抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液研究及現(xiàn)場試驗

張耀元， 馬雙政， 王冠翔， 韓 旭， 崔 杰

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中石化中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆庫爾勒 841000)

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?鉆井完井?

抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液研究及現(xiàn)場試驗

張耀元1， 馬雙政1， 王冠翔1， 韓 旭2， 崔 杰2

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中石化中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆庫爾勒 841000)

針對現(xiàn)有無固相鉆井液抗溫能力弱、無法滿足高溫水平井鉆井需要的問題，以兩性離子型疏水締合聚合物PL-5為主劑配制了抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液。對該鉆井液的流變性、濾失性、懸浮穩(wěn)定性、抑制性和儲層保護(hù)性能進(jìn)行了室內(nèi)試驗評價，并應(yīng)用原子力顯微鏡(AFM)和環(huán)境掃描電鏡(ESEM)對構(gòu)建該鉆井液液相的聚合物的微觀結(jié)構(gòu)進(jìn)行了觀測。室內(nèi)試驗結(jié)果表明：該鉆井液在160 ℃下老化后，仍可保持良好的流變性、濾失性和懸浮穩(wěn)定性；上部地層鉆屑的一次滾動回收率達(dá)60.1%，下部地層鉆屑的一次滾動回收率達(dá)87.2%，抑制泥頁巖水化分散效果顯著；油層巖心的滲透率恢復(fù)率可達(dá)82.0%以上?？垢邷厥杷喓暇酆衔餆o固相鉆井液在DF1-1氣田3口井的水平段鉆井中進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，結(jié)果表明，該鉆井液不僅具有良好的流變性、濾失性和懸浮穩(wěn)定性，而且具有良好的儲層保護(hù)效果，提速效果顯著，能夠滿足高溫水平井鉆井需要。

無固相鉆井液；疏水締合聚合物；抗高溫；儲層保護(hù)；DF1-1-F7H井；DF1-1氣田

無固相鉆井液是在低固相鉆井液的基礎(chǔ)上發(fā)展起來的[1-4]，其原始組分不包含黏土，主要成分為高分子聚合物和鹽，從而可以消除黏土礦物對地層造成的損害[5-9]。目前，無固相鉆井液多采用改性纖維、黃原膠、聚丙烯酰胺類聚合物作為增黏劑，選擇具有一定局限性，雖然常溫條件下該類增黏劑增黏效果顯著，但在高溫條件下(一般超過130 ℃)易降解，其重要原因在于構(gòu)建無固相鉆井液的高分子聚合物類處理劑在高溫條件下會出現(xiàn)熱降解而失效，主要表現(xiàn)在高溫降黏降切、懸浮能力減弱、抗鹽污染能力和抑制性降低等方面[10-13]。目前，抗溫能力更強的無固相鉆井液多處于室內(nèi)研究中[14-15]，尚未進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用。

疏水締合聚合物是一種在親水性聚合物大分子鏈上引入少量疏水基團(tuán)的水溶性聚合物，在臨界締合濃度以上，分子間可以通過疏水締合作用形成可逆的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，在性能上表現(xiàn)出優(yōu)于普通水溶性聚合物的懸浮穩(wěn)定性、流變性和抗溫性等[16-19]。為此，筆者選用兩性離子型疏水締合聚合物PL-5作為無固相鉆井液的主處理劑，并配以常規(guī)抗高溫類鉆井液處理劑(包括降濾失劑、油層保護(hù)劑和抑制劑)，配制了抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液，并對其進(jìn)行了室內(nèi)性能評價和現(xiàn)場試驗。

1 鉆井液配方及性能評價方法

1.1 主要試劑與試驗儀器

1.1.1 主要試劑

主要試劑為兩性離子型疏水締合聚合物(PL-5)、NaOH、Na2CO3、高溫交聯(lián)劑(FPA)、降濾失劑(DKFC)和聚胺(UHIB)。其中，合成PL-5的各反應(yīng)單體的物質(zhì)的量比為a∶b∶c=0.45∶0.45∶0.10，PL-5的分子結(jié)構(gòu)式如圖1所示。

圖1 聚合物PL-5的分子結(jié)構(gòu)式Fig.1 Molecular structural formula of polymer PL-5

1.1.2 試驗儀器

主要試驗儀器包括：ZNN-D6型六速旋轉(zhuǎn)黏度計，F(xiàn)ANN Series 300六聯(lián)濾失儀，XQRL-4高溫滾子加熱爐，OFI高溫高壓鉆井液濾失儀，YM-2型液體密度計，ZDY50-180型流動試驗儀，Nanoscope IIIa型原子力顯微鏡(AFM)和FEI Quanta 450型環(huán)境掃描電鏡(ESEM)。

1.2 鉆井液的配制

抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的配方為：清水+2.00%PL-5+0.10%NaOH+0.15%Na2CO3+1.00%FPA+2.00%DKFC+0.30%UHIB。配制好抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液后，將其高速攪拌5.0 min，在常溫下養(yǎng)護(hù)24 h。

1.3 鉆井液流變性與濾失性測試

把養(yǎng)護(hù)好的抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液在高溫老化前后分別移入高速攪拌機中，高速攪拌10 min，按照文獻(xiàn)[20]給出的程序和步驟測試該鉆井液的表觀黏度、塑性黏度和動切力，用鉆井液濾失儀測定該鉆井液的常溫中壓濾失量，用高溫高壓濾失儀測定該鉆井液老化前后的高溫高壓濾失量。

1.4 懸浮穩(wěn)定性評價

將抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液樣品分為3份，用鐵礦石粉將其密度分別調(diào)整為1.60，1.80和2.00 kg/L，放入老化罐中，在不同溫度下老化16 h，冷卻至室溫，放入量筒中靜置12 h，選取量筒上部1/5以上和量筒下部1/5以下膠液各1份，用液體密度計分別測定其密度，并計算上下部密度差。

1.5 微觀結(jié)構(gòu)分析

將抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液放入老化罐中，在160 ℃下老化16 h，然后冷卻至室溫。取該鉆井液滴至云母片新揭開的一面，靜置30 min，待溶劑揮發(fā)后，使用AFM觀測高溫老化后構(gòu)建該鉆井液液相聚合物的微觀形貌；另外，取高溫老化后的該鉆井液，使用ESEM對構(gòu)建該鉆井液液相聚合物的微觀形貌進(jìn)行觀測。

1.6 抑制性能評價

在抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液樣品中加入50 g (6～10目)WZ12-1油田WZ12-1-5井泥頁巖段的鉆屑，置于老化罐中，不同溫度下滾動老化16 h后過40目篩，將篩余在105 ℃下烘干后稱重，計算熱滾后泥頁巖鉆屑的一次回收率；將一次回收的篩余重新置于老化罐中，在160 ℃條件下滾動老化16 h后過40目篩，將篩余在105 ℃下烘干后稱重，計算熱滾后泥頁巖鉆屑的二次回收率。

1.7 儲層保護(hù)性評價

根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《巖心常規(guī)分析方法》(SY/T 5336—2006)和《鉆完井液損害油層室內(nèi)評價方法》(SY/T 6540—2002)中給出的測試方法，采用WZ12-1油田WZ12-1-4井2 886.17～2 894.15 m井段的巖心進(jìn)行靜態(tài)滲透率恢復(fù)試驗，用以評價抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的儲層保護(hù)性能。

2 試驗結(jié)果及討論

2.1 流變性和濾失性評價

2.1.1 老化溫度的影響

抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液在不同老化溫度下老化16 h后的流變性與濾失性測試結(jié)果如表1所示。

表1 溫度對抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液流變性和濾失性的影響

Table 1 Impacts of temperatures on the rheological properties and filtration of solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid

老化溫度/℃表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/Pa動塑比靜切力/Pa初切終切常溫中壓濾失量/mL高溫高壓濾失量/mL常溫40.523.517.50.748.017.53.06.010038.524.014.50.607.017.03.28.412037.023.014.00.617.015.53.29.814034.521.513.00.606.514.03.811.216028.519.09.50.504.012.04.814.018014.512.52.00.1602.08.446.0

從表1可以看出，當(dāng)老化溫度不高于160 ℃時，隨著老化溫度升高，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的各流變參數(shù)均呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢，動塑比均保持在0.5以上；而當(dāng)老化溫度達(dá)到180 ℃時，其動塑比降為0.16，不能滿足水平井對鉆井液動塑比必須大于0.3的技術(shù)要求，說明該鉆井液經(jīng)180 ℃高溫作用后流變性變差，攜巖能力減弱，不利于井眼清潔。

從表1還可以看出，隨著老化溫度升高，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的常溫中壓濾失量從3.2 mL增至8.4 mL，高溫高壓濾失量從8.4 mL增至46.0 mL。鉆井液濾失性能室內(nèi)評價常用技術(shù)要求常溫中壓濾失量小于5.0 mL，高溫高壓濾失量小于15.0 mL，說明該鉆井液經(jīng)180 ℃高溫作用后，濾失造壁性變差，不利于井壁穩(wěn)定和儲層保護(hù)，其根本原因在于該鉆井液中的聚合物類處理劑在高溫條件下發(fā)生了一定程度的熱降解而失效。因此，該鉆井液可以滿足井底溫度不大于160 ℃的鉆井需要，具有良好的抗溫性能。

2.1.2 老化時間的影響

圖2、圖3和圖4分別為不同老化時間條件下抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的表觀黏度、動切力和常溫中壓濾失量測試結(jié)果。

從圖2、圖3和圖4可以看出，在老化溫度為140和160 ℃時，隨著老化時間增長，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的表觀黏度和動切力呈現(xiàn)出緩慢降低的趨勢，常溫中壓濾失量呈現(xiàn)出緩慢增加的趨勢，說明該鉆井液經(jīng)長時間高溫作用后仍具有良好的流變性和濾失造壁性。

圖2 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液表觀黏度隨老化時間的變化曲線Fig.2 The changes of apparent viscosity of a solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid with the aging time

當(dāng)老化溫度為180 ℃時，隨著老化時間增長，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的表觀黏度和動切力下降趨勢顯著，流變性變差；常溫中壓濾失量增大趨勢明顯，濾失造壁性變差，其主要原因是構(gòu)建無固相鉆井液的高分子聚合物發(fā)生了高溫降解。

圖3 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液動切力隨老化時間的變化曲線Fig.3 Changes of yield point of solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid with the aging time

圖4 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液常溫中壓濾失量隨老化時間的變化曲線Fig.4 Changes of API filtration loss of solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid with the aging time

以上試驗結(jié)果表明，在不高于160 ℃的溫度下，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中的高分子聚合物在經(jīng)過長時間高溫作用后仍保持穩(wěn)定，分子鏈之間仍可相互纏繞形成穩(wěn)固的空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，表現(xiàn)出優(yōu)良的抗溫性。

2.2 懸浮性能評價

不同老化溫度下抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的懸浮性能測試結(jié)果如表2所示。

由表2可知：在相同密度下，隨著老化溫度升高，Δρ不斷增大；在相同老化溫度下，隨著密度增大，Δρ也呈現(xiàn)不斷增大的趨勢。

以上試驗結(jié)果說明，在老化溫度不高于140 ℃時，該鉆井液具有極佳的懸浮穩(wěn)定性；而在老化溫度超過160 ℃時，該鉆井液密度不宜超過1.80 kg/L。

表2 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液懸浮性能測試結(jié)果

Table 2 Suspension performance test results for solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid

ρ/(kg·L-1)老化條件ρu/(kg·L-1)ρd/(kg·L-1)Δρ/(kg·L-1)1.60140℃×16h1.601.600160℃×16h1.601.610.01180℃×16h1.591.650.061.80140℃×16h1.801.800160℃×16h1.801.830.03180℃×16h1.771.890.122.00140℃×16h2.002.010.01160℃×16h1.972.040.07180℃×16h1.922.100.18

注：ρ為老化前疏水締合型無固相鉆井液的密度；ρu為量筒上部1/5以上鉆井液的密度；ρd為量筒下部1/5以下鉆井液的密度；Δρ為ρu和ρd之差。

2.3 微觀形貌分析

圖5和圖6分別為抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中聚合物的AFM和ESEM掃描圖。

圖5 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中聚合物的AFM照片F(xiàn)ig.5 AFM images of polymer in of solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid

從圖5和圖6可以看出，經(jīng)高溫作用后，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中的聚合物仍可以相互聚集并形成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。這些網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)由無數(shù)個多邊形“網(wǎng)眼”和鏈接這些網(wǎng)眼的“節(jié)點”構(gòu)成，其主要原因是該鉆井液中聚合物分子鏈相互纏繞和在疏水締合聚合物PL-5的疏水締合作用下相互聚集成鏈?zhǔn)?，相互?lián)結(jié)成超分子聚集體，形成布滿立體空間的三維立體網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，可以增強鉆井液的高溫穩(wěn)定性和懸浮穩(wěn)定性。

圖6 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中聚合物的ESEM照片F(xiàn)ig.6 ESEM images of polymer in of solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid

2.4 抑制性能評價

在不同老化溫度條件下，對WZ12-1-5井2 339.85～2 513.74和2 716.43～2 834.91 m井段泥巖巖屑在抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中的滾動回收率進(jìn)行了測試，結(jié)果見表3。

表3 WZ12-1-5井不同井段巖屑的滾動回收率

Table 3 Cutting rolling recovery rates in two different intervals of Well WZ12-1-5

滾動溫度/℃井段/mR1,%R2,%1002339.85～2513.7489.480.82716.43～2834.9192.184.01202339.85～2513.7489.280.02716.43～2834.9192.182.91402339.85～2513.7487.078.72716.43～2834.9190.580.21602339.85～2513.7460.141.92716.43～2834.9187.277.51802339.85～2513.7456.737.62716.43～2834.9180.570.2

注：R1為泥頁巖鉆屑的一次回收率；R2為泥頁巖鉆屑的二次回收率。

從表3可以看出：當(dāng)老化溫度為140 ℃時，2個井段巖屑在抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液中的一次回收率分別達(dá)到了87.0%和90.5%，二次回收率分別達(dá)到了78.7%和80.2%，該鉆井液表現(xiàn)出較強的抑制泥頁巖水化分散的能力；當(dāng)老化溫度高于140 ℃時，2個井段巖屑的一次和二次回收率均有所下降，上部井段巖屑下降幅度較大；當(dāng)老化溫度為180 ℃時，2 339.85～2 513.74 m井段巖屑的一次和二次滾動回收率分別為56.7%和37.6%，該鉆井液抑制泥頁巖水化分散的能力明顯降低。分析認(rèn)為，這可能是由于該鉆井液中的聚胺分子發(fā)生了一定程度的熱降解，或者聚胺分子在高溫下與黏土之間發(fā)生了解吸附作用，束縛泥頁巖相鄰片層結(jié)構(gòu)的能力降低，使水分子更加容易進(jìn)入泥頁巖層間，從而導(dǎo)致泥頁巖水化分散。

綜合考慮上述不同高溫老化條件下抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的流變性和濾失性測試結(jié)果，認(rèn)為該鉆井液在井底溫度不高于160 ℃的條件下具有良好的適用性。

2.5 儲層保護(hù)性能評價

采用WZ12-1-4井的2塊油層巖心進(jìn)行了滲透率恢復(fù)試驗，對抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液的儲層保護(hù)性能進(jìn)行評價，結(jié)果見表4。

表4 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液儲層保護(hù)性能試驗結(jié)果

Table 4 Reservoir protection performance test for solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid

巖心孔隙度,%K0/mDKd/mD滲透率恢復(fù)率,%1#13.515.354.7789.161#截去1.0cm5.0494.212#19.2010.858.9582.492#截去1.0cm10.2194.10

注：K0為油層巖心的原始滲透率；Kd為油層巖心污染后的滲透率。

從表4可以看出，2塊油層巖心的滲透率恢復(fù)率均達(dá)到了82%以上，巖心截去1.0 cm的污染段，其滲透率恢復(fù)率均達(dá)到94%以上，說明疏水締合型無固相鉆井液對油氣層具有良好的保護(hù)作用。

3 現(xiàn)場試驗

抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液在DF1-1氣田3口井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，成功解決了長裸眼水平井鉆井中井壁穩(wěn)定、井眼凈化和油氣層保護(hù)等問題，鉆井施工正常、井眼暢通，完井管柱和生產(chǎn)管柱下入均安全順利。下面以DF1-1-F7H井為例詳述現(xiàn)場試驗情況。

DF1-1-F7H井位于鶯歌海盆地泥底辟構(gòu)造帶北部構(gòu)造，完鉆井深2 762.00 m，水平段長508.81 m。該井主要目的層為上新統(tǒng)鶯歌海組二段，儲層孔隙度為5.22%～6.71%，滲透率為0.81～1.83 mD，屬于低孔低滲儲層，井底溫度157.0 ℃。儲層主要含伊/蒙混層礦物、綠泥石、伊利石等敏感性礦物，存在潛在的敏感性和水鎖傷害。為解決水平段鉆井施工中攜巖、潤滑防卡和儲層保護(hù)等問題，該井應(yīng)用了抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液，其配方為1.5%～2.0%PL-5+0.10%～0.15%NaOH+0.10%～0.15% Na2CO3+1.0%～1.5% FPA+2.0%～2.5% DKFC+0.15%～0.30% UHIB+加重劑。水平段鉆井液主要性能見表5。

表5 DF1-1-F7H井抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液主要性能Table 5 Main properties of solid-free high temperature resistant hydrophobic association polymer drilling fluid in the Well DF1-1-F7H

水平段長度/m井底溫度/℃密度/(kg·L-1)漏斗黏度/s濾失量/mL表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/Pa0152.51.7585.032248100152.51.7624.0322410200154.01.7603.6392811300154.01.7593.6463511400156.01.7604.0423012500157.01.7683.8352510

該鉆井液在現(xiàn)場試驗中取得了明顯效果，具體表現(xiàn)為：

1) 機械鉆速快。DF1-1-F7H井水平段平均機械鉆速達(dá)到8.0 m/h，與鄰井DF1-1-F9H井水平段(使用聚磺鉆井液)平均機械鉆速6.3 m/h相比，提高了26.98%。

2) 鉆井液性能穩(wěn)定。在鉆進(jìn)過程中，該鉆井液的漏斗黏度穩(wěn)定在58～68 s，動塑比大于0.3，起下鉆順利，無任何遇阻顯示。

3) 井眼穩(wěn)定。鉆進(jìn)過程順利，巖屑棱角清晰，無松散的稀泥和掉塊返出。

4) 儲層保護(hù)效果良好。DF1-1-F7H井采用常規(guī)裸眼完井，試氣獲得475 692 m3/d的產(chǎn)量，與該區(qū)塊氣井平均產(chǎn)氣量(396 175 m3/d)相比提高了20%。

現(xiàn)場試驗表明，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液具有良好的剪切稀釋性、攜巖性、懸浮性、抑制性和儲層保護(hù)性能，可以在深井高溫水平段鉆井中應(yīng)用。

4 結(jié) 論

1) 以疏水締合聚合物PL-5為主劑，配制了抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液。室內(nèi)試驗結(jié)果表明，該鉆井液經(jīng)160 ℃高溫作用后仍具有良好的流變性、濾失造壁性和懸浮穩(wěn)定性。微觀結(jié)構(gòu)測試結(jié)果顯示，以PL-5為主體的聚合物之間相互交聯(lián)形成的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)對于提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性起到了積極作用。

2) 抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液具有較好的抑制黏土水化分散和保護(hù)儲層的能力，能夠滿足水敏性儲層鉆進(jìn)的技術(shù)要求。

3) 現(xiàn)場試驗表明，抗高溫疏水締合聚合物無固相鉆井液性能穩(wěn)定，易維護(hù)處理，具有較強的剪切稀釋性、攜巖性、懸浮性和抑制性，能確保井眼暢通與井壁穩(wěn)定，可滿足高溫水平井和大位移定向井鉆井的需要。

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[編輯 令文學(xué)]

A Study and Field Test for Solid-Free High Temperature Resistance Hydrophobic Association Polymer Drilling Fluid

ZHANG Yaoyuan1, MA Shuangzheng1, WANG Guanxiang1, HAN Xu2, CUI Jie2

(1.ZhanjiangEngineeringandTechnicalBranch,CNOOCEnergyDevelopmentCo.Ltd.,Zhanjiang,Guangdong, 524057,China; 2.TarimDrillingCompany,SinopecZhongyuanOilfieldServiceCorporation,Korla,Xinjiang，841000,China)

Existing solid-free drilling fluids may have low temperature resistant performance, but can not satisfy the demands for drilling of horizontal wells in a high temperature regime. To solve this problem, a solid-free high temperature resistant drilling fluid has been developed, taking a zwitterionic hydrophobic associated polymer (PL-5) as the main treatment agent. Its rheological property, filtration loss, suspension stability, inhibition and reservoir protection effectiveness were indoor tested and evaluated, and the microstructure of polymer in liquid drilling fluid was observed by means of atomic force microscopy (AFM) and environmental scanning electron microscopy (ESEM). Test results showed that the newly developed drilling fluid could maintain the desirable rheological property, filtration property and suspension stability after aging at the temperature of 160 ℃. The first cuttings rolling recovery rate at an upper formation was 60.1%, and later 87.2% at a lower formation. The new drilling fluid can effectively inhibit the hydration of mud shale, and the permeability recovery rate of reservoir core is up to 82.0%. The application effect in three high-temperature horizontal wells of DF1-1 Gas Field showed that the solid-free drilling fluid not only exhibited desirable property of rheology and filtration as well as suspension stability, but also had a good effect for reservoir protection and raising the drilling rate, which can meet the demands of drilling horizontal wells at high temperatures.

solid-free drilling fluid；hydrophobic association polymer；high temperature resistance；reservoir protection;Well DF1-1-F7H；DF1-1 Gas Field

2016-04-27；改回日期：2016-11-01。

張耀元(1982—)，女，吉林白山人，2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)化學(xué)工程與工藝專業(yè)，工程師，主要從事鉆井液技術(shù)研究工作。E-mail：zhangyy1@cnooc.com.cn。

10.11911/syztjs.201606010

TE 254+.3

A

1001-0890(2016)06-0060-07