层损害控制的意义问题的提出及创新思路技术思路论证屏蔽暂堵技术原理技术应用效果屏蔽暂堵技术思想的指导作用6.1问题的提出技术背景“七五”技术无法完全解决钻井完井损害问题90％以上的井仍不得不在正压差被打开固井水泥浆的损害无法避免多套产层、多压力系统的保护无法实现储层保护与钻井工艺、泥浆工艺的矛盾无法调和各种钻井完井液只能控制单一的抑制性6.1问题的提出产生损害后如何消除——解堵技术预防为主，解堵为辅——配伍性、活度平衡损害只能尽量减小——暂堵技术局限性：单因素、“头疼医头，脚疼医脚”欲真正解决技术难题，必须就现有的技术思路作出根本性改变6.2.屏蔽暂堵创新技术思路前提条件:把井打成的基本要求——泥浆中固相粒子不可消除——对地层正压差不可避免——对地层的损害堵塞客观存在必须接受前提条件，必须从现实出发，保护技术才能与钻井、泥浆工艺相容，才可能有推广价值和应用前景如何变害为利呢

基本设想：通过研究固相微粒对储层孔喉的堵塞规律，打开储层时，人为控制，使固相微粒在井壁上快速、浅层、有效地形成一个致密堵塞带，就可能防止储层的进一步损害快速－几分钟到十几分钟内形成浅层－堵塞深度在10厘米以内有效－堵塞带渗透率极低，甚至为零在钻井完井液中添加适当数量与大小的固相颗粒，以便在钻开油气层后能快速有效地在油气井近井壁带形成致密的桥堵带，从而防止钻井完井液固相颗粒与滤液继续侵入地层，然后通过射孔等完井方式打开屏蔽环。这种保护油气层的技术称屏蔽暂堵钻井完井液技术。6.3屏蔽暂堵技术6.3.1基本概念易塌层高压层低压层屏蔽层1/2~2/3桥架离子>3%1/4充填离子>1.5%可变形离子=1~2%6.3.2基本原理sPsPsPrarw暂堵层rwra压差、孔喉与粒径比、屏蔽层厚度间的关系快速：在5-10分钟以内有效：稳定耐压耐冲洗近井壁带：在井壁3-5cm以内致密：渗透率接近06.3.3几个关键词预期结果：阻止泥浆对油层的继续损害，消除浸泡时间的影响，并消除水泥浆的损害解除措施：损害带很薄，可通过射孔解除最终目的：损害带的渗透率随温度和压力的增加而进一步减小，从而把造成地层损害的两个无法消除的因素：正压差和固相粒子，转换成实现这一技术的必要条件和有利因素，从理论上就能够解决这个国内外一直未能解决的难题6.4技术思路论证固相颗粒堵塞孔喉的物理模型——单粒架桥后，逐级填充固相颗粒堵塞孔喉的计算机模拟岩心流动实验矿场取心检验固相颗粒堵塞孔喉的物理模型——单粒架桥后，逐级填充（1）架桥粒子的桥堵（2）填充粒子的填充（3）变形粒子的填充固相颗粒堵塞孔喉计算机模拟岩心流动实验验证产层孔隙结构分析粒喉径比为2/3是形成稳定架桥的匹配条件ki/kw渗流速度1/31/22/3架桥粒子的临界浓度为3％左右ki/kw粒子浓度3%QS-1超细CaCO3颗粒粒度分布粒子架桥规律架桥粒子的堵塞深度在2～3厘米之内架桥作用在10分钟内即可完成匹配得当时，可快速、浅层地获得稳定的桥堵级配合理的填充粒子可进一步降低桥堵的渗透率填充粒子浓度应大于1％ki/kw孔隙体积倍数2/31/21/4软化变形粒子的填充规律可变形粒子的粒径应比刚性粒子更细（小于1/5孔喉尺寸可变形粒子的浓度一般为1～3％可变形粒子填充后，可使堵塞带渗透率趋于零变形粒子浓度％

Ki/Kw0 0.00510.86 0.00281.6 0.000912.4 0.00047EP-1颗粒粒度分布堵塞实现的条件正压差：压差越大屏蔽效果越好一般油藏，压差应大于3.5MPa时间：10分钟内形成屏蔽环，延长时间无影响温度：温度的影响取决于变形粒子的软化点屏蔽环可防止水泥浆对产层的损害屏蔽环的反排解堵可达到70％以上矿场取心检验夏子街油田：井壁取心—证明侵入深度2~3cm吐哈油田：对比井取心—L10-18试验井，屏蔽环K下降95-99%，强度7.8-20MPa，深度0.58-2.09cm,反排压力0.12-0.86MPa—L11-17井（常规泥浆）K损害率65%，侵入深度超过5cm6.5屏蔽暂堵技术要点（1）准确掌握油层孔喉和固相颗粒的尺寸及其分布（2）确定架桥、填充和变形粒子的种类、尺寸和加量（3）专用暂堵剂调整钻井液中固相颗粒尺寸及含量（4）评价屏蔽环的有效性、强度、深度和反排效果（5）选择合理的正压差和上返速度（6）必须采用优化射孔技术与之配套6.5屏蔽暂堵技术要点6.6屏蔽暂堵技术的必要性不可能用调整钻井液滤液的矿化度的办法来要避免水敏或盐敏损害；钻井液处理剂无法去掉，要满足井壁稳定的要求，保证泥浆的携屑等要求，就不可避免地要使用多种处理剂，它们对地层的损害也难以避免只要使用般土泥浆就存在固相损害，特别是对储层中物性较好的储层层更为严重；泥浆和水泥浆的滤液不可避免地会引起水锁损害；原钻井泥浆伤害实验１、利用原对油气层有害的因素---钻井液中的固相颗粒、压差。在一定的正压差作用下，在很短的时间内（＜１０分钟），在距井壁很近的距离内（＜5cm）形成有效堵塞（渗透率为零）的屏蔽环。它能阻止钻井液中大量固相和液相进一步侵入储层，同时由于它有一定的承压能力，也能在高压差下阻止水泥浆的固相和液相进入储层。最后利用射孔方式解除屏蔽环，使储层的渗透率恢复到原始水平。

6.7特点２、根据钻井液中各种粒子的粒径及分布情况，只需加入一定量的架桥粒子，即可将一般钻井液改造成具有优良保护效果的钻井完井液，施工简单，维护方便，成本低。３、屏蔽暂堵技术只与钻井液中固相颗粒的粒径及分布和储层孔喉大小及分布有关，而与钻井液体系和储层的矿物及各类敏感性无关。因此，可以在较复杂的储层条件下保护油层，易于大面积推广。6.7特点

1、储层特征尤其是储层孔喉大小分布研究通过压汞、薄片技术、扫描电镜等2、架桥粒子与填充粒子大小设计3、原浆颗粒粒度分布与大小检测4、架桥粒子与填充粒子加量设计5、具体配方设计6.8主要研究内容与研究方法6、暂堵强度实验检测屏蔽环强度7、暂堵深度实验屏蔽环深度8、返排解堵实验屏蔽环返排能力，（>70%）9、架桥粒子与充填粒子对泥浆性能影响实验架桥粒子与填充离粒子屏蔽暂堵实验（例）配方1：细粒CaCO3+超细CaCO3+FT-1+原钻井液配方2：细粒CaCO3+超细CaCO3+EP-1+原钻井液配方3：超细CaCO3+EP-2+原钻井液配方4：超细CaCO3+DYY-1+原钻井液暂堵实验结果暂堵强度实验（例）反排解堵实验结果（2）暂堵剂对泥浆流变性能的影响(2)6.9技术创新点

“变害为利，矛盾转化”的观点构思新颖、设想巧妙在新思路指导下的作用机理、物理模型及相关理论研究均有其独特之处探索出了钻井液在正压差下打开油层并保护油层的新途径使钻井完井过程中完全防止油层损害成为现实，解决了国内外同类技术一直悬而未决的重大技术难题6.10技术应用效果典型实例1：新疆夏子街油田应用井数60口未发生卡钻事故，下套管顺利，提下钻畅通，复杂时率1.37%，钻速由10.77m/h提高到17.09m/h，钻头寿命延长，从9只降为6只浸泡时间10天降为5天油井产量平均提高30%典型实例2：吐哈油田应用井数鄯善79口