王曉軍

(中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，遼寧盤(pán)錦 124010)

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?鉆井完井?

抗溫抗鹽無(wú)固相微泡沫鉆井液研制與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

王曉軍

(中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，遼寧盤(pán)錦 124010)

摘要：為降低鉆井過(guò)程中的儲(chǔ)層損害，解決微泡沫鉆井液抗溫抗鹽性能不足、穩(wěn)泡效果差的問(wèn)題，合成了微泡沫發(fā)泡劑LF-2和穩(wěn)泡劑HMC-1，優(yōu)選了增黏劑和降濾失劑，配制了抗溫抗鹽無(wú)固相微泡沫鉆井液。室內(nèi)性能評(píng)價(jià)表明，該鉆井液的巖屑回收率達(dá)88.7%，40/80目砂石漏層中30 min漏失量?jī)H1.8 mL，巖心滲透率恢復(fù)率88.87%?？箿乜果}無(wú)固相微泡沫鉆井液在茨120井欠平衡井段的應(yīng)用結(jié)果表明，其性能穩(wěn)定易調(diào)整，平均機(jī)械鉆速達(dá)4.41 m/h，平均井徑擴(kuò)大率僅為3.97%，欠平衡鉆進(jìn)效果明顯，全烴值最高100%，并多次點(diǎn)火成功。研究表明，抗溫抗鹽無(wú)固相微泡沫鉆井液體系抗溫、抗鹽能力強(qiáng)，儲(chǔ)層保護(hù)效果好，具有推廣應(yīng)用價(jià)值。

關(guān)鍵詞：欠平衡鉆井；發(fā)泡劑；穩(wěn)泡劑；泡沫鉆井液；現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用；茨120井

隨著我國(guó)石油需求的不斷增長(zhǎng)及已探明儲(chǔ)量的深度開(kāi)采，油氣勘探開(kāi)發(fā)逐步向深層、復(fù)雜地層發(fā)展，鉆遇高溫高壓高鹽地層的概率逐漸增大，采用常規(guī)鉆井液打開(kāi)儲(chǔ)層，不但鉆速低、經(jīng)常發(fā)生漏失，而且極易對(duì)儲(chǔ)層造成嚴(yán)重的傷害，導(dǎo)致探井的勘探成功率低[1]。為提高鉆井效率，及時(shí)準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)油氣層，提高油氣井產(chǎn)能，采用欠平衡鉆井是一種理想的解決方案，而無(wú)固相微泡沫鉆井液為氣、液、固三相分散體系，是實(shí)施欠平衡鉆井最理想的低密度鉆井液[2-3]?；鶟{中加入發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑等表面活性劑后經(jīng)過(guò)物理、化學(xué)作用，形成有多層膜包裹并以均勻、非聚集、非連續(xù)態(tài)存在的微氣泡，可配制出無(wú)固相微泡沫鉆井液，其密度可調(diào)，且可多次循環(huán)使用，但存在抗溫抗鹽性能不足、穩(wěn)泡效果差等問(wèn)題。

筆者針對(duì)常規(guī)無(wú)固相微泡沫鉆井液存在的問(wèn)題，在分析微泡沫結(jié)構(gòu)和性能的基礎(chǔ)上，合成了性能優(yōu)良的微泡沫發(fā)泡劑LF-2和穩(wěn)泡劑HMC-1，并優(yōu)選增黏劑和降濾失劑等其他處理劑，配制了抗溫抗鹽無(wú)固相微泡沫鉆井液，在茨采、沈采和冷家油田的21口井欠平衡鉆井施工中進(jìn)行了應(yīng)用，提速和儲(chǔ)層保護(hù)效果明顯。

1處理劑的優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)

1.1發(fā)泡劑的研制與評(píng)價(jià)

常規(guī)泡沫鉆井液的發(fā)泡劑(如VF-1、SJ-6和K12等)抗溫、抗鹽能力較差，為此，筆者合成了一種

同時(shí)含羥基和磺酸基的長(zhǎng)碳鏈陰離子表面活性劑LF-2，在分子結(jié)構(gòu)中引入磺酸基團(tuán)，提高了表面活性劑的抗溫性；同時(shí)，分子中的羥基與磺酸基對(duì)金屬離子有螯合作用，可改善表面活性劑的耐鹽性。采用基液膨脹率和析液半衰期來(lái)評(píng)價(jià)發(fā)泡劑的發(fā)泡、抗溫和抗鹽能力，基液膨脹率是指泡沫體積與基液體積的比值，析液半衰期是指泡沫析出液量達(dá)到基液體積一半所需的時(shí)間，結(jié)果見(jiàn)表1和表2。

從表1和表2可以看出，發(fā)泡劑LF-2不但抗高溫、抗鹽能力強(qiáng)，而且發(fā)泡量大、半衰期長(zhǎng)，性能明顯優(yōu)于其他發(fā)泡劑。

1.2穩(wěn)泡劑的研制與評(píng)價(jià)

微泡沫鉆井液是一種熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，微泡沫的穩(wěn)定性取決于表面張力、內(nèi)外壓差和液膜強(qiáng)度，而液膜表面黏度是影響液膜強(qiáng)度的關(guān)鍵因素。表面黏度增大，液膜不易在外力作用下破裂，液膜的排液速度和氣體穿過(guò)液膜的能力均減小，微泡沫穩(wěn)定性增強(qiáng)[4-7]。因此，為提高泡沫穩(wěn)定性、延長(zhǎng)泡沫壽命，需加入提高液膜強(qiáng)度的穩(wěn)泡劑,經(jīng)過(guò)室內(nèi)大量的合成試驗(yàn)，研制了黏稠狀乳白色穩(wěn)泡劑HMC-1，屬于高相對(duì)分子質(zhì)量、復(fù)合網(wǎng)絡(luò)狀分子結(jié)構(gòu)的陰離子聚合物。相對(duì)分子質(zhì)量大的聚合物熱穩(wěn)定性能相對(duì)較好，而相比鏈狀分子結(jié)構(gòu)，網(wǎng)絡(luò)狀分子結(jié)構(gòu)聚合物的穩(wěn)泡性能更好。以水+0.2%Na2CO3+0.4%LF-2為基液，加入不同量的穩(wěn)泡劑，在3 000 r/min下高速攪拌10 min，觀(guān)察發(fā)泡情況及泡沫穩(wěn)定情況，結(jié)果見(jiàn)表3。

表1　常溫下不同發(fā)泡劑的膨脹率和半衰期試驗(yàn)結(jié)果

注：試驗(yàn)用鉆井液的配方為水+0.2%Na2CO3+發(fā)泡劑；①該數(shù)據(jù)及同一行其他數(shù)據(jù)為發(fā)泡劑加量。

表2不同發(fā)泡劑抗鹽、抗溫能力試驗(yàn)結(jié)果

Table 2The evaluation foaming agents with temperature and salt resistance

發(fā)泡劑基液膨脹率,%析液半衰期/min海水淡水(150℃老化16h)海水淡水(150℃老化16h)SJ-63203302718LF-2580585137155K123904152634VF-14104003529

注：試驗(yàn)用鉆井液的配方為海水(淡水)+0.2%Na2CO3+0.4%發(fā)泡劑。

從表3可以看出，加入穩(wěn)泡劑后基液的泡沫穩(wěn)定性都有不同程度的提高，但HMC-1的穩(wěn)泡效果更好，抗溫能力更強(qiáng)，使微泡沫鉆井液能滿(mǎn)足更大井深的使用要求，性能明顯優(yōu)于其他穩(wěn)泡劑。

1.3增黏劑的優(yōu)選與評(píng)價(jià)

無(wú)固相微泡沫鉆井液需要性能較好的增黏劑來(lái)提高體系的黏度和切力，以保證鉆屑的懸浮與攜帶。為此,進(jìn)行了增黏劑優(yōu)選試驗(yàn)。選取常用的4種增黏劑PAC-HV、HT-XC、HV-CMC和HEC，以常規(guī)加量0.3%加入到基漿中，測(cè)定基漿的主要性能參數(shù)，結(jié)果見(jiàn)表4。

表3　不同穩(wěn)泡劑性能對(duì)比試驗(yàn)結(jié)果

注：①該數(shù)據(jù)及同一行其他數(shù)據(jù)為穩(wěn)泡劑加量。

表4　不同增黏劑性能對(duì)比試驗(yàn)結(jié)果

注：基漿配方為水+0.2%Na2CO3+0.5%LF-2+1.0% HMC-1。

由表4可知，只有添加抗高溫生物黃原膠HT-XC的基漿老化前后的黏度、切力及動(dòng)塑比均符合性能要求。分析認(rèn)為，這是因?yàn)镠T-XC是在常規(guī)黃原膠聚合物中引入了剛性基團(tuán)，改善了其抗溫性能，因此選擇HT-XC作為鉆井液的增黏劑。

1.4降濾失劑的優(yōu)選與評(píng)價(jià)

以水+0.2%Na2CO3+0.5%LF-2+1.0% HMC-1+0.3% HT-XC作為基漿，分別將加量4.0%的降濾失劑KH-931、SMP-Ⅱ和SPNH，以及這3種降濾失劑分別以2.0%的加量?jī)蓛蓮?fù)配后，與基漿攪拌均勻，分別在室溫及150 ℃條件下老化16 h后測(cè)試其濾失量，結(jié)果見(jiàn)表5。

由表5可知，3種降濾失劑單一加入到無(wú)固相微泡沫鉆井液后效果都不理想，高溫老化后的濾失量都很快超過(guò)15.0 mL，而KH-931與SMP-Ⅱ復(fù)配后的降濾失效果明顯，能夠滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)使用要求。因此，優(yōu)選降濾失劑KH-931與SMP-Ⅱ復(fù)配后作為無(wú)固相微泡沫鉆井液的降濾失劑。

表5不同降濾失劑及復(fù)配后性能試驗(yàn)結(jié)果

Table 5Performance of different fluid loss additives before and after the combination

配方試驗(yàn)條件濾失量/mL濾餅厚度/mm基漿室溫35.00.5基漿+4.0%KH-931室溫11.00.5150℃/16p1.40.5基漿+4.0%SPNH室溫15.60.5150℃/16p6.80.5基漿+4.0%SMP-Ⅱ室溫12.00.5150℃/16h18.20.5基漿+2.0%KH-931+2.0%SPNH室溫9.20.5150℃/16h17.00.5基漿+2.0%KH-931+2.0%SMP-Ⅱ室溫4.00.5150℃/16h6.40.5基漿+2.0%SPNH+2.0%SMP-Ⅱ室溫7.60.5150℃/16h15.00.5

2無(wú)固相微泡沫鉆井液性能評(píng)價(jià)

在優(yōu)選出各種處理劑的基礎(chǔ)上，經(jīng)優(yōu)化完善，最終形成了抗溫能力達(dá)150 ℃的無(wú)固相微泡沫鉆井液，配方為水+0.15%Na2CO3+0.30%～0.50%LF-2+0.50%～1.00%HMC-1+0.15%～0.30%HT-XC+2.00%～4.00%KH-931+2.00%～4.00%SMP-Ⅱ。通過(guò)調(diào)整發(fā)泡劑LF-2和穩(wěn)泡劑HMC-1的加量，該鉆井液的密度可控制在0.85～0.95 kg/L。

2.1流變性能

室內(nèi)對(duì)無(wú)固相聚合物鉆井液和抗溫?zé)o固相微泡沫鉆井液的流變性能進(jìn)行了測(cè)試，結(jié)果見(jiàn)表6。從表6可看出，與常規(guī)無(wú)固相聚合物鉆井液相比，無(wú)固相微泡沫鉆井液密度低、黏度高、濾失量低。

表6　無(wú)固相微泡沫鉆井液常規(guī)性能

2.2抗溫性能

分別在室溫和150 ℃條件下對(duì)不同密度的無(wú)固相微泡沫鉆井液的流變性能進(jìn)行了測(cè)試，結(jié)果見(jiàn)表7。

從表7可以看出，無(wú)固相微泡沫鉆井液熱滾前后的流變性能變化不大，高溫老化后鉆井液仍具有良好的流變性和較低的濾失量。另外，重新攪拌后，泡沫穩(wěn)定時(shí)間長(zhǎng)于48 h，說(shuō)明該鉆井液有較好的抗溫穩(wěn)定性能。

表7　不同密度的無(wú)固相微泡沫鉆井液抗溫性能評(píng)價(jià)

2.3抗鹽及抗污染性能

在室內(nèi)評(píng)價(jià)了密度0.90 kg/L的無(wú)固相微泡沫鉆井液老化(老化條件150 ℃下滾動(dòng)16 h)的抗鹽性能和抗巖屑污染性能，結(jié)果見(jiàn)圖1和圖2。

由圖1可知，隨著NaCl加量的增加，無(wú)固相微泡鉆井液濾失量有所上升，黏度相應(yīng)下降，但整體流變性能變化幅度不大，說(shuō)明抗溫?zé)o固相微泡沫鉆井液具有良好的抗鹽性能。

由圖2可知，無(wú)固相微泡沫鉆井液中的茨110井沙4段泥質(zhì)砂巖巖屑侵入量達(dá)到20%時(shí)仍具有良好的流變性及較低的濾失量，說(shuō)明該鉆井液的抗巖屑污染能力強(qiáng)。

圖1　無(wú)固相微泡沫鉆井液抗鹽性能Fig.1　The salt tolerance of solid-free micro-foam drilling fluids

2.4抑制性能

巖屑的毛細(xì)管吸入時(shí)間越短，滾動(dòng)回收率越高，表明鉆井液抑制巖屑分散的能力越強(qiáng)。測(cè)試過(guò)100目篩的巖屑在3種常見(jiàn)的無(wú)固相鉆井液中的毛細(xì)管吸入時(shí)間和40目巖屑在150 ℃下滾動(dòng)16 h后的回收率，結(jié)果見(jiàn)表8。

圖2　無(wú)固相微泡沫鉆井液抗巖屑污染性能Fig.2　The cutting contamination resistance of solid-free micro-foam drilling fluids

Table 8The suppression of three kinds of solid-free drilling fluids

鉆井液類(lèi)型密度/(kg·L-1)毛細(xì)管吸入時(shí)間/s巖屑回收率,%無(wú)固相聚合物1.05159.667.3無(wú)固相水包油0.98147.481.4無(wú)固相微泡沫0.90125.288.7

從表8可以看出，與另外2種無(wú)固相鉆井液相比，無(wú)固相微泡沫鉆井液的毛細(xì)管吸入時(shí)間最短、滾動(dòng)回收率最高，表明其抑制性和控制泥頁(yè)巖水化分散的能力更好。分析認(rèn)為，這是因?yàn)椋簾o(wú)固相微泡沫鉆井液中自由水含量相對(duì)較低；另外，微泡沫鉆井液中的發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑是具有強(qiáng)吸附基團(tuán)的表面活性物質(zhì)，可以在地層巖石表面吸附成膜，且吸附基團(tuán)往往為親水基團(tuán)，朝向鉆井液的一端為憎水端，阻止了泥頁(yè)巖與鉆井液的進(jìn)一步接觸，從而抑制了泥頁(yè)巖的水化[8-10]。

2.5封堵性能

在靜濾失儀杯中預(yù)先放入200 g不同粒度的砂石，加入密度0.90 kg/L微泡沫鉆井液，測(cè)定微泡沫鉆井液在25 ℃、0.7 MPa壓力下的漏失量隨時(shí)間的變化情況。試驗(yàn)結(jié)果表明，微泡沫鉆井液在80/120目砂石構(gòu)成的漏層中完全沒(méi)有漏失，在40/80目砂石構(gòu)成的漏層中30 min漏失量?jī)H為1.8 mL，表明無(wú)固相微泡沫鉆井液具有較強(qiáng)的封堵能力。分析認(rèn)為，這是因?yàn)椋?)微泡沫在向漏層滲透的過(guò)程中，在孔隙喉道處被捕集，可以阻緩鉆井液液柱壓力向地層傳遞；2)賈敏效應(yīng)的疊加作用大大增加了泡沫鉆井液向漏層流動(dòng)的阻力，防止了鉆井液繼續(xù)漏失[11-14]。

2.6儲(chǔ)層保護(hù)性能

為了保證無(wú)固相鉆井液儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)損害試驗(yàn)的平行性，便于比較3種無(wú)固相鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)效果，選用孔隙度、滲透率差別較小的3塊巖心進(jìn)行滲透率恢復(fù)試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表9。

表9　無(wú)固相鉆井液儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

由表9可知，微泡沫鉆井液對(duì)巖心滲透率損害最小，滲透率恢復(fù)率為88.87%，說(shuō)明微泡沫鉆井液對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生的損害小，具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)特性。分析認(rèn)為：微泡沫鉆井液不但不含固相，而且密度較低，有效降低了鉆井液進(jìn)入儲(chǔ)層對(duì)其造成的損害[15-17]；另一方面，泡沫具有可變形特性及封堵作用，降低了鉆屑微粒及濾液進(jìn)入儲(chǔ)層的概率。

3現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

抗溫抗鹽可循環(huán)微泡沫鉆井液在茨采、沈采和冷家油田21口井的欠平衡鉆井中進(jìn)行了應(yīng)用，應(yīng)用結(jié)果表明，鉆速提高效果和儲(chǔ)層保護(hù)效果明顯。

茨120井是部署在渤海灣盆地遼河凹陷東部茨榆坨構(gòu)造帶中部茨110區(qū)塊的一口重點(diǎn)預(yù)探井，主要目的層為太古界的潛山儲(chǔ)層，巖性以花崗巖、片麻巖、混合巖類(lèi)為主。根據(jù)鄰井地層壓力預(yù)測(cè)結(jié)果，該井完鉆層位預(yù)測(cè)地層壓力系數(shù)為1.032。該井二開(kāi)鉆至井深2 785.00 m時(shí)已經(jīng)進(jìn)入潛山地層，取心顯示較好，提前585.00 m中完，為了及時(shí)準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)和保護(hù)油氣層，決定在目的層段采用抗溫抗鹽無(wú)固

相微泡沫鉆井液進(jìn)行欠平衡鉆井施工，鉆井液配方為清水+0.20%～0.40%LF-2+0.30%～0.50%HMC-1+0.15%～0.30%HT-XC+0.20%～0.40%KH-931+0.20%～0.40%SMP-Ⅱ+0.15%Na2CO3+2.00%～3.00%潤(rùn)滑劑，鉆進(jìn)井段為2 785.00～4 005.00 m，井底最高溫度達(dá)141.5 ℃。不同井深處鉆井液的主要性能見(jiàn)表10。

表10　茨120井無(wú)固相微泡沫鉆井液性能

茨120井欠平衡井段地層的巖性為片麻巖、花崗巖，平均機(jī)械鉆速達(dá)4.41 m/h，與采用無(wú)固相聚合物鉆井液鉆進(jìn)的鄰井茨110井和茨16井相比，相

同層段的機(jī)械鉆速提高70%以上，大大縮短了鉆井周期(見(jiàn)表11)。

抗溫抗鹽無(wú)固相微泡沫鉆井液在茨120井長(zhǎng)達(dá)

表11　茨120井與鄰井相同層段鉆速對(duì)比

1 220.00 m的欠平衡裸眼段鉆井施工過(guò)程中，始終保持良好的性能，濾失量較低，動(dòng)塑比較高，泡沫循環(huán)持續(xù)性好，鉆井泵上水正常，未出現(xiàn)由于浸泡時(shí)間較長(zhǎng)導(dǎo)致的井塌掉塊等井下故障，測(cè)井施工順利，井徑規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率為3.97%，小于鄰井6.87%的井徑擴(kuò)大率。該井欠平衡鉆進(jìn)與循環(huán)過(guò)程中油氣顯示活躍，全烴值最高達(dá)100%，并多次點(diǎn)火成功，火焰最高達(dá)6 m，及時(shí)發(fā)現(xiàn)和保護(hù)了油氣層，說(shuō)明抗溫?zé)o固相微泡沫鉆井液對(duì)油層損害小，有利于提高勘探開(kāi)發(fā)成功率及油氣采收率。

4結(jié)論

1) 室內(nèi)合成的發(fā)泡劑LF-2和穩(wěn)泡劑HMC-1具有良好的抗溫抗鹽性能，配制的微泡沫鉆井液密度在0.85～0.95 kg/L范圍內(nèi)可調(diào)，抗溫、抗污染能力強(qiáng)，抑制性、封堵能力好，并具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)特性，能夠滿(mǎn)足復(fù)雜地層的施工要求。

2) 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，抗溫抗鹽無(wú)固相微泡沫鉆井液在高溫下的性能穩(wěn)定、抑制性強(qiáng)，在提高鉆速的同時(shí)儲(chǔ)層保護(hù)效果好，完全滿(mǎn)足遼河油田低壓裂縫性潛山地層的勘探開(kāi)發(fā)需要。

3) 為了適應(yīng)頁(yè)巖油氣井及水敏地層等復(fù)雜井安全快速鉆井的需要，下一步應(yīng)開(kāi)展油基發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑等處理劑的優(yōu)選或研制工作。

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[編輯滕春鳴]

The Development and Application of Solid-Free Micro-Foam Drilling Fluid with Temperature Resistance and Salt Tolerance

WANG Xiaojun

(EngineeringResearchInstitute，CNPCGreatWallDrillingEngineeringCompanyLimited，Panjin，Liaoning，124010，China)

Abstract:In order to reduce reservoir damage during drilling and to improve temperature resistance, salt tolerance and foam stabilization of micro-foam drilling fluid, a new type of solid-free micro-foam system with temperature resistance and salt tolerance was prepared by synthesizing the foaming agents LF-2 and foam stabilizer HMC-1 and optimizing viscosity increasing agents and fluid loss additives. Laboratory performance evaluations showed that the cutting recovery rate was 88.7%, the recovery rate of core permeability was 88.87% and the circulation lost was only 1.8 mL in 40/80 mesh sand thief zones within 30 min. Later, the new system was used in underbalanced intervals drilling of Well Ci120. Results indicated that this new system was stable and adjustable, and drilling improvements were remarkable with average ROP 4.41 m/h and average hole enlargement rate 3.97%, respectively. In addition, the maximum total hydrocarbon of the intervals was up to 100% with success ignitions. In summary, the solid-free micro-foam drilling fluid system is strong in terms of temperature and salt resistance, and it demonstrates good performance in reservoir protection is worthy of further large scale application.

Key words:underbalanced drilling; foaming agent; foam stabilizer; foam drilling fluid; field application；Well Ci120

中圖分類(lèi)號(hào)：TE254+.3

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1001-0890(2016)02-0058-07

doi:10.11911/syztjs.201602010

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“深井超深井優(yōu)質(zhì)鉆井液與固井完井技術(shù)研究”(編號(hào)：2016ZX05020-004)、中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司科學(xué)研究與技術(shù)開(kāi)發(fā)項(xiàng)目“高溫高密度鉆井液與可排放海水基鉆井液成套技術(shù)研發(fā)”(編號(hào)：2014E-3802)與“油砂SAGD鉆完井技術(shù)集成研究”(編號(hào)：2013D-4509)聯(lián)合資助。

作者簡(jiǎn)介：王曉軍(1984—)，男，內(nèi)蒙古赤峰人，2008年畢業(yè)于濟(jì)南大學(xué)資源環(huán)境專(zhuān)業(yè)，2011年獲中國(guó)石油大學(xué)(華東)油氣井工程專(zhuān)業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事鉆井液和儲(chǔ)層損害診斷與保護(hù)等方面的研究。E-mail：wangxiaojun666666@126.com。

收稿日期：2015-06-05；改回日期：2016-01-11。